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摘要：根据碳酸盐岩缝洞型油藏地质特征，依托油藏工程方法，利用油藏物质平衡原理，结合现场实验，分析了缝洞型碳酸盐岩油藏定量化注水技术。该技术实现了缝洞型油藏注水时机的准确把控，可有效保持油藏能量及泄油半径。对于单井缝洞单元注水替油井实现了周期注水定量化设计，对于多井缝洞单元水驱井组，通过采油井分水量计算，实现了注采井组多流线差异化定量水驱及均衡波及。该技术的使用对碳酸盐岩缝洞型油藏高效开发，有效提高油藏采收率具有重要的意义。
关键词：碳酸盐岩;缝洞型油藏;物质平衡方程;定量化注水;采收率
一、地质背景
塔河油田位于塔里木盆地塔北隆起區南坡阿克库勒凸起南部，是典型的奥陶系碳酸盐岩古岩溶缝洞型油藏（漆立新，2014）。受多期构造岩溶控制，储集空间以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主，基岩基本不具备储渗能力，储集体非均质性极强，空间分布复杂（李阳，2013;金强等，2013）。开发过程中普遍出现含水快速上升，产量递减快，常规开发手段开发效果不理想，采收率较低。
二、定量化注水理论依据
2.1单井注水替油
生产实践表明，储集体发育程度越好，规模越大，其注水替油效果越好，尤其以溶洞型储集体效果最好。
2.2单元注水
开发实践表明，塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏有相当一部分注采单元为一注多采或多注一采模式，要保证注水过程均衡波及，需要精准确定每口受效井的分水量。同理，可根据油藏物质平衡原理，计算单元中受效井的分水量。
定量化注水技术可以实现单元注水量的定量化配注与调整，通过调整生产压差、注水参数等方式，来调整井间压差，从而分配引导分水量，使得同一注采井组中，不同受效井均达到注采平衡，均衡波及。
三、定量化注水生产实践
3.1注水替油井的定量化注水实践
以A井为例，该井钻完井过程中发生少量漏失（205.5m3），钻遇溶洞型储集体。投产即带水，累计产液2442t，产油2164t后停喷转抽，生产过程中与邻井无明确动态响应，为典型的定容性单井缝洞单元。计算出A井转抽生产期间的单位压降采出量（表 1），符合实际开发需求。
通过使用定量化注水技术，对A井实施三轮注水替油开发，三轮注水能量均保持较好。单位压降产液量EEI未出现大幅下降，有效保持了油藏泄油半径，三轮次注水替油累计实现增油5086t。
3.2单元注水井组的定量化注水实践
B注采井组中B井为单元注水井，受效井为C、D、E井，生产期间井间动态响应明确，为典型的大规模多井缝洞单元油藏。为使井组中各受效井均能达到均衡波及，通过式计算各井分水量，同时计算各井连通程度，合理调整B井注水量及受效井工作制度。以第1周期为例（表 2），B井注水5441m3，计算出C井单位压降采出量EEI=1411m3/MPa，注水过程中采出量为QC=1424m3，注水初期与末期压力上升值P=0.7MPa。C井注水分水量为We=2412m3。D井单位压降采出量EEI=677m3，注水期间产出量为Q=1158m3，始末状态压力上升值为P=0.5MPaD井注水分水量为We=1497m3。E井单位压降采出量为EEI=416m3，注水期间产出量为Q=531m3，始末状态压力上升值为P=2.1MPa，计算出E井注水分水量为We=1405m3。计算三个受效井分水量合计为5314m3，实际注水5441m3，误差率2.3%，符合实际开发需求。
根据物质平衡理论，在一个注采井组中注水分流量最合理科学的分配方应该与各采油井井控储量相匹配，即各采油井分水量应该与其单位压降产液量呈正比。基于此理论，对于B井组，可根据单位压降采油量计算合理分水量，由上文可知EEIC=1411m3/MPa，EEID=1008m3/MPa，EEIE=594m3/MPa（表 2），因此理想分水量比例WC：WD：WE=0.47：0.34：0.19。由前期注水情况可知，第一、二周期注水实际分水量并未达到理想状态（表 3），计算可得注水井与各采油井井间导流能力为FC=15.8m3/d/MPa，FD=11.5m3/d/MPa，FE=5.2m3/d/MPa，各采油井导流能力比例为FC：FD：FE=0.49：0.35：0.16。
对照前期各井注水分水率与理想比例的差距，结合井间导流能力，对各采油井进行调整（表 3）。分析认为：E井实际分水量偏大，而D井实际分水量偏小，因此，在第三周期注水过程中主动下调了E井工作制度，减小其与注水井B的井间压差，从而减小注入水向E井的分水量;相反，D井上调工作制度，增大其与注水井B的井间压差，从而增大注入水向D井的分水量，保证了水驱的均衡波及。通过工作制度的调整，使各采油井分水率均接近理想比例，使得井组内水线达到均衡波及，最大程度动用井间储量，有效提高了井组采收率，实施注水三周期，累计增油23536t，增油效果显著。
四、结论与认识
（一）依托物质平衡原理，对于定容性单井缝洞单元实施单井注水替油，通过单位压降采油量和单位压恢耗水量两项参数定量化设计周期注水量，有效补充了油藏能量，减少了无效注水量，实现了油藏的稳定动用。
（二）依托物质平衡原理，对于大规模多井缝洞单元中的注采井组，通过各受效井单位压降采油量比值定量化设计合理分水量;结合注采井组井间导流能力，通过调整井间压差，使各采油井分水率接近理想比例，从而避免井组注水水窜，延长单元注水有效期，提升水驱开发效果。
（三）生产实践表明，碳酸盐岩缝洞型油藏定量化单井注水及单元注水技术能够有效提升注水开发效果，是油田提高采收率的一种有效手段，在碳酸盐岩缝洞型油藏开发中具有很大的推广意义。
关键词：碳酸盐岩;缝洞型油藏;物质平衡方程;定量化注水;采收率
一、地质背景
塔河油田位于塔里木盆地塔北隆起區南坡阿克库勒凸起南部，是典型的奥陶系碳酸盐岩古岩溶缝洞型油藏（漆立新，2014）。受多期构造岩溶控制，储集空间以大型溶洞、溶蚀孔洞及裂缝为主，基岩基本不具备储渗能力，储集体非均质性极强，空间分布复杂（李阳，2013;金强等，2013）。开发过程中普遍出现含水快速上升，产量递减快，常规开发手段开发效果不理想，采收率较低。
二、定量化注水理论依据
2.1单井注水替油
生产实践表明，储集体发育程度越好，规模越大，其注水替油效果越好，尤其以溶洞型储集体效果最好。
2.2单元注水
开发实践表明，塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏有相当一部分注采单元为一注多采或多注一采模式，要保证注水过程均衡波及，需要精准确定每口受效井的分水量。同理，可根据油藏物质平衡原理，计算单元中受效井的分水量。
定量化注水技术可以实现单元注水量的定量化配注与调整，通过调整生产压差、注水参数等方式，来调整井间压差，从而分配引导分水量，使得同一注采井组中，不同受效井均达到注采平衡，均衡波及。
三、定量化注水生产实践
3.1注水替油井的定量化注水实践
以A井为例，该井钻完井过程中发生少量漏失（205.5m3），钻遇溶洞型储集体。投产即带水，累计产液2442t，产油2164t后停喷转抽，生产过程中与邻井无明确动态响应，为典型的定容性单井缝洞单元。计算出A井转抽生产期间的单位压降采出量（表 1），符合实际开发需求。
通过使用定量化注水技术，对A井实施三轮注水替油开发，三轮注水能量均保持较好。单位压降产液量EEI未出现大幅下降，有效保持了油藏泄油半径，三轮次注水替油累计实现增油5086t。
3.2单元注水井组的定量化注水实践
B注采井组中B井为单元注水井，受效井为C、D、E井，生产期间井间动态响应明确，为典型的大规模多井缝洞单元油藏。为使井组中各受效井均能达到均衡波及，通过式计算各井分水量，同时计算各井连通程度，合理调整B井注水量及受效井工作制度。以第1周期为例（表 2），B井注水5441m3，计算出C井单位压降采出量EEI=1411m3/MPa，注水过程中采出量为QC=1424m3，注水初期与末期压力上升值P=0.7MPa。C井注水分水量为We=2412m3。D井单位压降采出量EEI=677m3，注水期间产出量为Q=1158m3，始末状态压力上升值为P=0.5MPaD井注水分水量为We=1497m3。E井单位压降采出量为EEI=416m3，注水期间产出量为Q=531m3，始末状态压力上升值为P=2.1MPa，计算出E井注水分水量为We=1405m3。计算三个受效井分水量合计为5314m3，实际注水5441m3，误差率2.3%，符合实际开发需求。
根据物质平衡理论，在一个注采井组中注水分流量最合理科学的分配方应该与各采油井井控储量相匹配，即各采油井分水量应该与其单位压降产液量呈正比。基于此理论，对于B井组，可根据单位压降采油量计算合理分水量，由上文可知EEIC=1411m3/MPa，EEID=1008m3/MPa，EEIE=594m3/MPa（表 2），因此理想分水量比例WC：WD：WE=0.47：0.34：0.19。由前期注水情况可知，第一、二周期注水实际分水量并未达到理想状态（表 3），计算可得注水井与各采油井井间导流能力为FC=15.8m3/d/MPa，FD=11.5m3/d/MPa，FE=5.2m3/d/MPa，各采油井导流能力比例为FC：FD：FE=0.49：0.35：0.16。
对照前期各井注水分水率与理想比例的差距，结合井间导流能力，对各采油井进行调整（表 3）。分析认为：E井实际分水量偏大，而D井实际分水量偏小，因此，在第三周期注水过程中主动下调了E井工作制度，减小其与注水井B的井间压差，从而减小注入水向E井的分水量;相反，D井上调工作制度，增大其与注水井B的井间压差，从而增大注入水向D井的分水量，保证了水驱的均衡波及。通过工作制度的调整，使各采油井分水率均接近理想比例，使得井组内水线达到均衡波及，最大程度动用井间储量，有效提高了井组采收率，实施注水三周期，累计增油23536t，增油效果显著。
四、结论与认识
（一）依托物质平衡原理，对于定容性单井缝洞单元实施单井注水替油，通过单位压降采油量和单位压恢耗水量两项参数定量化设计周期注水量，有效补充了油藏能量，减少了无效注水量，实现了油藏的稳定动用。
（二）依托物质平衡原理，对于大规模多井缝洞单元中的注采井组，通过各受效井单位压降采油量比值定量化设计合理分水量;结合注采井组井间导流能力，通过调整井间压差，使各采油井分水率接近理想比例，从而避免井组注水水窜，延长单元注水有效期，提升水驱开发效果。
（三）生产实践表明，碳酸盐岩缝洞型油藏定量化单井注水及单元注水技术能够有效提升注水开发效果，是油田提高采收率的一种有效手段，在碳酸盐岩缝洞型油藏开发中具有很大的推广意义。