塔河油田秋日风光。          丁玉萍 摄

□张 俊 谢 爽

截至目前，西北油田塔河油田累计生产原油1.23亿吨，是我国首个以海相碳酸盐岩缝洞型油藏为主的累产亿吨级油田。今年7月，新疆维吾尔自治区科技创新大会传来喜讯，“塔河油田北部缝洞型油藏精细描述及高效动用研究”获新疆维吾尔自治区技术发明二等奖。

面对“国内没有、国外少有”的缝洞型油藏世界级开发难题，西北油田持续攻关提高采收率技术，在塔里木盆地探索出一条高效“取宝”路径。

擦亮双眼破解“地宫”密码

塔河油田缝洞型油藏具有埋藏深、储集空间多样、原油重度差异明显、不同的缝洞单元天然能量差异大等特点，采收率仅为16.2%。

“目前，西北油田投入开发的碳酸盐岩储量区块有13个，有4.3亿吨未动用储量，这个数亿吨油藏就沉睡在数千米深处的缝洞里。如果将采收率提高至32%，‘再造一个塔河’将成为现实。” 西北油田提高采收率高级专家刘学利说。

科研人员专门跑到贵州莲花洞等地考察溶洞真实情况，经过多次试验，塔河油田地下“藏宝图”逐渐清晰起来。

早在2006年，在研究单井注水替油过程中，刘学利创新提出注氮气开采“阁楼油”思路。2012年，先导试验获得成功，试验的停躺井当年增油3200吨。目前，已建成我国最大规模的示范基地，每年增油近100万吨。

2023年，考虑到各个专业间的交互承接，西北油田成立了塔河开发研究所，一体化研究提高采收率，成为油田“最强大脑”的集结地。

剩余油挖潜需要好“眼力”，而精细油藏描述就好比为技术人员戴上“透视镜”。研究团队按照“精细速度建模，保护绕射低频，优化偏移参数”思路，给地层做CT，得到合格的地震成像资料。

2021年以来，他们从深化地质认识入手，实施缝洞型碳酸盐岩油藏三维地质建模和数值模拟，精细刻画储层内部细节，摸清剩余油富集规律，为措施挖潜提供了重要依据。目前，已建立碳酸盐岩油藏地质模型52个、数值模型49个，39个重点单元数值模型覆盖率达100%，为塔河油田增储上产筑牢基础。

研究团队自主创新设计高温高压溶解分配仪器，测试在大底水砂岩油藏条件下注入二氧化碳与油气和底水的融合程度，填补了国内外该领域的空白。2020年5月，我国首例大底水砂岩油藏二氧化碳驱先导试验获得成功。截至10月，累计注入二氧化碳5.4万吨、增油2.3万吨。

精细注水驱出效益油

塔河油田储层非均质性极强、连通性差，无法形成规则、整体控制的注采井网，油井往往初产高但衰竭快。持续稳产的主力是老区，只有稳住老井产量，才有可能实现持续稳产，而注水是最经济、最有效、最基础的二次采油技术。

科研人员创新形成既环保又高效的采油技术，将采出水无害化处理后，循环注入油藏补充地层能量，利用油水密度差形成重力分异实现油水置换，把数千米地下的油驱替出来。

2005年3月，西北油田在TK741井实施注水替油试验，增油0.5万吨，随后在全油田推广应用。随着注水开发逐步推进，近井缝洞动用程度增高，效果变差。2017年，他们创新研发高压大排量注水技术，扩大水驱波及体积，目前年均增油16.3万吨。

地下几千米的油水关系看不见、摸不着，到底往哪里注、注多少水才最合理和最科学？

科研人员不断提高油藏静态认识，创新建立“立体—差异化”注水开发模式，根据缝洞结构及剩余油分布，平面多向控制、纵向分段控制，广泛采用缝注洞采、低注高采模式，有效动用三维不规则储集空间的储量。

如果说精细地质认识是“敲门砖”，那么重新构建注采井网就是开启高效开发的“金钥匙”。

他们在注采井平面分布上建立不规则面积井网，实行双向或多向注水，形成水线合力，防止水线沿单一方向快速突进。

塔河油田4区S48单元储集体以大型溶洞为主，油水井之间的沟通能力不同。科研人员根据地质特征和开发特征，初步细分为S48、T402、T403三个井区，进行“立体—差异化”注水。在S48单元注水开发早期，选取缝洞低部位井段温和注水，形成次生底水，整体抬升油水界面，使缝洞整体受效，提高采收率4.3个百分点。

在注水替油方面，西北油田形成6项关键技术，取得一项发明专利。截至目前，累计注水7240万立方米、增油989万吨，提高采收率3.2个百分点。

补足“气血”逼出“阁楼油”

日前，在TH10446H井场，5辆注氮车一字排开，注氮机震耳欲聋。与此同时，距离井场700多公里的塔河开发研究所里，刘学利在电脑上用数值模型模拟出该井组地下的复杂情况：氮气多次注入地下后，沿着裂缝将剩余油驱替到另一口井下待采。

刘学利说：“我们建立的缝洞型油藏地质模型和数值模型能清晰反映地下五六千米剩余油的分布情况这样就可以控制氮气注入量，让注入的每立方米气都产生效益。”

截至目前，西北油田累计注气35.7亿立方米、增油超740万吨，提高采收率2.5个百分点。

随着注水轮次增加，低产低效井不断增加，注水效果越来越差，至2011年底，注水替油效果变差和失效的油井有200余口。

于是他们将目光转向了三次采油技术，2012年，首次在TK404井开展注气替油先导试验。

塔河油田缝洞型油藏的溶洞顶部有大量剩余油无法开采，被称作“阁楼油”。注气替油就是利用氮气与原油的密度差，将氮气注入地层后逼出聚集在溶洞顶部的“阁楼油”。

2012年12月，TK404井经过3轮注气，增油5800吨。经过多井次实践，形成一套有效的注气替油潜力井优选方法，有效率达93.3%。

随着注气程度加深，注气井周边的剩余油不断减少，注气效率降了下来。

对此，他们设计单元注气方案。单井注气是哪口井注气、哪口井见效；单元注气不仅注气井受益，周边油井也受益，收到辐射增油的效果。

2014年3月，塔河四区开展S48单元氮气驱先导试验。至2017年，该单元14口油井增油12.73万吨。

西北油田开始大规模应用注气三次采油工艺，注氮气已成为注水后提高采收率的接替技术。1立方米氮气换油量从0.53吨提高至0.75吨。

西北油田联合科研机构、高校及塔里木油田，承担“十三五”塔里木盆地碳酸盐岩油气田提高采收率关键技术示范工程。该工程是国家中长期科学和技术发展规划纲要确定的22个示范工程之一，以提高采收率为目标，在塔河建立示范区，其中注气三次采油参数优化是核心技术。

如今，塔河油田已有1000余口井注入氮气驱动原油开采，每年增加原油产量100万吨；构建了以方法理论为基础、低成本工艺为支撑的缝洞型油藏超深注氮气提高采收率技术体系，促进典型区块采收率提高至30%。

西北油田钻井队员工正在进行起下钻杆作业。石立斌 摄

塔河油田缝洞型油藏提高采收率关键技术

注水替油技术：

将油藏中的采出水无害化处理后循环注入油藏，补充地层能量，同时利用油水密度差形成重力分异实现油水置换。自2005年该技术首创以来，累计注水7240万立方米、增油989万吨，提高采收率3.2个百分点。

注气替油技术：

在塔河油田开发过程中，缝洞型油藏的溶洞顶部有大量剩余油无法开采，被称作“阁楼油”。注气替油就是利用氮气与原油的密度差，将氮气注入地层后，利用气顶原理逼出聚集在溶洞顶部的“阁楼油”，使单纯注水难以驱动的难动用储量得到高效开发。该技术于2012年首创，已累计增油超740万吨，阶段提高采收率2.5个百分点。

建模数模技术：

通过实施缝洞型碳酸盐岩油藏三维地质建模和数值模拟，精细刻画储层内部细节，摸清剩余油富集规律。目前，已建立碳酸盐岩油藏地质模型52个、数值模型49个，39个重点单元数值模型覆盖率达到100%，为塔河油田增储上产打牢了基础。

技术创新：减碳增油创效“一石三鸟”

□张 俊 刘洪光 谢 爽

截至今年10月，西北油田应用大底水砂岩油藏二氧化碳驱油技术，累计注入二氧化碳5.4万吨、增油2.3万吨。

“在碳达峰、碳中和背景下，油田企业始终致力于探索既能减碳又能增油创效的良策，经过多次试验研究，我们发现二氧化碳在西北油田大底水砂岩油藏中能够使油气汇聚到采油井下，实现高效采收。”集团公司提高采收率首席专家胡文革说。

西北油田主力区块塔河油田的大底水砂岩油藏具有超深、高温、高盐和大底水的特点，油藏的底水厚度在130米左右，而油层厚度平均仅有10米，被称为“水上漂”油藏。在开发生产过程中，油藏底水上升导致油井含水进而低效，常规水驱及化学驱油方法不适用此类油藏提高采收率。

有专家提出了注入二氧化碳驱油的建议。西北油田组建攻坚团队，联合中国石化石油勘探开发研究院提高采收率研究所，运用3D数字模型开展数值模拟，模拟出深层底水砂岩油藏地下的环境，明确了注入二氧化碳后的各种特征和现象。二氧化碳与油气混合后驱动油气的效果像是给隐藏在地下细小孔隙中的油气充电，增加油气的动能，推动油气汇聚到采油井下，满足开采的条件。

那要如何实现减碳、增油、创效一举三得？攻坚团队利用地理位置接近的塔河炼化生产时产生的二氧化碳，优先选择低产低效的TK124H井组开展先导试验，于2020年5月试验成功，最终该井组的8口井日均增产原油30吨。全国首创的大底水砂岩油藏二氧化碳驱油先导试验成功实施，兼具减碳、增油、创效三大优势，对促进石油行业绿色低碳高质量发展具有重大意义和推广价值。

目前，国内外底水砂岩油藏分布广泛，大部分油藏均处于高含水开发阶段，油井水淹严重，大部分油藏缺乏有效治理手段而停产或废弃。大底水砂岩油藏二氧化碳驱技术为此类油气田高质高效开发提供了新路径。

目前，西北油田的二氧化碳回收装置以塔河炼化加热炉排出废气为原料，二氧化碳回收项目一期设计年产能9.1万吨，每年可降低碳排放约17万吨、烟气排放4.3亿立方米，而在油田实施注二氧化碳增油后，每吨原油降低驱油成本约200元。

西北油田提高采收率团队开展注气基础研究。刘洪光 摄

发展关键技术破解采收“密码”

集团公司提高采收率首席专家 胡文革

西北油田提高采收率高级专家 刘学利

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。