“我们刻画出地下缝洞体的连通通道，定量计算了两个部署潜力点的井周剩余储量，都接近12万吨，因此认定这里具有较大开采潜力，建议部署了TK6116X和TK6121两口井。”11月19日，西北油田勘探开发研究院副院长杨敏在TK6121井钻井现场介绍道。

    今年，位于新疆塔里木盆地的中国石化西北油田将“建模-数模”一体化技术运用到碳酸盐岩缝洞型油藏的开发中，实现剩余油描述从“定性描述”向“定量表征”转化。截至目前，新增原油15万吨、地质储量170.5万吨。

    探索精细开发的新方法

    塔河油田的碳酸盐岩缝洞型油藏具有超深、超稠、极强非均质性等特点，虽然“建模-数模”技术常用于油田的智能化、精细化开发，但是运用到缝洞型油藏在行业内仍是难题。

    自“十三五”以来，随着注水、注气规模的不断扩大，塔河油田老区开发难度进一步加大，潜力区剩余油储量不明确、注水注气效果变差。

    “导致这样的现场，最主要的原因是剩余油分布位置认识不清、规模大小未定量，这些问题严重制约了缝洞型油藏采收率的提高。”该研究院总地质师李新华说，“因为‘建模-数模’技术在碎屑岩油藏的精细开发中能够很好地解决这类问题，所以我们运用到缝洞型油藏，通过在应用中实现创新，探索精细开发之路。”

    推动新方法的实践创新

    依托国家级示范工程和中石化重大专项项目，科研人员在前期成果基础上，经过近3年的技术攻关，在不同尺度缝洞的精细雕刻基础上，根据油藏的地质特征和地球物理技术的优势，将复杂的油藏储集空间划分为不同岩溶背景中特定的缝洞组合。

    “针对大洞、大断裂，我们采用嵌入法；针对孔洞和裂缝，我们通过构建三维地质模型，再利用数值模拟，拟合油藏的不同阶段生产历史，实现剩余油定量化和可视化。”该研究院油气藏地质研究所所长杨德彬介绍道。

    TK6116X和TK6121两口井位于塔河6区，这里属于油田老区，北部的S74单元地质储量3255万吨，但累产油仅254万吨，采出程度仅7.8%。

    “这里的缝洞受残丘、古暗河和断裂复合控，储集空间复杂，导致油藏描述不清。我们在实践中创新，从只知道剩余油的大概方位，实现不仅精准定位剩余油的位置，而且能精确计量，形成可视化挖潜缝洞型油藏中的剩余油。”杨德彬说。

    新方法开始规模应用

    通过创新不同地质背景的“建模-数模”一体化技术，老区油藏剩余油实现精细化开采。“作为分公司的‘参谋部’，我们要给部署井位最科学的建议，这项技术能让决策者通过数据三维模型，看清原油到底在哪里，并且知道有多少，从而科学确定钻井的靶点位置，做到钻井‘有的放矢’。”杨敏说。

    今年以来，通过现场应用技术为塔河油田注水、注气开发和其他类似区域的规模推广提供了地质依据。截至目前，该研究院利用新技术完成了9个单元的建模和数模工作，确定2大类5亚类剩余油赋存模式，定量显示出剩余油规模及分布特征。在现场剩余油挖潜应用中，该院共提出调整建议96条。现已实施34条，有效30条，实施有效率88.2%。这些建议支撑新井部署12口，增油4.8万吨；支撑单元注水7井组，增油3.4万吨；单元注气15井组（次），增油6.8万吨。