深化油藏研究 創(chuàng)新技術(shù)方法

本刊記者 孫希利

塔河油氣田是在塔里木盆地發(fā)現(xiàn)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(fù)雜，縫洞儲集體形態(tài)多樣，油氣分布復(fù)雜，埋藏深，國內(nèi)外沒有相似類型油藏成功勘探開發(fā)經(jīng)驗可借鑒，勘探開發(fā)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(shù)挑戰(zhàn)，西北油田分公司通過不斷深化油藏研究，創(chuàng)新技術(shù)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(wǎng)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(fā)效果，采收率得到了提高。塔河油田老區(qū)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(chuàng)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(zhì)儲量5648萬噸，占總地質(zhì)儲量的9.9%。部分單井單元因儲集體規(guī)模較小、天然能量不足造成產(chǎn)量遞減迅速，無法正常生產(chǎn)，累計產(chǎn)油量很低，這樣的油藏不能像砂巖油藏一樣建立注采關(guān)系，實施水驅(qū)油開采，采收率很低。

為此，西北油田分公司開發(fā)技術(shù)人員創(chuàng)建了縫洞型油藏單井注水替油技術(shù)。經(jīng)研究論證認(rèn)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(dǎo)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(fù)生產(chǎn)。

TK741井是一個孤立的縫洞體，計算地質(zhì)儲量4.5萬噸。該井于2004年4月投產(chǎn)，日產(chǎn)最高達(dá)430噸，轉(zhuǎn)抽后長期供液不足，不能正常生產(chǎn)而長期關(guān)井，天然能量開發(fā)階段累產(chǎn)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(jīng)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(fù)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(chǎn)生次生底水抬升油水界面。油井經(jīng)過“注水－燜井－采油”為一個周期進行注采循環(huán)，經(jīng)過多輪次的注水替油，逐步提高油藏原油采收率?！笆晃濉逼陂g，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(jīng)成為單井單元恢復(fù)產(chǎn)能、提高采收率的主導(dǎo)技術(shù)。

創(chuàng)新“低注高采、縫注洞采”技術(shù)，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(qū)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(chǎn)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(qū)塊也進行了單元試注，逐步擴大了單元注水試驗規(guī)模。

在對多井縫洞單元注水開發(fā)實踐和室內(nèi)物模實驗研究基礎(chǔ)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(fā)方式。同時，建立了多向?qū)?yīng)的注采關(guān)系，提高水驅(qū)波及面積；提出了分段注水，提高水驅(qū)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(fā)技術(shù)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(qū)地質(zhì)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(shù)攻關(guān)，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(chǎn)、低產(chǎn)井增加及高產(chǎn)井見水風(fēng)險增大的特殊形勢，西北油田大力開展老區(qū)綜合治理，加大新工藝、新技術(shù)現(xiàn)場試驗，老區(qū)開發(fā)效果明顯改善。

一是不斷完善酸壓工藝技術(shù)配套，大型酸壓工藝技術(shù)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(chǎn)能，為了進一步提高酸壓建產(chǎn)率和有效率，分公司按照“邊室內(nèi)研究，邊現(xiàn)場試驗，邊總結(jié)完善，邊推廣應(yīng)用”的原則，研究并形成了壓前預(yù)測、設(shè)計優(yōu)化、配方優(yōu)選、現(xiàn)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(shù)。“十一五”期間新井酸壓施工373井次，增產(chǎn)原油794萬噸，獲得了顯著經(jīng)濟效益。在老井酸壓方面逐步形成了射孔、酸化預(yù)處理技術(shù)、階梯提高排量控縫高技術(shù)、射孔縫高控制技術(shù)、酸液直接造縫改造技術(shù)，實現(xiàn)小跨度儲層重復(fù)酸壓，改造效果得到有效提高?！笆晃濉币詠砝暇仓貜?fù)酸壓88井次，增加可采儲量162萬噸，重復(fù)酸壓建產(chǎn)率由57%上升到64%。

二是發(fā)展深抽配套技術(shù)，低產(chǎn)低效井產(chǎn)能得到恢復(fù)。針對塔河油田埋深大的特點，通過自主創(chuàng)新與技術(shù)引進相結(jié)合，在稀油深抽方面初步形成了以側(cè)流泵、側(cè)流減載泵、雙層泵以及常規(guī)泵深抽為主的4項工藝技術(shù)，并先后以4019米、4568米、4716.4米、5315米連續(xù)四次創(chuàng)造了國內(nèi)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(fù)合舉升及常規(guī)抽稠泵深抽等3項稠油深抽工藝技術(shù)。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(fù)了絕大多數(shù)低產(chǎn)低效井產(chǎn)能，提高了區(qū)塊采收率。