付亚飞，李 璐，侯献海，赵 洋，李柏颉

(中国石化西北油田分公司 采油二厂，新疆 轮台 841604)

塔河油田碳酸盐岩油藏地质特征复杂，其属于改造型油藏，经过多期次的构造运动和溶蚀作用，发育特有的缝—洞型结构储集体系统，其储集空间在横向展布和纵向发育上具有特殊规律性，储层具有极强非均质性，不同缝洞系统可能具有不同的能量特征[1-3]。在油田开发过程中，通过注水方式补充地层能量，注水替油吞吐生产是常用开发方法[4]。单井在经历多轮次注水替油后，由于近井剩余油减少往往导致效果变差。改变注水方式提高注水压力是单井常规注水替油变差后的有效治理方式[5-9]。通过高压注水使水驱波及范围由井周走向远端储集体，同时高压可以提高储集体通道之间导流能力，动用远端低动用储量。但是由于对高压注水的流动过程、关键影响因素认识不清，导致高压注水有效率难以得到保障。基于在封闭双系统离散介质模型中表征注采过程与地质地质体资料分析，对高压注水的影响因素综合分析，建立有利模式，规避不利因素，同时结合地质特征利用体积雕刻法，对计算出动态储量规模进行校正，指导缝洞型油藏高压注水选井标准及潜力分析。

1 碳酸盐岩缝—洞型油藏高压注水技术难点

1.1 注采过程难以量化

由于高压注水扩容注采过程近—远端储集体之间油水流动复杂，难以定量化表征注采参数。前期针对高压注水注入过程是否波及远端未动用储量认识不清，难以定量化分析。……