8D油藏有了克星

文／张 洋 何新明 张慧涛

西北油田勘探开发研究院发展完善“建模数模”一体化技术，精细开采剩余油。

●西北油田勘探开发研究院的科研团队聚力攻关缝洞型油藏。 摄影/张 洋

中国石化塔河油田属于碳酸盐岩缝洞型油藏，地质复杂，储存油气的缝洞四通八达，甚至洞中还别有洞天，错综复杂，被科研人员称为8D油藏。因为对缝洞体之间的连通和分隔关系认识不清，往往是明知有丰富的剩余油，却只能“眼馋”，无法“下口”。

开发20多年后，塔河油田进入了精细开发阶段。如何弄清缝洞间的连通程度、油水再分布关系和储量动用状况，成为精细开发的关键。西北油田勘探开发研究院将目光聚焦到“建模数模”一体化剩余油表征技术，不断发展完善，最终实现精准确定缝洞型油藏剩余油的分布位置和规模大小，打造出了8D油藏的克星。

再现地下立体形态

“建模数模”一体化剩余油表征技术常用于国内外碎屑岩油藏的智能化、精细化开发，应用到非均质性强的缝洞型油藏没有可供借鉴的经验。

2019年，西北油田勘探开发研究院以一体化剩余油表征技术为抓手，融合油藏地质和油藏工程两个基础学科，将地质建模和数值模拟运用到深层缝洞型油藏。

塔河4区是西北油田最早开发的区块。科研团队以此为起点，建立三维地质模型。通过地震处理技术，360°扫描5500米以下的地层，拍摄超深层缝洞整体轮廓的高清图像。然后，结合已有的钻井、测井和录井资料，准确标定储油溶洞、连通通道的发育位置和空间形态，用数字化再现地下的动画立体形态，在电脑屏幕上还原出老区缝洞型油藏的真实面貌。

“数模是在建好的数字化三维地质模型中装上‘马达’，形成原油和水体流动的模拟状态，就像播放高清视频一样，可以查看油藏开发的全过程，还可以随时回放。”西北油田勘探开发研究院油气藏地质研究所技术总监汪彦说。

由此，科研人员可以看清任意时间段地下油水开发时的流动规律，识别有利油水流动通道，再现剩余油空间分布特征，从而制定有针对性的措施。

S48井是塔河油田的发现功勋井，是西北油田原油累产冠军井。但是，开发12年后，该井底水上升，严重影响产量。科研团队通过一体化技术，发现S48井存在3套供油缝洞体，其中1套供油缝洞体与TK413井有连通通道。

2019年底，在TK413井开展气水协同试注，第一轮次注气350万立方米、注水4.5万立方米。随后S48井底水下降，日产油由3吨上升到20吨，并维持稳产至今。老区累产量高、底水上升的停躺井,再次焕发了青春！

精准识别未动用储量

在前期已有成果的基础上，西北油田勘探开发研究院根据剩余油与井筒的连通关系，将剩余油划分为未井控储量和井控储量两大类。通过一体化技术识别井区未井控储量，再总结井区累产高的油井，得到有利的剩余油分布模式，指导立体动用储量的井网构建，从而部署直井和侧钻井，动用未井控储量。

“按照这种思路部署的井位能够整体控制剩余油储量，并且能兼顾后期注水注气提高采油率的措施，从而达到油井全生命周期的效益开发。”西北油田提高采收率高级专家刘学利说。如今的塔河4区TK446CH2井就因为这种思路而获得了新生。

最初，TK446CH2井的直井完钻未见油气，第一次侧钻产油4000吨。随后底水快速上升，便成为注水井，累计注水19万立方米，让邻井受效，至2010年4月开始关井。今年初，科研团队通过可视动画模拟，发现原直井所在断裂带南部350米处有剩余油，但被其他2条断裂带切割成3块“豆腐”，而且其中的2块“豆腐”已有油井控制。

应用一体化技术，科研团队识别出剩余油所在缝洞体的体积，再结合邻井油柱高度、含油饱和度等实际参数，计算出剩余油静态地质储量，再进行数值模拟，精准计算出5.5万吨可采储量，从而将TK446CH2井第二次侧钻的靶点定在第三块“豆腐”上，让停躺井重新上岗。5月16日，TK446CH2井自然完井投产，至今日产原油稳定在33吨，累产原油4000吨。

在塔河4区运用一体化技术以来，部署新井28口、侧钻井16口。今年日均产油632吨，产量较2018年翻了一番。

院厂联合应用

产量是效益的源泉。如何提升产量？采油厂在不断摸索，勘探开发研究院的科研团队同样没有停下研究的脚步。为了让1+1的力量更大发挥，院厂融合模式不断升级。

今年以来，西北油田勘探开发研究院与采油气厂在人才交叉挂职培养、研究院技术人员驻厂工作等形式的基础上，创新井位部署和产建方案联合攻关小组等新的院厂融合模式。双方实现产量任务共担、研究成果共享，让科研方向聚焦到一线生产需求，推动科研成果快速转化为油气产量。停躺井TP205X井的重生就得益于新的院厂融合模式。

勘探开发研究院科研团队根据采油厂提供的资料，通过数值模拟，计算出TP205X井可采储量为9.7万吨。与累产相比后，还有3.1万吨剩余油未曾采出。这些油去哪了？

在建模可视化显示中，TP205X井与注水井连通的路径是2条大尺度裂缝和4条小尺度裂缝。

科研团队判断，可能是注入水沿大尺度裂缝快速推进导致水窜。运用数模给不同尺度的裂缝装上“阀门”并编号，通过不同“阀门”开启组合模拟井组生产特征，最终判定2条大尺度裂缝为目前注入水通道，4条小尺度裂缝未开启，所连通储量未被动用。

找到问题症结后，勘探开发研究院与采油厂联合攻关，用溶解性的橡胶颗粒封堵大尺度裂缝，再用高压注水技术打开小尺度裂缝，实现了注入水流道调整。5月20日，TP205X井恢复生产，日产原油18吨，已累计增油2300吨。

在院厂联合应用一体化技术的推动下，西北油田加强了精细注水、高效注气等措施的增油效果。今年以来，西北油田注水增油52.8万吨，完成年度目标的75%；注气增油62.2万吨，完成年度目标的78%，均超计划运行。

“顺北油气田作为西北油田原油快速上产接替阵地，已建成百万吨产能阵地。目前，我们借鉴塔河油田开发经验，正在搭建顺北1号断裂带数值模型。通过一体化技术提前预测产能变化趋势，制定稳产对策，延长顺北油气田效益开发周期。”西北油田勘探开发研究院副院长杨敏说。