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　　于奇超稠油ღღ✿✿：荒漠中的上产新“绿洲”ღღ✿✿，西北油田加强基础地质研究ღღ✿✿，一体化推动技术迭代升级ღღ✿✿，实现于奇西地区超稠油规模效益开发

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

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

　　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ღღ✿✿，但当他面对于奇区块超稠油开发时也犯了难ღღ✿✿。

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

　　面对沉睡的储量ღღ✿✿，西北油田先后在于奇区块东部ღღ✿✿、中部和西部3个区域展开地震资料采集ღღ✿✿。最终游戏代理0加盟费ღღ✿✿，面积800平方公里的于奇西地区被选为“落子之地”ღღ✿✿。

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

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

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

　　2007~2013年ღღ✿✿，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ღღ✿✿，西北油田再上于奇ღღ✿✿。于奇5井获得高产油气流ღღ✿✿，证实该区域奥陶系具备规模成藏的潜力ღღ✿✿，随后滚动评价于奇5井区ღღ✿✿，提交探明储量1255万吨ღღ✿✿。但是ღღ✿✿，向地区东部甩开评价的3口探井均失利ღღ✿✿。

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

　　地震资料缺陷影响了油藏认识研究ღღ✿✿。于奇西地区原有的地震资料为2003年采集ღღ✿✿，由于采集精度低ღღ✿✿、品质差ღღ✿✿，导致断裂的形态游戏代理0加盟费ღღ✿✿、格局模糊亚星官方网站ღღ✿✿，ღღ✿✿，缝洞体的边界不清晰ღღ✿✿，整体成像效果较差ღღ✿✿，研究人员只能“雾里看花”ღღ✿✿。

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

　　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ღღ✿✿。2014年6月ღღ✿✿，钻井作业进入目的层厚度158米后把水管开水放B里作文ღღ✿✿，集中改造浅层80米范围内的储集体ღღ✿✿，结果未获得油气流ღღ✿✿，目的层被评价为干层ღღ✿✿，开发被搁置ღღ✿✿。

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

　　“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ღღ✿✿。”西北油田岩溶地质领域专家汪彦说ღღ✿✿，“面对塔里木盆地特有的超稠油难题ღღ✿✿，我们不断深化地质理论认识ღღ✿✿，再盘‘家底’ღღ✿✿，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ღღ✿✿，逐步勾勒出通往断裂深部的路径ღღ✿✿。”一项项新认识ღღ✿✿、新成果合力推动于奇西地区“地下再认识亚星游戏YAXING官网ღღ✿✿，ღღ✿✿、地域再拓展ღღ✿✿、储量再增长”把水管开水放B里作文ღღ✿✿。

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

　　在地震研究方面ღღ✿✿，研究人员对不同尺度断裂的样式ღღ✿✿、期次及成因机制开展研究ღღ✿✿，并预测其作为油气运移和调整通道的能力游戏代理0加盟费ღღ✿✿，同时ღღ✿✿，综合利用多种地震属性和实钻资料进行研究ღღ✿✿，有效提高了该地区目的层层位及有效缝洞体的预测精度ღღ✿✿。

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

　　经过持续攻关ღღ✿✿，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ღღ✿✿。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ღღ✿✿，这对精准定位有效目标储层起到了重要作用ღღ✿✿。

　　他们首次将人工智能与常规识别方法结合ღღ✿✿，创新形成塔河碳酸盐岩断裂分类检测技术ღღ✿✿，判断出3条规模大断裂带ღღ✿✿，以及以其为边界的矩形夹持区为储量有利评价区ღღ✿✿；确立了“三带一区”为有利评价区的思路ღღ✿✿，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ღღ✿✿。

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

　　2023年3月ღღ✿✿，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ღღ✿✿。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ღღ✿✿。

　　“我们应用新的地质工程一体化技术ღღ✿✿，采用大斜度水平井设计ღღ✿✿，实现了同时控制浅层ღღ✿✿、深层两个规模缝洞体的目标ღღ✿✿。分段酸压完井后ღღ✿✿，单井动用储量由17万吨提高至48万吨游戏代理0加盟费ღღ✿✿。”塔河开发研究所所长张娟介绍ღღ✿✿，超稠油井原油密度大ღღ✿✿，在自喷生产后ღღ✿✿，地层压力及产液量会快速下降ღღ✿✿，需要及时采用电泵转抽ღღ✿✿、放大生产压差等举措保证油井稳定生产ღღ✿✿，于奇3-2CH井初期原油日产量达到105吨ღღ✿✿，目前累计产量超2.6万吨ღღ✿✿。

　　实现规模效益采油游戏代理0加盟费ღღ✿✿，“超稠”是绕不过去的难题ღღ✿✿，采用传统钻井工艺容易产生稠油侵入井筒和凝管风险ღღ✿✿。

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

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

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

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

　　虽然成绩喜人ღღ✿✿，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”ღღ✿✿，对塔河油田超稠油来说ღღ✿✿，还有很多未知的区域需要探索ღღ✿✿，还有众多的难题需要攻克ღღ✿✿。

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

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

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

　　于奇5井区高精度三维资料采集处理后ღღ✿✿，断裂的整体格局和形态较为清晰ღღ✿✿，但对不同走向ღღ✿✿、规模的断裂对油气的调整和疏导能力还缺乏整体认知ღღ✿✿。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ღღ✿✿，落实了“三带一区”的有利评价区ღღ✿✿，识别出3条有利充注路径ღღ✿✿，建立了油气充注及调整的模式ღღ✿✿。

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

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

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

　　实现稠油规模效益开发ღღ✿✿，科技创新是首要驱动力ღღ✿✿。西北油田经过近20年的探索攻关ღღ✿✿，先后攻克了致稠机理ღღ✿✿、稠油降黏ღღ✿✿、高效举升等技术难题ღღ✿✿，创新形成了包括稠油掺稀开采ღღ✿✿、化学复合降黏ღღ✿✿、电泵+尾管悬挂举升在内的一系列稠油勘探开发工程技术ღღ✿✿，并广泛推广应用ღღ✿✿。2014年ღღ✿✿，“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ღღ✿✿。应用这些技术ღღ✿✿，西北油田稠油累计产量超过5000万吨ღღ✿✿。

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

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

　　今年前4个月游戏代理0加盟费ღღ✿✿，以稠油生产为主的河南油田采油二厂生产原油11.78万吨ღღ✿✿，产量保持在计划线上运行ღღ✿✿，生产成本同比降低4020万元ღღ✿✿，打开了稠油低成本开发新局面ღღ✿✿。

　　地下资源呈碎片化ღღ✿✿，油藏薄ღღ✿✿、埋藏浅ღღ✿✿，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ღღ✿✿，要主动出击ღღ✿✿、创新作为ღღ✿✿，才能突出‘重围’ღღ✿✿。”该厂厂长蔡汉文说ღღ✿✿。

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

　　为了在碎片化的油藏中找到新的资源阵地ღღ✿✿，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ღღ✿✿。他们利用已有管线和设备ღღ✿✿，实现付湾油田及时投产ღღ✿✿，节约投资165万元ღღ✿✿；先后对付湾油田8口井实施热力试采ღღ✿✿，部署开发井7口ღღ✿✿、评价井3口ღღ✿✿，累计产油3300多吨ღღ✿✿，新增控制储量超150万吨ღღ✿✿，开辟了新的资源阵地ღღ✿✿。

　　该厂还积极转变开发方式ღღ✿✿。杨浅20普通稠油水驱油藏平面窜流严重把水管开水放B里作文ღღ✿✿、驱油效率低ღღ✿✿，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ღღ✿✿，将该区油藏转为水驱开发ღღ✿✿。杨21226井应用后ღღ✿✿，日产油由0.8吨升至5.6吨ღღ✿✿，综合含水率下降6个百分点ღღ✿✿。他们扩大该技术应用范围ღღ✿✿，与油田工程院实施技术风险承包ღღ✿✿，杨浅20区块日产油由2.9吨升至10.7吨ღღ✿✿，增油超3300吨ღღ✿✿。

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

　　针对油藏类型复杂ღღ✿✿、开发方式多样等特点ღღ✿✿，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ღღ✿✿，以及氮气辅助吞吐把水管开水放B里作文ღღ✿✿、注采一体化等5项工艺ღღ✿✿，为效益开发提供了有力支撑ღღ✿✿。

　　稠油生产成本中ღღ✿✿，燃料费和电费占到46%以上ღღ✿✿。对此ღღ✿✿，该厂对暂时无法注汽ღღ✿✿、无有效治理对策的高含水井ღღ✿✿，采取堵水ღღ✿✿、调剖调驱等措施ღღ✿✿，控减无效产液量ღღ✿✿；对生产过程需掺水的井ღღ✿✿，通过全过程保温ღღ✿✿、完善工艺配套等措施ღღ✿✿，精准控减掺水ღღ✿✿；研发错峰远程控制系统ღღ✿✿，可利用手机APP远程控制高架罐游戏代理0加盟费ღღ✿✿、电磁加热器等高能耗设备ღღ✿✿，多利用谷电ღღ✿✿、绿电ღღ✿✿，持续为设备能耗“瘦身”ღღ✿✿。

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

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