西北油田牵好托甫台区控制递减牛鼻子

　　[中国石化新闻网2015-04-28] “托甫台区块是我厂的上产主战场，托甫台稳则全厂稳，牵好这个牛鼻子控制好自然递减，是全厂高效开发的关键。”西北油田采油三厂厂长程晓军这样说道。
　　采油三厂托甫台区块共有油井167口，2014年区块产油104.3万吨，占全厂原油产量任务的53.7%。做好“水文章”，精打“油算盘”，是托甫台区块降低自然递减“能量”的核心。该厂在实行高压注水补充油藏能量、高产井深化油藏认识、精细生产运行管理措施后，实现自然递减率降至15.7%，创开发至今新低。
　　高压注水实现递减“硬稳定”
　　去年，托甫台区块在地层能量不足的情况下，该厂对区块19个单元井组实施高压注水，在TP251X、TP263等6个井组初见成效，累计增油8958吨，降低自然递减率0.8个百分点。
　　针对单元注水见效的井组，该区块根据生产井液面变化情况，在杜绝井组快速水窜的前提下，采取注水井灵活注水，补充能量保证生产井连续生产。采用此方法，治理水窜井组7个，有效减缓自然递减0.7个百分点。
　　据悉，该厂在TP7单元通过开展高压30兆帕注水，补充了地层能量，日产油水平由原先的94吨上升至现在的138吨。今年前3个月，托甫台区通过注采参数优化，累计增油1973吨，自然递减率下降0.2个百分点，实现了单元递减“硬稳定”。
　　深化高产井管理实现单元“硬上产”
　　今年，托甫台区块有高产井22口，占区块总产量的一半以上，因此高产井的稳定生产是控制自然产量的关键。年初，该厂总地质师任文博就带领技术人员，对高产井存在风险进行深入的分析评估，制定出了高产井分级预警管理体系，高产井管理得到深化。
　　他们通过总结历年高产井见水特征进行分析，得出面状油藏和点状油藏水锥规律，进行差异化管理。
　　面状油藏由于底水发育，活跃程度高，见水后产能难以恢复，需提前进行风险识别，控液生产。TP101单元内TP112X井存在水锥，由于缩嘴控液及时，有效保障了49吨/天的产能。
　　点状油藏存在底水活跃程度低，油井见水后底水上升速度慢，水淹程度低。技术人员根据生产动态变化，科学提液释放产能。TP254X井见水后关井压锥有效。在七个周期的关井压锥后，适当调大工作制度，含水未出现大幅上升，周期产油由前期的729吨上升到1600吨，合理释放了油井产能。
　　今年一季度，托甫台区块22口高产井，没有一口因为管理不善导致水淹，高产井生产原油13.3万吨，高产井管理效果较好。
　　精细运行管理实现区块“硬提效”
　　该厂通过精细化管理，机采井指标呈现良好态势，能量补充后泵效呈上升的趋势；生产时率运行平稳，检泵周期得到延长，躺井率逐年降低。托甫台区块运行管理突出以“早”为先，提高生产时效。预测注水早、管网安排早、注水设计早，解决问题早。现在注水前运行时间同比缩短了7小时，焖井后开井时间同比缩短了2个半小时，提高了注水井生产时效。
　　TP263井注水期间，岗位人员按照注上水、注够水、注效益水的工作原则，对存在问题及时进行反映解决，做到了高效运行。托甫台区的高效管理，使各项开发指标均取得较大提升,实现了“托甫台稳则全厂稳”的控递减规划。
　　“今年，托甫台区原油产量占全厂183万吨的48.87%，第一季度超1.15个百分点高效完成了产量任务，为全厂寒冬期的原油稳产提供了有力支撑。”该厂总地质师任文博说。