突破开发禁区 持续创新增效

    2月22日，采油三厂油藏开发工作以“产效益油”为重心，以“提高采收率”为核心，科学建立高效水驱和气驱井网为主要突破口，提高采收率取得“42127”的突出成果。

    在扩大注水规模、差异化调整治理上，该厂定量化设计注水参数，水驱开发效果明显改善，全年注水产油25.68万吨，创历史新高。以建立“气驱立体注采井网”为框架，提升增量，优化存量，注气产量创历史新高11.12万吨；注气吨油成本创历史新低，控制在534元/吨，同时也是西北油田最低；措施吨油成本创历史新低，控制在834元/吨，突破传统开发理念，牢固树立油藏开发理念，立足于单元看单井，建立气驱、水驱井网来研发；摒弃粗放油藏管理方式，用精准方法把控油藏特征，让油藏分析由定性逐渐向定量化转变，并初见成效。

    依托“物质平衡法、木桶理论”，该厂初步实现定量化精确注水，全年共实施定量化单井注水设计16井次，累增油1.75万吨，单元注水设计5个，累增油5186吨，注水成本实现48元/吨。注水提高采收率工作取得巨大进展，水驱开发由单一的溶洞型储层向弱能量、裂缝性、断溶体扩大，水驱覆盖储量稳步提升，目前水驱储量覆盖率达到1.23亿吨。注气提高采收率树立“一切井都有注气潜力”的理念，以建立“气驱立体注采井网”为核心，注气井类型不断丰富，区块由2个扩大至4个，类型由5类扩大至10类，产能阵地不断扩大。

    围绕托甫台区开发能量环节，该厂以“压差、能量、储集体内部形态”为核心，开展集中攻关研究，首创能量指示曲线，精确解剖储集体内部结构，全年利用能量指示曲线精确指导酸化11井次，增油2.57万吨，为托甫台弱能量井治理明确了下步方向。扩大十一区、托甫台及试采区等区块注气选井范围，共实施弱能量井注气5井次，累计增油4300吨。高含水井以压差为核心提液释放弱势油体产能技术取得突破。首创以生产压差为核心的分析剩余油赋存形式，提液放大生产压差释放弱势油体产能的技术手段，全年对TP10CH、TP119等3口高含水低产井实施换大泵提液措施，累计增油6500吨。

    该厂针对直径38、44、56毫米深抽杆式泵泵座结构不统一的问题，创新性设计出一体化高效深抽杆式泵，统一各类型泵座，推广应用该工艺16井次，累计创效104.6万元。超深井复合防砂技术及碳酸盐岩垮塌井治理技术取得新进展。首创塔河油田碎屑岩复合防砂工艺，解决了S105井区因出砂无法正常生产的问题，提高采收率1.82%，创造经济效益420万元；创新文丘里捞砂、液体胶塞、割缝套管等新工艺，累计治理油井18口，增油2.6万吨，实现经济效益2125万元。

    在碳酸盐岩储层改造技术攻关上，该厂形成了深穿透酸化工艺、自生酸复合酸化、控逢高酸压工艺、裸眼水平井上返酸压工艺等四大工艺，新增动用储量964万吨，实现增油3.6万吨，创造经济效益2347万元。

    随着气水分注工艺及注气配套工艺的创新，该厂针对注气三采过程气水混注导致泵筒柱塞腐蚀结垢的难题，实施气水分注技术，实现经济效益228万元；推广应用抽油杆悬挂器、井口升压保护器，累计节约费用597万元。

    该厂还创新了注气复合化学工艺技术，有效解决了注气后生产中的原油乳化和沥青析出问题，单轮次净效益31万元；创新固体防蜡工艺技术，成功放大样3井次（S105-7H、S115-1、S105-8H），预计正常加注后可降低刮蜡费用50%；研发出困扰纯稀油系统脱水难题的油溶性破乳剂，放大样实现了五级样含水由原破乳剂处理后的9%降至3%；掺稀比创历史新低，以“1313”分类定量法优化掺稀管理模式，掺稀比由1.31下降至1.08，节约稀油1.52万吨，节约倒运费用30.4万元，累计增油6000吨，增效1340万元。

    在特车作业上，该厂提出油改电的设计思路，开发出国内首台700型电驱压裂泵车，全年累计节约成本110.23万元；继续挖掘液化气的生产潜力，加大单井、偏远井天然气回收力度,外包启动了TP12-Q1建设项目，全年实现天然气增产1010.21万方，混烃342.74吨，凝析油1132.21吨，增效1484.74万元，同时建成S105-2H拉油流程天然气回收装置，回收共7口单井天然气约500万方，增效530万元。来源于中国石化新闻网。