江汉油田：高效管理模式助力控递减稳存量（图）

  [中国石化报 2024-03-11]

  □夏梅朱守力徐清洲
  近年来，江汉油田树立精细管理理念，加强气井日常管理，持续开展老井综合治理，做好原油老区精细注水，油气田自然递减率得到有效控制。2023年，涪陵页岩气田综合递减率下降为10.8%，原油老区自然递减率为10.35%，创近10年最好水平。
  在气井精细管理上，江汉油田聚焦井筒、地面系统挖潜，强化日常动态分析，开展智能间开排水采气新技术研究，优化集输管网，持续释放高负荷区气井产能，降低集气干线输压。技术人员按照“日、月、季、年、专题”五个层级的分级动态分析模式，开展气井全生命周期跟踪分析，制定气井不同阶段的生产对策，分析气井合理配产和间开生产制度，形成了高效基础管理模式，保证气井持续稳产。
  针对涪陵页岩气田低产低效气井治理难点，江汉油田开展工艺适用性、针对性、实用性研究，实施“一井一策”，2023年共开展老井综合治理措施685井次，增气4.05亿立方米。他们积极推广增压、泡排、气举、机抽及“增压+泡排”“泡排+气举”等排水采气工艺，持续提升低地层能力井和“躺井”气举成功率，单井日均产气量由1.1万立方米提升到2.4万立方米；持续推进循环气举平台、CNG（压缩天然气）气举工艺和U型管排采工艺试验，投运37口泡排井，日均产气量由1.81万立方米提升到2.14万立方米。
  经过多年开发，江汉油田老区含水高、产能低的开发单元逐年增多。面对自然递减率增大、稳产基础薄弱的情况，他们优选采收率、含水上升率、水驱控制程度、水驱动用程度等10项指标，开展油藏量化评价，将61个水驱开发单元细分为三类，并定期进行评价打分定级，开展重点单元分类治理。通过强化油藏过程管理，自然递减率有变好趋势和稳定单元共53个，分类治理取得较好效果。
  聚焦精细注水，江汉油田持续优化污水处理工艺、改进药剂投加方案、加强源头水质管理，提高水质达标率，提升欠注井注水能力，并在完善注采井网和加强动态调水的基础上，开展精细注采调整，让油藏科学“喝水”。针对江汉油区地层水矿化度高的盐湖盆地沉积油藏，科研人员提出利用产生的无机晶体堵塞高渗孔道的调剖新思路，通过物模实验优化体系配方与注入方式，实现精准封堵。2023年，江汉油田以提升注水三率、水驱两个程度为目标，利用老井进行井网完善和细分注水，完成投转注、关停井恢复等稳基础工作量水井407井次。
  江汉油田研究院副总地质师、采收率所所长吴华：
  江汉油田油气藏类型较多，对我们而言，老油田如何做新注水这篇老文章、页岩气田如何做好提采这篇新文章，都是关键。
  老油田过了“壮年期”，各项“指标”不如以前，如井网完善程度、压力保持水平等，欠注井多，导致稳的根基不牢。围绕做新注水文章，科研人员坚持注水为先，强化油藏量化评价，诊断哪里该多注水、哪里该精细注水，进而解决注水导向的问题。同时，根据注不进水、补充能量有难度的区块，攻关形成压驱、调剖调驱等技术，从找油转变为找水，让调水堵水成为开发工作日常，进而解决注水对策的问题。通过一系列举措，目前江汉老区水质达标率突破99%、自然递减率控制在10.35%，实现了持续创优。
  涪陵页岩气田高效开发10余年，主要靠弹性开采，纵向上层系动用不均。围绕夯实稳产基础，科研人员攻关建模数模技术，着力打造“透明气藏”，让剩余储量可视化，为立体开发提供技术支撑，推行全国产化重复压裂，“吃干榨净”剩余资源，同时通过泡排、增压进行补能，实现页岩气效益开采。着眼长远，我们正攻关注气提高采收率。目前，焦石坝区块整体采收率提高到24.2%，相比开发之初增长近1倍；涪陵页岩气田综合递减率为10.8%，实现了70亿立方米产量硬稳定。
  江苏油田：精细注水让“老树发新枝”
  □徐博誩闻王磊李太伟
  2023年，江苏油田韦2断块自然递减率为8.25%，采收率达到41.7%，远远高于油田低渗透油藏采收率20%的平均值，走出了一条低渗透油藏提质增效、效益稳产的新路。
  韦2断块是低渗透油藏“家族”的一员，平均渗透率10.1毫达西，动用地质储量634.29万吨。随着韦2断块步入开发中后期，油藏饱受含水上升加快、新井产能降低等难题困扰。如果没有规模增储，产量递减加快将不可避免。如何才能让开发了27年的老油田实现自然递减率下降、产量效益提升？江苏油田持续抓实以精细注水为核心的控递减工程，大幅增强了油藏开发效果。
  韦2断块自投入开发以来就实施注采同步，目前油藏压力水平依旧可达到0.85，为油藏“喝上水、产出油”打下了良好基础。
  针对非均质性严重、开采不均衡等问题，江苏油田通过技术优化，以动用差层分类评价为重点，定量评价差层剩余潜力，开展平面分区治理，持续开展综合流场调整。“我们通过调整水线，指引水往‘羊肠小路’上流动，对剩余油进行围追堵截。”江苏油田研究院开发二室副主任王磊说。
  院厂联合攻关，一方面通过实施注采井网再优化，持续提高水驱控制和水驱动用程度，使注采对应不断提升；另一方面通过水井动态调配等手段实现均衡水驱。韦2-15井与韦2-9井属于一个注采井组，通过油水井动态调配，低部位韦2-15井含水下降，日增油3.1吨，高部位韦2-9井产量也逐步恢复。
  由于韦2断块井段长、多薄层，易发生层间干扰而影响层段动用。江苏油田研究院精细分注工作，采取“层段间细分层系、层系内细分注水”方式，从“一级两段”变为“多级多段”，从“跨层系分注”变为“层系内分注”，从“按地层系数分段”变为“按水淹状况分段”，建立了一套适合韦2断块的细分注水标准和差异化细分模式，实现了分注率100%。
  地层油水关系是不断变化的，如果注水不当，就会造成旱涝不均，有的层喝撑了，有的层却处于饥渴状态。为此，开发人员“因层制宜”，保证水量能够满足每一层的需求，实现“层层都能注上水”。
  近年来，韦2断块随着水驱开发深入，重复酸化井逐年增多，但解堵效果不升反降。江苏油田工程院加强注水井欠注原因分析，“对症下药”开展攻关，研发出“溶栓剂”，可高效溶蚀多种类型沉积垢，对天然大理石溶蚀率达到80%以上，同时为岩石表面刷上纳米级保护膜，提高水相渗透率，畅通注水通道，确保“层层都能注够水”。韦2-88井措施前处于高压注不进的状态，采用“溶栓剂”后，日增注达18立方米，有效期已稳定80天以上。
  江苏油田开发管理部副总经理罗钰涵：
  对于江苏油田来说，自然递减率降低0.1个百分点，相当于提升产量1000吨。为降低自然递减率，江苏油田开发战线多措并举，在理念、技术和管理上发力，让水驱、二氧化碳驱、化学驱“三轮驱动”，努力把存量资源“吃干榨净”。
  一是把注水这个最经济有效的稳产法宝用好用精。立足建模数模迭代升级、开发效果量化评价、水驱潜力定量评价三项基础研究，以层系井网重构、精细分层注水、精细流场调整、一体化综合治理四类精细注水示范区建设为抓手，持续拓展老区精细注水工作，扩大水驱示范效应，有力支撑油田递减硬控制。
  二是大力推动技术创新，提质扩量二氧化碳驱技术攻关与现场应用。巩固双低油藏二氧化碳驱成果，扩大难动用储量注二氧化碳规模，加强致密油、页岩油注二氧化碳研究及应用，稳步推进中高含水油藏二氧化碳驱工作。同时，积极探索中低渗油藏水驱后进一步降低自然递减率技术道路。
  三是推进精细管理，做好精益生产。深化油藏经营管理，加强动态跟踪分析，精准实施分类治理。通过精细区块治理和系统优化调整，努力提高储量动用率、采收率、开井率，提高开发效益，降低吨油完全成本。