■ 张洋 何新明 张慧涛
近日，在塔河油田老区部署新井举步维艰的TH12402单元，新钻开发井TH12466X井试获工业油气流，日产原油24吨。
该单元开发12年，有34口油井，累积产油259万吨，采出程度仅10.6%。因为缝洞体(储集油气空间)之间的连通和分隔关系认识不清，明知有丰富的剩余油，科研团队只能“眼馋”，无法“下口”。今年以来，西北油田勘探开发研究院在缝洞型油藏发展完善“建模数模”一体化剩余油表征技术，在该单元识别45个缝洞体，针对8个未动用缝洞体，论证部署3口新井， TH12466X井率先完钻便获得稳产。
今年以来，在“一体化”技术支撑下，该研究院完成了13个单元的建模和数模工作，支撑部署新井43口，目前投产25口，增油8.7万吨;同时，新增单元注水井组24个，新增单元注气井组21个，增油36.1万吨。
制作动画在8D油藏识别出剩余油
塔河油田属于碳酸盐岩缝洞型油藏，在开发20多年后，进入精细开发阶段，科研团队将提高采油率和降低自然递减率作为攻关目标。由于该油藏地质复杂，储存油气的缝洞四通八达，错综复杂，被科研人员称为8D油藏。
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?科研团队将目光聚焦到“建模数模”一体化技术。该技术常用于国内外碎屑岩油藏的智能化、精细化开发，然而应用到非均质性强的缝洞型油藏却没有可供借鉴的经验。去年，研究院以一体化技术为抓手，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。他们通过地震处理技术，360度扫描5500米以下的地层，给超深层缝洞的整体轮廓拍摄高清图像。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。
“数模就是数值模拟，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，就可以像播放高清视频一样，查看油藏开发的全过程，也可随时回放。”勘探开发研究院油气藏地质研究所技术总监汪彦博士说。
这样一来，通过一体化技术，能够清晰显示油水从缝洞、井筒、井口这一过程开采出的状态，用动画的形式，看清任意时间段地下油水开发时的流动规律，从而识别有利油水流动通道，再现剩余油空间分布特征。
S48井是塔河油田的原油累产冠军井，开发12年后，底水上升，然后通过关井方式间开生产，1个生产周期内关井1个月，开井2个月，开井期间日均产油仅有3吨。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350万方、注水4.5万方，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。通过一体化技术，该井今年累计增油5060吨，让老区累产量高、底水上升的停躺井再次焕发青春。
计算剩余储量规模实现可视化开发
5月16日，塔河4区TK446CH2井自然完井投产，投产至今日产原油稳定在33吨，累产原油4000吨。
最初，该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19万方，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，被其他2条断裂带切割成3块“豆腐”。研究发现，其中2块“豆腐”已有油井控制，于是科研团队应用一体化技术，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，从而将该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，实现了稳产。
今年，该研究院成立“建模数模”一体化攻关团队，制定相应的小组设置、管理制度、主要职责、攻关目标等细则，推动一体化技术的研究和应用。科研团队在前期的成果上，开展剩余油分类评价，根据剩余油与井筒的连通关系，将其划分为未井控和井控储量两大类，并制定配套开发对策提高老区采收率。
他们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。
“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。
在塔河4区运用一体化技术以来，日均产油632吨，产量较2018年翻了一番。在一体化技术识别剩余油的基础上，西北油田利用老井开窗侧钻工艺，沟通未动用缝洞体，缩短钻井周期45天，相对直井节约费用1500至2000万。今年以来，西北油田部署侧钻井55口，占部署新井的51%。
院厂融合攻关加快成果转化支撑增储上产
5月20日，停躺井TP205X井在实施一体化技术后，恢复生产，日产原油18吨，至今累计增油2300吨。
此前，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。建模可视化显示，该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。带着问题，团队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，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，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，恢复了油井产能，为注水失效井组治理提供了方法参考。
今年，该研究院与采油气厂在人才交叉培养、研究人员驻厂等基础上，创新井位部署和产建方案联合攻关小组这种新的院厂融合模式，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。
在院厂联合应用一体化技术的推动下，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。
勘探开发研究院副院长杨敏说：“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，借鉴在塔河开发经验，制定稳产对策，延长顺北油气田效益开发周期。”
