发展关键技术破解采收“密码”_吉林省能源信息服务平台

塔河油田主力产层是缝洞型碳酸盐岩，油藏类型特殊，埋深5500~7000米，以典型喀斯特地表淡水溶蚀作用为主，主要储集空间包括大型溶洞、溶蚀孔洞和裂缝，非均质性强，油品为中轻质—重质高黏稠油，每个缝洞系统自有油水分布关系，没有统一的油水界面。

西北油田牢固树立“以单元储量为核心提高采收率”理念，不断夯实缝洞型油藏描述技术、缝洞型油藏空间结构井网构建技术两个基础，构建高效酸压、水驱气驱提高采收率技术系列，实现塔河主体区采收率持续提升。

一是坚持“地质为魂、物探为法、建模数模为核心”的工作思路，持续推进缝洞描述技术进步。在地质方面，以岩溶缝洞成因为纲，构建基于岩溶规律的缝洞描述“五步法”，明确了缝洞间关联关系，缝洞由杂乱无章变为有规律可循，厘定了不同岩溶要素的发育特征。在物探方面，创新单个溶洞空间位置“三定”技术，形成基于地震多属性融合的三大岩溶缝洞系统综合描述技术，现场实施后缝洞直接钻遇率由47%提高到62%。在建模数模方面，创新了地震岩溶相控建模方法，形成了基于管流理论的数值模拟等效方法，建立了缝洞型油藏建模数模一体化流程，持续提升模型的运算时效和模拟精度，地质建模精度在平面上由30米精确至15米、纵向由6米精确至3米，数模运算时效提高了2倍以上，历史拟合率由65%提升到80%。

二是建立以岩溶缝洞系统为核心的空间井网构建技术。以缝洞空间储量控制最大化与注采驱替效率最高为构建原则，细化分类地质模型、缝洞空间关系、连通路径、动—静态储量的立体空间展示、剩余油分布、注采方式、注采调整7项井网构建要素，完善了匹配三大岩溶背景岩溶缝洞结构的注采井网。2022年以来，重构注采井网15个单元，优化注采调整45个单元，实现“一注一采”向“多向注采”转变，多向注采井组占比由28%提高到41%，水驱动用程度提高5个百分点，吨油耗水率下降6个百分点。

三是发展完善缝洞型油藏改善水驱提高采收率技术。根据单元不同开发阶段和开发矛盾，制定差异化的注水开发对策，增强了注水开发效果。基于井间大尺度缝洞结构，创新“颗粒调流道”技术，利用“毫米级”调流剂调整井组优势水窜通道，动用次级通道剩余油，扩大单元水驱波及体积。截至今年10月，累计实施调流道92井次、增油8.3万吨，井组平均增油1025吨。

四是创新缝洞型油藏注氮气提高采收率技术。针对注水后期“阁楼油”难以动用的难题，创造性地提出了注氮气提高采收率技术，揭示了人工气顶驱、膨胀增能、扩大波及、改变流场、抑制底水等五大作用机理，形成了选井原则和注气技术对策，制定了氮气驱技术规范。截至目前，注氮气技术在塔河11个区块推广，累计注氮气35.7亿立方米、增油超740万吨，大单元气驱井组采收率提高8个百分点，油田整体采收率提高2.5个百分点。目前，注氮气提高采收率已成为塔河油田主导开发技术，同时，西北油田开展的天然气驱、二氧化碳驱、氮气泡沫驱等多种三次采油先导试验均获得成功。

五是建立分储集体类型、分应力方向、分井洞关系的缝洞型油藏酸压工艺技术体系。地质甜点考虑储集体类型、储集体沿主应力方向展布和垂向距离、天然裂缝发育等情况；工程甜点考虑是否漏失、井—靶关系。通过实施地质工程一体化，形成延迟酸远距离沟通技术、复合分段多级沟通技术等8种酸压工艺选型推荐做法，围绕地质、工程双甜点融合，优化储层改造工艺体系，强化油藏数模在酸压设计中的应用，在塔河老区实现了建产率、日增油能力、一井多靶日产液能力“三个提升”。

同时，创新驱动需要良好的管理机制做支撑。西北油田坚持油公司管理模式，构建“两院一中心”技术支撑体系和采油厂技术实施架构，出台了一揽子标准和制度规范，畅通提高采收率新工艺新技术试验和规模化应用渠道，推行提高采收率示范区和重点项目“揭榜挂帅”，激发了科技创新的动力和活力。此外，不断夯实提高采收率基础管理，持续加大信息化支撑力度；针对基础地质研究整体性、开发管理规范化、开发动态分析信息化等工作，扎实开展对标提升活动，加强“中—中”合作，建立长效合作机制，共同促进开发工作水平快速提升。

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