河南油田37年稠油老油田开发成本持续走低

  [中国石化新闻网2024-06-03]今年前4个月，以稠油生产为主的河南油田采油二厂生产原油11.78万吨，产量保持在计划线上运行，生产成本同比降低4020万元，打开了稠油低成本开发新局面。
  地下资源呈碎片化，油藏薄、埋藏浅，开发了37年的稠油老油田如何保持稳产？如何实现生产成本持续走低？“面对困难，要主动出击、创新作为，才能突出‘重围’。”该厂厂长蔡汉文说。
  开发稠油首先要做实“热”文章。该厂有着成熟的稠油油藏注蒸汽开发经验，通过加强注汽管网和井筒全程保干，锅炉热效率由83.6%升至95.4%，蒸汽干度由73.8%升至85.1%，管线沿程热损失由327瓦/平方米大幅降至160瓦/平方米。
  为了在碎片化的油藏中找到新的资源阵地，技术人员通过复查老井发现了沉寂30多年的付湾油田具有开发潜力。他们利用已有管线和设备，实现付湾油田及时投产，节约投资165万元；先后对付湾油田8口井实施热力试采，部署开发井7口、评价井3口，累计产油3300多吨，新增控制储量超150万吨，开辟了新的资源阵地。
  该厂还积极转变开发方式。杨浅20普通稠油水驱油藏平面窜流严重、驱油效率低，他们利用“通道定量识别+逐级深部调剖+降黏复合驱”集成技术，将该区油藏转为水驱开发。杨21226井应用后，日产油由0.8吨升至5.6吨，综合含水率下降6个百分点。他们扩大该技术应用范围，与油田工程院实施技术风险承包，杨浅20区块日产油由2.9吨升至10.7吨，增油超3300吨。
  多年注蒸汽开发后，汽窜问题日益凸显、注汽效果逐步变差。对此，该厂及时从单井注汽转为面积组合注汽，并配套开展热化学复合提高采收率先导试验，提高热能利用率。热化学复合驱提高采收率先导试验在8个井组开展，增油6400吨。
  针对油藏类型复杂、开发方式多样等特点，技术人员形成了薄层稠油油藏蒸汽吞吐经济开采等8项油藏开发特色技术，以及氮气辅助吞吐、注采一体化等5项工艺，为效益开发提供了有力支撑。
  稠油生产成本中，燃料费和电费占到46%以上。对此，该厂对暂时无法注汽、无有效治理对策的高含水井，采取堵水、调剖调驱等措施，控减无效产液量；对生产过程需掺水的井，通过全过程保温、完善工艺配套等措施，精准控减掺水；研发错峰远程控制系统，可利用手机APP远程控制高架罐、电磁加热器等高能耗设备，多利用谷电、绿电，持续为设备能耗“瘦身”。
  为缩减燃料费支出，该厂打出“一降两提（降集输系统用气量，提自产回收气产量与用气设备热效率）”组合拳，持续开展锅炉烟气余热、采出水余热利用工艺攻关，日均消耗天然气从1.96万立方米降至1.49万立方米；精细地质潜力评价，实施气井补孔、配套天然气回收管网等措施，回收利用自产气78万立方米。
  他们还攻关“光热+套管燃气热+谷电+蓄热”多能互补技术，解决了高凝油井电耗大、成本高等问题。9口井应用后，累计节电32.6万千瓦时，节约电费28.2万元。