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本报讯 “减缓油田产量递减速度是油田持续开发的重要手段,对延长油田生命周期具有重要意义。”面对油田产量递减速度逐年增加的态势，中国石化西北油田针对关停井、低效井、“阁楼油”、剩余油等实施精准注水、脉冲压裂、“注气三采”等技术，提高平面储量动用率，提升奥陶系缝洞型油藏开发效果。上半年以来，采油三厂月均自然递减量保持在56吨/天，对比同期折年自然递减率从32.3%降至22.68%，折年综合递减率从30.73%降至17.42%，指标创历史同期最好。
立足单元攻水驱。“优选托甫台区为水驱综合挖潜示范区，开展科技攻关，精细开发，以点带面，提高油层动用程度。”技术人员一致通过了这个方案。托甫台区现有生产井192口，日产油2230吨，该区缝洞型油藏特征明显，地层能量衰减较快。通过技术人员科技攻关，对6个井组实施扩大水驱，以单元的角度整体部署单井注水，可随时准备转向井组和单元，实现单线到多线动用，日油水平提升29吨/天。同时对多井组优化注采参数，调整井间压差，确保高效驱替，前后对5个井组优化7井次，日油水平提升34吨/天；同时针对注水效果变差井分类治理，提高驱油效率，实施15井次，有效12井次，累计增油0.98万吨。
统筹规划激活力。“梳理影响老区油藏开发效果的不利因素，通过采取针对性措施进行治理，实现老区油藏焕发新的荣光。”这是年初工作部署会上定下的目标。积极开展低效区块综合治理，编制两个老区块的综合治理方案，实施后八区日油水平由418吨/天提升至480吨/天，十一区日产油由年初217吨/天提升至253吨/天，实现产量平稳中不断提升。通过多科室协同作战，做好做强托甫台示范区建设，6月份自然递减率较去年同期下降7.4个百分点。上半年以来，注水增油15.1万吨，新增经济可采储量4.6万吨；较去年同期多增油1.1万吨，多增加可采储量0.9万吨。
把控能量强气驱。“持续开展注气三采工作，全方位控制注气过程，精细把控注气能量，量化评价注气效果，改善注气过程，提升气驱效果，提高采收率。”开发研究所对近期工作进行了总结。技术人员通过对T756CH-TH10434等水窜井组，定压差注气，确保油线均衡动用，实施5个井组，日油水平提升31吨/天；合理优化气水比，提高气水混注置换率，实施26井次，方气换油率由0.66吨/方提升至0.81吨/方，多增油0.4万吨。对TH10420-TH10419等连通性好的井组，采取优化段塞注气参数，提升气驱效果，实施4个井组，井组单轮次增油由2734吨增加至4326吨，驱替效率提升1.5倍。通过以上做法，上半年注气增油6.15万吨，新增经济可采储量13.6万吨，较去年同期多增0.6万吨，多增加可采储量1.4万吨。
挖取存量提效益。“强化立足单元看单井的意识，站在单元角度分析单井潜力，从无到有，从有到高，整体提高单元产量。”这是在经营生产分析会上定下的工作方向。开发研究所成立上产挖潜小组，对全厂现有单元、单井进行重新梳理，打破原有思维定式，开展注水、注气、措施、优化工作制度等手段，盘活现有资源，上半年TK848CH、T814(K)等无效变有效井达27口，整体恢复产能64吨/天，有效变高效井16口，提升产能58吨/天。技术人员继续深化注气选井认识，做好对受效井分析和单元注气井的评价，扩大弱能量注气井，通过定量化计算注气量，提高驱油效率，上半年实施弱能量井注气21井次，累计增油5916吨，累计提升储量动用12.3万吨。
（石立斌）
