西北油田采油一厂着力突破低采速瓶颈

  采取老井排查、创新工艺、精细管理等措施，
  今年已生产天然气2.92亿立方米，超产1100万立方米
  [中国石化新闻网2019-10-16]西北油田采油一厂天然气区块采气速度低、采出程度也低，尤其是主力区块采气速度仅为0.3%，采出程度只有5.2%，提速上产难度大。
  对此，该厂采取老井排查、创新工艺、精细管理等措施深挖老区潜力。截至10月5日，该厂今年已生产天然气2.92亿立方米，超产1100万立方米，为年底保供奠定了坚实基础。
  多方布网，老区发现新甜点
  塔河9区奥陶系是该厂天然气生产的主阵地，共有25口气井，平均含水率超过75%，产量下降明显，再加上受地层能量制约，产能也持续降低。
  “我们决定从排查老井地质资料入手，全力突破这一开发瓶颈。”该厂气藏室主任李宗睿说。
  技术人员先后排查11口气井，分析对比地震资料、沉积特征等因素，发现这个区块的良里塔格组和一间房组有良好油气显示。他们对DK25-1井等4口井实施上返酸化措施，累计增气3000多万立方米，新增经济可采储量2.8亿立方米。
  零散的石炭系气藏目标隐蔽，挖潜难度很大。技术人员以砂体展布和小层对比研究为基础，先后排查单井48口，寻找石炭系开发的甜点区。前期产建的S1071-Q1X井效果较好，他们顺藤摸瓜，发现S1071井也满足开发条件，随后对潜力层实施补孔措施，日产气达8.9万立方米，累计增气2000多万立方米。截至目前，该厂共排查出6口潜力井，挖潜后新增经济可采储量1.65亿立方米。
  塔河9区三叠系中油组属于砂岩气藏，虽是老区块，却是今年天然气突破的新力量。该厂成立天然气增产项目组，排查出6口潜力井，实施补孔改层等措施后，TK957X井等4口井已正常生产，总计日产气10万立方米。
  “良里塔格组、石炭系和三叠系中油组这几个增气层系的突破，证明老区也能有新作为，为西北油田寻找天然气储量接替阵地提供了科学参考。”该厂总工程师常公喜说。
  创新工艺，千方百计多增气
  近日，在TK915-11井现场，施工车辆云集，该井转抽后，正在实施排水采气新工艺。
  “排水采气就是将邻井产出的高压气，通过地面流程引到高含水停喷气井，降低井底流压，从而将井筒及近井地带的积液排出，使停喷气井恢复生产。这种工艺能延长气井的生命周期，目前已实施了13口井，累计增气170多万立方米。”该厂开发研究所副所长张伟说。
  今年以来，该厂加大科技创新力度，积极推广新工艺、新技术，受效气井综合递减率下降7.6个百分点，新增经济可采储量0.65亿立方米。
  对于地层能力不足的气井，该厂创新应用注水保压技术。目前，这项技术应用已由单井拓展到井组，扩大了注水范围，生产效率明显提高。如TK915井之前地层能量不足，无法形成连续产能，技术人员通过在邻井TK915-3井连续注水，使TK915井目前日增气1.4万立方米。
  有些气井水淹严重且高含蜡，他们优化工艺措施，将9口井的电潜泵更换为抽稠泵，既节约成本，又提高生产时效，日均增气3.8万立方米。
  近期，该厂还在TK915-6XCX井和TK915-13H井应用橇装气举新工艺，通过向井内连续注入低密度天然气，人为制造生产压差，让气井恢复自喷生产。
  精细管理，不让一方气流失
  采油一厂共有气井100余口，他们从技术改造、生产运行、日常维护等方面精细管理，力争不让一立方米气流失。
  间开轮作法是延长气井自喷期的一种重要方式，就像农民种地一样，通过让土地休养生息，实现效益最大化。以TK7202井为例，该厂技术人员根据其压力恢复速度确定最优间开周期，使这口井年产气量从103万立方米增至195万立方米。
  针对因井底积液而停躺的气井，他们创新推行零回压吐液工作法，通过零回压无油嘴放喷，使气井充分吐液，恢复生产。TK915-13H井自首次停喷后已实施6次，累计增气2200万立方米。
  在高产气井管理上，该厂采取井口保温伴热、优化清蜡周期等措施，确保其正常生产。
  此外，他们节约使用每一立方米气。其中，通过对加热炉实施温控改造，实现点火熄火自动化和远程监控，每台加热炉每季度可节约天然气120万立方米。