本报6月15日讯(记者　顾松　通讯员　王蕊仙　张晓静)　一季度,胜利油田纯梁采油厂纯西采油管理区自然递减率-7.6%,综合递减率-13.6%,老井产量超计划919吨,成为全厂唯一自然递减和综合递减为负的单位。本是一个背负着“扭亏脱困”沉重包袱的管理区,却实现老井产量逆势上扬的主要原因,是他们找到了制约老油田效益稳产的“秘钥”——“水”。
　　经过30多年的高效勘探开发,纯西采油管理区低渗透、特低渗透的油藏,呈现出注不进采不出、油井低产低液等特点,平均单井液量10吨,单井产量仅为1吨。
　　“例如在密闭的瓶子里找油,过去一味地注重吸油,而不注重往瓶子里加水,来增加能量推动油流出,长此以往就导致地层能量严重亏空。”管理区党支部书记兼经理刘武宏说,补充地层能量非常关键,这就意味着加强注水带动,就能使地层的油被推动到井底采出来。
　　基于对注水工作的重视,纯西采油管理区结合采油厂开展的注水带动活动,像运行产量一样运行注水工作。他们制定了注水带动实施运行方案,每天晨会负责注水工作的采油站负责人参加会议,管理区每天对注水工作运行情况进行讲评,将需要解决的问题摆在桌面上,制定措施方案、列出工作清单、实行销号管理。
　　通81-61井组一注四采,即一口水井为对应4口油井注水。治理前,只有通81-61一口油井正常生产,日产液量仅为3.8吨,日产油1吨,其它三口油井及注水井均停井。
　　通过对构造、井网的再认识,管理区制定了整体调整完善井网的措施。他们根据构造位置,首先将通81-61油井转为注水井,用以提高注水量恢复地层能量,补足井区地层亏空。当通81-61水井累计注水量达到6000立方米,确保地层“喝饱水”后,技术人员将目标瞄向了井组中停产的另一口油井通81-511井。该井停产前日产液量不足0.5吨,通过对该井进行补孔、渗吸增能压裂措施后,初期自喷生产,目前仍保持日产液量11吨、日产油量4.5吨的好效果。
　　刘武宏说,以前的开发思路是控制含水上升,但带来的弊端是,液量也随之下降,造成地层能量严重不足。管理区积极转变思路,打破常规,采取整体升压增注提高注采比。
　　管理区整体将纯6注、纯7注泵压提升2兆帕,合计增加日注水量190立方米,保证了充足的供液能力。纯6注升压后,纯69更斜4的日注水能力从20立方米提升到50立方米,3个月后2口对应油井供液能力明显回升,其中纯71-侧2B液量从4.2吨上升到14吨,日产油从0.6吨上升2.7吨,合计井组日增油3.3吨。
　　注采调配也是改善水驱油藏开发效果最经济有效的手段。该管理区树立“把水量当产量来管”的理念,采取多轮优化的注采调配工作机制,由以单井增油为主向以调整流场为主转变,井区油水井整体联动调整,其中纯92-8井组实施注采耦合后,不仅没有多花一分钱,还节约电费2.1万元,油井纯2侧16井日增油0.8吨。
　　同时,他们还进一步加强立体式调配,充分利用信息化运行模式,解决双管注水人工现场调配难的问题。纯2-1距离值班点远,人工调配困难,管理区将该井改为测调一体化,既保证精细注水,还实现远程调配,进一步加大分层测调力度、提高层段合格率,实现精准注水。
　　数据显示,今年以来,纯西采油管理区实施水井调配580余井次,7井组、18口油井见到较好的调配效果,日产油能力增加2.5吨,单元稳升率达到85.7%。