江汉油田紧牵控制递减的“牛鼻子”

  [中国石化新闻网2021-06-11]“聚合物驱已正式进入矿场试验一个月，推进正常，注聚井注入压力和注聚黏度达到方案设计要求。”5月19日，江汉油田勘探开发研究院相关负责人说。
  江汉油田历经几十年开发，存在老区井网调整难、沿程水质改善难、开发技术提升难的问题，存量资源效益开发的重中之重在于控递减。“十四五”开局之年，该油田在方案设计、水质提升、技术创新上出新招，一季度老区自然递减率控制在3.56%，较计划低0.75个百分点，同比下降1个百分点。
  抓方案设计做实控递减
  控制递减率是一个系统工程，涉及油藏、井筒、地面等多个专业领域。而江汉油田油藏类型复杂、投产阶段差异较大、区块分布比较分散，为做实控递减，该油田推行院厂联合办公，齐心协力找问题、群策群力定药方。
  “沙四段目前注采对应率81%，累计注采比1.42，欠注及注不进水井11口，影响日注水量269立方米，集中在沙四1和沙四6砂组……”会议室里，科研人员正热烈讨论面14区的注采调整情况，力争将注水调查工作做实做细。
  调查发现，江汉油田受注采不完善、纵向层系矛盾、低效无效注水影响的井有913口，日产油805吨，占比25.5%；受边底水、注入水推进影响的井有646口，日产油724吨，占比22.9%。这些井的挖潜对于控递减非常关键。
  摸排出问题和潜力，研究院、工程院对症施策，扎实编制油田控递减方案。江汉油田规划，“十四五”期间，通过精细注采调整、关停井及套损井治理、维护性作业及水质治理等，递减率到2025年控制在8%以内。
  今年的目标是9.99%。目前，该油田正实施流场调整、先导试验、转变开发方式等措施，努力提高注水“三率”，已累计复产长停油井92口，完成年计划的61.7%；复产长停水井23口，完成年计划的30.3%。
  抓水质监测支撑控递减
  油田注水开发好比做饭，水质不达标，吃的就不健康，容易长结石，严重影响肠胃和其他器官。为了明确水质提升的方向，油田研究院在4个采油厂17座注水站的54个注水节点取样，开展7个控制性指标、4个辅助性指标的测试分析。
  分析发现，出站水质综合达标率为85.7%，但注入水通过站点到配水间再到井口，沿程水质逐渐恶化，管线腐蚀结垢、污油等大量沉积，又清理不及时，造成细菌滋生、腐蚀加剧，水质变差，到井口水质达标率平均下降20个百分点。
  江汉油田按照示范创建、推广实施、整体提升的原则提升水质。他们优选八面河面14区，通过优化注水管网、优化药剂投加、优化注水管理，打造精细注水示范区；监测保障方面，将站点监测升级为站点+井口抽样监测，每季度发布监测公报，并围绕管线老化、管壁污染、设备状态、流程运行等影响水质因素对各采油厂发出预警，提出提高水质建议，改进药剂投加方案。
  抓聚驱试验助力控递减
  八面河油田水驱普通稠油油藏动用地质储量7100多万吨，目前含水率93.8%，采收率只有19.4%，整体进入特高含水开采阶段。水驱提高采收率空间小，何不探索聚合物驱？
  历时5年，经过室内攻关、方案编制、设备改造与调试、单井试注成功，八面河油田高钙镁油藏聚合物驱油矿场试验于今年4月8日达到方案设计运行条件。
  至5月19日，注水井压力由6.2兆帕升至7.4兆帕，聚合物黏度保持在50~100毫帕·秒，试验推进正常。
  下一步，油田研究院将同集团公司勘探开发研究院、清河采油厂一同，密切跟踪试验过程，及时取全各项资料，不断优化注入参数，确保试验见到预期效果，助力老区控递减。