西北油田采油三厂总结不同类型剩余储量分布规律，形成不同挖潜方式

  高效挖潜助递减率创新低

  [中国石化报2020-02-17]

  □石立斌蒋林
  2019年，西北油田采油三厂以“产量、经济可采储量两个平衡”为约束指标，统筹当前与长远发展，从储量精细刻画、精细描述及动用评价三个方面入手，重点针对岩溶系统上的剩余储量、缝洞异常体的结构型剩余储量、小缝洞群的未动用储量，总结储量分布规律、形成不同挖潜方式。2019年，该厂自然递减率、综合递减率分别为11.81%、2.36%，较2018年分别下降4.44、6.26个百分点，创近8年来新低。
  做大低成本注水
  近年来，该厂将做大低成本注水产量作为稳产第一要务，不断拓展注水产能接替阵地，水驱动用储量持续攀升。
  针对常规注水失效井和储集体偏移井，该厂突破前期认识限制，创新研发定量化注水技术、高压扩容注水技术，实现井周储量动用储集体由一套变为多套，2019年实施5井次，累计增油5154吨，新增经济可采储量4.8万吨。
  TH10276井位于T708断裂外围，处于油气富集区。静态资料显示该井储集体偏移，酸压无明显压开显示。前期生产过程中，该井供液不足且带水生产，日产油仅3吨。技术人员重新分析该井地质资料及动态生产资料，认为该井具有高压扩容注水的潜力，措施后该井日产油能力提升到24吨，目前累计增油5300吨以上。
  做强中成本注气
  塔河油田储层空间展布复杂、非均质性强，随着开发不断深入，常规手段难以支撑持续高效开发。
  为有效动用缝洞型油藏注水无法波及和溶洞高部位以“阁楼油”形式存在的剩余油，采油三厂成立技术团队持续攻关，通过实施气水协同、氮气驱油，以及通过双机组并行快速注气等新工艺，推动注气三采提高采收率。
  技术人员强化地质认识，紧紧围绕“高效提升储量动用率”原则，不断扩大注气规模，采用多种手段注气，提升气驱效率，注气方案由经验设计转向量化设计，阁楼油挖潜由单阁楼体转向多阁楼体，挖潜视野由单井转向单元。
  2019年，该厂共优化注气参数38井次，有效增加气驱波及体积，注气量由5000多万立方米增至7000多万立方米，注气增油由2018年的19.18万吨增至22.3万吨，新增经济可采储量34万吨，注气降低自然递减率2.6个百分点。
  做优较高成本措施
  近年来，井筒完整性保护逐渐成为采油工程重点工作之一。为满足精细效益开发需要，套损井高效治理成为亟待解决的问题。该厂通过攻关，形成了低成本套损井治理体系。
  技术人员根据套漏点吸水指数，建立吸水指数与挤堵成功率关系图版及套损井治理流程图，一井一策制定最佳治理方案。
  针对常规水泥对漏点吸水差等问题，他们调研引进新型高强度膨胀堵剂，其胶凝材料、微晶材料、增韧剂和活性微细填充剂可发挥协同增效作用，提高封堵强度，延长有效封堵时间。
  截至目前，该厂已对3口套损井实施高效治理。其中TP206X前期因套管管脚套漏挤水泥无效，自2015年关停至今，实施高强度膨胀堵剂治理后，含水率由100%降至30%，平均日产油25吨，已累计增油1800多吨，高效恢复了井筒资源。