勝利西部油氣產(chǎn)量變化趨勢及開發(fā)接替技術(shù)

王學(xué)忠

（中石化新疆新春石油開發(fā)有限責(zé)任公司,山東東營 257000）

2021年,是勝利油田入疆找油25周年。勝利西部是一個(gè)專用名詞,特指中國石化勝利油田在準(zhǔn)噶爾盆地登記的礦權(quán)區(qū)塊。勝利西部97%的產(chǎn)量來自春風(fēng)油田,其余產(chǎn)量來自外圍試采井。春風(fēng)油田作為中國石化“十二五”期間唯一投入整體開發(fā)的五千萬噸級(jí)儲(chǔ)量油田,開發(fā)伊始即確立建成百萬噸原油生產(chǎn)基地戰(zhàn)略目標(biāo),并且在2015年如期實(shí)現(xiàn)了既定目標(biāo)［1］,迄今已在百萬噸級(jí)規(guī)模穩(wěn)產(chǎn)7 a,2021年產(chǎn)油130×104t。勝利西部“十四五”期間能否高質(zhì)量發(fā)展,既取決于滾動(dòng)擴(kuò)邊建產(chǎn)成效,也取決于老區(qū)開發(fā)接替技術(shù)的突破,因此,準(zhǔn)確把握產(chǎn)量變化趨勢非常重要。在春風(fēng)油田產(chǎn)量變化趨勢分析的基礎(chǔ)上,開展了開發(fā)接替技術(shù)研究。為方便敘述,本文引入一個(gè)常數(shù)c,數(shù)值上等于勝利西部2015年的產(chǎn)油量。

1 油田開發(fā)現(xiàn)狀

1.1 油藏類型

準(zhǔn)噶爾盆地西緣車排子凸起春風(fēng)油田新近系沙灣組淺層高滲透疏松砂巖特超稠油油藏探明儲(chǔ)量150c,油深160～750 m,儲(chǔ)層巖性以細(xì)砂巖為主,油層單一且厚度很薄,僅2～6 m,油層溫度很低,只有23～34 ℃,油藏溫度下原油黏度為15 000～90 000 mPa·s。原油中飽和烴與芳香烴占80%,膠質(zhì)與瀝青質(zhì)占20%,屬于非常罕見且珍貴的環(huán)烷基稠油［2］。

春風(fēng)油田火山巖裂縫型油藏探明儲(chǔ)量60c,構(gòu)造上位于車排子凸起紅—車斷裂帶附近,含油層系為石炭系,屬含油井段較長的普通稠油底水油藏。石炭系頂面遭強(qiáng)烈剝蝕,總體呈西北高、東南低的單斜形態(tài)。排61 井855～949 m 井段日產(chǎn)油5 t,發(fā)現(xiàn)石炭系火山巖裂縫型普通稠油油藏。之后,陸續(xù)發(fā)現(xiàn)排66等6個(gè)區(qū)塊。

春風(fēng)油田西南部排10 西區(qū)塊鉆遇7 個(gè)沙灣組薄層稀油砂巖油藏,探明儲(chǔ)量3c,油藏埋深1 600～1 700 m。東南部永進(jìn)地區(qū)鉆遇侏羅系薄層稀油異常高壓砂巖油藏,控制儲(chǔ)量30c,油藏埋深為5 600～6 400 m。

1.2 開采方式

針對春風(fēng)稠油區(qū)塊埋藏淺、厚度薄、原油黏度大、無法有效動(dòng)用的難題,在學(xué)習(xí)借鑒前人經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上,創(chuàng)新形成了氮?dú)狻⒔叼┹o助水平井蒸汽熱采開發(fā)技術(shù)（水平井、降黏劑、氮?dú)夂驼羝麖?fù)合開發(fā)技術(shù),簡稱HDNS技術(shù)）［3-4］。與直井相比,水平井井段位于油層內(nèi)部,與油層接觸面積增加,能夠降低熱損失,提高吸汽能力。將油溶性降黏劑以前置段塞形式注入地層可以有效降低近井地帶原油黏度和屈服值,起到降低注汽壓力的作用。氮?dú)鈱?dǎo)熱系數(shù)低,可降低地層熱損失。2009 年7 月在排601-平1 井首次開展HDNS 吞吐并取得產(chǎn)能突破,峰值日產(chǎn)油量49 t,第1 周期產(chǎn)油量為2 666 t,周期油汽比0.89,與直井蒸汽吞吐試采相比,單井周期生產(chǎn)時(shí)間從20 d 增加至270 d,周期產(chǎn)油量提高了15 倍,周期油汽比提高0.81。其余試采區(qū)塊采用天然能量開發(fā)。

1.3 開采狀況

從2010 年開始,勝利西部應(yīng)用HDNS 開發(fā)技術(shù)投產(chǎn)了排601、排6 南等15 個(gè)淺薄層特超稠油油藏,動(dòng)用儲(chǔ)量75c,累積油汽比0.45。應(yīng)用130 t/h 循環(huán)流化床鍋爐,注汽干度達(dá)99%,稠油熱采產(chǎn)出水做到資源化利用。油井投產(chǎn)前均采取防砂措施,采用注采一體化管柱,上提光桿注汽,下放光桿采油。盡管資源較差（油層很薄,原油黏度很高）,熱采油汽比不是很高,仍然實(shí)現(xiàn)了效益開發(fā)。投產(chǎn)水平井539 口,占勝利西部油井?dāng)?shù)的44%,日產(chǎn)油量占54%,累產(chǎn)油量占61%。其核心技術(shù)“薄儲(chǔ)層超稠油高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)及應(yīng)用”獲2020年度國家科學(xué)技術(shù)進(jìn)步獎(jiǎng)二等獎(jiǎng)。立足于精干的油公司模式,勝利西部經(jīng)營績效在勝利油田開發(fā)板塊中排名第一,最高地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度達(dá)到5%,目前保持在1.6%的較好水平,近年來SEC 儲(chǔ)量穩(wěn)步增長,儲(chǔ)量替代率保持在120%左右。

勝利西部石油采收率19.6%,綜合含水78.4%,累產(chǎn)油量9.8c。按照油藏類型評(píng)價(jià),2021 年稠油熱采地質(zhì)儲(chǔ)量占80%,可采儲(chǔ)量占90%,年產(chǎn)油占85%,累產(chǎn)油占90%,綜合含水79.4%。斷塊油藏（稀油及火山巖普通稠油）地質(zhì)儲(chǔ)量占14%,可采儲(chǔ)量占8%,年產(chǎn)油占13%,累產(chǎn)油占9%,綜合含水32.9%。低滲透油藏地質(zhì)儲(chǔ)量占5%,可采儲(chǔ)量占2%,年產(chǎn)油占比2%,累產(chǎn)油占1%,不含水。稠油熱采地質(zhì)儲(chǔ)量、可采儲(chǔ)量、年產(chǎn)油所占比例均超過80%,累產(chǎn)油占90%。斷塊油藏和低滲透油藏采用天然能量開發(fā)。2018 年以來,超稠油微生物采油、火山巖普通稠油及稀油常規(guī)開采產(chǎn)量所占比例穩(wěn)定在10%。

2 產(chǎn)量變化趨勢研究

2.1 勝利西部整體產(chǎn)量變化趨勢

繼春風(fēng)油田規(guī)模開發(fā)和薄淺層儲(chǔ)層預(yù)測技術(shù)成熟之后,通過滾動(dòng)擴(kuò)邊持續(xù)建產(chǎn)（例如排691塊投產(chǎn)新井82口,建成產(chǎn)能12×104t/a［5］）,春風(fēng)油田產(chǎn)量呈上升態(tài)勢（見表1）。

表1 春風(fēng)油田歷年產(chǎn)量構(gòu)成

勝利西部2021 年綜合遞減率為15.6%。2010—2015 年,新井投產(chǎn)井?dāng)?shù)較多,稠油熱采單井產(chǎn)量呈上升趨勢,2016 年以來,規(guī)模建產(chǎn)區(qū)塊逐步減少,老井產(chǎn)量處于舉足輕重的地位,稠油熱采單井產(chǎn)量呈逐年下降的趨勢（見表2）。稀油、火山巖普通稠油依賴于天然能量開發(fā),近三年來,單井產(chǎn)量有所下降。

表2 勝利西部單井產(chǎn)量變化

2.2 稠油熱采區(qū)塊產(chǎn)量變化趨勢

2.2.1 稠油熱采區(qū)塊整體產(chǎn)量變化趨勢

2021年,春風(fēng)稠油熱采區(qū)塊綜合遞減率16.5%。排601區(qū)塊2016—2018年產(chǎn)油1.22c,2019—2021年產(chǎn)油0.93c。排601-平1 井2009—2015 年產(chǎn)油1.7×104t,2016—2021 年產(chǎn)油1.0×104t。通過時(shí)間拉齊,對2016 年之前投產(chǎn)的熱采區(qū)塊進(jìn)行分析,第1 年產(chǎn)油42.4×104t,第2 年產(chǎn)油103.1×104t,第3 年產(chǎn)油114.9×104t,第4 年 產(chǎn) 油108.8×104t,第5 年 產(chǎn) 油88.6×104t,第6年產(chǎn)油77.7×104t,產(chǎn)量從第4年開始下降（見圖1）。從春風(fēng)稠油熱采井單井產(chǎn)量變化趨勢（見圖2）看,平均單井峰值日產(chǎn)油9 t,開采十年后,平均單井日產(chǎn)油已低于4 t。

圖2 春風(fēng)稠油熱采井單井產(chǎn)量變化趨勢

為進(jìn)一步了解早期老井產(chǎn)量變化趨勢,從春風(fēng)油田蒸汽吞吐開發(fā)數(shù)據(jù)庫中篩選單井累產(chǎn)油超過2×104t 且年產(chǎn)油峰值產(chǎn)量出現(xiàn)后正常生產(chǎn)超過8 a的油井,共64 口井。上述64 口井到2021 年底平均單井累產(chǎn)油2.5×104t。多數(shù)井在投產(chǎn)當(dāng)年或者投產(chǎn)后的第二年,年產(chǎn)油量達(dá)到峰值,之后遞減趨勢明顯,64口井平均單井峰值年產(chǎn)油4 597 t,7 a之后,平均單井年產(chǎn)油降至1 646 t（見圖3）。

圖3 春風(fēng)稠油熱采高產(chǎn)井平均單井年產(chǎn)油量變化趨勢

上述64 口井中單井年產(chǎn)油最大值為7 668 t,采用歸一化方法,對所有年產(chǎn)油量數(shù)據(jù)除以7 668,得到無因次化的年產(chǎn)油量,表3 展示了其中11 口井的無因次年產(chǎn)油量。64 口井平均無因次年產(chǎn)油量變化趨勢見圖4。

表3 春風(fēng)油田部分高效井無因次年產(chǎn)油量

圖4 春風(fēng)稠油熱采高產(chǎn)井無因次年產(chǎn)油量變化趨勢

2.2.2 典型稠油熱采單元產(chǎn)量變化趨勢

排601 南區(qū)塊投產(chǎn)油井155 口（水平井133 口,直井22 口）,建成生產(chǎn)能力24.7×104t/a。蒸汽吞吐第一周期單井峰值日產(chǎn)油33.3 t,平均單井日產(chǎn)油18.9 t,含水33.4%,周期產(chǎn)油840 t,油汽比0.62。2021 年12 月,排601 南平均單井日產(chǎn)油3.7 t,含水82.7%,采油速度1.68%,采收率33.8%,儲(chǔ)采比6.6。從歷年產(chǎn)油量變化趨勢（見圖5）看,總體開發(fā)效果不錯(cuò)。同時(shí),2017年以來,排601南區(qū)塊產(chǎn)量遞減趨勢很明顯。

圖5 排601南區(qū)塊年產(chǎn)油變化趨勢

排6 南區(qū)塊整體采取HDNS 技術(shù)開發(fā),井距150 m,排距140 m,生產(chǎn)井水平段長度200 m,篩管完井。投產(chǎn)水平井47 口,峰值年產(chǎn)油9.2×104t。2021年產(chǎn)油5.3×104t。該區(qū)塊平均單井累產(chǎn)油1.7×104t,其中8口井單井累產(chǎn)油超過3×104t。

2.3 火山巖油藏產(chǎn)量變化趨勢

排66 井井身結(jié)構(gòu)采用表層套管+油層套管,懸掛打孔套管,1 109～1 230 m 井段負(fù)壓深穿透射孔,日產(chǎn)油12 t,不含水,50 ℃脫氣原油黏度769 mPa·s。2022 年3 月,排66 井日產(chǎn)油6 t,含水22%,累產(chǎn)油3.2×104t。實(shí)施排66塊以水平井為主的產(chǎn)能建設(shè)方案,采用天然能量開發(fā),建成產(chǎn)能8×104t/a。

火山巖普通稠油新井投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油12 t,2021年產(chǎn)油8×104t,累產(chǎn)油32×104t,采收率8%。平均單井日產(chǎn)油由開發(fā)初期的12 t 下降為2021年的4 t左右。

2.4 中淺層稀油砂巖油藏產(chǎn)量變化趨勢

春風(fēng)油田排10 西稀油油藏建成產(chǎn)能11×104t/a,采油速度5%。新井投產(chǎn)初期平均日產(chǎn)油20 t,該類油藏2021 年產(chǎn)油11×104t,累產(chǎn)油56×104t,采收率45%。

該類油藏儲(chǔ)層地震反射呈“強(qiáng)振幅類亮點(diǎn)”特征,頂凸底平,油砂體形態(tài)與地震振幅屬性具有較好的對應(yīng)關(guān)系,能夠通過地震屬性有效識(shí)別油水邊界。油砂體儲(chǔ)量規(guī)模普遍很小,只能用“小而肥”來形容。巖性以綠黃色飽含油細(xì)砂巖為主。50 ℃脫氣原油黏度1 mPa·s。各油砂體油水界面統(tǒng)一,邊水體積是含油體積的45～90 倍,自噴生產(chǎn)。其中,蘇1-2 井累產(chǎn)油5.3×104t,日產(chǎn)油保持在10 t,不含水；蘇1-13 井累產(chǎn)油4.6×104t,日產(chǎn)油仍保持在21 t,不含水。利用數(shù)值模擬技術(shù)對排10 西砂體見水開發(fā)趨勢進(jìn)行預(yù)測,通過調(diào)整產(chǎn)液量,有效減緩水侵速度,延長無水采油期,平均單井日產(chǎn)油穩(wěn)定在12 t左右。

2.5 深層稀油砂巖油藏產(chǎn)量變化趨勢

永進(jìn)地區(qū)深層天然裂縫較為發(fā)育（見圖6、圖7）,局部發(fā)育高滲層（永301 井巖心滲透率375 ×10-3μm2）。地層壓力系數(shù)1.5～1.9,油層壓力高達(dá)130 MPa,屬異常高壓砂巖油藏［6-7］。原油中含有豐富的溶解氣,在如此地層高壓條件下,天然氣能否以液態(tài)存在于油藏中尚不清楚。新井投產(chǎn)初期平均單井日產(chǎn)油30 t,自噴生產(chǎn),不含水。7 口井試采獲得高產(chǎn),2021 年產(chǎn)油3×104t,累產(chǎn)油7×104t,采收率6%。

圖6 永1井巖心照片（5 875.58～5 882.52 m）

圖7 永301井微裂縫照片（巖心鑄體薄片，5 545.56 m）

永3-側(cè)平1 井于2018 年投產(chǎn),油壓46 MPa,日產(chǎn)油61 t,不含水,累產(chǎn)油3.4×104t,累產(chǎn)氣1 050×104m3。2022 年3 月,日產(chǎn)油26 t,不含水。采用旋進(jìn)旋渦流量計(jì)計(jì)量。永進(jìn)3-斜2 井生產(chǎn)層有效厚度為14 m,油層壓力系數(shù)1.9,2021年8月投產(chǎn)初期,油壓28 MPa,日產(chǎn)油46 t,2022 年3 月,日產(chǎn)油35 t,累產(chǎn)油8 028 t。試采證實(shí),異常高壓對油井自噴高產(chǎn)非常有利。

3 開發(fā)接替技術(shù)

3.1 熱采油藏開發(fā)接替技術(shù)

2021 年,稠油熱采產(chǎn)量占勝利西部產(chǎn)量的88%,加強(qiáng)稠油開發(fā)接替技術(shù)攻關(guān),確保稠油穩(wěn)產(chǎn)非常重要。稠油熱采井平均單井日產(chǎn)油已降至4 t,綜合含水超過80%,而且蒸汽吞吐屬于降壓開采,地層壓降超過3 MPa,地層壓力由開發(fā)初期的5 MPa降至2 MPa 附近。如果不改變開發(fā)方式,沒有較大規(guī)模的新區(qū)產(chǎn)能建設(shè)投入,春風(fēng)油田老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)將面臨很大挑戰(zhàn)。環(huán)烷基稠油儲(chǔ)量僅占世界已探明石油儲(chǔ)量的2.2%,春風(fēng)超稠油是優(yōu)質(zhì)環(huán)烷基原油,煉制的產(chǎn)品附加值非常高,但對環(huán)烷基稠油的保護(hù)性開發(fā)尚未引起足夠重視,并且除蒸汽熱采之外,大幅提高環(huán)烷基稠油采收率的技術(shù)尚未找到,因此,有必要系統(tǒng)深入地開展環(huán)烷基稠油開發(fā)的接替技術(shù)研究。

3.1.1 超淺層水平井熱采技術(shù)

勝利西部探區(qū)垂深最淺水平井獲工業(yè)油流。春風(fēng)油田排609塊薄淺層超稠油埋深180 m,油層厚度只有3 m,油水關(guān)系很復(fù)雜。應(yīng)用淺層短半徑水平井鉆井技術(shù),排609-平2 井垂深188 m,252～417 m 水平段鉆遇165 m 油斑級(jí)細(xì)砂巖。采用割縫篩管完井,注蒸汽1 000 t,氮?dú)?.2×104m3,降黏劑8 t,峰值日產(chǎn)油11 t,生產(chǎn)周期45 d,周期產(chǎn)油321 t。第二周期注汽1 400 t 后開井生產(chǎn),峰值日產(chǎn)油9 t,第二周期生產(chǎn)時(shí)間69 d,周期產(chǎn)油240 t。排609-平2 井的成功初步證實(shí)此技術(shù)可行,可推廣儲(chǔ)量1c,新鉆水平井20口。

3.1.2 熱化學(xué)驅(qū)技術(shù)

熱化學(xué)復(fù)合提高采收率技術(shù)是稠油蒸汽吞吐后期進(jìn)一步大幅提高采收率的重要接替技術(shù)。針對多輪次吞吐后產(chǎn)量遞減較快的難題,在借鑒春風(fēng)油田排601北蒸汽驅(qū)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上［8］,開展排612熱化學(xué)驅(qū)技術(shù)研究。排612 區(qū)塊埋深290～310 m,有效厚度6 m,地下原油黏度37 000 mPa·s,原始地層壓力3 MPa。投產(chǎn)油井302 口,以直井為主,井距140 m×200 m,最高年產(chǎn)油34×104t,2021 年產(chǎn)油降至18×104t,采出程度15 %。平均單井日產(chǎn)油由峰值的7 t降至1.5 t,綜合含水超過90%。

排612 熱化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)確立了“熱（蒸汽）、劑（降黏驅(qū)油劑、泡沫劑）、氣（氮?dú)猓睆?fù)合增效技術(shù),覆蓋儲(chǔ)量1.2c,設(shè)計(jì)9個(gè)反九點(diǎn)法井組,3 a后轉(zhuǎn)反五點(diǎn)法井網(wǎng)。試驗(yàn)前,地層壓力1.2 MPa,現(xiàn)場已實(shí)施4 個(gè)井組。2021年6月以來,排612塊已實(shí)施4個(gè)井組熱化學(xué)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn),通過接替降黏、深度調(diào)剖、擴(kuò)大汽腔,初步見效井10 口,階段油汽比0.13。該技術(shù)突破后可推廣儲(chǔ)量100c以上。

3.1.3 老區(qū)加密技術(shù)

在借鑒克拉瑪依油田汽驅(qū)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上,開展了春風(fēng)油田排601南區(qū)塊淺薄層超稠油加密蒸汽驅(qū)技術(shù)界限研究,攻關(guān)超稠油加密蒸汽驅(qū)提高采收率技術(shù)。水平井周圍動(dòng)用程度高,井間剩余油富集,加密井型為水平井和直井,有效厚度大于6 m。試驗(yàn)井組位于排601南區(qū)塊中部,油深570～610 m,有效厚度6～8 m,地層溫度脫氣原油黏度50 000～100 000 mPa·s,井距120 m×120 m,綜合含水82.8%,采出程度22.1%。在春風(fēng)油田排601 南區(qū)開展井網(wǎng)加密調(diào)整,規(guī)劃加密井53 口,預(yù)計(jì)新建產(chǎn)能7.9×104t。先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)儲(chǔ)量47×104t,加密后井距60 m×120 m,加密井?dāng)?shù)為5 口水平井、4 口直井,井網(wǎng)形式為排狀井網(wǎng),加密井蒸汽吞吐2 a 后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)。先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)已有6 口加密井順利完鉆,其中排601-平607和排601-平609 井采用HDNS 技術(shù)投產(chǎn)成功,平均單井日產(chǎn)油21 t,含水40%。

3.1.4 蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)協(xié)同開發(fā)技術(shù)

蒸汽輔助重力驅(qū)油技術(shù)（簡稱SAGD）是一種將蒸汽從位于油藏底部附近的水平生產(chǎn)井上方的一口直井或一口水平井注入油藏,被加熱的原油和蒸汽冷凝液從油藏底部的水平井產(chǎn)出的采油方法。SAGD 技術(shù)在加拿大一些油田、中國遼河油田和新疆油田廣泛應(yīng)用,被譽(yù)為最先進(jìn)的稠油熱采技術(shù)（見圖8）。參照現(xiàn)行技術(shù)標(biāo)準(zhǔn),春風(fēng)油田適合SAGD 的區(qū)塊很少,但仍在著力推進(jìn)排601 北SAGD試驗(yàn)。

圖8 超稠油SAGD開發(fā)示意［9］

高含水是值得特別關(guān)注的開發(fā)現(xiàn)象,春風(fēng)油田超過10%的油井因?yàn)楦吆验L期關(guān)井,另外超過10%的油井含水超過90%,開發(fā)效益變差。作為一次積極探索,通過轉(zhuǎn)換開發(fā)方式,春風(fēng)油田排601-平38 井停產(chǎn)7 a 后重獲工業(yè)油流。 該井在蒸汽吞吐5 個(gè)周期后因高含水關(guān)井。 重新評(píng)價(jià)后認(rèn)為該井地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度為17%,仍有較大開發(fā)潛力。借鑒前人超稠油直井-水平井組合蒸汽輔助重力泄油經(jīng)驗(yàn)［10］,對相鄰兩口直井注汽,對該井實(shí)施蒸汽吞吐。該井2021年7月21日恢復(fù)生產(chǎn),峰值日產(chǎn)油12 t,截至2022 年1 月3 日,連續(xù)生產(chǎn)168 d,階段產(chǎn)油1 135 t。之后注蒸汽后日產(chǎn)油穩(wěn)定在6 t。鑒于春風(fēng)油田多輪次蒸汽吞吐后采收率只有20%左右,蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)協(xié)同開發(fā)技術(shù)應(yīng)用前景較樂觀。

此外,春風(fēng)油田排6-平31 井儲(chǔ)層巖性為灰色油斑含礫細(xì)砂巖,油層垂深571～576 m,水平段長239 m。地面原油密度0.956 7 g/cm3,地層溫度33 ℃,地層壓力5.7 MPa,地下原油黏度19 683 mPa·s。注汽5 次、注汽7 100 t,已生產(chǎn)9 a,累產(chǎn)油30 071 t,累產(chǎn)水45 421 t,油汽比4.1。2022 年3 月,日產(chǎn)油5.7 t,含水56 %。分析認(rèn)為,排6-平31 井3 口鄰井對其產(chǎn)生了汽驅(qū)效果。

3.1.5 微生物采油技術(shù)

春風(fēng)油田排6-平48 井蒸汽吞吐開采初期由于邊水侵入造成高含水關(guān)井,分析認(rèn)為其油藏條件適合采用微生物采油技術(shù)。排6南沙灣組油砂體構(gòu)造整體呈向南西傾斜條帶分布,構(gòu)造比較平緩,埋深470～625 m,南面有邊水。2014 年9 月注入微生物菌液+營養(yǎng)液及激活劑后關(guān)井反應(yīng)166 d,2015 年3月15日開井生產(chǎn),至2016年4月30日生產(chǎn)405 d,增油3 515 t［11］。微生物采油技術(shù)在春風(fēng)油田排6-平49 等15 口井30 井次推廣應(yīng)用,累增油1.6×104t。適合微生物采油的儲(chǔ)量超過3c。此外,科學(xué)家發(fā)現(xiàn)新型產(chǎn)甲烷古菌,打破了原油降解產(chǎn)甲烷需要多種微生物參與、調(diào)控難度大的傳統(tǒng)認(rèn)識(shí),將這種古菌注入已枯竭或低品質(zhì)油藏,使難以開采的石油部分轉(zhuǎn)化為易于開采的甲烷氣體,并最終處理為天然氣［12］。

3.1.6 小口徑鉆機(jī)淺孔取心技術(shù)

淺孔取心非常直觀,是油氣開發(fā)從業(yè)人員的好幫手,成為老區(qū)剩余油描述、新區(qū)評(píng)價(jià)新的輔助手段。結(jié)合春風(fēng)油田沙灣組油藏埋藏較淺的實(shí)際,完成淺孔取心56 孔,平均單孔進(jìn)尺402 m。與鉆井取心相比,小口徑鉆機(jī)淺孔取心成本低、方便快捷、巖心收獲率高,可以縮短評(píng)價(jià)周期,降低開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)。在投入開發(fā)12 a 的排601 區(qū)塊,原始含油飽和度72%,采出程度15%。淺孔取心鉆遇黑褐色油浸細(xì)砂巖,含油飽和度50%～65%,表明剩余油富集（見圖9）。以此為基礎(chǔ),積極推進(jìn)井網(wǎng)加密、淺層超稠油挖掘開采和淺層大井眼水平井可行性研究［13］。

圖9 排601-淺5巖心照片（深度523 m，含油飽和度65%）

3.2 火山巖油藏開發(fā)接替技術(shù)

春風(fēng)油田火山巖油藏的開發(fā)面臨以下挑戰(zhàn)：1）部分井油稠,蒸汽吞吐或微生物采油效果不理想,儲(chǔ)量動(dòng)用不充分。2）主體部位采用水平井天然能量開發(fā),但采收率僅為8%,比較低。3）部分井儲(chǔ)層裂縫不發(fā)育,需要實(shí)施儲(chǔ)層改造。

開發(fā)接替技術(shù)：1）壓裂。排666 井石炭系取心進(jìn)尺199 m,心長196 m,鉆遇火山巖油斑級(jí)油氣顯示66 m。923～1 030 m 中途測試,日產(chǎn)油6 t,不含水。排666 井1 060～1 075 m 井段壓裂后,日產(chǎn)液由1 t增加到12 t,日產(chǎn)油由1.4 t增加到10 t,2022年3月,日產(chǎn)油2 t,含水20%,累產(chǎn)油1.4×104t,累產(chǎn)水4 000 t。春風(fēng)油田火山巖油藏壓裂增產(chǎn)技術(shù)或許值得進(jìn)一步推廣。2）老井側(cè)鉆。與中淺層砂巖油藏儲(chǔ)層預(yù)測難度相比,火山巖油藏儲(chǔ)層預(yù)測難度更大,老井側(cè)鉆成為重要的補(bǔ)救措施。排673-平1 井采用裸眼完井,日產(chǎn)油4 t,2019 年不供液關(guān)井。排673-平1 井供液差的主要原因是地層能量不足,而通過加深側(cè)鉆可以距離邊底水更近一些,有助于利用天然能量開發(fā)。排673-平1 側(cè)井投產(chǎn)后,日產(chǎn)油15 t,不含水,累產(chǎn)油4 164 t。繼續(xù)鉆探的3 口水平井也獲得工業(yè)油流。

3.3 深層砂巖油藏開發(fā)接替技術(shù)

永進(jìn)地區(qū)深層堅(jiān)持勘探開發(fā)一體化,勘探立足整體控制打輪廓,開發(fā)側(cè)重內(nèi)部落實(shí)打認(rèn)識(shí)。以提高鉆井速度、儲(chǔ)層描述符合率、油層鉆遇率、一次投產(chǎn)成功率、儲(chǔ)層改造成功率和單井產(chǎn)能為目標(biāo),推進(jìn)勘探、開發(fā)、工藝、工程及配套、綜合規(guī)劃一體化運(yùn)行,2021 年完鉆7 口井,鉆遇儲(chǔ)層展布穩(wěn)定,證實(shí)侏羅系齊古組油層大面積分布；但非均質(zhì)性強(qiáng),單層厚度2～23 m,取心分析巖性、裂縫差異較大。永進(jìn)地區(qū)僅動(dòng)用了裂縫發(fā)育且天然能量充足的幾個(gè)井區(qū),日產(chǎn)油100 t,采收率6%。對于裂縫不發(fā)育的井區(qū),深層致密油藏壓裂改造技術(shù)尚未突破,永進(jìn)3-斜1井等3口井壓裂后僅見到油花［14］。由于試采井?dāng)?shù)較少,單井產(chǎn)量預(yù)測難度比較大［15］,初步預(yù)測永3-側(cè)平1 井近三年內(nèi)日產(chǎn)油可以繼續(xù)穩(wěn)產(chǎn)在20 t,可采儲(chǔ)量6×104t。目前認(rèn)為異常高壓和層理縫發(fā)育是永進(jìn)地區(qū)深層產(chǎn)能主控因素,重點(diǎn)深化沉積相、層理縫形成機(jī)制研究。針對高產(chǎn)區(qū),抓好永3試驗(yàn)區(qū)建設(shè),實(shí)施、研究、提升同步推進(jìn)；針對厚層裂縫不發(fā)育區(qū),開展超高壓高溫壓裂工藝攻關(guān),探索水平井密切割壓裂工藝。針對結(jié)蠟堵塞井筒難題,采用連續(xù)油管解堵成功。此外,設(shè)想通過注二氧化碳補(bǔ)充地層能量。

永進(jìn)地區(qū)深層蘊(yùn)藏豐富的天然氣資源（主要為溶解氣）,有的油井日產(chǎn)氣2×104m3,已實(shí)現(xiàn)商品化銷售,未來幾年有望實(shí)現(xiàn)油氣并舉。

4 結(jié)論

（1）以礦場資料分析為主,研究了勝利西部產(chǎn)量變化趨勢及開發(fā)接替技術(shù),同時(shí)檢驗(yàn)了HDNS 技術(shù)的應(yīng)用效果。多數(shù)稠油熱采井應(yīng)用HDNS技術(shù)投產(chǎn)當(dāng)年或者投產(chǎn)后的第二年,年產(chǎn)油量達(dá)到峰值,之后遞減趨勢很明顯,綜合遞減率達(dá)到15%。勝利西部連續(xù)6 a 保持上產(chǎn)態(tài)勢,年均上產(chǎn)9×104t,但投產(chǎn)5 a 以上的老井年產(chǎn)油量遞減率在10%左右。一方面新區(qū)接替陣地非常復(fù)雜,穩(wěn)步建產(chǎn)難度很大；另一方面由于春風(fēng)油田石油資源富含稀缺的環(huán)烷基稠油,在強(qiáng)調(diào)加大開發(fā)技術(shù)攻關(guān),提高企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益的同時(shí),更應(yīng)重視提高采收率。

（2）微生物采油、超淺層水平井熱采技術(shù)初見成效。通過轉(zhuǎn)換開發(fā)方式,排601-平38 井停產(chǎn)7 a后重獲工業(yè)油流,稠油熱采區(qū)塊排612 熱化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)意義重大,井網(wǎng)加密可行性正在論證過程中。做好井網(wǎng)加密、熱化學(xué)驅(qū)現(xiàn)場運(yùn)行,為稠油區(qū)塊后期穩(wěn)產(chǎn)打好基礎(chǔ),做好技術(shù)支撐。小口徑鉆機(jī)淺孔取心非常直觀,是油氣開發(fā)從業(yè)人員的好幫手,成為老區(qū)剩余油描述、新區(qū)評(píng)價(jià)新的輔助手段。

（3）永進(jìn)深層立足于地層異常高壓和溶解氣提供的天然能量實(shí)現(xiàn)少井自噴高產(chǎn),但對需要深抽采油的油井如何實(shí)現(xiàn)人工舉升和補(bǔ)充地層能量還比較茫然。對于裂縫不發(fā)育的火山巖油藏和深層砂巖油藏如何通過壓裂增產(chǎn)尚需進(jìn)一步探索。永進(jìn)地區(qū)深層蘊(yùn)藏豐富的溶解氣,有的油井日產(chǎn)氣2×104m3,已實(shí)現(xiàn)商品化銷售。