西北采油一厂精打细算让油藏实现“效益开发”

　　[中国石化新闻网 2015-10-22]今年以来，西北油田采油一厂以油田“效益开发”为目标，优化措施结构，在保油增气中突出效益意识，在确保油气生产硬稳定的基础上，实现了油气生产增产增效双赢。今年前三季度，采油一厂生产原油119.5万吨，超产1.96万吨，老井自然产量和措施产量成为超产的两大主力。
　　效益“紧箍咒”让低油价常态下的措施选井、措施作业成为了非常棘手的难题。
　　“为保证效益，我们严格落实‘潜力小不上、风险大不上、无效益不上’的措施‘三不上修’原则，加大方案源头优化、修井过程优化、工艺应用优化力度。从地质、工程、管理三方面着手，切实保障措施挖潜效益。”采油一厂井下作业管理部副主任李晶辉告诉记者。
　　今年以来，采油一厂为提高措施经济效益，措施主要以转抽和化学堵水等低成本高效益措施及潜力明确的补孔改层为主，缩减高风险的碳酸盐岩堵水、大修、酸压等措施。与去年同期对比，措施有效率明显提高，在完修井次减少13井次的情况下，累增油超去年同期0.2万吨。
　　今年以来，相对原油价格的持续低迷，采油一厂在保证原油产量稳定的基础上，大力开发天然气，目前采油一厂天然气产量已占分公司三分之一以上。
　　采油一厂天然气开发以气藏差异化管理为基础，按气藏类型制定天然气开发技术政策。
　　塔河九区奥陶系是一个断控岩溶碳酸盐岩凝析气藏，区块储集体特征、天然能量差异性较大。
　　采油一厂根据不同区域储集体地质特征、生产动态特征制定了九区奥陶系凝析气藏开发政策：对于天然水体能量强的主体区采用采用“气井带水生产”开发政策，通过放大生产压差，提高气井气体携液能力，延长气井自喷生产状态；对于天然水体能量差的外围区域采取“降压开采”的开发政策，最大限度提高气井产能。
　　今年以来，该厂对九区奥陶系主体区6口见水井采用“气井带水生产”开发政策，提高气井携液能力，延长气井自喷生产状态；对外围区块天然水体能量普遍较差的5口井采取“降压开采”开发政策，最大限度提高气井产能。通过调整，九区奥陶系气量保持在70万方运行。