西北油田：精细效益开发夯实可持续发展基础

  [中国石化新闻网2020-07-03]西北油田采油三厂针对低油价“寒冬期”和老区油藏能量衰减加快，稳产难度日益加大的难题，以老井存量挖潜及新井增量提效为稳产、增产两大主阵地，打造“强引擎”，上好“助推器”，安装“加压泵”，精细开发，夯实可持续发展基础，今年上半年，该厂自然递减率稳定在13.5%，检泵周期、机采井躺井率、检泵频次较同期持续下降，截止2020年6月29日,全年累计产油达57.7891万吨。
  做大低成本注水为老区稳产加装“助推器”
  老井持续稳产需要充足的能量补充。今年以来，采油三厂从“充注体、关联体、连通体”的角度出发，开展了中高含水后期剩余油分布研究工作，对水淹后的剩余油、水驱失效后的剩余油类型进行了重点攻关研究，对弱能量区提前注水补充能量、断裂关键井高压注水构建井网、低能停躺井注水恢复储量动用等手段，新增注水18井次，提升能力71吨/天；同时，该厂优化存量提升注水效果，打出了高效注水井优化注采参数提时效、注水效果变差仿底水注水动用弱势通道剩余油、注水失效井高压水力扩容动用远井储量、单元水驱效果变差流场调整恢复动用“组合拳”，使上半年日均注水量由2019年同期4322方/天上升至目前4511方/天，注水产量占比由2019年同期的22.2%上升至目前28.8%，水驱储量动用率由2019年26.5%上升至目前28.2%。
  做强高效益注气打造产能“强引擎”
  注水注气是支撑塔河油田能量补充的左膀右臂。为了做好注气驱油，采油三厂有序推进新工艺、新技术，一是量化加大注气规模，对单井注气技术由经验设计走向量化设计，实现单阁楼体转多阁楼体挖潜，上半年优化注气参数10井次，有效增加气驱波及体积，累计增油1.1万吨；二是探索顺岩溶注气和“注气+”工艺，气驱储量动用率由2015年12.6%提升至目前23.5%；三是立足单元构建空间结构井网，稳步提升气驱效率，注气月增油量由年初1.2万吨增加至目前1.6万吨。同时，该厂实施“一注多采”，提升井间储量动用，对油气富集区域高效注气井实施“去周期”注气，有效盘活注气存量，使注气工作实现了从单井走向单元、单阁楼体转多阁楼体挖潜、单流线走向多流线、平面挖潜转立体挖潜，持续提升气驱效率，上半年同期注气量由2488万方增加至2910万方。
  做优高效率措施为构筑增储增长点加压助力
  围绕西北油田塔河长期稳产的开发思路，采油三厂紧盯全年效益开发目标，树立“精细开发”和低成本发展理念，以投资下沉为契机，聚焦SEC储量，实施“四个一体化”统筹，深入推进油藏经营管理，从资源管控向资源经营转变。今年上半年，该厂加大“短平快”措施力度，压减高成本措施、加大低成本及新工艺措施，实施泵升级和转抽14井次，增油1.16万吨；同时，立足保未来、寻突破、降成本，实施选择性堵水10井次，累计增油0.32万吨，不仅稳住了产量基本盘，更牢牢抓住了产量增长点，全面提升了油田开发价值创造能力，将工作重心从油气生产向勘探、开发、生产的全价值链拓展，由产量运行向储采平衡拓展，实现油藏全生命周期的效益开发，为后期构建立体井网调整夯实基础。