西北三厂:井间挖潜量效齐增

2018-07-25 10:06 勘探开发 oilgas

      西北油田采油三厂面对单井挖潜效果逐渐变差的复杂局面,积极由单井走向单元,深挖井间储量,实现了产量效益双提升。截至7月23日,累计完成原油75.76万吨,完成计划的57.39%;新增SEC储量64.5万吨,完成全年目标的53.7%;盈亏平衡点每桶下降0.54美元,和缩阴产品哪个好网小编一起了解吧!


    单元注水别有洞天


    缝洞型油气藏储集体相对独立,油井能量下降后只要采取单井注水替油措施就能大幅提高产量,这是油田开采初期该厂地质人员的认识,这一认识及实践曾使该厂的年产量大幅提升。但是,随着油田的持续开采这一地下能量补充手段的局限性逐步显现,失效井越来越多,油田产量大幅下滑,开发形势日益严峻。对油藏的认识深度决定着油田未来发展的出路。


    “储集体相对独立只是缝洞型油气藏的粗略特征,其内部结构有没有连通性?”经过深入的研究,该厂地质技术人员发现了缝孔联合体、缝洞密集群、溶洞主体三种类型油藏,这一发现开阔了地质人员的视野,注水挖潜的手段随之跃升:从单井注水替油走向单元整体挖潜。


    TP126X井所在油藏特征为缝孔联合体,该井与TP195X井位于同一条次级断裂上,具有井组注水的条件,2018年TP195X井转单元注水后,TP126X井明显受效,能量恢复,周期增油3703吨,SEC储量增加1.2万吨。


    2018年上半年,该厂新增单元注水井8口,目前累计建立连通井组4个,日注水量从年初的2032方上升到2200方,日增油量由391吨上升到463吨,新增SEC储量7.8万吨。


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    整体注气均衡动用


    单井注气曾是该厂补充地下能量的另一手段,今年因为对缝洞型油气藏类型的深入认识,也有了新的拓展,单井注气走向单元注气大幅提升了油井的生产能量。


    油藏描述技术显现,756CH井和TH10434井之间的控制储量在2.76万吨,但阶段累产只有8089吨,单点注气潜力远远没有发挥出来。该厂积极转变思路,由单点走向单元,采取换向注气手段定压差注气,确保了油线均衡动用,日产油能力提升37吨,增加SEC储量1.9万吨。


    今年,该厂从单元注气入手,对断溶体油气藏进行了注气井网构建,在断裂上注气有效率达到90%。TH10284井注气以来,邻井TH10277X、TH10270井受效,期间井组累増油5675吨。类似措施实施11井次,累计增油1.59万吨,增加SEC储量4.5万吨。


    井间挖潜工艺配套实施


    井间储量存在形式复杂多变,单靠常规技术局限性太大,该厂根据井间油气运移规律,积极组织技术攻关,探索出了一系列开采井间储量的技术工艺。


    该厂组织实施的高压大规模注水技术效果显著,今年累计实施16井次,增油1.09万吨,新增SEC储量6.6万吨。


    基于能量变化为核心的量化注气技术实施后大幅提高了油井产能,其中大排量注气实施13井次,增加经济可采储量6.5万吨。


    以提液为核心的流势调整技术的应用实现了油井的均衡生产。TK742井组流势调整后抑制了底水进一步抬升,提高单元采收率0.2个百分点。上半年,该厂通过流势调整治理10个井组,增油8199吨,新增SEC储量4.5万吨。



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