今年以来,胜利油田孤东采油厂把解决“三水”问题、强化以水带油作为应对低油价的一项核心工作,坚持地面、井筒、地下一体化治理,狠抓水质提升、水井维护、水网完善,注好水、注足水,提高了储量动用率和油田采收率。数据显示,今年以来,孤东采油厂通过对265个井组实施流场调整,实现日增油288吨。
本报记者 顾松
通讯员 尹永华 刘根芝 周超
一体化运行治理“三水”
几十公里长的新老两道海堤,将孤东油田围起来,形成了一个不规则的圆,这个圆的面积有76平方公里。在普通人看来,这已经是个面积很大的圆,而在石油地质开发者看来,这个圆圈起的勘探开发面积实在太小。孤东采油厂的主要原油产量,就来自于孤东油田。
据了解,1986年投入开发的孤东油田,是胜利油田仅有的几个大型整装油田之一。在孤东油田开发初期,就走上了高速高效开发之路,开发当年生产原油323万吨,曾连续四年产量超过500万吨。
油田开发自有其客观规律,强注强采之后,必然会大幅度自然递减。近年来,三次采油技术和稠油热采技术的应用,有效减缓了老区递减。但随着低油价寒冬期的到来,孤东采油厂大幅压减这两方面的投入。注水,依旧是孤东油田目前最经济、最可靠的开发手段。
孤东油田地层能量不足、动液面下降,成为近年来制约着孤东厂实现效益开发的重要原因,而根源就在于水质、水井、水网。今年以来,孤东采油厂以提高水驱油藏注水质量、控制自然递减为目标,以提高注采对应率、分注率、层段合格率为切入点,大力实施注水提质提效工程。
孤东采油厂成立了以分管副厂长为组长的注水“三率”运行项目组,将注采、作业、地质、工艺、监测、集输、采油管理区、财务等部门纳入项目组,建立一体化运行模式。采油厂立足油藏需求,分系统对全厂注水“三率”情况进行深入调查,找准影响注水三率的制约因素,规划部署了提“三率”的工作方向及指标。
为改善水驱基础,孤东厂按照一体化治理的思路,系统规划、整体部署、分步实施,实现注水“分级处理、分级引用、分压注入”,满足不同区域油藏需求。布局好水质改善、水压提升两项系统规划。目前,4座联合站已改造完1座,正在改造2座。
为提升“三率”指标,孤东厂依托老油田一体化治理、提高三率示范区平台、采油厂水井专项治理平台三个平台,实施一体化项目4个,建立2个三率示范区。规模化应用水井标准化管柱,提高分注成功率；推广测调一体化测试技术,提高分注测试效率；建设洗井固定流程,提高洗井见效率；推广单井投球除垢装置,提高单井水质达标率。通过治理,采油厂分注率提高9.8%,注采对应率提高2.5%,层段合格率提高11.1%。
此外,孤东厂还依托井组转流线、提升“三率”、“三线四区经济模型”三个落脚点,进一步加大结构调整力度,压减无效液量、无效水量、无效措施。今年以来,通过高饱和防砂提液、堵水控液、计关无效液量,调整产液结构；通过优化井筒、改造停欠注井、治理大孔道、调整水量、细分注水,调整注水结构；通过消灭无效井、控制低效井、压减多轮次井、加大水井工作量的投入,调整措施结构。
今年,孤东采油厂共实施油井间开工作量115口,按照油价30美元/桶计算,月降低运行成本427.5万元、月减亏38万元；优化注水工作量966井次,对应井组日增油能力36吨,在油价30美元/桶时,日效益4.1万元。
地层里面改“水路”
孤东油田水驱油藏经过三十年的强注强采,形成了固定水流通道,注水沿优势通道低效循环。通俗地说,本来向地下注水是用来推着油走,由于地层下冲刷出了大通道,水驱赶的能力就变弱,并开始沿着大通道走一圈后再次被抽油机抽了上来,这就使得开发效益慢慢变差。
为保证孤东油田水驱单元的可持续开发,2012年开始,孤东厂就开展孤东油田水驱油藏的解剖工作,从剩余油和精细地质研究入手,开展孤东油田开发规律研究,剖析影响开发效果的瓶颈问题,并在开发调研的基础上确立“转流线、改剖面、调结构”的开发调整思路。
近年来,他们围绕提高质量与效益,转观念、调思路,开展整体流场调整示范。针对具有平面潜力的水驱单元,实施调整井网、转变流线、效益开发；针对具有层间潜力的水驱单元,实施细分层系、调整流线、矢量开发。4年来,孤东厂先后建立单层、多层不同油藏类型转流线调整示范区5个,动用储量1852万吨,钻新井55口,老井工作量293口,可提高采收率4.3%,可推广储量2.5亿吨。
经整体转流场示范区实践证明,高油价下通过单元整体转流线,虽然能够提高采收率,但经济效益较差,三个开发单元平衡油价均在60美元/桶以上。去年以来,面对低油价,孤东厂通过开展由单元整体转流线向优选井组转流线转移,根据剩余油差异性富集的特点,立足老井开展井组转流线及完善低成本高效工艺技术,达到增加经济可采储量的目的。
通过开展转流场示范的探索研究,建立井网调整、协调注采、调整剖面三种转流线模式,实现了立体流场调整。截至目前,今年已经实施的265个井组流场调整,实现日增油288吨,取得了明显的经济效益。
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