■ 石立斌 黄米娜
●TH10409CH3油井施工作业现场。石立斌 摄
“注水开发是油田成本最低、经济效益最好的提高采收率的方式。”这是当前各大油田对油藏开发的统一认识。面对超深超稠、非均质性的碳酸盐岩油藏这一世界级开发难题，中国石化西北油田采油三厂在保持高效开发的同时，自然递减率由大规模注水前的21.5%下降到目前14.03%，并一直保持着低水平递减。
采油三厂辖区以碳酸盐岩断控型缝洞油藏为主，在地震剖面上，地下6000米深的油藏洞穴反射影像形成“串珠”状，像羊肉串一般排列。针对这类油藏“产量高、衰竭快”的特点，该厂通过持续创新，探索应用排水采油、高产井预警管控、不动管柱堵水等多种开发技术，尤其是2018年创新应用“仿底水注水”和“仿压裂注水”等精细注水方法，为开发高含水难动用油藏找到了“金钥匙”。建厂10年来，通过持续深入开展注水、控水、治水工作，累计“水驱油”达到210万吨，为企业增效1.8亿余元。
借水行舟，注水替油实现快速上产
2005年是西北油田快速上产的建设发展阶段。3月，塔河油田第一口注水替油井TK741井在采油三厂实践成功，注水替油成为快速补充能量、快速增油上产的高效手段。在开发初期阶段，选井余地较大，技术人员重点对油藏地质条件好、油气富集的油井进行优选，实施快注快采。通过积极开展注水采油工作的实践和经验总结，快速形成了单井注水替油的选井选层原则。
“2005年经验选井开展了12井次，单井日均产油量达到45吨，同时通过注水增强了地层压力，为整体增储上产做出了很大贡献。”该厂开发研究所副所长唐博超介绍，“通过对第一批油井的实验成功，为碳酸盐岩油藏持续开发坚定了信心。”
自2005年规模实施单井注水替油以来，该厂已累计对132口油井实施注水替油，平均年均注水增油量达到14.96万吨，注水降低自然递减7-8个百分点。
开源节流，定量注水实现精细开发
随着注水规模的扩大和注水轮次的增加，地层能量不断降低，注水替油效果逐步变差或停产。针对注水存量井效果变差的矛盾，2010年5月，油藏开发人员创新提出了基于物质平衡原理的定量化注水技术。
为破解经验注水存在产量波动大、失效快难题，技术人员对首批油井进行定量化注水取得显著效果。采油管理一区总监宋正聪十分高兴：“定量化注水技术，实现了‘想产多少产多少，想产多久产多久’的精细化开发管理，有效保障了注水井持续平稳生产。”
TK829井自2005年5月实施快注快采，在经历7个周期累产油0.8万吨后出现高含水，注水替油失效。技术人员量化计算发现，可采储量应远远高于0.8万吨，失效原因是注水能量没有驱动远端储集体。通过研究决定进行了水力扩容改造，成功沟通了井周多个储集体，该井成为了日产油40吨的高产井，并保持长期稳定生产。
自2010年实施定量化注水以来，注水替油井效果变差趋势得到有效遏制，注水经济效益大幅提升，吨油耗水由前期的4-5方下降至2015年的2.5方，经济效益指标提高50%。
如泉赴壑，高压注水实现增油上产
2016年，随着油藏开发的不断深入，新井数量持续减少，新增注水井也大幅下降。针对油井注水受效期短、含水速度上升快以及受效期内含水持续上升等问题，油藏开发人员兵分两路，从注水替油的本质和失效原因追根溯源深入剖析，创新应用“仿底水注水”和“仿压裂注水”等精细注水方法，通过注水能量扩大波及面，将未能动用的井周、井间剩余油储量变成产量，进一步加强产能阵地建设，以低成本油藏开发实现提质增效的目的。
在经过17轮次定量化注水，TK829井累产油达到1.6万吨后注水再次失效。2017年4月，技术人员在地质再认识中分析发现，前期通过经验注水和定量化注水动用的是深部储量，而顶部剩余储量尚未动用，具备从井眼上部打开新的裂缝通道增油潜力。6月，通过对该井实施仿压裂高压注水，TK829井由低产低效转为日产20吨的中产自喷井，周期增油超过0.95万吨。截至目前，已实施高压水力扩容15口，累计增油3.2万吨，成功实现了注水井产能建设的有效接替。
源远流长，重构井网推进高质量发展
“单井注水替油就像一个士兵独自作战，单元注水驱油才是协同作战。除了井眼周围发育溶洞型储集体，还有许多的溶蚀孔洞、裂缝等有效储集体在油井之间。”2020年6月30日，在油藏开发分析会上，该厂开发研究所所长蒋林对开发工作进行了详细分析和总结，“要‘立足单元看单井,跳出单井论潜力’，上半年虽然通过水驱增油近4万吨，但当前仍存在水窜快、新增注水阵地不清晰等问题。”
为找准开发方向，技术人员对地下断裂带进行逐一研究，全面开展“一断裂一方案”差异化注水优化调整，对每口井进行重新排查、重新分析和再认识，利用证伪思维对原有结论进行反向论证，通过立足区域岩溶系统以及断裂差异性进行整体剖析，进一步掌握局部区域的缝洞发育和油气运移规律，为注水提质升级夯实了基础。
针对单元水驱拓展新阵地的难题，技术人员首先对前期水驱效果差的原因总结分析，同时深入开展地质再认识，精细刻画储集体模型，根据不同地质构造特征优选注水方式。TH10303、TH10302等单元属于碳酸盐岩油藏中典型的断溶体油藏，通过联合开发研究院共同设计实施“深部注水补能”水驱方案，对TH10443X井深6532米的断溶体精准实施单元注水驱油，在实现横向驱油的同时，成功避免了水窜发生，单元内TH10303、TH10427XCH等6口井地层能量得到补充，日均增油达到10吨。
截至8月5日，采油三厂通过“水路攻坚”，实现增油14.7万吨，产量占比为22.4%，较去年同期上升1%，注水产油量达到17.5万吨。
