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西北采三:注水效益开发再上新台阶

来源:中国石化新闻网

作者:曾清勇 石立斌

时间:2018-06-25

    “注水开发是最经济的开发方式,我们要通过对油藏地质再认识,充分利用差异化注水设计和注水环节优化等措施,深入开展精细注水,降低注水成本,牢牢把握住生产主动权。”在西北油田采油三厂油藏开发分析会上,该厂总地质师刘培亮对技术人员提出要求。

    面对低渗裂缝溶洞型储集体注水困难,技术人员深入研讨后,主动提出扩大水驱规模,全面开展高压注水、大规模注水、提高排量注水等试验,将低品位储量次级断裂带“注上水、产出油”,较好地实现了储量动用。注水替油井TP24CH2位于典型的次级断裂夹持区,在注水生产过程中显示效果差、供液不足。3月6日,技术人员针对该井设计高压、大排量注水方案,将注水压力提高到24兆帕,周期注水量由前期2000方提高到6000方,取得良好效果,实现自喷生产,每天产量达到40吨,自喷阶段周期产油922吨,有效扩大了水驱动用。相同方案已实施10井次,新增经济可采储量3.6万吨。
 
    为确保储量不受损失,技术人员加强流场流线在井组调整中的应用,进一步优化井间注采压差,确保注采井组“注好水,增产量”。TP152井组的3口油井中,TP156井多轮注水后出现水窜,技术人员通过对该井组流势进行详细分析后,决定通过对低部位的TP179H井进行抽水,调整流势和压差,有效实现了TP156井含水下降,保持单元持续高效生产。通过加强流场流线的分析调整,先后优化井组15个,新增经济可采储量10.5万吨。
 
    针对开发时间长、注水效果变差井,技术人员全面推进量化注水方法,实施精准注水,对远端储集体采取大规模注水,恢复油井泄油半径,确保低效井“注够水,提效益”。TP203X井经历8轮次注水后,油井出现高含水,常规注水替油失效。3月13日,技术人员制定大排量注水方案,注水量由前期2000方,提高到4000方,井口注水压力提高到12兆帕,注水后油井能量得到明显改善,单位压降产液量显著上升,含水由前期50%下降至9.7%,有效恢复了储量动用,日产油14吨,周期产油811吨。
 
    通过对注水精细化管理和持续优化调整,截至目前,采油厂注水产油由年初日均780吨上升至1020吨,累增油11.5万吨。

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