西北油田：差异化注气拓出增效新空间

Ľ>　　[中国石化新闻网2016-12-27]注气采油是塔河油田目前增效的主要手段之一，随着注气轮次的增加，注气效果逐步变差。西北油田采油三厂根据不同油藏类型，实施差异化注气策略，化解了这一开发矛盾。截至12月25日，该厂累计注气40井次，注气单井成本较去年同期下降19.35万元，累计增油9.1万吨，有效率达88.7%，比去年提高7.7%。
　　油水同出井高压注气补能量
　　“塔河油田托甫台区块地层能量弱，底水发育，许多油井投产后即带水生产，表现出油水同出、供液不足，如何补充能量保证油井连续稳定生产是开发面临的一大难题。”开发研究所副所长刘刚波说，“针对这一开发难题，我们查阅文献资料，计算出不同地层压力下的注气有效体积，探索出了通过高压注气补充油体能量，释放油线的注气方法，打破了弱能量井不能注气的思维限制。”
　　TP11CH井长期生产后底水抬升，产量逐渐下降，至2016年7月含水上升至100%，原主力油体能量弱供给中断。通过潜力分析认为该井剩余可采储量丰富，该厂对主力生产油层实施高压注气措施，通过改进工艺，提升压力，补充油体能量，突破水体屏蔽，从而恢复了油线连接。该井累计注气50万方，日产量由零升至19吨，目前已累计增油3466吨。
　　2016年，该厂托甫台区油水同出井实施高压注气4口，平均周期增油1919吨，累计新增经济可采储量1.5万吨。
　　注气失效井调整气水比增效益
　　“每小时的注气量和伴水量的比值称为气水比，对于注气失效井再挖潜，关键是根据油藏能量变化合理调整这一比值，这是我们在注气工作中的新经验。”该厂总工程师董斌说。
　　该厂通过大规模现场实践及干扰试井，总结出合理的气水比，可大幅提升气携液能力，避免气液滑脱，形成均衡气驱。
　　T819CH井第一轮注气中，按442的气水比注气50万立方，注水2595立方，累计增油1264吨。但第二轮注气中，按同样的注气比注气效果变差，累计增油仅有700余吨。在第三轮、第四轮注气中，油藏技术人员根据井筒液柱梯度变化将气水比分别调整为407、225，累计注气96万立方，注水3569方，结果增油高达4990吨。
　　类似井，2016年，该厂实施3井次，新增经济可采0.7万吨。
　　气窜井“三变”注气解难题
　　“传统的笼统注气方式，优点是强度大、见效快，缺点是易气窜、失效快，针对此问题，我们在实践中摸索出“三变”注气方法。”总地质师任文博说。
　　“所谓‘三变’，就是在注气采油中，当波及体积变大时变注气排量，当周期增油量增加时变注气总量，当有效期变长时变注气周期，”任文博说。
　　以TH10419注气井为例。以往该井大排量注气时，见效快、气窜风险大。2016年，该厂应用三变法注气，分三段阶梯式增加注气排量，不仅有效降低了气窜风险，同时扩大了气体波及体积，周期增油3902吨，气驱效率提升1.5倍，较前期周期多增油1370吨，新增可采储量0.5万吨。
　　S91井单元实施变排量连续注气，形成压力扰动，扩大了波及体积，目前TK725井日增油15吨，由负效井转变为高效井。