塔河油田六区投入开发已21年，采收率却比塔河地区其他10余个区块平均采收率高出10个百分点。“十三五”以来，西北油田集成10项关键技术，将塔河六区打造成高效开发示范区，年产油保持在28万吨以上，采收率从2016年的22.2%提高至2021年的24.7%。

聚焦难点开展攻关

塔河六区属碳酸盐岩缝洞型油藏，储集体控制程度达90%，综合含水率51.8%，因油水界面逐年抬升，开发空间受限。对此，技术人员聚焦开发重点、难点问题，以评价认识储量为核心，地质、物探、测井等多学科联合开展攻关，寻找提高采收率的有效方法。

“我们深化岩溶系统研究，创新多属性缝洞刻画表征技术，细化不同储层的建模数模一体化技术，应用体积雕刻法开展储量复算与分类评价，由单点提高采收率向系统提高采收率转变。”西北油田勘探开发研究院总地质师吕艳萍说，精细岩溶系统研究改变了布井困难的局面，“十三五”期间，塔河六区共投产新井29口。

加大技术应用力度

2021年，塔河六区部署的5口短半径侧钻井均成功建产，单井初期平均日产油21吨，累计产油1.2万吨。技术人员精细标定储集体位置，精准把控钻井轨迹，充分动用井周100~200米范围内的储量，与常规侧钻相比，平均钻井周期减少15天，单井成本节约160万元。

对于塔河六区稠油，技术人员应用复合降黏技术替代掺稀生产，利用大排量抽稠泵、螺杆泵等高效举升设备，形成了地层—井筒—地面系统完整配套技术体系，措施有效率提高11个百分点。

TK681X井位于S80主干断裂北段东侧，生产期间逐层水淹，实施3次淀粉胶堵水措施，产建效果未达预期。技术人员实施高强度触变凝胶留塞封堵、小型酸化解堵措施后，该井实现无水自喷生产，日增油33吨。

“现场应用中，我们注重‘气水协同’，持续提升开发质量。”勘探开发研究院碳酸盐岩油藏项目部主任杨德彬说，他们采用调流道、井组注氮气驱油技术，完善水驱、气驱一体化井网，有效提高了水驱控制程度。

推广标杆开发经验

通过六区的研究实践，技术人员建立完善了“缝洞精细刻画定结构、岩溶系统研究定关系、储量评估定井网、建模数模定剩余油”的“四定”技术，为构建单元立体结构井网、提高储量动用率提供了技术支撑，目前已在塔河油田全面应用。

2021年，塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏共部署128口井，已建产90口井，累计产油27万吨，单井平均日产油21.5吨。

“在三维地震资料上精细标定储集体位置十分重要，因此2021年我们开展了塔河西部连片地震资料分区标定。”勘探开发研究院地震刻画组组长文欢说。

技术人员精细刻画24个大单元，分阶段判断储量动用状况与储量分布特征，部署新井43口，投产33口，平均日产油20吨以上，助力11个单元的综合治理，比预期多增油近5万吨。 (付童童 吕晶)

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