华北油田实施老油田稳产工程纪实

2010-02-26　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

　　[中国石油报2010年2月24日] 2月21日，华北油田今年又确定了15个调水增油区块，比去年增加了一倍。目的是推动老油田稳产工程向深层次延伸。

　　华北油田进入高含水后期开发之后，储层物性、原油物性、剩余油分布发生较大变化，且复杂情况越来越突出。围绕实现良性开发和高效开发的目标，华北油田积极推进以调水增油为主要内容的稳产工程，取得了明显成效。2009年，调水增油区块提高水驱动用程度1.5个百分点，实施深度调驱的区块自然递减率、综合递减率同比下降2.3%和2.4%，油气稳产基础不断夯实。

　　提高水驱效果是稳产关键

　　在华北油田开发的诸多矛盾中，影响油田稳产的主要矛盾是油水之间的矛盾，这就迫切需要研究探索改善水驱开发效果的调水技术。为此，华北油田实施调水增油工程，着力解决注水工作中存在的问题，挖掘注水潜力，释放注水能量。

　　为使调水增油工程取得实效，一方面，华北油田紧紧围绕改善油田开发效果、提高采收率这一核心，规模化地开展油藏精细描述工作，制定了油藏描述工作规划，创新发展了复杂断块精细油藏描述技术，为实施调水增油工程奠定了坚实的基础；另一方面，坚持油藏描述成果及时应用于生产的原则，紧密结合调水增油，提高了老油田调整挖潜措施的针对性，形成了以精细油藏描述推动调水增油工作不断深入的格局。

　　经过不断探索创新，华北油田调水增油工作实现了五个转变：调整对象由主力油藏向非主力油藏转变；研究单元由井点、井组向单砂体转变；工作重点由层间向层内转变；调整方式由大段分注向细分注水转变；治理措施由油井增产向注水井兼顾转变。同时，在开发动态综合分析评价上，通过选择重点区块、重新认识地质情况、对策优化研究等措施，形成了有效的、制度化的、程序化的工作方法，提高了水驱波及体积、水驱动用储量，各项开发指标明显改善。

　　调水增油是战略性稳产措施 　　华北油田围绕调水增油、增强水驱油藏稳产基础，确定了“精细、完善、细化、深调、优化”技术路线。精细油藏描述，精细动态监测，使采取的措施更具针对性；采取调整、更新、侧钻、大修、加密控制砂体等具体措施，整体完善井网，完善注采关系；细化注水单元，细分注水层段，提高次主力油层、未动用层的动用程度；对主力水淹层深度调驱，对次主力层实施压裂、酸化等措施，扩大水驱波及体积；优化注水结构、优化产液结构，提高水驱采收率。　　这个油田开发部有关人员告诉记者，通过不断探索创新，目前在整体部署的“开发基础年”中，调水增油稳产工程又被赋予了新的内涵：将调水增油的技术核心主要放在“一个重新认识、三个结构调整”上，即重新认识地下地质体的构造、储层特征和流体分布规律，对注水、产液和储采结构进行调整。其中注水结构调整是前提、是基础、是核心，产液结构调整和储采结构调整都围绕着注水结构调整展开，这也是调水增油技术区别于其他开发综合调整技术的根本所在。这与油田多年来改善注水效果的常规做法有很大不同。因此，调水增油不是一个战术动作，而是一项实现油田稳产的战略性措施。　　这是一组令人欣喜的数字，彰显出调水增油在夯实稳产基础中的作用日趋突出。“十五”以来，华北油田共选择河间、岔河集等51个油田作为调水增油重点区块，以项目管理形式在砂岩老油田广泛实施调水增油工程，使油水井措施结构大大改善，特别是注水井措施比例由原来的25%上升到43%，累计增油103万吨，提高采收率3.4个百分点，油藏水驱控制程度由59.5%提高到72.2%，含水上升率由2.8%减缓到0.8%。　　针对地下油水关系日趋复杂、挖潜难度越来越大的实际，华北油田树立“高含水期是油田重要开发阶段”的新观念，不断赋予调水增油新的内涵，增加新的内容，提出新的理念，推出新的举措，创出新的成果。随着油田进入中后期深度开发，调水增油给予油田的回报将更加丰厚。

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