深化油藏研究 創新技術方法

本刊記者 孫希利

塔河油氣田是在塔里木盆地發現的目前我國唯一的海相碳酸鹽巖大型油氣田。由于油氣藏成藏條件復雜，縫洞儲集體形態多樣，油氣分布復雜，埋藏深，國內外沒有相似類型油藏成功勘探開發經驗可借鑒，勘探開發的難度為世界罕見。

“十一五”以來，面對特殊油藏提高采收率的技術挑戰，西北油田分公司通過不斷深化油藏研究，創新技術方法，開展縫洞型油藏注水提高采收率試驗，大力實施完善井網提高縫洞平面控制程度，加大儲層改造提高儲量動用程度，改善了開發效果，采收率得到了提高。塔河油田老區效果尤為明顯，采收率由“十五”末的15.4%提高到2010年的20.0%，提高了4.6個百分點。

創建“注水替油”新方法，提高單井單元采收率

塔河油田碳酸鹽巖縫洞型油藏目前共用252個單井縫洞單元，地質儲量5648萬噸，占總地質儲量的9.9%。部分單井單元因儲集體規模較小、天然能量不足造成產量遞減迅速，無法正常生產，累計產油量很低，這樣的油藏不能像砂巖油藏一樣建立注采關系，實施水驅油開采，采收率很低。

為此，西北油田分公司開發技術人員創建了縫洞型油藏單井注水替油技術。經研究論證認為，儲層類型以溶洞型儲層為主且相對定容的單井縫洞單元，具有導流能力強、界面張力弱、油水易于置換的特點。因此通過注入油田水，利用重力分異的原理，使注入水在燜井過程中，油水不斷置換，剩余油重新富集在溶洞的上部，通過注水給油井補充能量，使采油井恢復生產。

TK741井是一個孤立的縫洞體，計算地質儲量4.5萬噸。該井于2004年4月投產，日產最高達430噸，轉抽后長期供液不足，不能正常生產而長期關井，天然能量開發階段累產油2724噸，采出程度只有6.1%。2005年3月開始了注水替油試驗，經過15個注水替油周期的注采，累計增油6375噸，是注水前采出油量的2倍，采收率提高了14.2%，效果顯著。

注水替油機理首先要通過注入水補充地層能量，恢復地層壓力，之后利用重力分異的原理，使注入水在燜井過程中，油水不斷置換，產生次生底水抬升油水界面。油井經過“注水－燜井－采油”為一個周期進行注采循環，經過多輪次的注水替油，逐步提高油藏原油采收率。“十一五”期間，塔河油田新增注水替油井264口，年增油由23.6萬噸上升到48.5萬噸。截至2010年12月底，分公司注水替油井329口，累積注水651萬噸，累積增油166萬噸，覆蓋儲量5526萬噸，新增可采儲量387萬噸，采收率從5.2%提高到12.2%。注水替油已經成為單井單元恢復產能、提高采收率的主導技術。

創新“低注高采、縫注洞采”技術，提高多井單元采收率

針對塔河油田縫洞型油藏多井縫洞單元能量整體降低，遞減速度加快，一次采收率低的問題，從2005年7月開始，西北油田在塔河4區S48縫洞單元開始了注水試驗工作，在S48縫洞單元北部選擇了TK440、TK429CX、TK430CX等井開展單元注水試驗。同年9月，TK424CH、TK449H、TK429CX相繼注水受效增油，3口井日產油由6.25噸上升至285.1噸，綜合含水由93.1%下降至13.2%，單元注水取得了初步效果。隨后，他們在塔河2、6、7、8區塊也進行了單元試注，逐步擴大了單元注水試驗規模。

在對多井縫洞單元注水開發實踐和室內物模實驗研究基礎上，初步形成了“低注高采、縫注洞采”的多井縫洞單元注水開發方式。同時，建立了多向對應的注采關系，提高水驅波及面積；提出了分段注水，提高水驅動用程度。初步形成了一套不同注采方式下的合理注采比、注水方式的注水開發技術政策。截至“十一五”末，西北油田共在17個多井縫洞單元進行注水試驗，注水水驅地質儲量6403萬噸，注水井32口，注水單元采出程度由注水前的8.2%提高到了10.9%，采收率由13.4%提高到17.4%，提高了4個百分點。

強化新工藝技術攻關，改善儲量動用狀況

針對塔河碳酸鹽巖油藏進入含水快速上升階段，停產、低產井增加及高產井見水風險增大的特殊形勢，西北油田大力開展老區綜合治理，加大新工藝、新技術現場試驗，老區開發效果明顯改善。

一是不斷完善酸壓工藝技術配套，大型酸壓工藝技術效果顯著。由于塔河油田奧陶系儲層的特殊性，每年新井約有70%需要通過酸壓改造才能獲得產能，為了進一步提高酸壓建產率和有效率，分公司按照“邊室內研究，邊現場試驗，邊總結完善，邊推廣應用”的原則，研究并形成了壓前預測、設計優化、配方優選、現場實施、快速返排、壓后評價等具有碳酸鹽巖縫洞型油藏特色的酸壓改造配套技術。“十一五”期間新井酸壓施工373井次，增產原油794萬噸，獲得了顯著經濟效益。在老井酸壓方面逐步形成了射孔、酸化預處理技術、階梯提高排量控縫高技術、射孔縫高控制技術、酸液直接造縫改造技術，實現小跨度儲層重復酸壓，改造效果得到有效提高。“十一五”以來老井共重復酸壓88井次，增加可采儲量162萬噸，重復酸壓建產率由57%上升到64%。

二是發展深抽配套技術，低產低效井產能得到恢復。針對塔河油田埋深大的特點，通過自主創新與技術引進相結合，在稀油深抽方面初步形成了以側流泵、側流減載泵、雙層泵以及常規泵深抽為主的4項工藝技術，并先后以4019米、4568米、4716.4米、5315米連續四次創造了國內有桿泵最大下深記錄。累計完成稀油深抽17井次，累計增油8500噸。在稠油深抽方面，針對稠油黏度高、稠油入泵難的問題，通過研究逐步形成了抗稠油電潛泵、電潛泵—抽稠泵復合舉升及常規抽稠泵深抽等3項稠油深抽工藝技術。累計完成稠油深抽19井次，累計增油5.07萬噸。通過深抽恢復了絕大多數低產低效井產能，提高了區塊采收率。