集团公司公布一季度油气生产队伍组织效能对标结果,西北油田采油二厂采油管理二区连续两个季度“人均创效”集团公司排名第一,人均边际贡献1406万元。

采油管理二区管辖着塔河油田十区北和12区部分油井,经过10多年开发,10区已进入高含水期,剩余油分布日趋复杂,油井出砂、井下故障、水淹日益加剧,生产效果逐年变差,被专家们称为难啃的“鸡肋”。12区的油具有超深、超稠、高含胶质沥青质、高含硫化氢、高矿化度的“两超三高”特点,稠油黏度是普通稠油的百倍以上,被视为开采“禁区”。由于开采难度大,挖潜空间小,该区在上产稳产方面,一直算不上“主力”。但他们瞄准油井科学管理,向每一滴油要效益,走出了一条持续高效开发新路子。

非常规技术让沉睡的油井“苏醒”

地质技术人员曾把12区作为增油主阵地,采取了多种进攻性上产措施,但由于超稠油、高含水、供液不足等问题,有些油井出油没几天就“寿终正寝”。目前该区块关停高含水、供液不足等低产低效井高达58口,常规工艺开发已很难达到上产要求,怎么办?

AD11CH2井是一口关停井。2019年2月7日,这口满载管理二区上产希望的侧钻井完工,开井排酸超出了300%的返排率,未见油。技术人员不死心、不甘心,对该井进行了注水、焖井、测静压,2019年7月26日终于让这口已“趴窝”的井起死回生,2020年1月1日,实施了转电泵措施,一季度增油11548吨。

TH12507井位于AD4单元底部,该单元因前面TH12545井的投产,将水层与油层酸通,部分高产井AD4井、TH12545井纷纷见水。去年12月,技术人员运用高含水治理非常规技术——井间排水调流势技术,通过调整地下水的流道,从而使油头转向,让油井恢复光彩。TH12507井肩负单元排水的重任,通过下大泵径电泵抽水,TH12545井、AD4井一季度含水纷纷下降,日增油35吨,累计增油5330吨。

通过一系列非常规工艺技术的应用,管理区加大了油藏的动用程度,找出挖潜突破口,使低效井大放异彩,让越来越多难啃的“鸡肋”变成了“香饽饽”。

“一井一策”让“配角”变“主角”

在10区,日产油2吨以下的油井有45口,是增油上产的小“配角”,这部分油井大都处于“休眠”状态。

10区油井底水能量强,提液易造成含水快速上升,常规提液潜力小,如何让“配角”唱“主角”?技术人员加强对老油田科学认识,创新思维,开展单井动态分析和注采大调查,摸清每口井的“脾气”,找准措施定位,优化方案设计,细化油井“一井一策”管理,保证了老区主力区块的稳产。

TH10285井为10区一口单元注水井,因注入水水窜的影响,已丧失再注水的潜力。技术人员排查发现该井改注水前,日产油还有10吨,建议对该井实施转采,截至2020年4月30日,该井日均增油25吨,累计增油3453吨。

地质人员通过“把脉会诊”,将单元注水井、前期无效长停井,通过老井恢复评价摸排,实施测静压、注水井转采、油井转注等一系列“康复”措施,让“配角”跃身变成了增油“主角”,使老井恢复了“青春”。一季度,对低产低效的井间开生产30井次,增油3100多吨。

优化每一滴稀油让“欠账”变“增效”

TH12517井高压注水后油藏需要排水生产,经排查分析确定该井出液量大,含水高,且含水相对稳定,4月1日,决定停止掺稀,改用站内井口小排量伴送,结果该井日均节约稀油12吨,节约泵车掺稀费用10万元。成为中石化单井日节约成本最多的一口井。

TH10340CH井是一口注水受效电泵井,邻井注水、注气受效后油井含水下降,正常生产期间,含水在0~40%之间波动,回压高达2.8兆帕,且波动大,导致油井异常频繁,日需掺稀68吨才能生产。技术人员用稀释和二次混配原理,采用地面伴送稀油的方式,在地面加装井口伴送流量计,日地面伴送稀油7吨,掺稀48吨,就解决了该井的异常难题。该井日均产油23吨,日节约掺稀13吨,再也没有出现回压高等异常。

掺稀降粘是稠油开采的常规工艺技术。目前西北油田在生产的稠油井100%需要“掺稀降粘”,但控制掺稀量是个“大学问”,稀油掺少了,采出效果不好,掺多了,稀油太贵,掺稀生产就处于“欠账”状态。因此,“优化掺稀”始终是西北油田稠油生产单位倾力追寻的目标。采油管理二区正是抓住了“优化掺稀”这一关键点,他们从动态分析入手,通过优选掺稀方式、调整掺稀参数,不仅确保有效掺稀,更是最大限度减少低效、无效掺稀。管理二区总监李安国算了一笔账,“一季度,管理区生产原油19.56万吨,优化掺稀6596吨,节约掺稀3036吨,吨稀油成本1200元,意味着节约一吨稀油就可以节约成本1200元,吨油成本比计划降低38元。”这是低油价的算法,通常稀油价格每吨都在3000元以上。那样算来,“优化掺稀”的效益会更好。(胡强  郑金国 丁玉萍)

责编:张靖雯

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