西北油田采油三厂技术唱主角助力稳产-国际石油网

缝洞型油藏开发以往基本靠着“摸着石头过河”的经验法开发，随着油藏精细开发的深入推进，经验法局限性和历史性的缺点严重制约了效益开发。

西北油田采油三厂树立不靠老井靠作为的思想，让定量化注水、单元注气、低成本工艺等技术唱主角，开辟了一条稳产的道路，在3月份后无一口新井投产的情况下，依靠老井产量的稳中有升，原油产量硬稳定在3700吨/天。

定量化注水：改善效益开发效果

化繁为简，回归本质，独辟蹊径。采油三厂立足油藏特征，从油藏工程最基本原理出发，巧妙的回避去除了流动通道、流动过程的复杂多变，创新性地建立了一套符合生产实际需要的定量化开发技术体系，为分公司在缝洞型油藏定量化开发领域率先破题。

定量化注水开发技术通过单井注水、单元注水两个类别进行定量化，保证了泄油体积不损失，确保了注水高效运行，创建井间能量平衡，从而提升效益开发。

TP253X 井组为典型的一注多采的井组，如何实现“笼统注水”向“定量分水”的华丽转身，采油三厂依托定量化注水技术，实现了“以储配产，压差控产”，油藏健康得到改善，压力保持程度由56.6%上升至64.6%；自然递减率由23%下降至-32%。

注水量从去年12月的1930方/天上升到目前的2500方/天，注水井产量由851吨/天上升到1002吨/天，托甫台区能量从去年同期的48.2MPa上升到目前的49.5MPa，有力的支撑了采油厂上半年的稳产。

单元注气：填补技术空白

“为了提升注气效果，我们通过对断溶体油藏地质特征进行剖析结合井间剩余油分析，采油三厂创新提出了‘井组气驱技术’，建立了以‘高注低采、低提高控、气水协同’为核心的立体注采井网平面驱动的挖潜思路。”

井组气驱技术解决了优势通道水窜、流场失衡、井周储量动用程度低等开发矛盾，填补了碳酸盐岩缝洞型油藏三次采油提高采收率技术空白，注气井日增油由446吨/天上升到580吨/天。

“以前实施单井注气，只对注气的油井有增产效果。目前在TH10434井进行单元注气，不仅有助于这口井增产，而且周边1口油井也受益。”采油三厂总地质师刘培亮说。

目前，通过稳步推进注气提高采收率试验，西北油田形成了一套科学的注气选井方法和注气参数优化方法，实际操作中形成了气水混注和定量注气等配套工艺，收效明显。仅上半年，采油三厂就实施注气40口，增油8.82万吨。

低成本工艺：实现单元均衡开发

“我们通过采取低成本工艺，实现单元均衡。上半年实施简单流线等低成本工艺，调整5个井组，提升能力45吨/天，新增经济可采储量6.3万吨。”开发研究所副所长刘刚波说。

TK742井组为典型的底水油藏，随着采出程度的增加，油井普遍见水，一味控制采速含水仍不断上升。针对这一情况，采油三厂转变思路，立足井间，实施低势引水高势控油，控制单元底水锥进，含水得到有效控制，井组增油已达2500吨。

今年，该厂注重单元均衡开发，通过强化油藏地质研究，深入剖析高产单元井间连通特征及底水抬升规律，提控结合，合理引导水线，降低高产井见水风险，实现均衡开发，提高单元整体采收率，该厂不仅降低了高产井见水风险，而且单元其他油井都受益。

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