西北油田采油一厂深度挖潜老区新增SEC储量125万吨

   [中国石化新闻网  2018-03-26]西北油田采油一厂开发的碳酸盐岩溶缝洞型油藏，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，开发难度逐年增加。对此，该厂从地质成因、采出程度、能量分布入手，找准矛盾点，深挖老区潜力。目前，该厂日产油水平达2447吨，自然递减率为10.4%，新增SEC（美国证券交易委员会）储量125万吨。
  思想挖潜：地质认识实现大突破
  要想在缝洞型油藏开发上取得新突破，首先要打破常规思维，在地质认识上取得突破。
  研究人员在前期“缝洞单元理论”基础上，提出了“断溶体油藏”的新概念，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，又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说。
  由于地质成因认识发生变化，目前在储量动用方面还存在井网控制不足、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，钻探断溶体油藏的TK494井获得日产油30吨的高产。近期，该厂已在塔河四区、二区、三区共部署新井16口，以提高断溶体油藏井网控制程度。
  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计采出程度较低或能量欠缺。针对井间三种剩余油赋存形式，技术人员对症下药，分别采取完善注采井网、调流道、气水协同等措施，让低效井变高效井。
  对于连通性较好的表层岩溶、古河道岩溶油藏，主要采取调整注水参数等手段。在断溶体岩溶发育区，技术人员依托断裂带连通的优势，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油藏，他们实行弱能区补能驱油，强能区建立压差平面驱油。目前已在5个残丘建立注采井网，收到了预期效果。
  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，他们采取平面缩缝调流措施，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，打开横向驱替通道。
  气水协同技术是挖潜阁楼剩余油的有效措施。该厂以前期4种井组构建模式为基础，逐渐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个井组，累计增油5万吨。
  井周挖潜：动用二套储量，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，通过优化注气参数、储层二次改造等手段，实现远井二套储量动用。技术人员结合70余口多轮次注气井实际情况，一井一策优化调整参数，有效提高了井周储量动用程度。
  对于未能直接钻遇有利储集体发育区的油井，技术人员应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两井次，深度挖潜井周剩余油。”负责措施实施的技术人员钟敏说。