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西北采三:培育产能新动力,提升储量动用规模

来源:互联网 时间:2019-11-28 10:34 点击:948

西北油田采油三厂面对老区油藏能量衰减加快,稳产难度日益加大的难题,树立“依靠老井硬稳定”的理念,以保能力、提动用,做大低成本注水,以上规模、稳油水,做强中成本注气,以转思路、找突破,做优较高成本措施,提升储量动用规模,打响老井稳产保卫战。

保能力、提动用,做大低成本注水

该厂在精细油藏认识的基础上,将“做大低成本注水产量结构占比”作为老井稳产的第一要务,注水井次和注水量均创历年新高,注水井次由去年115井次增加至今年163井次,注水量由去年94.4万方增加至今年178.5万方。注水效果较去年同期大幅提升,注水增油量由25.9万吨增加至29.8万吨,全年新增SEC储量39.6万吨。再就是针对常规注水失效井和储集体偏移井,不断创新定量化注水技术,提出了高压扩容注水技术,实现井周储量动用从一套走向多套,全年实施5井次,累计增油5154吨,新增SEC储量4.8万吨。该厂突破前期固有认识限制,选取井网关键井换向注水构建井网,实现井间储量动用再提升,全年实施5个井组,日产油能力提升105吨/天,累计增油1.2万吨。

全年通过扩大规模、创新技术、突破认识,全年水驱储量动用率由2015年13.8%提升至目前28.2%,提升储量动用1120万吨,夯实了稳产基础。

上规模、稳油水,做强中成本注气

围绕“高效提升储量动用”原则,扩大注气规模,稳步提升气驱效率。同期注气量由4820万方增加至6455万方,年累计增油量由19.2万吨增加至22.3万吨,全年新增SEC储量34万吨。单井注气技术由经验设计走向量化设计,通过合理加大注气规模,实现单阁楼体转多阁楼体挖潜,全年优化注气参数38井次,有效增加气驱波及体积,累计增油1.77万吨。在强底水单元优选单元注气井,实现一注多采,提升井间储量动用,全年实施5个井组,提升日增油能力75吨/天,累计增油4830吨,新增SEC储量1.7万吨。

全年注气工作实现了从单井走向单元、单阁楼体转多阁楼体挖潜、单流线走向多流线、平面挖潜转立体挖潜,气驱储量动用率提升至目前23.5%,提升动用储量418万吨,有效弥补了自然递减。

转思路、找突破,做优较高成本措施

上半年,该厂以次级断裂局部油气富集区储改提动用为主导,实施压裂7井次,有效4井次,有效率比去年同期上升32%(25%↑57%),但次级断裂物质基础限制导致增油效果低于同期(15508↓7834t),吨油成本上升至2596元/吨,下半年主动调整思路,以量化压差、流势提升储量动用为突破口,加大“短平快”措施力度。针对单井通过提液打破屏蔽压差、针对单元通过提液调整流势,以均衡油水关系,全年实施泵升级19井次,增油1.1万吨。该厂秉着立足长远、为后期稳产提供技术储备的目的,持续推进调流道和选择性堵水工艺,其中调流道已见效3个井组,有效率75%,增油1436t,增加SEC储量1.46万吨;三是坚持对单元关键井大修恢复井筒,完善井网,全年大修类措施开展22井次,其中恢复井筒、立足单元调整11井次,增油2.6万吨,增加SEC储量16.8万吨。全年措施工作牢固树立减少数量、降低投入、提高质量的高效率措施理念,围绕关键点开展措施,全年新增动用储量38万吨,提升了稳产能力。

(罗丽娟)