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　　亚星游戏ღ◈，亚星手机版登录入口(中国)官方网站亚星游戏YAXINGღ◈。亚星最新登录游戏入口ღ◈。亚星游戏官网ღ◈，于奇超稠油ღ◈：荒漠中的上产新“绿洲”ღ◈，西北油田加强基础地质研究ღ◈，一体化推动技术迭代升级ღ◈，实现于奇西地区超稠油规模效益开发

　　5月20日ღ◈，小满ღ◈，在西北油田于奇西地区ღ◈，与当地的气温一样ღ◈，原油生产场景一片火热ღ◈。一周前ღ◈，于奇5-23井获得油气突破ღ◈，目前保持稳定生产ღ◈。这是今年于奇西地区部署建产的第十口井ღ◈。

　　西北油田于奇区块自2004年投入开发以来ღ◈，一直处于低产低效难动用状态当着罗晋的面草唐嫣ღ◈。2022年至今ღ◈，于奇西地区投产新井26口ღ◈、最高日产原油达810吨ღ◈，累计产量相当于前18年总产量的2.3倍ღ◈。

　　西北油田勘探开发研究院塔河开发研究所副所长张晓研究塔河稠油开发已经16年ღ◈，但当他面对于奇区块超稠油开发时也犯了难ღ◈。

　　塔河油田位于塔克拉玛干沙漠北缘ღ◈，于奇区块位于塔河油田北部ღ◈，2021年以前ღ◈，区块共部署16口井ღ◈，建产12口井ღ◈，最高原油日产量60吨ღ◈，平均单井累计产原油仅1.1万吨ღ◈，大量的储量未得到有效动用ღ◈。

　　面对沉睡的储量ღ◈，西北油田先后在于奇区块东部ღ◈、中部和西部3个区域展开地震资料采集ღ◈。最终ღ◈，面积800平方公里的于奇西地区被选为“落子之地”ღ◈。

　　之所以看好于奇西地区ღ◈，是因为它有一个“好邻居”ღ◈。塔河油田12区北部与于奇西地区相连ღ◈。2019年ღ◈，西北油田在12区北部完钻油井12口ღ◈，全部建产ღ◈，单井日均产量22吨ღ◈，新井当年产原油2.1万吨ღ◈，收到较好的开发效果ღ◈。这两个区域处在同一条断裂系统ღ◈，地质背景极为相似ღ◈。

　　“多年的研究表明ღ◈，于奇西地区受多期构造和岩溶叠加影响ღ◈，储层具有强岩溶ღ◈、强剥蚀ღ◈、强改造的地质特点ღ◈，且浅层储集体充填严重ღ◈，改造破坏强ღ◈，岩溶缝洞储层结构复杂多样ღ◈。”张晓说ღ◈，“于奇西地区已历经20年的开发ღ◈，西北油田曾经‘三上’于奇ღ◈，但三次失利ღ◈。”

　　2002~2004年ღ◈，西北油田甩开勘探ღ◈，在于奇西地区部署3口探井ღ◈，仅1口井见油ღ◈。原油成分以早期残留的超重质油为主ღ◈，储层不发育ღ◈，缝洞体内有60米的充填ღ◈，导致供液能力较差ღ◈。

　　2007~2013年ღ◈，参考塔河油田主体区块“串珠状反射体是规模缝洞储集体响应”的成熟认识ღ◈，西北油田再上于奇ღ◈。于奇5井获得高产油气流ღ◈，证实该区域奥陶系具备规模成藏的潜力ღ◈，随后滚动评价于奇5井区ღ◈，提交探明储量1255万吨ღ◈。但是ღ◈，向地区东部甩开评价的3口探井均失利ღ◈。

　　2014~2020年ღ◈，西北油田按照“顶部完整ღ◈、下部缝洞保存好”的思路优选部署于奇西1井ღ◈，测试获轻质油ღ◈，之后滚动部署4口井ღ◈，其中3口井未建产ღ◈，规模开发再次遇阻ღ◈。

　　地震资料缺陷影响了油藏认识研究ღ◈。于奇西地区原有的地震资料为2003年采集ღ◈，由于采集精度低ღ◈、品质差ღ◈，导致断裂的形态ღ◈、格局模糊ღ◈，缝洞体的边界不清晰ღ◈，整体成像效果较差ღ◈，研究人员只能“雾里看花”ღ◈。

　　于奇西地区平均原油密度达到1.022克/立方厘米ღ◈，比塔河油田前期已开发的“最稠油”还要高ღ◈。原油从井底举升到井口的过程中亚星游戏官方网站ღ◈，温度降低会造成黏度急剧上升ღ◈，堵塞井筒无法正常生产ღ◈。为保证原油能从井底顺利开采出来ღ◈，需要注入超过两倍于地层产油量的稀油增加流动性ღ◈，令稀油更加紧俏ღ◈。

　　于奇201井部署在于奇西地区于奇5-1北东向主干断裂带边部ღ◈。2014年6月当着罗晋的面草唐嫣ღ◈，钻井作业进入目的层厚度158米后ღ◈，集中改造浅层80米范围内的储集体ღ◈，结果未获得油气流ღ◈，目的层被评价为干层ღ◈，开发被搁置ღ◈。

　　2023年9月ღ◈，研究人员依据新的地质认识成果ღ◈，朝着该井主干断裂深部缝洞体进行侧钻ღ◈，进入目的层厚度328米后ღ◈，集中改造储层获高产油气流ღ◈。油井投产初期原油日产量38吨ღ◈，目前压力稳定ღ◈，累计产量超6400吨ღ◈。

　　“地质理论认识的新成果为多口油井获得油气突破指明了重要方向ღ◈。”西北油田岩溶地质领域专家汪彦说ღ◈，“面对塔里木盆地特有的超稠油难题ღ◈，我们不断深化地质理论认识ღ◈，再盘‘家底’ღ◈，先后开展‘塔河北部风化壳岩溶难动用区开发动用对策研究’‘断裂分级分类精细解析’‘岩溶基础地质研究’等6项基础研究ღ◈，逐步勾勒出通往断裂深部的路径ღ◈。”一项项新认识ღ◈、新成果合力推动于奇西地区“地下再认识ღ◈、地域再拓展ღ◈、储量再增长”ღ◈。

　　西北油田重新开展高精度三维地震资料采集ღ◈，解决了于奇西地区地质研究“雾里看花”的问题ღ◈。“但是ღ◈，新难题随即而来ღ◈。”塔河开发研究所开发基础研究室主任马海陇说ღ◈，“主要表现在无法识别缝洞体的外部边界ღ◈、无法测算内部充填情况ღ◈、无法判断不同规模断裂作为油气运移和调整通道的能力ღ◈。”

　　在地震研究方面ღ◈，研究人员对不同尺度断裂的样式ღ◈、期次及成因机制开展研究ღ◈，并预测其作为油气运移和调整通道的能力ღ◈，同时ღ◈，综合利用多种地震属性和实钻资料进行研究ღ◈，有效提高了该地区目的层层位及有效缝洞体的预测精度ღ◈。

　　在岩溶基础地质研究方面ღ◈，他们通过恢复古岩溶时期构造背景ღ◈、地貌形态及水系结构等特征ღ◈，准确认识到于奇西地区的缝洞体主要表现为两种形态ღ◈：一种是以纵向延伸为主的孤立缝洞ღ◈，多形成于断裂较发育的部位ღ◈，缝洞体之间横向不连续ღ◈；另一种是横向上较连续的管道型缝洞体ღ◈，呈间隔分布ღ◈。

　　经过持续攻关ღ◈，多项新成果推动解决了地下溶洞识别难及油气运移通道等关键问题ღ◈。研究人员创新建立了基于过度溶蚀残留型断裂控储模式及强剥蚀区缝洞储集体的有效性识别标准ღ◈，这对精准定位有效目标储层起到了重要作用ღ◈。

　　他们首次将人工智能与常规识别方法结合ღ◈，创新形成塔河碳酸盐岩断裂分类检测技术ღ◈，判断出3条规模大断裂带当着罗晋的面草唐嫣ღ◈，以及以其为边界的矩形夹持区为储量有利评价区ღ◈；确立了“三带一区”为有利评价区的思路ღ◈，标志着于奇西地区的储量动用对象从表层开始拓展到了中深部ღ◈。

　　2022年以来ღ◈，于奇西地区目的层厚度由150米提高至253米ღ◈，投产新井26口ღ◈，区块最高原油日产量达到810吨ღ◈，一跃成为塔河油田稳产上产的新亮点ღ◈。

　　2023年3月ღ◈，西北油田在于奇3-2北东向主干断裂带上部署的于奇3-2CH井获得油气突破ღ◈。这是“大斜度井斜穿+分段酸压+电泵放大压差”一体化技术推广应用的成果ღ◈。

　　“我们应用新的地质工程一体化技术ღ◈，采用大斜度水平井设计ღ◈，实现了同时控制浅层ღ◈、深层两个规模缝洞体的目标ღ◈。分段酸压完井后ღ◈，单井动用储量由17万吨提高至48万吨ღ◈。”塔河开发研究所所长张娟介绍ღ◈，超稠油井原油密度大ღ◈，在自喷生产后ღ◈，地层压力及产液量会快速下降ღ◈，需要及时采用电泵转抽ღ◈、放大生产压差等举措保证油井稳定生产ღ◈，于奇3-2CH井初期原油日产量达到105吨ღ◈，目前累计产量超2.6万吨ღ◈。

　　实现规模效益采油ღ◈，“超稠”是绕不过去的难题ღ◈，采用传统钻井工艺容易产生稠油侵入井筒和凝管风险ღ◈。

　　传统处理方式是采用环空平推ღ◈，即在钻杆和井筒间隙中泵入高密度钻井液ღ◈，以增加液体的液柱压力ღ◈，使已经流入环空中的稠油重新流至地层ღ◈，确保井控安全ღ◈，但容易伤害储层ღ◈，影响后期生产ღ◈。

　　为了将超稠油储量变成实实在在的规模产量ღ◈，西北油田从多年稠油开发实践中总结经验ღ◈、对症施策ღ◈，并对工程工艺技术进行迭代升级ღ◈。

　　他们形成了“循环疏导为主ღ◈，降黏剂和分散剂辅助稠油治理”的技术组合ღ◈，当流入钻杆和井筒间隙中的稠油量较少ღ◈，不足以造成稠油凝管时ღ◈，采用循环疏导方法ღ◈，从钻杆中泵入钻井液将已经进入井筒中的稠油循环出来ღ◈，确保继续钻进ღ◈，既避免了伤害储层ღ◈，又保障了后期生产ღ◈；当流入钻杆和井筒间隙中的稠油量较多ღ◈，循环疏导无法解决时ღ◈，向钻井液中加入稠油降黏剂或者分散剂ღ◈，降低稠油的黏度ღ◈，然后采用循环的方法将超稠油循环至地面ღ◈。

　　通过地质工程一体化及技术迭代升级ღ◈，于奇西地区实现钻井控制多套储集体ღ◈、酸压沟通多套储集体ღ◈、放大生产压差扩大井周储集体动用范围的目标ღ◈。近两年ღ◈，该地区油井平均产能较2022年之前提高了八成ღ◈。

　　虽然成绩喜人ღ◈，但于奇西地区已勘探开发的区域只是在超稠油开发领域打造出的一小块“绿洲”ღ◈，对塔河油田超稠油来说ღ◈，还有很多未知的区域需要探索ღ◈，还有众多的难题需要攻克ღ◈。

　　稠油就是比较黏稠的石油ღ◈，因黏度高ღ◈、密度大ღ◈、流动性差ღ◈，难以从地下采出ღ◈。有的稠油黏度高达上百万毫帕·秒ღ◈，像黑泥一样ღ◈，可用铁锹铲起ღ◈、用手抓起ღ◈。超稠油指黏度大于5万毫帕·秒的石油ღ◈。

　　在西北油田于奇西地区的中深部ღ◈，发育有大量的云灰岩孔洞型储层ღ◈，超稠油密度大于1.02克/立方厘米ღ◈，属于超重质油（密度大于等于1克/立方厘米）ღ◈，其沥青质和胶质含量较高ღ◈，大幅降低了流动性ღ◈，难以从岩石表面剥离下来ღ◈，无法从储层流进井筒ღ◈。

　　于奇西缝洞储层结构及控制因素复杂多样ღ◈，有效储层的识别和定位较为困难ღ◈。该技术明确了储集体发育的控制因素及有效性预测方法当着罗晋的面草唐嫣ღ◈，有效提高了规模缝洞体的控制程度ღ◈，钻遇率明显提高ღ◈，自然完井率由12.5%升至50%ღ◈。

　　于奇5井区高精度三维资料采集处理后ღ◈，断裂的整体格局和形态较为清晰ღ◈，但对不同走向ღ◈、规模的断裂对油气的调整和疏导能力还缺乏整体认知ღ◈。通过应用人工智能与常规识别方法相融合的碳酸盐岩断裂分类检测技术ღ◈，落实了“三带一区”的有利评价区ღ◈，识别出3条有利充注路径ღ◈，建立了油气充注及调整的模式ღ◈。

　　于奇西地区缝洞储集体的发育整体受断裂控制ღ◈，在浅层ღ◈、深层均有分布ღ◈，“一井一洞”的动用方式不能满足效益开发需求当着罗晋的面草唐嫣ღ◈。应用该技术后ღ◈，可在部署大斜度井的同时控制浅层ღ◈、深层多套规模缝洞体ღ◈，通过分段酸压提升单井动用储量ღ◈，通过电泵转抽方式解决超稠油井无法稳定生产的问题ღ◈，实现了缝洞体由浅向深ღ◈、从单一控制到多控多动的转变ღ◈。

　　在世界剩余石油资源中ღ◈，约70%是稠油ღ◈。持续ღ◈、有效ღ◈、经济的稠油开发成为各国石油增产的重要方向ღ◈。

　　我国稠油资源量约200亿吨ღ◈，现已探明35.5亿吨ღ◈，开发潜力巨大ღ◈。在塔里木盆地ღ◈，稠油油藏主要集中在塔河油田ღ◈，稠油密度ღ◈、黏度均呈北西高ღ◈、南东低特点ღ◈。油藏呈现“两超三高（超深ღ◈、超稠ღ◈，高含胶质沥青质ღ◈、高含硫化氢ღ◈、高矿化度）”特征亚星游戏官方网站ღ◈，多位于6000米以深的超深奥陶系ღ◈，黏度在20万~180万毫帕·秒ღ◈，沥青质含量超30%ღ◈，硫化氢含量密度1万~12万毫克/立方米ღ◈，矿化度超22万毫克/升亚星游戏官方网站ღ◈。

　　实现稠油规模效益开发ღ◈，科技创新是首要驱动力ღ◈。西北油田经过近20年的探索攻关ღ◈，先后攻克了致稠机理ღ◈、稠油降黏ღ◈、高效举升等技术难题ღ◈，创新形成了包括稠油掺稀开采ღ◈、化学复合降黏ღ◈、电泵+尾管悬挂举升在内的一系列稠油勘探开发工程技术ღ◈，并广泛推广应用ღ◈。2014年ღ◈，“超深井超稠油高效化学降黏技术研发与工业应用”获得国家科技进步一等奖ღ◈。应用这些技术ღ◈，西北油田稠油累计产量超过5000万吨ღ◈。

　　随着油田开发向于奇西ღ◈、十二区北等超稠油区块挺进ღ◈，很多成熟技术“水土不服”ღ◈。对此亚星游戏官方网站ღ◈，西北油田坚持以变应变ღ◈，推动特超稠油快速复产ღ◈、钻井提速提效ღ◈、储改高效增产ღ◈、地面配套保障等技术迭代升级ღ◈，并强化勘探开发一体化ღ◈、地质工程一体化ღ◈，形成了超稠油精准掺稀ღ◈、井筒长效举升ღ◈、超稠油综合降掺稀ღ◈、钻井改造一体化等新技术ღ◈，初步收到较好效果ღ◈。

　　开发对象变化带来的新难题ღ◈，绝非一朝一夕就能解决ღ◈。目前ღ◈，西北油田在超稠油开发方面仍需攻克掺稀介质替代ღ◈、井筒堵塞治理ღ◈、地层化学驱等难题ღ◈，并没有成熟的经验可以借鉴ღ◈。接下来ღ◈，西北油田将继续加大跨学科ღ◈、跨团队联合攻关力度ღ◈，力争尽快突破瓶颈ღ◈，在前瞻性研究和原始创新上取得实质性进展ღ◈；坚持以开放视野谋划和推动创新ღ◈，与系统内外研究院所ღ◈、高校等扩大科技合作“朋友圈”亚星游戏官方网站ღ◈，加强基础地质理论和综合地质研究攻关ღ◈。

　　今年前4个月ღ◈，以稠油生产为主的河南油田采油二厂生产原油11.78万吨ღ◈，产量保持在计划线上运行ღ◈，生产成本同比降低4020万元ღ◈，打开了稠油低成本开发新局面ღ◈。

　　地下资源呈碎片化ღ◈，油藏薄ღ◈、埋藏浅ღ◈，开发了37年的稠油老油田如何保持稳产？如何实现生产成本持续走低？“面对困难ღ◈，要主动出击ღ◈、创新作为ღ◈，才能突出‘重围’ღ◈。”该厂厂长蔡汉文说ღ◈。

　　开发稠油首先要做实“热”文章ღ◈。该厂有着成熟的稠油油藏注蒸汽开发经验ღ◈，通过加强注汽管网和井筒全程保干ღ◈，锅炉热效率由83.6%升至95.4%ღ◈，蒸汽干度由73.8%升至85.1%ღ◈，管线瓦/平方米ღ◈。

　　为了在碎片化的油藏中找到新的资源阵地ღ◈，技术人员通过复查老井发现了沉寂30多年的付湾油田具有开发潜力ღ◈。他们利用已有管线和设备ღ◈，实现付湾油田及时投产ღ◈，节约投资165万元ღ◈；先后对付湾油田8口井实施热力试采ღ◈，部署开发井7口ღ◈、评价井3口ღ◈，累计产油3300多吨ღ◈，新增控制储量超150万吨ღ◈，开辟了新的资源阵地ღ◈。

　　该厂还积极转变开发方式ღ◈。杨浅20普通稠油水驱油藏平面窜流严重ღ◈、驱油效率低ღ◈，他们利用“通道定量识别+逐级深部调剖+降黏复合驱”集成技术ღ◈，将该区油藏转为水驱开发ღ◈。杨21226井应用后ღ◈，日产油由0.8吨升至5.6吨ღ◈，综合含水率下降6个百分点ღ◈。他们扩大该技术应用范围ღ◈，与油田工程院实施技术风险承包ღ◈，杨浅20区块日产油由2.9吨升至10.7吨ღ◈，增油超3300吨ღ◈。

　　多年注蒸汽开发后ღ◈，汽窜问题日益凸显ღ◈、注汽效果逐步变差ღ◈。对此ღ◈，该厂及时从单井注汽转为面积组合注汽ღ◈，并配套开展热化学复合提高采收率先导试验ღ◈，提高热能利用率ღ◈。热化学复合驱提高采收率先导试验在8个井组开展ღ◈，增油6400吨ღ◈。

　　针对油藏类型复杂ღ◈、开发方式多样等特点ღ◈，技术人员形成了薄层稠油油藏蒸汽吞吐经济开采等8项油藏开发特色技术ღ◈，以及氮气辅助吞吐ღ◈、注采一体化等5项工艺ღ◈，为效益开发提供了有力支撑ღ◈。

　　稠油生产成本中ღ◈，燃料费和电费占到46%以上ღ◈。对此ღ◈，该厂对暂时无法注汽ღ◈、无有效治理对策的高含水井ღ◈，采取堵水ღ◈、调剖调驱等措施ღ◈，控减无效产液量ღ◈；对生产过程需掺水的井ღ◈，通过全过程保温ღ◈、完善工艺配套等措施ღ◈，精准控减掺水ღ◈；研发错峰远程控制系统ღ◈，可利用手机APP远程控制高架罐ღ◈、电磁加热器等高能耗设备ღ◈，多利用谷电ღ◈、绿电ღ◈，持续为设备能耗“瘦身”ღ◈。

　　为缩减燃料费支出ღ◈，该厂打出“一降两提（降集输系统用气量ღ◈，提自产回收气产量与用气设备热效率）”组合拳ღ◈，持续开展锅炉烟气余热ღ◈、采出水余热利用工艺攻关ღ◈，日均消耗天然气从1.96万立方米降至1.49万立方米ღ◈；精细地质潜力评价ღ◈，实施气井补孔ღ◈、配套天然气回收管网等措施ღ◈，回收利用自产气78万立方米ღ◈。

　　他们还攻关“光热+套管燃气热+谷电+蓄热”多能互补技术ღ◈，解决了高凝油井电耗大ღ◈、成本高等问题ღ◈。9口井应用后ღ◈，累计节电32.6万千瓦时ღ◈，节约电费28.2万元当着罗晋的面草唐嫣ღ◈。