西北油田转方式调结构寻找产能新增长点

   1月15日，采油三厂以“每口井都有经济可采潜力”为挖潜契机，积极开展“油井潜力再分析活动”，立足单元对每口井潜力进行再梳理，重点以“低井控区高压注水提高储量动用”、“有利区域失利井再认识挖潜”、“高注采比注水失效井治理”、“断裂面注水保压开采”和“强底水油藏低产井治理”五个方向为主攻点，寻找新的产能增长方向。

    在托甫台和跃参区块，该厂主要控制因素为断裂，深大断裂控制区域储集体发育，油气充注程度高，次级断裂次之，下一步针对不同级别断裂开展针对性科研攻关，力争“十三五”末增加经济可采储量365万吨，提高采收率3.47个百分点，储量替代率0.75。

    去年以次级断裂开展碳酸盐岩油藏高压注水提高采收率实践探研为攻坚课题，TP267X、YJ1-7等5口低产井变为中产井，这充分说明次级断裂控制区域存在规模可观的井控未连通储量，该厂下一步借助项目展开针对性研究，形成一套高压注水动用低井控区井控未连通储量的定量-半定量注采参数设计标准，进一步扩大注水规模，今年实施井数不少于10口，“十三五”末托甫台采收率提高2.5%以上。

    该厂持续做好断裂面注水保压开采工作，在主干断裂、次级断裂区域全面实施注水保压作业，优选断间关键井进行注水，补充断溶体能量，真正达到百万吨稳产基础目标。

    依托高精地震资料，该厂对深大断裂的分段性进行精细刻画，对断裂控制有利区域失利井开展“未建产井、停产井回头看活动”，坚持“两个对比，一个合理分析，一个精细查找”对油井潜力进行再认识挖潜，力争不低于8口单井得到有效治理，贡献产能不低于1.7万吨。

    塔河八区和十区南作为最早进行水驱措施的主力区块，目前已有注水替油井65口，其中24口因注采比高失效，且平均注采比已高达0.72，水驱开发效果面临变差的风险，去年对5口高注采注水失效井加大注水量尝试动用第二套储集体剩余油，其中4口井见效，如何提升低效井产能，是实现老区硬稳定的关键。

    该厂面对老区突出的开发矛盾，下步将重点开展“碳酸盐岩油藏高注采比注水失效井治理应用技术研究”，利用“三线”解剖储集体内部结构，判断是否存在连通未动用的第二套、第三套甚至多套储集体剩余油，并通过大规模注水、注水配合深抽等多方式改变压差提高波及体积，动用连通未动用储量，今年优选TH10320等2个高注采比单元展开增效挖潜，治理注水失效井不低于8口，并形成一系列注水失效井治理应用技术；力争“十三五”末增加经济可采储量565万吨，提高采收率4.2个百分点，储量替代率1.46。

    由于塔河十一区是典型的“水上漂油藏”，投产后含水快速上升导致产能大幅度递减，其中暴性水淹高达16口，单井累产仅1.45万吨，区块采收率仅8.7%，存在规模较大的剩余可采储量，最近两年开展注气提高采收率探索，累计实施8井次，累计增油6745吨，其中TK1109CH井投产即高含水，累产仅0.2万吨，注气后实现稳定无水自喷生产，已增产0.17万吨，而区块在基本没有新井投产的情况下产量稳定在每天300吨左右，初见成效，提升气驱效果是提高水上漂油藏的关键技术，下步重点开展“水上漂强底水油藏低产井注气提高采收率应用研究”，注气盘活油井不低于6口，贡献产能不低于9000吨，十一区日产量恢复至320吨以上，并形成一套成熟的强底水油藏低产井注气提高采收率技术行业标准；力争“十三五”末增加经济可采储量40万吨，提高采收率1.76个百分点，储量替代率0.69。来源中国石化新闻网。