1、=79.62Qln2.25（T+t/（Ctr2 ln2.25Kt/（Ctr2/（Kb式中：产量减小系数，其表达式为：= Q Q / Q对于缩嘴压锥，1，相对较短时间消除水锥。以TK429CX井为注水压锥实例，进行分析。TK429CX井2004年2月9日投产即见水，高含水关井。注水前累积产液7100m3，累产油4280t，供液能力充足。分析认为该井区剩余油富集。2005年7月28日开始连续注水10.99104m3，关井后，油压迅速上升，2006年1月15日开井自喷生产，日液98.0m3，日油92.6t，含水0%，截至目前累积增油6.86104t。2）注水驱油机理注水驱替根据注水井段的位置主要有两
2、种方式：第一、横向驱替，注水井的位置与采油井的位置相当，注入水沿渗流通道，提高水体波及体积，驱动剩余油流向采油井，但易水窜。第二、纵向驱替，注水井段位于低部位，注入水形成次生底水或进入底水，补充能量，抬升油水界面，起到纵向驱油作用。1）横向驱替TTK438CH和TK446CH井储层都发育在5420-5440m左右，2006年5月23日至2006年5月30日进行干扰试井，结果显示TK438CH和TK446CH井连通，导压能力很强。TK438CH井位于TK446CH井西南方向，两井距离1379.25m。2006年12月1日TK446CH井开始注水，注水无压力，日注50m3/d，2006年12月10
3、日TK438CH井即见到明显效果，压力上升，含水下降，计算水线推进138m/d。2）纵向驱替S48井位于S48单元中的东部，该井周围有5口邻井。主要产层段见表表1）。低部位TK430CX、TK426、TK411、TK425CH经注水表2），注水后地层能量由57.2Mpa上升到57.4Mpa，含水由51下降到40.1 ，日产油水平由61t/d升到73t/d 纵向驱油效果明显。表1 S48井区主要产层段统计表序号井号奥陶系顶面主要产层段1S4853635363-53702TK46753405366.6-5367.53T40153675377-53814TK425CH54365436-54405TK
4、4115432.55437-54886TK42654965517-5580表2 S48井注水见效统计表注水井注水日期见效日期平均注水量m3/d）水驱速度m/d）TK430CX2005-7-232005-10-1367617.12006-1-202006-1-24572215.62006-2-232006-3-860170.52006-9-232006-10-120098.62.缝洞单元注水开发技术研究在前期实践和注水机理研究的基础上，初步建立了3种缝洞型油藏多井单元的注水开发模式：一是底注高采的注水开发方式；二是初期试注，实时监测连通，实时优化注水开发程序；三是单元整体温和注水、井区差异化。1
5、）低注高采的注水开发方式单元注水前期，确定了如下注水井的选井原则：为了达到补充能量，防止水窜，纵向稳定驱替的目的，注入井储层发育位于缝洞单元储集体的底部位，主吸水层段应低于同一缝洞单元邻井的产层深度。注水井尽量利用高含水低效井含水达到95以上）转注，经过关井压锥和措施论证后，本井无潜力可挖。为了保证注水实施效果，转注井钻遇溶洞型储层开井生产之前该井高含水无产能关井），获自喷生产，日产油108t/d,含水24。TK448CX井2005年10月14日开始注水，TK449H井很短时间内即出现明显的干扰，含水上升，TK448CX立即停注。二是前期生产中，井间干扰明显的井组，为避免水淹，从注水初期即采用
6、小排量，以一线井产液为参照标准，日注水量控制在日产液的0.51之间。图1 TK424CH-TK440-TK449H油藏模式图TK438CHTK446CH井组图2）于2006年5月23日至2006年5月30日进行干扰试井，结果显示TK438CH和TK446CH井连通。2006年12月1日TK446CH井开始注水，日注50m3/d，2006年12月10日TK438CH井即见到明显效果，压力上升，含水下降，一直平稳生产至今。图2TK446CHTK438CH井注采曲线3）单元整体温和注水、井区实施差异化注水的注水开发政策通过生产实践，多井单元注水整体采用温和注水，当生产井见效后，注水量以注水井一线井产
7、液量为参照标准，日注水量控制在一线井日产液量的0.81之间，一般不得大于一线井产液量，避免注入水突进；如出现水淹情况，则立即停注。针对同一单元不同井区的差异性，进行细分，实施差异化注水，采用不同的注采参数。3.缝洞单元注水效果开发指标评价2005年5月开始在S48单元进行多井缝洞单元注水探索，在取得一定效果的基础上，20062007年先后在塔河4区的6个多井缝洞单元开展注水开发实验，目前初步建立多井缝洞单元注水开发模式。采收率提高最明显的是S48、S64单元表3）。1）S48单元根据S48缝洞单元压力资料统计分析，地层压力由注水前的57.2Mpa恢复至目前57.4Mpa,压力回升0.2MPa。
8、阶段累计注水121.8104m3，累计采液91.4104m3，弥补亏空30.4104m3，注采比1.3。递减由注水前的35下降到目前4。根据甲型水驱曲线拟合，S48缝洞单元注水后提高水驱可采储量300万吨，提高采收率9.8%。2）S65单元 S65缝洞单元根据甲型水驱曲线拟合，注水后提高水驱可采储量19万吨，提高采收率3.4%。表3 单元注水前和注水后可采储量变化表单元名称地质储量104t）累计注水量104m3）水驱可采储量增加可采储量 碳酸盐缝洞型油藏注水开发是一种提高采收率的有效手段；b 多井缝洞型油藏适合低部位注水高部位采油的注水开发方式；c） 地层压力保持在90以上，单元综合含水45%
9、以上，注水开发效果明显。参考文献1.师永民，霍进等.2004.陆相油田开发中后期油藏精细描述.北京：石油工业出版社，2082272.窦之林.储层流动单元研究.北京：石油工业出版社.29973.刘莉，吕艳萍.2006.塔河油田奥陶系油藏流体特征及分布规律研究.塔河油气田开发研究文集.北京：石油工业出版社.6877Abstract:TheOrdovician reservoir is control by structure fault and the multi-stage karst in the Forth Zone in Tahe, carbonate karst-fractured re
10、servoir is formed by multi-sets fissure-cave system congruented in three-dimensional space. reservoir space is mainly by karst cave。 oil-water relationship is control by different fissure-cave system and manifestations very complex, occlusion water is exist local space as well as large bottom water
11、actived in bottom, the oil reservoir has low producing degree, low produced degree, low recovery factor.this article simplyanalysis onefficientwaterfloodingtechnology and its effect in the Forth Zone in Tahe,it has very important Guiding Significance to improve recovery factor for this kind of oil reservoir.Key word: the tarim river oil field。 Ordovician。 waterflooding。 mechanism。 effect analysis
