辽河油田双递减创13年以来最低

  [辽河石油报2009年3月3日] 2月24日，在齐40块蒸汽驱生产现场，员工们正忙着雪后井组生产情况的跟踪分析。2008年，齐40块蒸汽驱贡献原油56.5万吨，使该块综合递减实现了负增长，为油田双递减创13年以来最低立下功劳。

  日前公布的一组数据显示，2008年，油田年综合递减、自然递减分别降至6.9%、25.9%，创13年以来历史最低，油田稳产能力进一步增强。据了解，自1996年进入递减期以来，油田平均每年减产30多万吨，自然递减长期在30%左右徘徊，综合递减基本也在10%至11%左右。

  “要有突破，观念先行。”油田公司开发处尹万泉一语道破递减下降的谜底。以稠油、超稠油开发为主的辽河油田，随着开发程度逐年加深，稳产难度逐年加大。油田自“九五”以来就积极寻求开发方式的转变，当齐40块蒸汽驱试验转入工业化开采，位列股份公司“十大开发先导试验”之一的SAGD项目率先进入规模实施阶段，效果逐渐显现。2008年，齐40块蒸汽驱开发技术指标逐步改善，区块日产连上五个百吨台阶，达1760吨，年产油56.5万吨，比阶段指标超产28000吨，综合递减由汽驱前的17%变为18%；曙一区SAGD在工业化实施阶段，日产油达1020吨，年产油45.5万吨，有效缓解产量递减。

  “沈625潜山，2008年通过实施‘块状区域底部注水、分段区域对应注水’的多元注水方式，地层压力由14兆帕上升到17.5兆帕，区块日产油稳定在500吨以上，实现了潜山油藏持续稳产，摆脱了同类型油藏‘快速上产、快速递减’的恶性循环”。近年来，油田注水工作一改往昔笼统注水方法，开始向优选部位、主力层段注水转变，并且也由单一注水向多种介质组合注水转变。在新思路指导下，2008年油田99个区块细化注水后日产油从9788吨上升到9924吨，综合递减、自然递减比上年分别下降了0.4%和1.3%，有效缓解了稀油、高凝油递减。

   针对热采稠油油藏蒸汽吞吐开发，开发系统不断优化注汽方式，改变了以往一口井一口井注汽的方式，不仅多口井一起注，而且针对水平井段，在加大注汽量的同时，向水平井双管和多点注汽转变。2008年，开展同注同采、分层注汽、三元复合吞吐、双管注汽等7种组合式吞吐措施2415井次，年增油40万吨，热采稠油递减控制在7%以内，有效缓解了老区递减。

   递减率的大小，反映油田稳产形势的好坏。老井产油量年综合递减率，反映油田老井采取增产措施的情况下的年产量递减速度。年自然递减率反映油田老井在未采取增产措施情况下的年产量递减速度。