西北油田：低成本高效益多维度增可采

Ľ>　　[中国石化新闻网2016-08-08]
　　8月7日，采油三厂以经济效益为核心，牢固树立每口井都有效益可挖的理念，强调开发与成本、效益指标并重，通过创新思维技术进步、问题导向差异治理，低成本效益开发，提高统筹规划水平，降递减、保能力，全力增加可采，实现经济高效开发。
　　在技术上，该厂创新观念思路，主动调控能量，研发油藏单元压差曲线；细化能量节点微变化；短期与长期特征统筹；平衡能量关键点，推动储量动用；把控压差，创建油水平衡；单元均衡开发，引导水线增效。在油藏区块上，以问题导向、差异治理为突破口，八区单元调流线、转流场潜力排查及分析；托甫台、十区南断溶体油藏按条带分段创造井组能量平衡；托甫台区水窜井组调流道、转流场探索；有利区失利井回头看、井网关键措施增产增注；十一区强底水油藏注气提高采收率工作潜力储备。共对21个井组开展创建井组能量平衡工作，累计提升单元能力日产132吨。
　　该厂注气转向注水保持3井次，累计增油1428吨，增加可采0.98万吨；注水建立能量平衡20井次，增油1.3万吨，增可采1.4万吨；单井弱能量井大规模注水补压24井次，增油3064吨，增可采4.49万吨；低能、油气富集区单井注水保压15井次，增油1897吨，增可采3.12万吨；高压注水补充远井能量10井次，增油4207吨，增可采2.52万吨；单井和单元注气4井次，增油2605吨，增可采0.9万吨；酸化和泵升级6井次，增油3412吨，增可采1.4万吨。
　　TH10420X井组为评价不同注采参数对单元注气效果的影响程度，同时实现高效驱替井间剩余油，设计总注气量为95万方，采用变排量段塞式注气方式。该井目前完成2个段塞，阶段注气60万方，已持续受效43天，増油1239吨。预计本周期注气受效期80天，周期増油3000吨，较前期延长受效期15天，多增油500吨，生命周期新增可采储量5000吨。下步计划对TH10304-TH10301CH、TH10217-TH10288H井组实施段塞注气，预计新增可采储量5000吨。
　　通过定人，定目标，落实责任，该厂全年计划在油价40$/bbl.条件下实现负效变有效井41口，有效变高效井23口，高效再提效井17口。目前已完成负效变有效30口，有效变高效12口，高效再提效11口，累计增油2.84万吨，累计创效928万元。
　　针对能量不足油井，该厂优先考虑利用物质平衡法开展定量化注水补压开采，追求油藏能量健康状态，今年累计实施同类型油井5井次，累计增油4352吨。
　　今年，该厂托甫台区建立井网25个（主断裂井网7个，次级断裂井网18个），其中利用限产单元井组回头看建立新井网14个，单元能力提升每天81吨，有效提升了托甫台断溶体油藏的开发水平。
　　在措施增油上，该厂刮蜡优化44井次，节约费用8.9万元；使用升压保护器注气2井次，节约费用3.6万元；下调工作制度33次、泡酸1井次、洗井3井次等避免躺井和检泵，节约费用135.2万元，节约费用完成全年计划73%。关停井数30口，储备日产能48吨；注水替油井焖井20口，储备日产能203吨；注气井焖井5口，储备日产能50吨；正修井1口，储备日产能15吨；全厂共储备日产能391吨。平均月储备能力日产256吨，完成目标的213%，计划7-12月确保储备日产能130吨以上。
　　在定量化注水上，该厂注水增油量由17.8吨上升至21万吨，吨油成本由48元下降至45元，实际形成注水费用392.4万元，注水增油量12万吨，注水吨油成本33.53元。增油产量完成目标55.7%，吨油成本较目标低11.47元，日均增油稳定在日产505吨以上。
　　在目前储集体精细刻画还未取得突破性进展的情况下，该厂利用“三线、能量、压差的变化”探索形成统一的经验公式，解剖储集体内部结构，判断井间是否连通或注水是否受效，为地质建模提供依据。
　　以“定责任、提能量、优参数、配设备、控状态、补短板、消异常、建标准”为出发点和落脚点，该厂创建单元油水平衡、能量平衡；均衡采速、量化压差；油水、能量平衡；消除无效水线、建立新流线的新模式，最终实现保压开采和注采平衡双赢的采收率示范单元。打造“油藏体系状态健康”、“增油系统效率高”、“检泵周期长”三位一体的机采井管理示范区。