上海石化乙烯实现稳产高产

sh;—锦州25-1南潜山，投产五年来首次实现自然递减率为负，目前产量较上年末逆势增加6%，世界性稳产难题获阶段性突破。
　　锦州25-1南潜山裂缝油藏是目前渤海油田投入开发最大的中深层块状复杂裂缝油藏，自2009年12月投产至今，因其独特的储层特征和开发模式一直备受关注。裂缝性潜山油藏具有非均质性强、储层预测难度大的特点，其宏观储、渗介质及微观驱油机理与常规的砂岩油藏相比，有本质性区别。该类型油藏开发初期单井产能都很高，以锦州25-1南潜山裂缝油藏为例，该油藏投产初期就创造出渤海油田多口千方井，高峰日产油近3400立方米，实现单井平均产能全面达到ODP设计。截至目前，全油藏累计生产原油超过300万立方米，经济效益显著。
　　但与此同时，由于裂缝系统和基质系统储层物性差异较大，初期高产、高采油速度易造成裂缝系统压力下降很快，底水和注入水不断上升，基质系统原油被水封而难以采出，进而造成注入水无效循环，采油井产能快速下降，含水迅速上升。锦州25-1南油田自投产后，2011年至今自然递减率在20%左右，随着含水不断上升，产量也随之下降，部分位于构造低部位油井处于中高含水期。
　　要充分挖掘该类型油藏的潜力，就必须采取有效措施稳油控水、驱油增产。但相较于常规油藏只有单一储层介质，裂缝性潜山油藏属于典型的双重介质油藏，其主要的储集空间是基质系统，而主要的渗流空间为裂缝系统。由于两套系统在储集特征和渗流能力上差异很大，加之锦州25-1南所系的裂缝潜山油藏位于中深层，加大了裂缝的储层预测难度，要想精准稳油控水、强效驱油，在世界范围内都属难题。
　　渤海石油研究院辽东开发室油藏一路联合地质科研人员，从油藏全面投产开始就积极探索复杂裂缝油藏稳油控水的有效举措。
　　以降本增效、增储上产为目标，项目组针对锦州裂缝性潜山油藏的地质油藏特点，一改常规直井纵向同平面注采的稳油控水模式，创新性地提出了水平井“底部注水、顶部采油”这一“顶底交错”的注采模式。同时结合五年来生产动态认识，在精准的裂缝预测基础上，相继开展了液流转变技术、脉冲注水技术、基质系统渗吸出油、合理注采关系等一系列稳油控水专题研究，并最终依托这些研究成果，通过实施平面注采井网调整、高含水井关井压锥、不稳定注水等一系列措施，成功实现锦州25-1南潜山裂缝油藏自然递减率五年来首次为负，较2014年底产量增加6%，上半年超额完成年初配产3万立方米。
　　同时，为做到精细管理，地质油藏人员充分配合，为潜山油藏每一口老井“量身定制”动态管理方案。
　　目前，潜山裂缝油藏通过优化注水，不断恢复地层压力，改善油田开发效果，含水上升速度不断减缓，在油田采出程度14.1%的情况下，油井综合含水保持在19.5%左右，远低于国内同类型油田同采出程度综合含水的水平。同时，这一举措也为2016年II期ODP加密井的实施创造了良好条件。
 

吀时也在实战中对他们进行培训，让裂解炉一步到达最佳运行状态，毕其功于一役。
　　除此之外，烯烃部今年还开展了裂解炉劳动竞赛，提升装置稳产高产能力。在劳动竞赛中，2号烯烃装置工艺、设备等条线的专业技术人员与班组成员进行裂解炉承包，并将装ϓ理人员分配到4个小组中，既解决问题处理中沟通协调问题，也形成你追我赶的竞赛氛围。