东莞市明年底将回收利用95%油气

　　[中国石化新闻网 2010年8月30日] 2005年3月，塔河采油二厂TK741井尝试单井注水替油试验喜获成功。塔河油田开始对放空、漏失的溶洞型油井尝试注水，结果形成一批高效注水井。随后开展注水替油机理的研究，在整个油田快速推广，同步开始对裂缝型油井尝试注水，成立《塔河缝洞型油藏注水替油技术研究与应用》项目，形成注水替油技术政策。目前单井注水替油已成为油田提高采收率重要的技术手段之一。
　　注水替油机理及开发历程
　　注水替油简单原理就是向油层注入适量的水，置换出井内原油。在选井、选层理论基础上，确定实施目标，利用重力分异置换、驱替、渗吸作用，通过地面强化注水补充地层能量，结合地面、井下配套开采设备和技术，实现原油高效开采。该措施主要针对地层能量递减的老井、低产井。
　　2005年3月，技术人员发现长停井TK741井修井漏失压井液后返出大量原油的现象，随后在该井尝试注水替油试验，第一周期尝试注水1031立方米，开井后日产油达到111吨，周期产油495吨，增油效果明显，随后又在T707、T751、TK828、TK839等一批停躺井尝试，均取得理想效果，其中TK839井注水后日产油最高达400吨。
　　早期的注水替油试验阶段针对放空、漏失井，因增油效果好，主要采取快注快采的方式，周期注水量和日注水量偏高。经多轮次注水，第一批高效注水替油井相继失效，开始由试验阶段的放空、漏失溶洞型油井逐渐向酸压裂缝型油井转变。而裂缝型油井注水增油效果较溶洞型油井差，通过控制注水规模、优化周期注水量、开井工作制度及关井置换时间等方式，提高裂缝型油井注水替油增油效果，注水替油进入一个相对平稳阶段。
　　随着塔河十区、十二区投产开发，面临新区油质超稠、地层能量不足，油井压力、产液量快速下降，注水替油作为补充地层能量最经济有效的方式，在两个区块稳步实施注水替油开发，期间注水井数由42口增加至82口，日均注水量由630立方米上升至1205立方米，日均产油量由322吨上升至729吨。
　　随着十区开发期延长及十二区产能建设的扩大，两个区块因能量下降造成递减的油井越来越多，不断加大注水替油规模，日注水量及产油量呈快速上升趋势。
　　2005、2006年间，注水替油延伸至溶洞型储层油井。因对注水替油增油机理认识不全面，注水替油相关操作规范不完善，产生周期注水量高、开井工作制度大、周期产油量低、吨油耗水高的现象。西北油田分公司适时启动了注水替油研究项目，投入大批资金和科研队伍，对注水替油增油机理及选井条件具备了清晰认识，注水替油也由早期的溶洞型油井转向裂缝型油井，同时对周期注采参数进行优化，适当控制注水量及开井工作制度，注水量及吨油耗水率明显下降，注水替油效果得到明显改善。
　　采油二厂于2005年4月向分公司申请设立《塔河碳酸盐岩缝洞型油藏注水替油技术研究与应用》的研究项目，在分公司领导支持配合下，11月组织专家开题论证，一致同意立项研究，由采油二厂牵头，西南石油大学、勘探开发研究院、工程技术研究院、采油一厂协作，于2006年12月共同完成了此项目研究。搞清了注水替油增油机理，影响注水替油增油效果的地质、开发因素，初步形成了塔河碳酸盐岩缝洞油藏注水替油技术政策，为后期注水替油工作的顺利开展提供了强力技术支撑。
　　TK741井注水替油试验成功至今，注水替油历经试验、平稳、稳步推进、大幅提高四个阶段历程。截止2009年12月底，共实施单井注水替油井132口，注水量222.55万方米，产油107.63万吨，增油56.92万吨。
　　注水替油后期挖潜技术研究
　　随着一批高效注水井经过多轮次注水后先后失效，凸显生产效果差，开采效益低、治理困难的“瓶颈”。如何对失效井剩余储量进行再挖潜，进一步提高采收率？
　　采油二厂于2007年1月成立了《塔河油田注水替油井挖潜技术研究》项目，研究了失效井不同地质特征表现出来的生产特征以及后期采取的挖潜措施，重点论证了井眼位于储集体低部位的井注水失效后实施注氮气增油可行性，但因受现场条件限制，未能开展现场试验。