深化油藏研究 创新技术方法

本刊记者 孙希利

塔河油气田是在塔里木盆地发现的目前我国唯一的海相碳酸盐岩大型油气田。由于油气藏成藏条件复杂，缝洞储集体形态多样，油气分布复杂，埋藏深，国内外没有相似类型油藏成功勘探开发经验可借鉴，勘探开发的难度为世界罕见。

“十一五”以来，面对特殊油藏提高采收率的技术挑战，西北油田分公司通过不断深化油藏研究，创新技术方法，开展缝洞型油藏注水提高采收率试验，大力实施完善井网提高缝洞平面控制程度，加大储层改造提高储量动用程度，改善了开发效果，采收率得到了提高。塔河油田老区效果尤为明显，采收率由“十五”末的15.4%提高到2010年的20.0%，提高了4.6个百分点。

创建“注水替油”新方法，提高单井单元采收率

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏目前共用252个单井缝洞单元，地质储量5648万吨，占总地质储量的9.9%。部分单井单元因储集体规模较小、天然能量不足造成产量递减迅速，无法正常生产，累计产油量很低，这样的油藏不能像砂岩油藏一样建立注采关系，实施水驱油开采，采收率很低。

为此，西北油田分公司开发技术人员创建了缝洞型油藏单井注水替油技术。经研究论证认为，储层类型以溶洞型储层为主且相对定容的单井缝洞单元，具有导流能力强、界面张力弱、油水易于置换的特点。因此通过注入油田水，利用重力分异的原理，使注入水在焖井过程中，油水不断置换，剩余油重新富集在溶洞的上部，通过注水给油井补充能量，使采油井恢复生产。

TK741井是一个孤立的缝洞体，计算地质储量4.5万吨。该井于2004年4月投产，日产最高达430吨，转抽后长期供液不足，不能正常生产而长期关井，天然能量开发阶段累产油2724吨，采出程度只有6.1%。2005年3月开始了注水替油试验，经过15个注水替油周期的注采，累计增油6375吨，是注水前采出油量的2倍，采收率提高了14.2%，效果显著。

注水替油机理首先要通过注入水补充地层能量，恢复地层压力，之后利用重力分异的原理，使注入水在焖井过程中，油水不断置换，产生次生底水抬升油水界面。油井经过“注水－焖井－采油”为一个周期进行注采循环，经过多轮次的注水替油，逐步提高油藏原油采收率。“十一五”期间，塔河油田新增注水替油井264口，年增油由23.6万吨上升到48.5万吨。截至2010年12月底，分公司注水替油井329口，累积注水651万吨，累积增油166万吨，覆盖储量5526万吨，新增可采储量387万吨，采收率从5.2%提高到12.2%。注水替油已经成为单井单元恢复产能、提高采收率的主导技术。

创新“低注高采、缝注洞采”技术，提高多井单元采收率

针对塔河油田缝洞型油藏多井缝洞单元能量整体降低，递减速度加快，一次采收率低的问题，从2005年7月开始，西北油田在塔河4区S48缝洞单元开始了注水试验工作，在S48缝洞单元北部选择了TK440、TK429CX、TK430CX等井开展单元注水试验。同年9月，TK424CH、TK449H、TK429CX相继注水受效增油，3口井日产油由6.25吨上升至285.1吨，综合含水由93.1%下降至13.2%，单元注水取得了初步效果。随后，他们在塔河2、6、7、8区块也进行了单元试注，逐步扩大了单元注水试验规模。

在对多井缝洞单元注水开发实践和室内物模实验研究基础上，初步形成了“低注高采、缝注洞采”的多井缝洞单元注水开发方式。同时，建立了多向对应的注采关系，提高水驱波及面积；提出了分段注水，提高水驱动用程度。初步形成了一套不同注采方式下的合理注采比、注水方式的注水开发技术政策。截至“十一五”末，西北油田共在17个多井缝洞单元进行注水试验，注水水驱地质储量6403万吨，注水井32口，注水单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个百分点。

强化新工艺技术攻关，改善储量动用状况

针对塔河碳酸盐岩油藏进入含水快速上升阶段，停产、低产井增加及高产井见水风险增大的特殊形势，西北油田大力开展老区综合治理，加大新工艺、新技术现场试验，老区开发效果明显改善。

一是不断完善酸压工艺技术配套，大型酸压工艺技术效果显著。由于塔河油田奥陶系储层的特殊性，每年新井约有70%需要通过酸压改造才能获得产能，为了进一步提高酸压建产率和有效率，分公司按照“边室内研究，边现场试验，边总结完善，边推广应用”的原则，研究并形成了压前预测、设计优化、配方优选、现场实施、快速返排、压后评价等具有碳酸盐岩缝洞型油藏特色的酸压改造配套技术。“十一五”期间新井酸压施工373井次，增产原油794万吨，获得了显著经济效益。在老井酸压方面逐步形成了射孔、酸化预处理技术、阶梯提高排量控缝高技术、射孔缝高控制技术、酸液直接造缝改造技术，实现小跨度储层重复酸压，改造效果得到有效提高。“十一五”以来老井共重复酸压88井次，增加可采储量162万吨，重复酸压建产率由57%上升到64%。

二是发展深抽配套技术，低产低效井产能得到恢复。针对塔河油田埋深大的特点，通过自主创新与技术引进相结合，在稀油深抽方面初步形成了以侧流泵、侧流减载泵、双层泵以及常规泵深抽为主的4项工艺技术，并先后以4019米、4568米、4716.4米、5315米连续四次创造了国内有杆泵最大下深记录。累计完成稀油深抽17井次，累计增油8500吨。在稠油深抽方面，针对稠油黏度高、稠油入泵难的问题，通过研究逐步形成了抗稠油电潜泵、电潜泵—抽稠泵复合举升及常规抽稠泵深抽等3项稠油深抽工艺技术。累计完成稠油深抽19井次，累计增油5.07万吨。通过深抽恢复了绝大多数低产低效井产能，提高了区块采收率。