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塔河油田油气开采技术现状及发展方向 林涛 (西北分公司工程技术研究院) 前言 “十五”期间是西北分公司采油工程技术快速发展、原油产量快速增长的阶段，为股份公 司“稳定东部、发展西部”，实现产量接替做出了突出贡献。 面对复杂的油气藏类型和复杂的赋存流体性质及关系，工程界紧紧围绕年度生产目标， 以经济效益为中心，以技术进步为主线，坚持思路创新，加强技术整合，积极开展新技术攻 关和先导试验，初步形成了开采各类油气藏的主导技术，发展了重点技术，完善了常规技 术，使西北分公司采油工程技术取得了长足进步。 特别是在超深井人工举升、稠油降粘、酸化压裂、稳油控水等方面逐步形成了具有塔河 油田特点的技术系列，部分技术已达到国内外先进水平。依靠这些技术支撑，通过优化部 署，提高了新区产能建设效率，改善了老区开发效果，增强了稳产基础，进一步提高了油田 采收率和整体开发水平，使分公司原油生产能力和产量持续增长，顺利完成了“十五”采油工 程的各项任务，经济效益不断提高。 l塔河油田奥陶系油藏地质特征及开采难点 1．1油田地质特征 塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏的开发可以说是世界性难题，油藏地质特征的独特性和复 杂性主要表现为： ． 1．1．1油藏以裂缝溶洞为主要储集空间，非均质性极强 塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏是以裂缝溶洞为主要储集空间的古风化壳岩溶缝洞型油 藏。储集空间类型主要为溶蚀孔洞及大型洞穴和溶蚀裂缝；裂缝既是储集空间又是主要的流 体流动通道；裂缝分布多变，不同裂缝并存，孔喉配合度低，连通性差；裂缝的走向变化较 大，倾角大都分布在40—80℃，基本为高角度裂缝。储层分布具有块状特征，但具有极强 的非均质性，缝洞体系的空间分布非常复杂，具有一定的随机性。按照缝洞单元理论，根据 地质静态资料、试井资料和油井的动态数据，按连通范围及天然能量大小，将缝洞单元划分 为I、Ⅱ、Ⅲ类：I类缝洞单元是指平面上连通范围大、连通性好、储集体发育、天然能量 比较充足的缝洞单元；Ⅱ类缝洞单元是指平面上有一定连通范围、储集体较为发育、有一定 天然能量的缝洞单元；Ⅲ类缝洞单元是指平面上储集体发育差、连通性差、天然能量不足的 缝洞单元，此类缝洞单元油井产油(液)能力差，较Ⅱ类缝洞单元低，供液能力差，油井投产 后日产液量较少或无产能。 76 1．1．2含油层系多，合油井段长，油水关系复杂 油藏埋深5400～6姗m，压力系数一般为1．傩～1．10，地层温度梯度2．2—2．3℃／100m， 产层温度125—130℃，渗透率O．00l。5052×100坤F。油层跨度大，含油层系按地层单元划 分为：桑塔木组、赵里塔格组、恰尔巴克组、一间房组、鹰山组等。无统一的油水界面，油 水关系极为复杂，按照缝洞储集体与水体沟通模式划分可以分为以下几种类型：①无水封闭 溶洞系统；②与底水沟通裂缝系统；③与底水沟通大裂缝或断裂通道；④与底水沟通溶洞系 统；⑤有封存水的封闭溶洞系统。 1．1．3油品性质多样，以稠油、重质油为主，具有高密度、高粘度、高矿化度、高舍 硫、高舍胶含蜡等特点 塔河油田原油以重油稠油为主．个另0区块为中质原油。原油为凝固点一甜一甥℃，原油的含盐 量∞000一铂017Ⅱ∥L，密度0．99刀一l-07彰∞，，粘度在勋℃时为300—32500嘶Pa·8，含蜡量1．47％～ 15．6％，含硫量O．钾％一3，49％，胶质沥青质含量最高为43t8％，地层水矿化度在∞骶0嘴／L以上。 1．2油田开采技术特点及难点 复杂的油藏地质特征，决定了塔河油田奥陶系油藏开采具有以下特点和难点： 1．2．1多数新井完井后无法建产，需进行大型的酸压改造才能形成产能 油气储集空间主要以溶洞、溶孔和裂隙为主，基质渗透率低(O．018×10_3肛F)无储集能 力，油气渗流通道主要为裂缝，油井完井后大多自然产能低或无自然产能。对于这类连通性 较差的碳酸盐岩储层，只有通过储层改造措施，形成一条具有一定长度及较高导流能力的人 工裂缝，沟通、连接油气渗流通道和储油空间，油井才有可能具有一定的生产能力，已开发 的区块中的油井70％以上都是通过酸压建产。 1．2．2原油性质在组分上变化较大，难以形成有规模的、技术成熟的、经济高效的举 升工艺系列 以塔河6区为例，塔河油田6区稠油中的沥青质、胶质等组分较东部油田的高，研究表 明，沥青质中的N、P、s元素及过渡金属元素含量比其他组分高4—8倍(表1)。N、s、P 及过渡金属等能够形成配合物，一般的化学溶剂和加热升温工艺不易破坏它，因此增加了井 筒降粘工艺的难度。塔河油田奥陶系油藏六区原油中，镍的含量为70．加一O．34rn∥L之间变 化，造成单井原油粘温关系变化不一，化学降粘普遍性差。 表l塔河油田奥陶系油藏六区原油族组分分析简表