摘要：塔河碳酸盐岩油藏不同于常规砂岩油藏，其储集体具有极强的非均质性，横向上井间连通模式复杂多样，纵向上没有统一油水界面。这些特殊性导致常规的注水、注气驱替井间剩余油提高采收率措施有效期短，增油效果无法保障。本文通过对碳酸盐岩缝洞油藏典型井组A-B井组地质特征和开发动态进一步深入研究，从井组储集体发育特点，油藏能量状况、剩余油分布特征，研究了该井组开发矛盾，对井组注气效果变差原因进一步研究认识，提出了：注气后持续注水保持井组压差，气水协同延长井组气驱有效期，提升井组开发效果。
　　关键词：塔河油田;气水协同;井组压差;井组注气;
　　本文以塔河八区典型井组A-B为研究对象，分析单元剩余油并创新提出气水协同、量化井间压差的开发对策，气水协同通过注气气体纵向分异替换阁楼油向下运移，注气后持续单元注水水驱横向驱替置换下来的阁楼油可以维持井间驱油能量，延长井组驱油受效时间，提升井间剩余油动用程度，量化井间压差可以为注气后注水保持井间驱替效果提供量化依据，根据井间压差调整注入井的日注水量，在保证井组驱油效果的同时可以降低注水成本，提升开发经济效益。
　　1、井组地质特征认识
　　A-B井组位于塔河八区C大单元，通过蚂蚁体精细刻画及能量体叠加图等静态地质资料分析，同时结合动态生产特征分析认为A-B井组主要受控于单元內②号北东向断裂，如图1-1。结合井组地震剖面和50Hz分频图分析A-B井组具有较好的连通基础，如图1-2。井组所在的②号断裂油气充注程度高，产能高，平均单井产油7.3万吨。井组所在②号断裂水体能量较强，随着开发的不断深入，油水界面整体抬升，断裂上含水以快速上升为主，属于分段水淹。
　　2、井组前期治理对策和开发矛盾
　　通过前期开发认识，分析认为井组所在②号断裂井周主要为快速水淹后形成的“底水封隔型”剩余油，同时断裂上以裂缝孔洞型储集体为主，剩余油类型主要为平面上“井间未动用储量”。为了动用井间剩余油，A井2015年8月实施气水混注，通过加大注气规模至300万方，注水12823方，成功与B井建立油线连通，B井15年12月22日开井后形成自喷，含水由97%下降至3%，日产油由0↑44t/d，停喷后机抽期间含水在61%左右，日产油30t/d左右，A井16年8月因上修更换管柱停止注水，停注后42d后，B含水上升，井组气驱失效，受效358d，阶段增油9940t。如何恢复井组油线连通，延长井组受效时间，提高井间剩余油动用是井组面临的主要开发矛盾。
　　3、井组开发治理对策与实施效果
　　结合上轮次井组注气效果分析，决定采用气水协同的治理对策，气水协同即通过注气气体纵向分异替换阁楼油向下运移，注气后持续单元注水水驱横向驱替置换下来的阁楼油延长井组受效时间，同时根据井组原始地层压力及注气受效后能量状态，计算出井间压差，结合油藏工程方法，实现A单元定量化注水，优化注水量提升经济效益。
　　通过计算，A-B井间压差=A井地层压力-B井地层压力与注气前地层压力之差，井组16年注气后注水受效阶段井间压差为12.5MPa，含水上升阶段16年10月井间压差为9MPa，因此分析认为井间驱替剩余油所需注水保持的压差为12MPa，表1-1。17年1月A井进行新一轮注气150万方，注气后持续单元注水，根据井间受效压差逐步优化注水量至30方/天，节约了注水成本，本轮气水协同井组驱油，在注气量较上一轮减少一半的情况下，截至19年6月14日井组受效期延长至880d，增油量达29317t，目前井组仍在受效中。
　　4、结论
　　通过研究得出以下结论：
　　（1）通过前期分析认识，即使在井点高水淹后，井间剩余油仍较为富集，主要为井间未连通动用型。
　　（2）气水协同即通过注气气体纵向分异替换阁楼油向下运移，注气后持续单元注水水驱横向驱替置换下来的阁楼油可以维持井间驱油能量，延长井组驱油受效时间，提升井间剩余油动用程度。
　　（3）通过井间压差计算，可以为注气后注水保持井间驱替效果提供量化依据，根据井间压差调整注入井的日注水量，在保证井组驱油效果的同时可以降低注水成本，提升开发经济效益。
　　参考文献：
　　[1] 张希明，杨坚，杨秋来，等.塔河缝洞型碳酸盐岩油藏描述及储量评估技术[J].石油学报，2004，25（1）：13-18.
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