塔河油田：降递减“技能包”再升级（图）

  □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。