西北油田：深挖潜力点 老区弹“新调”

  [中国石化新闻网2018-03-20]
  西北油田碳酸盐岩岩溶缝洞型油藏，已经历天然能量开发、注水开发、注气+注水开发等阶段，由于储层非均质性强，大大增加了深度挖潜的难度，该油田采油一厂从地质成因、采出程度、能量分布入手，找准矛盾点，深挖潜力点，目前，油藏日产水平达2447吨，自然递减为10.4%，新增SEC储量125万吨，老油藏焕发了第二春。
  思想挖潜：地质认识实现大突破
  如何在缝洞型油藏开发上取得新突破，首先要打破常规思维，实现在地质认识上的飞跃。研究人员在前期“缝洞单元理论”基础上，提出了“断溶体油藏”这个新理念，进一步丰富碳酸盐岩油藏成藏理论。
  “断溶体油藏具有油藏形态多、高度大于宽度、开发特征差异性明显等特征，在开发认识上必须由‘断裂控储’向‘断裂成藏’转变，即断裂带既是油气运移通道，也是油气成藏的有利场所。储量动用也要向提高井网控制程度、提高采收率、增加SEC储量方面转变”。该厂总地质师马洪涛介绍说。
  由于地质成因认识发生了变化，目前在储量动用方面还存在着井网控制不足、井间储量动用不充分、井周储量动用难度大等诸多矛盾。
  技术人员在精细油藏描述的基础上，在老区识别出多条未动用断溶体。2017年首先在塔河4区取得突破，断溶体油藏的TK494井获得高产，日产能力达30吨。近期已在塔河四区、二区、三区共部署新井16口，提高了断溶体井网控制程度。
  井间挖潜：分类治理 低效变高效
  “井间储量动用不充分，主要表现是井间储集体累采程度较低或能量欠缺，针对井间三种剩余油赋存形式，我们分别采取完善注采井网、调流道、气水协同等措施，对症下药，让低效井变成高效井”。油藏技术员张莹介绍说。
  井间未动用剩余油的地质成因有多种类型，对连通性能较好的表层岩溶、古河道岩溶区域，主要采取调整注水参数等手段。在断溶体岩溶发育区，依托断裂带连通的优势条件，构建带状井网，实施边部注核部采、低注高采和缝注洞采。对于水驱覆盖程度较低的残丘岩溶，弱能区补能驱油，强能区则建立压差平面驱油，目前已在5个残丘建立注采井网，达到了预期效果。
  挖潜高导流通道屏蔽剩余油的重要手段，就是通过调流道，扩大波及体积，改善低效注采井组的水驱效果。针对断溶体注水效果变差的井组，采取平面缩缝调流，封堵主流通道，动用次级通道剩余油；针对古河道深部水量大的井组，采取纵向卡缝调流，封堵深部通道，启动横向驱替通道。
  实施“气水协同”技术，是挖潜阁楼剩余油的有效措施。据技术人员介绍，就是在气水共同作用下，通过氮气将阁楼油从上而下驱替至水驱可动空间，水再将油驱替至受效井。以前期4种井组构建模式为基础，目前形成了一套较为完善的气水协同 “三定”技术体系，在塔河四区已实施9井组，增油5万吨。
  井周挖潜：动用二套 无效变有效
  井周剩余油动用难度大，是制约碳酸盐岩油藏稳产增效的重要因素。据分析，主要原因是老井水淹严重，多轮次单井注气后一套剩余油挖潜程度较高，按照新的地质认识，部分老井偏离储集体发育区，导致供液及产出状况不佳。
  单井注气是挖潜井周剩余油的主要措施。技术人员不断深化井周储集体模型刻画，通过优化注气、伴水参数、储层二次改造等手段，实现了远井二套储量动用。结合70余口多轮次注气井，实施一井一策，优化调整参数，有效提高了井周储量动用。
  针对未能直接钻遇有利储集体发育区的油井，技术人员运用缝洞型油藏三定地震技术，重新分析老区资料，识别出未动用储集体，部署侧钻井，采用新工艺实现远距离通道改造。
  “目前已实施高压水力扩容1井次，2018年计划进行常规酸化7井次，深穿透酸化及水力扩容2井次，深度挖潜井周剩余油”。负责措施实施的技术员钟敏说。