塔河油田秋日風(fēng)光。          丁玉萍 攝

□張 俊 謝 爽

截至目前，西北油田塔河油田累計生產(chǎn)原油1.23億噸，是我國首個以海相碳酸鹽巖縫洞型油藏為主的累產(chǎn)億噸級油田。今年7月，新疆維吾爾自治區(qū)科技創(chuàng)新大會傳來喜訊，“塔河油田北部縫洞型油藏精細描述及高效動用研究”獲新疆維吾爾自治區(qū)技術(shù)發(fā)明二等獎。

面對“國內(nèi)沒有、國外少有”的縫洞型油藏世界級開發(fā)難題，西北油田持續(xù)攻關(guān)提高采收率技術(shù)，在塔里木盆地探索出一條高效“取寶”路徑。

擦亮雙眼破解“地宮”密碼

塔河油田縫洞型油藏具有埋藏深、儲集空間多樣、原油重度差異明顯、不同的縫洞單元天然能量差異大等特點，采收率僅為16.2%。

“目前，西北油田投入開發(fā)的碳酸鹽巖儲量區(qū)塊有13個，有4.3億噸未動用儲量，這個數(shù)億噸油藏就沉睡在數(shù)千米深處的縫洞里。如果將采收率提高至32%，‘再造一個塔河’將成為現(xiàn)實?！?西北油田提高采收率高級專家劉學(xué)利說。

科研人員專門跑到貴州蓮花洞等地考察溶洞真實情況，經(jīng)過多次試驗，塔河油田地下“藏寶圖”逐漸清晰起來。

早在2006年，在研究單井注水替油過程中，劉學(xué)利創(chuàng)新提出注氮氣開采“閣樓油”思路。2012年，先導(dǎo)試驗獲得成功，試驗的停躺井當(dāng)年增油3200噸。目前，已建成我國最大規(guī)模的示范基地，每年增油近100萬噸。

2023年，考慮到各個專業(yè)間的交互承接，西北油田成立了塔河開發(fā)研究所，一體化研究提高采收率，成為油田“最強大腦”的集結(jié)地。

剩余油挖潛需要好“眼力”，而精細油藏描述就好比為技術(shù)人員戴上“透視鏡”。研究團隊按照“精細速度建模，保護繞射低頻，優(yōu)化偏移參數(shù)”思路，給地層做CT，得到合格的地震成像資料。

2021年以來，他們從深化地質(zhì)認識入手，實施縫洞型碳酸鹽巖油藏三維地質(zhì)建模和數(shù)值模擬，精細刻畫儲層內(nèi)部細節(jié)，摸清剩余油富集規(guī)律，為措施挖潛提供了重要依據(jù)。目前，已建立碳酸鹽巖油藏地質(zhì)模型52個、數(shù)值模型49個，39個重點單元數(shù)值模型覆蓋率達100%，為塔河油田增儲上產(chǎn)筑牢基礎(chǔ)。

研究團隊自主創(chuàng)新設(shè)計高溫高壓溶解分配儀器，測試在大底水砂巖油藏條件下注入二氧化碳與油氣和底水的融合程度，填補了國內(nèi)外該領(lǐng)域的空白。2020年5月，我國首例大底水砂巖油藏二氧化碳驅(qū)先導(dǎo)試驗獲得成功。截至10月，累計注入二氧化碳5.4萬噸、增油2.3萬噸。

精細注水驅(qū)出效益油

塔河油田儲層非均質(zhì)性極強、連通性差，無法形成規(guī)則、整體控制的注采井網(wǎng)，油井往往初產(chǎn)高但衰竭快。持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)的主力是老區(qū)，只有穩(wěn)住老井產(chǎn)量，才有可能實現(xiàn)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)，而注水是最經(jīng)濟、最有效、最基礎(chǔ)的二次采油技術(shù)。

科研人員創(chuàng)新形成既環(huán)保又高效的采油技術(shù)，將采出水無害化處理后，循環(huán)注入油藏補充地層能量，利用油水密度差形成重力分異實現(xiàn)油水置換，把數(shù)千米地下的油驅(qū)替出來。

2005年3月，西北油田在TK741井實施注水替油試驗，增油0.5萬噸，隨后在全油田推廣應(yīng)用。隨著注水開發(fā)逐步推進，近井縫洞動用程度增高，效果變差。2017年，他們創(chuàng)新研發(fā)高壓大排量注水技術(shù)，擴大水驅(qū)波及體積，目前年均增油16.3萬噸。

地下幾千米的油水關(guān)系看不見、摸不著，到底往哪里注、注多少水才最合理和最科學(xué)？

科研人員不斷提高油藏靜態(tài)認識，創(chuàng)新建立“立體—差異化”注水開發(fā)模式，根據(jù)縫洞結(jié)構(gòu)及剩余油分布，平面多向控制、縱向分段控制，廣泛采用縫注洞采、低注高采模式，有效動用三維不規(guī)則儲集空間的儲量。

如果說精細地質(zhì)認識是“敲門磚”，那么重新構(gòu)建注采井網(wǎng)就是開啟高效開發(fā)的“金鑰匙”。

他們在注采井平面分布上建立不規(guī)則面積井網(wǎng)，實行雙向或多向注水，形成水線合力，防止水線沿單一方向快速突進。

塔河油田4區(qū)S48單元儲集體以大型溶洞為主，油水井之間的溝通能力不同。科研人員根據(jù)地質(zhì)特征和開發(fā)特征，初步細分為S48、T402、T403三個井區(qū)，進行“立體—差異化”注水。在S48單元注水開發(fā)早期，選取縫洞低部位井段溫和注水，形成次生底水，整體抬升油水界面，使縫洞整體受效，提高采收率4.3個百分點。

在注水替油方面，西北油田形成6項關(guān)鍵技術(shù)，取得一項發(fā)明專利。截至目前，累計注水7240萬立方米、增油989萬噸，提高采收率3.2個百分點。

補足“氣血”逼出“閣樓油”

日前，在TH10446H井場，5輛注氮車一字排開，注氮機震耳欲聾。與此同時，距離井場700多公里的塔河開發(fā)研究所里，劉學(xué)利在電腦上用數(shù)值模型模擬出該井組地下的復(fù)雜情況：氮氣多次注入地下后，沿著裂縫將剩余油驅(qū)替到另一口井下待采。

劉學(xué)利說：“我們建立的縫洞型油藏地質(zhì)模型和數(shù)值模型能清晰反映地下五六千米剩余油的分布情況這樣就可以控制氮氣注入量，讓注入的每立方米氣都產(chǎn)生效益?！?/p>

截至目前，西北油田累計注氣35.7億立方米、增油超740萬噸，提高采收率2.5個百分點。

隨著注水輪次增加，低產(chǎn)低效井不斷增加，注水效果越來越差，至2011年底，注水替油效果變差和失效的油井有200余口。

于是他們將目光轉(zhuǎn)向了三次采油技術(shù)，2012年，首次在TK404井開展注氣替油先導(dǎo)試驗。

塔河油田縫洞型油藏的溶洞頂部有大量剩余油無法開采，被稱作“閣樓油”。注氣替油就是利用氮氣與原油的密度差，將氮氣注入地層后逼出聚集在溶洞頂部的“閣樓油”。

2012年12月，TK404井經(jīng)過3輪注氣，增油5800噸。經(jīng)過多井次實踐，形成一套有效的注氣替油潛力井優(yōu)選方法，有效率達93.3%。

隨著注氣程度加深，注氣井周邊的剩余油不斷減少，注氣效率降了下來。

對此，他們設(shè)計單元注氣方案。單井注氣是哪口井注氣、哪口井見效；單元注氣不僅注氣井受益，周邊油井也受益，收到輻射增油的效果。

2014年3月，塔河四區(qū)開展S48單元氮氣驅(qū)先導(dǎo)試驗。至2017年，該單元14口油井增油12.73萬噸。

西北油田開始大規(guī)模應(yīng)用注氣三次采油工藝，注氮氣已成為注水后提高采收率的接替技術(shù)。1立方米氮氣換油量從0.53噸提高至0.75噸。

西北油田聯(lián)合科研機構(gòu)、高校及塔里木油田，承擔(dān)“十三五”塔里木盆地碳酸鹽巖油氣田提高采收率關(guān)鍵技術(shù)示范工程。該工程是國家中長期科學(xué)和技術(shù)發(fā)展規(guī)劃綱要確定的22個示范工程之一，以提高采收率為目標(biāo)，在塔河建立示范區(qū)，其中注氣三次采油參數(shù)優(yōu)化是核心技術(shù)。

如今，塔河油田已有1000余口井注入氮氣驅(qū)動原油開采，每年增加原油產(chǎn)量100萬噸；構(gòu)建了以方法理論為基礎(chǔ)、低成本工藝為支撐的縫洞型油藏超深注氮氣提高采收率技術(shù)體系，促進典型區(qū)塊采收率提高至30%。

西北油田鉆井隊員工正在進行起下鉆桿作業(yè)。石立斌 攝

塔河油田縫洞型油藏提高采收率關(guān)鍵技術(shù)

注水替油技術(shù)：

將油藏中的采出水無害化處理后循環(huán)注入油藏，補充地層能量，同時利用油水密度差形成重力分異實現(xiàn)油水置換。自2005年該技術(shù)首創(chuàng)以來，累計注水7240萬立方米、增油989萬噸，提高采收率3.2個百分點。

注氣替油技術(shù)：

在塔河油田開發(fā)過程中，縫洞型油藏的溶洞頂部有大量剩余油無法開采，被稱作“閣樓油”。注氣替油就是利用氮氣與原油的密度差，將氮氣注入地層后，利用氣頂原理逼出聚集在溶洞頂部的“閣樓油”，使單純注水難以驅(qū)動的難動用儲量得到高效開發(fā)。該技術(shù)于2012年首創(chuàng)，已累計增油超740萬噸，階段提高采收率2.5個百分點。

建模數(shù)模技術(shù)：

通過實施縫洞型碳酸鹽巖油藏三維地質(zhì)建模和數(shù)值模擬，精細刻畫儲層內(nèi)部細節(jié)，摸清剩余油富集規(guī)律。目前，已建立碳酸鹽巖油藏地質(zhì)模型52個、數(shù)值模型49個，39個重點單元數(shù)值模型覆蓋率達到100%，為塔河油田增儲上產(chǎn)打牢了基礎(chǔ)。

技術(shù)創(chuàng)新：減碳增油創(chuàng)效“一石三鳥”

□張 俊 劉洪光 謝 爽

截至今年10月，西北油田應(yīng)用大底水砂巖油藏二氧化碳驅(qū)油技術(shù)，累計注入二氧化碳5.4萬噸、增油2.3萬噸。

“在碳達峰、碳中和背景下，油田企業(yè)始終致力于探索既能減碳又能增油創(chuàng)效的良策，經(jīng)過多次試驗研究，我們發(fā)現(xiàn)二氧化碳在西北油田大底水砂巖油藏中能夠使油氣匯聚到采油井下，實現(xiàn)高效采收?！奔瘓F公司提高采收率首席專家胡文革說。

西北油田主力區(qū)塊塔河油田的大底水砂巖油藏具有超深、高溫、高鹽和大底水的特點，油藏的底水厚度在130米左右，而油層厚度平均僅有10米，被稱為“水上漂”油藏。在開發(fā)生產(chǎn)過程中，油藏底水上升導(dǎo)致油井含水進而低效，常規(guī)水驅(qū)及化學(xué)驅(qū)油方法不適用此類油藏提高采收率。

有專家提出了注入二氧化碳驅(qū)油的建議。西北油田組建攻堅團隊，聯(lián)合中國石化石油勘探開發(fā)研究院提高采收率研究所，運用3D數(shù)字模型開展數(shù)值模擬，模擬出深層底水砂巖油藏地下的環(huán)境，明確了注入二氧化碳后的各種特征和現(xiàn)象。二氧化碳與油氣混合后驅(qū)動油氣的效果像是給隱藏在地下細小孔隙中的油氣充電，增加油氣的動能，推動油氣匯聚到采油井下，滿足開采的條件。

那要如何實現(xiàn)減碳、增油、創(chuàng)效一舉三得？攻堅團隊利用地理位置接近的塔河煉化生產(chǎn)時產(chǎn)生的二氧化碳，優(yōu)先選擇低產(chǎn)低效的TK124H井組開展先導(dǎo)試驗，于2020年5月試驗成功，最終該井組的8口井日均增產(chǎn)原油30噸。全國首創(chuàng)的大底水砂巖油藏二氧化碳驅(qū)油先導(dǎo)試驗成功實施，兼具減碳、增油、創(chuàng)效三大優(yōu)勢，對促進石油行業(yè)綠色低碳高質(zhì)量發(fā)展具有重大意義和推廣價值。

目前，國內(nèi)外底水砂巖油藏分布廣泛，大部分油藏均處于高含水開發(fā)階段，油井水淹嚴重，大部分油藏缺乏有效治理手段而停產(chǎn)或廢棄。大底水砂巖油藏二氧化碳驅(qū)技術(shù)為此類油氣田高質(zhì)高效開發(fā)提供了新路徑。

目前，西北油田的二氧化碳回收裝置以塔河煉化加熱爐排出廢氣為原料，二氧化碳回收項目一期設(shè)計年產(chǎn)能9.1萬噸，每年可降低碳排放約17萬噸、煙氣排放4.3億立方米，而在油田實施注二氧化碳增油后，每噸原油降低驅(qū)油成本約200元。

西北油田提高采收率團隊開展注氣基礎(chǔ)研究。劉洪光 攝

發(fā)展關(guān)鍵技術(shù)破解采收“密碼”

集團公司提高采收率首席專家 胡文革

西北油田提高采收率高級專家 劉學(xué)利

塔河油田主力產(chǎn)層是縫洞型碳酸鹽巖，油藏類型特殊，埋深5500~7000米，以典型喀斯特地表淡水溶蝕作用為主，主要儲集空間包括大型溶洞、溶蝕孔洞和裂縫，非均質(zhì)性強，油品為中輕質(zhì)—重質(zhì)高黏稠油，每個縫洞系統(tǒng)自有油水分布關(guān)系，沒有統(tǒng)一的油水界面。

西北油田牢固樹立“以單元儲量為核心提高采收率”理念，不斷夯實縫洞型油藏描述技術(shù)、縫洞型油藏空間結(jié)構(gòu)井網(wǎng)構(gòu)建技術(shù)兩個基礎(chǔ)，構(gòu)建高效酸壓、水驅(qū)氣驅(qū)提高采收率技術(shù)系列，實現(xiàn)塔河主體區(qū)采收率持續(xù)提升。

一是堅持“地質(zhì)為魂、物探為法、建模數(shù)模為核心”的工作思路，持續(xù)推進縫洞描述技術(shù)進步。在地質(zhì)方面，以巖溶縫洞成因為綱，構(gòu)建基于巖溶規(guī)律的縫洞描述“五步法”，明確了縫洞間關(guān)聯(lián)關(guān)系，縫洞由雜亂無章變?yōu)橛幸?guī)律可循，厘定了不同巖溶要素的發(fā)育特征。在物探方面，創(chuàng)新單個溶洞空間位置“三定”技術(shù)，形成基于地震多屬性融合的三大巖溶縫洞系統(tǒng)綜合描述技術(shù)，現(xiàn)場實施后縫洞直接鉆遇率由47%提高到62%。在建模數(shù)模方面，創(chuàng)新了地震巖溶相控建模方法，形成了基于管流理論的數(shù)值模擬等效方法，建立了縫洞型油藏建模數(shù)模一體化流程，持續(xù)提升模型的運算時效和模擬精度，地質(zhì)建模精度在平面上由30米精確至15米、縱向由6米精確至3米，數(shù)模運算時效提高了2倍以上，歷史擬合率由65%提升到80%。

二是建立以巖溶縫洞系統(tǒng)為核心的空間井網(wǎng)構(gòu)建技術(shù)。以縫洞空間儲量控制最大化與注采驅(qū)替效率最高為構(gòu)建原則，細化分類地質(zhì)模型、縫洞空間關(guān)系、連通路徑、動—靜態(tài)儲量的立體空間展示、剩余油分布、注采方式、注采調(diào)整7項井網(wǎng)構(gòu)建要素，完善了匹配三大巖溶背景巖溶縫洞結(jié)構(gòu)的注采井網(wǎng)。2022年以來，重構(gòu)注采井網(wǎng)15個單元，優(yōu)化注采調(diào)整45個單元，實現(xiàn)“一注一采”向“多向注采”轉(zhuǎn)變，多向注采井組占比由28%提高到41%，水驅(qū)動用程度提高5個百分點，噸油耗水率下降6個百分點。

三是發(fā)展完善縫洞型油藏改善水驅(qū)提高采收率技術(shù)。根據(jù)單元不同開發(fā)階段和開發(fā)矛盾，制定差異化的注水開發(fā)對策，增強了注水開發(fā)效果?；诰g大尺度縫洞結(jié)構(gòu)，創(chuàng)新“顆粒調(diào)流道”技術(shù)，利用“毫米級”調(diào)流劑調(diào)整井組優(yōu)勢水竄通道，動用次級通道剩余油，擴大單元水驅(qū)波及體積。截至今年10月，累計實施調(diào)流道92井次、增油8.3萬噸，井組平均增油1025噸。

四是創(chuàng)新縫洞型油藏注氮氣提高采收率技術(shù)。針對注水后期“閣樓油”難以動用的難題，創(chuàng)造性地提出了注氮氣提高采收率技術(shù)，揭示了人工氣頂驅(qū)、膨脹增能、擴大波及、改變流場、抑制底水等五大作用機理，形成了選井原則和注氣技術(shù)對策，制定了氮氣驅(qū)技術(shù)規(guī)范。截至目前，注氮氣技術(shù)在塔河11個區(qū)塊推廣，累計注氮氣35.7億立方米、增油超740萬噸，大單元氣驅(qū)井組采收率提高8個百分點，油田整體采收率提高2.5個百分點。目前，注氮氣提高采收率已成為塔河油田主導(dǎo)開發(fā)技術(shù)，同時，西北油田開展的天然氣驅(qū)、二氧化碳驅(qū)、氮氣泡沫驅(qū)等多種三次采油先導(dǎo)試驗均獲得成功。

五是建立分儲集體類型、分應(yīng)力方向、分井洞關(guān)系的縫洞型油藏酸壓工藝技術(shù)體系。地質(zhì)甜點考慮儲集體類型、儲集體沿主應(yīng)力方向展布和垂向距離、天然裂縫發(fā)育等情況；工程甜點考慮是否漏失、井—靶關(guān)系。通過實施地質(zhì)工程一體化，形成延遲酸遠距離溝通技術(shù)、復(fù)合分段多級溝通技術(shù)等8種酸壓工藝選型推薦做法，圍繞地質(zhì)、工程雙甜點融合，優(yōu)化儲層改造工藝體系，強化油藏數(shù)模在酸壓設(shè)計中的應(yīng)用，在塔河老區(qū)實現(xiàn)了建產(chǎn)率、日增油能力、一井多靶日產(chǎn)液能力“三個提升”。

同時，創(chuàng)新驅(qū)動需要良好的管理機制做支撐。西北油田堅持油公司管理模式，構(gòu)建“兩院一中心”技術(shù)支撐體系和采油廠技術(shù)實施架構(gòu)，出臺了一攬子標(biāo)準(zhǔn)和制度規(guī)范，暢通提高采收率新工藝新技術(shù)試驗和規(guī)模化應(yīng)用渠道，推行提高采收率示范區(qū)和重點項目“揭榜掛帥”，激發(fā)了科技創(chuàng)新的動力和活力。此外，不斷夯實提高采收率基礎(chǔ)管理，持續(xù)加大信息化支撐力度；針對基礎(chǔ)地質(zhì)研究整體性、開發(fā)管理規(guī)范化、開發(fā)動態(tài)分析信息化等工作，扎實開展對標(biāo)提升活動，加強“中—中”合作，建立長效合作機制，共同促進開發(fā)工作水平快速提升。