塔河采油三厂成功破译裂缝型油气藏稳产密码

　　[中国石化新闻网2014-10-15]塔河油田托普台油区地质特征属裂缝性油气藏，渗透率低，油气分布极不均匀，能量下降快。塔河采油三厂自2010年接管该区块后，采取科学调整油井参数、温和注水、大排量酸化等措施，使该区原油产量稳步上升，连续四年年产超百万吨，油田自然递减率由当初的40%降至目前的18.7%。
　　密码一：科学调整油井参数
　　TP143井是口高产井，初期日产100余吨，但油井参数没有及时调整，五天后日产量降至2吨。
　　在油田实际开发中，该厂认识到，对高产井的管理关键是合理调整油井参数，实现平稳生产。
　　为了实现高产井的稳定生产，该厂地质人员依据储集体发育深度、致密段发育程度等因素，对高产井生产参数实时跟踪分析调整。
　　TP227井日产高达145吨，为了保证该井的平稳持续生产，他们主动将油嘴由原来的5毫米缩小到3.5毫米，日产量降至70余吨。“虽然牺牲了当下的产量，但换来了未来的持续生产。目前，该井在累计生产20万吨原油后，仍然持续生产。”采油三队队长张炜说。
　　“做好风险预警、动态分析是实现高产井合理调参的基础。”该厂研究制定出了高产井风险评价体系，对每口高产井通过远程监控、现场检查等方式，实施24小时监控。今年以来，该厂对托普台区块高产井缩小油嘴35井次，调整工作制度29井次，使29口高产井平稳生产，保有率达到100%。
　　密码二：温和注水
　　“裂缝性油气藏注水困难，要么注不进水，要么注入水沿裂缝迅速形成水窜。”采油三队技术负责王东寨说。
　　TP228井酸压完井未建产，该队初期对其进行大排量单元试注水，对应的油井TP211井仅生产65天后快速水窜。
　　一直困扰着托甫台区自然递减的主要因素就是注水替油不能顺利实施。
　　但“注上水、注够水、注好水”是降低托甫台自然递减的最有效方法。
　　困难面前，该厂技术人员没有退缩，他们结合托甫台裂缝型油藏的特征，深入分析影响注水效果的各个注采参数，逐一进行试验，摸索出了“长焖井、小液量”的温和注采方式和非对称不稳定注水的方法，破解了托普台区块注水难的矛盾。今年以来，该该区块通过3个单元的温和间断注水方式，累计增油9000多吨。
　　密码三：大排量酸化
　　托甫台区块油藏深、开采速度快、生产压差大，油藏裂缝易闭合，导致油井供液能力突降。
　　过去，他们采用大型压裂的采油方式打开油藏裂缝，同时沟通远端储集体。但这种开采方式在油田进入中后期开采后逐渐失去作用，且成本高、效果差。
　　针对这一问题，他们在分析地层压力、井底流压和液柱压力的基础上，构建油藏模型，采用“大排量酸化”的做法，成功解决了油藏裂缝闭合问题。
　　“TP209井原来是口自喷井，持续生产后，出现裂缝闭合问题。起初，我们按照每分钟2.2立方米的排量进行常规酸化，但效果不佳。后来根据区块油藏压力大的特点，将每分钟的酸液排量提高到4.6立方米，结果油藏裂缝被打通，投产后日产油40吨。”技术员徐鹏宇说。该区实施大排量酸化4井次，有效率达100%，累计增油1.37万吨。