国家石油化工产品及国家铁矿检测实验室联盟在宁波成立

　　[中国海洋石油报2014-06-11]
　　随着文昌13-2油田进入开发中后期，单井含水高、产量递减快、剩余油挖潜难等“老年病”接踵而至。今年恰逢“南海奋进”号FPSO（海上浮式生产储卸油装置）坞修，再次给油田产量任务的完成带来考验。
　　为此，有限公司湛江分公司地质油藏研究和管理人员对症下药，为文昌13-2油田开出了良方——产液结构调整方案。该方案的总体思路是，在降低高含水低效井产液量的同时，提高低含水且有增产潜力井的产液量，在保持油田外输液量不变的基础上实现稳液增油。
　　A9井是文昌13-2油田一口主力油井，自投产以来已经贡献40万立方米的产量，近年来随着开采层位高含水而变为一口低效井。
　　为了让低效井重新成为高效井，湛江分公司地质油藏人员运用多种油藏分析方法，准确诊断高含水原因和剩余油潜力，最终确定了上返补孔的治疗方案。方案实施后，A9井进入无水采油期，并取得日增油150立方米的好成绩。
　　A9井成功挖潜后，地质油藏人员又陆续对A6、A11井进行上返补孔，3口井实现日增油228立方米，同时降低油田日产液量近1000立方米，为其他低含水潜力井的提液腾出了空间。
　　在上返补孔措施实施之际，生产部、研究院地质油藏人员针对A7H1、A8、A10井的流体特征，提出了换大泵提液的增油措施。提液后，A7H1井日产油从200立方米提高到300立方米，另外两口井的提液效果也十分显著。
　　在油田生产过程中，受井网部署、储层非均质等因素的影响，剩余油往往在井间高部位分布。对于这些躲在“角落”里的储量，上返补孔、换泵提液等措施已难以取得较大成效。于是，地质油藏人员决定实施侧钻调整井。
　　通过油藏动态分析和精细油藏数值模拟研究发现，A13H井南侧剩余油较为富集，但由于该井水平段较短、储层物性差、产能低，储量难以动用。
　　在权衡风险与潜力之后，地质油藏工程师提出了将A13H井向南侧钻为A13H1井的侧钻方案。实施后，原来的低产低效井A13H井变成了日产油170立方米的高产井。该措施不仅提高了油田采收率，而且大幅降低了调整井成本。