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【摘 要】 塔河三区奥陶系储量基础较大，采出程度较低，前期经过大规模的层系调整挖潜，造成井网对储量控制程度低，同时井网不完善，油井含水上升快，产量递减大等特点，通过对储集模型的认识，前期开发中压锥、堵水、注水等措施的分析，制定出以恢复开发、注采井网为主的综合治理方案，通过方案的实施，油藏开发效果得到明显的好转。
【关键词】 塔河三区；综合治理；压锥堵水
1 前言
塔河油田三区位于阿克库勒大型潜山的西南部斜坡，顶面产状平缓，但受海西晚期褶皱与海西早期古岩溶地貌残丘双重作用影响，奥陶系风化壳顶面呈岩溶残丘，形成一系列局部高点。
塔河油田三区奥陶系储层为碳酸盐岩岩溶缝洞型储层，储集空间分为洞、缝、孔三大类。其中溶洞主要发育在岩溶残丘高部位，而岩溶斜坡及洼地溶洞不发育，纵向上主要发育在奥陶系顶部风化壳以下0-60m范围内；裂缝是本区奥陶系储层中最发育的，也是主要的储集空间之一，裂缝主要以垂直或高角度斜交层面为主，有时可呈不规则的网状分布。
塔河油田三区奥陶系油藏含油面积23.5km2，探明地质储量831×104t，可采储量113.2×104t，标定采收率15.4%；溶解气地质储量34.34×108m3，可采储量8.61×108m3。
塔河三区奥陶系油藏从1996年至今，经过17年的开发，先后经历了试采、上产、递减和低产稳产阶段。目前区块完钻井数46口（6口侧钻），建产36口。三区奥陶系油井总井数16口，开井数14口，日产液493吨，日产油38吨，综合含水92%。
2 油藏开发中存在的问题
2.1井网不完善，储量控制程度低
目前奥陶系生产井19口（16口油井+3口注水井），区块北西部只有TK325井控制井网，中部S46单元井距较大，东部TK307井北部无井网控制，目前储量控制程度低。
2.2高角度裂缝普遍发育导致底水快速上窜
三区奥陶系储集体高角度裂缝较为发育（裂缝密度2-8条/米，倾角58-77°），而绝大多数油井通过酸压完井投产，这使原本就发育的裂缝沟通底水的可能性大大增加。据统计，18口正常生产井，在出水后3个月内产量递减大于50%的油井11口，占61%，平均递减67%。
2.3构造高部位累产高导致油井高含水
塔河三区奥陶系目前井点水淹已达层段顶部，油井整体高含水。S47单元构造位置最高，累产最高，但目前已水淹严重。
2.4油井多次堵水，生产井段较短（<40m）且井筒条件复杂，无措施作业空间
塔河三区奥陶系油井多进行高含水后上返堵水，目前生产井段较短，多小于40m，且井筒条件复杂，段内堵水难度大，无措施作业空间。
3 综合治理技术研究
3.1储集模式建立
根据统计分析油井出水后三区奥陶系油井的含水上升变化特征，主要分为厂字型、对数型和台阶型三种类型。
在对油井的含水变化类型和规律进行分析的基础上，结合油井钻井、录井、地震、测井和振幅变化率等静态资料，将三区奥陶系的油井储集模式划分为裂缝型、溶洞-裂缝型和裂缝-溶洞型三种。
据统计结果，三区奥陶系油井储集体模型主要集中在裂缝型和溶洞-裂缝型，裂缝-溶洞型相对较少。
裂缝型主要集中在北部TK308加—TK330井区以及东部的S70单元；溶洞—裂缝型：主要集中在北部的TK303单元，S23CH单元南部以及部分单井单元；裂缝—溶洞型：主要集中在S46单元北部S47-TK305井区。
3.2压锥效果分析
对历年油井压锥效果的对比分析，三区油井总体上适合压锥，从有效率对比，裂缝-溶洞型油井有效率最高，溶洞-裂缝型次之，裂缝型差。从单井日增油量对比，溶洞-裂缝型最高，裂缝-溶洞型次之，裂缝型最低。塔河三区奥陶系生产过奥陶系的油井共30口井，其中进行过压锥的井有23口，累计112井次。裂缝型油井，因裂缝发育，底水能量充足，突破后难以消锥，压锥效果差。
溶洞—裂缝型和裂缝—溶洞型因储集空间尺度较大，横向和纵向渗透率级差相对较小，水锥形成后在重力分异作用下能够回落，总体上效果较好。
2005-2009年间大部分油井层系调整，封堵奥陶系，生产石炭系，这期间相当于对奥陶系实施关井压锥且压锥时间长，具有较大的潜力。
3.3注水效果分析
注水补充能量和压锥的作用，使剩余油主要分布在相对高的部位，低部位注水高部位油井受效。前期生产动态反应S46单元S47井组受效明显，低部位的TK311、TK304CH、TK330注水，高部位的S47井受效。低部位注水井，周围相对高部位油井可能具有较大潜力。
3.4堵水效果分析
塔河3区奥陶系历年实施堵水措施总计16井次，有效9井次，有效率56.3%；其中上返堵水有效率77.8%，段内堵水有效率28.6%，措施增油2.5×104t，平均单井增油2833t，平均有效堵前生产井段长的井堵水有效率高；平均周期230天。
上返堵水9井次，主要集中在溶洞发育区，其中7井次有效，有效率77.8%；
段内深部堵水7井次，主要集中在溶洞发育区，构造位置较高，其中2井次有效，有效率28.6%。
段内深部堵水特征：（1）堵水效果整体较差，措施有效率低，增油量低，且有效井堵水前均有产量；（2）主要堵剂为CAO水泥，进入地层有效堵剂均有一定量；（3）段内深部堵水后，油井初期生产情况均未出现含水较大幅度下降，2个受效井主要为后期含水下降。
堵水效果差原因：①有效堵剂量较小（S46、TK307）；②缝洞发育，堵剂在地层漏失，未能有效驻留在缝洞中形成封堵（T301、TK323）；③堵剂形成平面延伸有限，再次堵水无效（TK311）。
4 油藏综合治理具体做法
4.1提高井网控制和储量动用潜力
针对奥陶系有潜力而石炭系无潜力井，下返完善奥陶系井网。共下返2口井，有效2口，累计增油1120吨。提液2口，累计增油400吨。
4.2段内堵水、堵水酸压，提高储量动用程度
对高含水的T301进行深部堵水作业，油井含水由作业前的95%下降到作业后的80%，下降了15个百分点，日增油量达2.0吨，累计增油500吨，堵水增油效果好。
4.3持续开展注水压锥
三区奥陶系前期注水压锥效果见到一定效果，2013年继续注水压锥有效井优化注水参数，继续实施注水压锥，同时优化调整注水压锥有效井液量，延长注水压锥有效期。全年共计压锥5轮次，累计增油4816吨。
5 油藏综合治理效果
2013年塔河三区奥陶系经综合治理的实施，取得十分明显的措施效果，年增油6857吨。总井数增加3口，日油水平增加15t/d，综合含水下降5.4个百分点。综合递减降低60%，含水上升率下降2.5%。
6 结论
（1）塔河三区奥陶系油井储集模式为裂缝型、溶洞-裂缝型和裂缝-溶洞型三种；
（2）溶洞—裂缝型和裂缝—溶洞型油井压锥效果好；
（3）塔河三区奥陶系构造高部位油井顶部仍有剩余油富集。
参考文献：
[1]叶德胜.塔里木盆地北部寒武—奥陶碳酸盐岩储层特征[A].塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集[C].北京：地质出版社，2000.36-48.
[2]黄孝特.碳酸盐岩裂缝-溶洞型油气藏开发技术探讨[J]，石油实验地质，Vol.24，No.5，Oct.，2002：446
作者简介：周伟（1981-），男，2006年毕业于郑州大学，目前在中原油田分公司采油一厂从事油气开发工作。
【关键词】 塔河三区；综合治理；压锥堵水
1 前言
塔河油田三区位于阿克库勒大型潜山的西南部斜坡，顶面产状平缓，但受海西晚期褶皱与海西早期古岩溶地貌残丘双重作用影响，奥陶系风化壳顶面呈岩溶残丘，形成一系列局部高点。
塔河油田三区奥陶系储层为碳酸盐岩岩溶缝洞型储层，储集空间分为洞、缝、孔三大类。其中溶洞主要发育在岩溶残丘高部位，而岩溶斜坡及洼地溶洞不发育，纵向上主要发育在奥陶系顶部风化壳以下0-60m范围内；裂缝是本区奥陶系储层中最发育的，也是主要的储集空间之一，裂缝主要以垂直或高角度斜交层面为主，有时可呈不规则的网状分布。
塔河油田三区奥陶系油藏含油面积23.5km2，探明地质储量831×104t，可采储量113.2×104t，标定采收率15.4%；溶解气地质储量34.34×108m3，可采储量8.61×108m3。
塔河三区奥陶系油藏从1996年至今，经过17年的开发，先后经历了试采、上产、递减和低产稳产阶段。目前区块完钻井数46口（6口侧钻），建产36口。三区奥陶系油井总井数16口，开井数14口，日产液493吨，日产油38吨，综合含水92%。
2 油藏开发中存在的问题
2.1井网不完善，储量控制程度低
目前奥陶系生产井19口（16口油井+3口注水井），区块北西部只有TK325井控制井网，中部S46单元井距较大，东部TK307井北部无井网控制，目前储量控制程度低。
2.2高角度裂缝普遍发育导致底水快速上窜
三区奥陶系储集体高角度裂缝较为发育（裂缝密度2-8条/米，倾角58-77°），而绝大多数油井通过酸压完井投产，这使原本就发育的裂缝沟通底水的可能性大大增加。据统计，18口正常生产井，在出水后3个月内产量递减大于50%的油井11口，占61%，平均递减67%。
2.3构造高部位累产高导致油井高含水
塔河三区奥陶系目前井点水淹已达层段顶部，油井整体高含水。S47单元构造位置最高，累产最高，但目前已水淹严重。
2.4油井多次堵水，生产井段较短（<40m）且井筒条件复杂，无措施作业空间
塔河三区奥陶系油井多进行高含水后上返堵水，目前生产井段较短，多小于40m，且井筒条件复杂，段内堵水难度大，无措施作业空间。
3 综合治理技术研究
3.1储集模式建立
根据统计分析油井出水后三区奥陶系油井的含水上升变化特征，主要分为厂字型、对数型和台阶型三种类型。
在对油井的含水变化类型和规律进行分析的基础上，结合油井钻井、录井、地震、测井和振幅变化率等静态资料，将三区奥陶系的油井储集模式划分为裂缝型、溶洞-裂缝型和裂缝-溶洞型三种。
据统计结果，三区奥陶系油井储集体模型主要集中在裂缝型和溶洞-裂缝型，裂缝-溶洞型相对较少。
裂缝型主要集中在北部TK308加—TK330井区以及东部的S70单元；溶洞—裂缝型：主要集中在北部的TK303单元，S23CH单元南部以及部分单井单元；裂缝—溶洞型：主要集中在S46单元北部S47-TK305井区。
3.2压锥效果分析
对历年油井压锥效果的对比分析，三区油井总体上适合压锥，从有效率对比，裂缝-溶洞型油井有效率最高，溶洞-裂缝型次之，裂缝型差。从单井日增油量对比，溶洞-裂缝型最高，裂缝-溶洞型次之，裂缝型最低。塔河三区奥陶系生产过奥陶系的油井共30口井，其中进行过压锥的井有23口，累计112井次。裂缝型油井，因裂缝发育，底水能量充足，突破后难以消锥，压锥效果差。
溶洞—裂缝型和裂缝—溶洞型因储集空间尺度较大，横向和纵向渗透率级差相对较小，水锥形成后在重力分异作用下能够回落，总体上效果较好。
2005-2009年间大部分油井层系调整，封堵奥陶系，生产石炭系，这期间相当于对奥陶系实施关井压锥且压锥时间长，具有较大的潜力。
3.3注水效果分析
注水补充能量和压锥的作用，使剩余油主要分布在相对高的部位，低部位注水高部位油井受效。前期生产动态反应S46单元S47井组受效明显，低部位的TK311、TK304CH、TK330注水，高部位的S47井受效。低部位注水井，周围相对高部位油井可能具有较大潜力。
3.4堵水效果分析
塔河3区奥陶系历年实施堵水措施总计16井次，有效9井次，有效率56.3%；其中上返堵水有效率77.8%，段内堵水有效率28.6%，措施增油2.5×104t，平均单井增油2833t，平均有效堵前生产井段长的井堵水有效率高；平均周期230天。
上返堵水9井次，主要集中在溶洞发育区，其中7井次有效，有效率77.8%；
段内深部堵水7井次，主要集中在溶洞发育区，构造位置较高，其中2井次有效，有效率28.6%。
段内深部堵水特征：（1）堵水效果整体较差，措施有效率低，增油量低，且有效井堵水前均有产量；（2）主要堵剂为CAO水泥，进入地层有效堵剂均有一定量；（3）段内深部堵水后，油井初期生产情况均未出现含水较大幅度下降，2个受效井主要为后期含水下降。
堵水效果差原因：①有效堵剂量较小（S46、TK307）；②缝洞发育，堵剂在地层漏失，未能有效驻留在缝洞中形成封堵（T301、TK323）；③堵剂形成平面延伸有限，再次堵水无效（TK311）。
4 油藏综合治理具体做法
4.1提高井网控制和储量动用潜力
针对奥陶系有潜力而石炭系无潜力井，下返完善奥陶系井网。共下返2口井，有效2口，累计增油1120吨。提液2口，累计增油400吨。
4.2段内堵水、堵水酸压，提高储量动用程度
对高含水的T301进行深部堵水作业，油井含水由作业前的95%下降到作业后的80%，下降了15个百分点，日增油量达2.0吨，累计增油500吨，堵水增油效果好。
4.3持续开展注水压锥
三区奥陶系前期注水压锥效果见到一定效果，2013年继续注水压锥有效井优化注水参数，继续实施注水压锥，同时优化调整注水压锥有效井液量，延长注水压锥有效期。全年共计压锥5轮次，累计增油4816吨。
5 油藏综合治理效果
2013年塔河三区奥陶系经综合治理的实施，取得十分明显的措施效果，年增油6857吨。总井数增加3口，日油水平增加15t/d，综合含水下降5.4个百分点。综合递减降低60%，含水上升率下降2.5%。
6 结论
（1）塔河三区奥陶系油井储集模式为裂缝型、溶洞-裂缝型和裂缝-溶洞型三种；
（2）溶洞—裂缝型和裂缝—溶洞型油井压锥效果好；
（3）塔河三区奥陶系构造高部位油井顶部仍有剩余油富集。
参考文献：
[1]叶德胜.塔里木盆地北部寒武—奥陶碳酸盐岩储层特征[A].塔里木盆地北部油气田勘探与开发论文集[C].北京：地质出版社，2000.36-48.
[2]黄孝特.碳酸盐岩裂缝-溶洞型油气藏开发技术探讨[J]，石油实验地质，Vol.24，No.5，Oct.，2002：446
作者简介：周伟（1981-），男，2006年毕业于郑州大学，目前在中原油田分公司采油一厂从事油气开发工作。