——中石化西北油田采油二厂创新攻关提高采收率纪实
■ 丁玉萍 郑金国 胡强
●塔河12区被一片绿洲覆盖，全力打造高水平开发示范区、标准化施工示范区、智能化节能示范区等三个样板工程。
●“过饱和扩容+表面活性剂”新工艺实施后，提高了油井的产量。职工在调整掺稀参数。
2019年，西北油田采油二厂生产原油284万吨，生产天然气6000万立方米，盈亏平衡点43.35美元/桶，较上年降低0.82美元/桶，成为中石化第一效益采油厂。
以稠油开采为主的采油二厂在高速高效开发18年后，油田开发进入中高含水期，剩余油开采难度越来越大，但同中石化一些老油田相比，采油二厂所在的塔河油田尚处“青壮年”期，目前动用储量采收率仅为16.6%，远低于中石化油田采收率平均值26.7%，采收率提升有很大空间。正是基于这一认识，采油二厂技术人员克服储量品质变差、剩余油分布日益复杂、水驱气驱变差井增多、传统工艺适应性变差等诸多困难，坚定信心，在油藏精细描述上下功夫，在注采系统调整上下功夫，在注采结构优化上下功夫，加强前瞻性关键技术攻关及先导试验，推广应用成熟技术和低成本集成技术，深挖油藏潜力，从立体结构井网构建、强化连通、改善水(气)驱效果三个方向开展工作，提高油藏采收率水平，全力推进超稠油高效开发。
认识油藏：定量化精准发力
“认识地质目标的精准度要高于打靶射击，我们必须用打靶射击靶心的精准度来寻找油藏‘甜点’，一点偏差就会导致成百上千万的投资打水漂。”采油二厂总地质师杜春晖说。
随着开发的深入，油水关系愈加复杂，定性剩余油判断已无法满足精细开发需求。采油二厂在缝洞精细解释、开发动态分析的基础上，依托科研项目，通过厂院高校三方联动，建立提高地质建模精度的思路和方法，进行开发方案数值模拟和剩余油分布定量描述，指导单元综合治理，开创了缝洞型油藏定量化开发的新局面。
在AD4单元，技术人员以地震雕刻为基础，将储层分为裂缝、溶洞、河道、溶蚀孔洞4类，分别优选AFE、剩余阻抗、振幅、张量属性进行表征，建立融合体模型，并赋值不同的孔隙度，计算缝洞体积和储量，对油藏进行定量化研究并给予剩余油可视化描述、表征及预测。围绕剩余储量富集区，大泵提液调流势治理底水，使整个单元产量翻番 ，阶段增油2.4万吨;在S74单元，围绕剩余油发育的局部残丘高点，在气驱井网构建上，由前期单点治水转变为整体布局规模注气，2019年，单元开发效果明显好转，单元日油水平由每天50吨上升到123吨，采油速度由0.19%上升为0.48%。
由于缝洞型油藏储层类型以裂缝、缝洞、溶洞为主且高度离散分布，导致传统油藏工程方法适用性差，储层参数表征困难。技术人员充分挖掘现有的动态信息，通过液面恢复指示曲线、注水指示曲线、停泵压降曲线、能量指示曲线建立了“四线三定”的储层参数表征技术，在准确认识缝洞结构、储量规模、油水体能量大小，储层流动能力等参数的基础上指导定量化水驱气驱及措施挖潜45井次，阶段增油4.58万吨。该项成果在中石化降递减重大专项成果鉴定中收获好评，并在西北油田、局分公司各个采油气厂全面推广应用。
构建联通：打破壁垒构建油藏通道
有人形容塔河油田像一个倒扣在塔里木盆地地下五六千米的桂林山水，其中的“溶洞”就是油气的主要储藏空间。这些地下“溶洞”结构复杂，非均质严重，储集体规模、类型、内部关系复杂。这种油藏特殊储集空间，不可能去走砂岩油藏提高采收率的路线。如何打破缝洞油藏间的壁垒，把独立空间(远端储油体)有效沟通，让缝洞油藏连起来，扩大储量波及，实现井周、井间剩余油高效动用是摆在开发人员面前的难题。
“我们通过对TH123104井成功实施缝网体积压裂作业，实现了油井稳产，为后期扩大规模，沟通更多的储集体，提供了新的认识和方向。”采油二厂开发研究所工艺副所长黄明良说。
TH123104井是2018年6月完钻的一口新井，同年6月酸压施工，累计产油350吨，因供液不足关井。技术人员经过分析探讨，认为该井在新井完井期间，酸压未能沟通有效储集体，要想“盘活”该井，还需进一步采取手段实现储层沟通。
2019年7月，对TH123104井实施缝网体积压裂作业，先注入纳米硫化钼溶液1500立方米，利用纳米硫化钼渗透作用启动微裂缝，驱替裂缝内原油，再实施体积压裂作业，累计注入2600立方米压力液，采用油套同注提高排量扩大波及范围。该井自喷生产20天，累计产油270吨，转抽生产累计产油549吨。目前，该井日产油15吨，供液稳定。
2019年，通过深化地质认识，精细储改设计，现场实时调整，实施新井储改28井次，有效17井次，有效率60.7%，阶段产油5.5万吨。
“储集体之间有天然的裂缝相连，也有被分割的。此前酸压思路总是想既沟通主裂缝，又要沟通次级裂缝，实现大小通吃，难度确实有点大。”黄明良说。
改变思路势在必行，利用三维地震资料刻画出地质模型，实现井储关系可视化，找准酸压突破点和发力点，通过加大前期造缝的压裂液，高压力高排量，集中优势力量，专攻目标体，2019年实施7井次，有效5井次，酸压有效率从39%提升71%，单井日产油能力从8吨提升至13吨，阶段增油9200吨，酸压施工效果明显提高。
针对静态有连通、常规注水不能充分动用的远井储量，过饱和注水可以实现扩波及、补能量、改导流的目的。对于水驱失效井，采油二厂加大新工艺试验，通过分流原理增大水驱波及体积，高压打通井间因泥质充填、岩石坍塌造成的渗流屏障，重新构建井网，有效提高水驱储量动用。2019年2月14日，该厂对TH102105井组实施过饱和扩容后，关键节点被打通，邻井TH10209、TH10366井动态响应明显，井组累计增油2500吨。
在推广应用过饱和扩容技术的同时，该厂根据油藏认识，打出“过饱和扩容+固体酸”强化远端渗流通道改造、“过饱和扩容+表面活性剂”增加次级通道驱油等组合拳，加大区域剩余油动用，进一步提高采收率。
2019年8月29日，西北油田首口“深部调流+过饱和扩容”新工艺先导试验在TH12264井开展。该井前期进行高压注水后压力持续走平，注入水进入深部断裂，未有效发挥横向驱油作用。为完善井网，扩容驱油，对该井进行了“调堵+扩容”施工，设计水量6000立方米。此项技术通过调整吸入剖面，封堵原低效通道，提高排量沟通外围储集体，达到开采井周剩余油的目的。
2019年采油二厂共实施各类过饱和扩容试验7井次，累计增油5058吨。
水驱治理：“大禹治水”让油藏显露真容
塔河油田在开采初期，地层能量充足，原油都是自喷生产;开采中后期，油藏天然能量下降，就要通过注水、注气等措施来挖潜剩余油。近年来，塔河油田注水失效问题逐渐凸显，注水无响应、注水水窜井逐年增加等问题严重影响油田老井稳产。针对上述问题，二厂技术人员对水驱剩余油赋从模式研究后创新性地提出了“流道调整”的概念，通过堵剂颗粒实现“卡堵转向”“缩缝分流”，调整原低无效注水通道，实现注水转向扩大水驱波及驱替次级通道剩余油的目的，从而实现了改善水驱提高采收率的技术突破。
2016年5月流道调整在塔河TK651CH井首次先导试验成功，随后陆续展开12余井次施工，累计增油超过1.6万吨，吨油成本仅300元。近年来，采油二厂“边实践、边认识、边创新”，摸索出了“一个配套，两个创新、三个优化”的“123”调流法。“一个配套”即工程技术与油藏储存类型相配套;“两个创新”即调流药剂创新和调流思路创新;“三个优化” 即优化油藏认识、优化工艺配套、优化注入工序，闯出了一条碳酸盐岩低成本改善水驱调整的新路子，目前流道调整作为塔河油田提高采收率的重要技术手段正在规模化推广应用。
针对主力单元见水和综合含水上升，“十三五”以来，西北油田在塔河4区、6区、7区和8区建立示范区，开展缝洞型油藏改善水驱配套技术攻关与应用，形成了“点面结合、控强扶弱、调堵结合”的流势调整思路，探索形成三种调流模式，研发“四个可控”的调流药剂系列，该技术课题成果显著，塔河示范区新增水驱控制储量1591万吨，示范区单元注水提高采收率0.53%，示范区改善水驱试验有效率72%。
针对边底水突破后剩余油被屏蔽难动用、常规堵水封堵范围小、成本高的问题，2019年，该厂技术人员研究形成了以淀粉胶为主、高温冻胶为辅的低成本堵水工艺，2019年实施10井次，累计增油3998吨。
以气驱油：挖潜顶部“阁楼油”
前期通过注水替油挖潜井周剩余油，随着轮次的增加，部分井组注采比逐步上升，替油效果逐渐变差，失效井数增加，导致大量剩余油无法采出，特别是钻遇缝洞储集体边部或相对低位置的油井，其剩余油主要分布在缝洞体的高部位，称之为“阁楼油”。
“注气驱油”即向地层注入氮气，在重力作用下向高部位运移，在储集体顶部形成“气顶”，从而运用“气功”逼出单纯注水难以驱动的“阁楼油”，达到提高采收率的目的。
在近几年气驱开发实践中，二厂技术人员建立基于物质平衡的注气定量化方法，使单井注气从定性到定量转变：针对定容型储层，通过评估提前转高压注水+注气协同生产，避免吐气风险，2019年实施6井次，阶段增油1.6万吨;针对表层多阁楼型井通过变注气规模、变注入排量等方式调整多轮次注气井36口，效果变好21口，同时建立连通井组12口，新增可采储量20.5万吨。同时在主力高产单元，立足水侵源头，探索整体注气压锥初见成效;在复合岩溶区，针对水驱变差，边底水持续上升等问题，通过气水协同扩大波及改善驱替效果，2019年实施8个，受效井11个，阶段增油1.9万吨，新增可采16.5万吨。
对油田开发而言，提高采收率是一个永恒的课题，需要长期不懈的探索和持续发力。2020年，采油二厂将扩大应用相对成熟的采收率工艺，使采收率技术初步形成规模化应用。同时继续开展改善水气驱先导试验和液体构建连通工艺先导试验，逐步形成构建联通的技术体系，开创塔河油田提高采收率工作新局面。
