塔河油田TP1110新井进行酸化压裂施工作业。石立斌 于腾飞 摄影报道

    □王福全 谢 爽

    西北油田塔河油田通过升级“注水+”“注气+”等技术手段，有效应对断控型油藏含水上升、碎屑岩油藏调驱调流效益变差等难题，2023年自然递减率控制在15.3%，比2022年降低1.5个百分点。

    塔河油田以碳酸盐岩缝洞型油气藏为主，勘探开发20余年，累计生产原油近1.4亿吨、天然气390亿立方米，面临着自然递减率高的难题。前几年，油田自然递减率曾近20%，相当于每年要被“吞噬”超100万吨产量。

    如何更好地控制自然递减率，是塔河油田保持长期稳产的关键。

    近年来，西北油田科研人员不断深化油藏认识，在量化注水、精细注气等方面持续研发和应用新技术、新工艺，控制自然递减率取得显著成效。

    TP12-5CX单元是塔河油田控制自然递减率的“示范田”。

    2019年12月开始，科研人员通过精细研究平面分布、纵向展布、缝洞关系、控制程度及注采关系的优先级，在该单元选择油源充注点部署深部注水井TP281X井，同时，对井网开展适应性评估，构建出新的空间矢量注采井网，推动实现了缝洞储量控制最大化，TP281X井单元日产油能力由96吨提高至147吨。

    两年后，单元又出现水驱波及不均衡等新问题，日产量为60吨的TP12-5CX井出现水窜风险。

    他们综合地质和地震资料，应用结构张量、相控反演、断裂面叠加地应力等手段，同步考虑断裂指示因子，精细描述出断裂面连通及分隔关系，将整体刻画进一步细化至内部结构刻画描述，再结合油藏工程方法和油藏数值模拟技术，刻画出油气通行的主要优势通道和次要通道。

    此外，他们还对注水强度、注水周期和分水率等指标进行模拟量化、优化，引导井组分水量达到均衡，化解了单元水窜风险。2024年初，TP12-5CX单元日产原油保持在130吨以上，稳定生产。

    “塔河油田控制自然递减是一项长期而艰巨的工作。我们坚持紧密结合基础研究与关键技术突破，持续加大建模数模一体化研究力度，推动‘注水+’‘注气+’技术迭代升级，解决好控递减攻关中遇到的各类问题，为老区长期稳产作出新贡献。”西北油田高级专家刘学利说。

    实践者说

    西北油田勘探开发研究院副院长 蒋 林：

    随着塔里木盆地油气开发不断深入，塔河油田缝洞型油藏开发对象在由大尺度走向中小尺度缝洞、近井走向远井、平面走向立体、宏观剩余油走向微观剩余油的过程中，常规控制递减的手段已显现适应性不足等问题，亟待转变思路，重新构建降递减开发体系。

    “十三五”以来，我们通过开展缝洞型油藏注气提高采收率机理、缝洞型油藏注气数值模拟技术、规模注气参数油藏工程快速设计方法等方面的研究，攻坚克难，逐步形成了一套以氮气为媒介、适用于缝洞型油藏的注气提高采收率技术体系。

    目前，这项技术体系已成为塔里木盆地缝洞型油藏降递减、提采收的主导技术，其中“注气+”低效治理技术实现了“注有效气”的目标。针对水窜导致单井注气低效的问题，利用油藏工程方法，计算出水窜屏蔽压差，按照“压差匹配-能量博弈”的基本思路，开展注气配套堵水方案设计。目前，这项技术应用达500井次，增油50万吨，成为注气降递减提采收、治理低效无效井的主要技术。

    虽然目前取得了一定的成果，但仍有很多难题制约着塔里木盆地控制自然递减效果，因此需要持续加强在深化基础理论研究、强化注气地质工程一体化研究、探索提采新技术等方面的工作。