近日,经过复杂的作业工序后,高12块第二口长停潜力井高12-27井顺利生产见油。纯梁厂高青采油管理区经理李勇军认为,高12-27井重现生机,是地质技术人员积极转变观念挖潜增效的必然结果。
据了解,今年以来,胜利油田纯梁采油厂把实施低成本高效措施作为提高产能的有效补充,通过重新分析相关油藏地质资料、分析关停井停产原因,科学开展效益评价,并依据评价结果对“沉睡井”、低产井实施分类复苏、措施治理,为多产效益油奠定坚实基础。
本报记者 顾松
通讯员 王蕊仙 王婉珺
重新认识油藏
冬眠层挖出新潜力
去年11月份,纯梁采油厂梁家楼油田油井梁113因泵漏需要“治疗”。经过技术人员开展效益评价为无效井后,该井不得不面临暂时关停。停井前,该井日产油量0.5吨。
通过资料分析,技术人员发现此处白云岩广泛分布,但根据以往对油藏的认识经验均认为该层系不含油,基本处于“冬眠”状态。今年以来,在深挖老区油藏潜力时,技术人员对油藏重新认识,将目标重点放在沙三中油层。
据了解,在对该层系50多口油井进行对比分析后,技术人员找到了同属于白云岩层系的梁4-7井,经过精细研究地质、测井、试油试采资料,他们分析出该井砂体纯曾经高产,而且该井的岩层物性和特质与梁113井十分相似。于是,技术人员在2月份大胆提出补孔酸化措施,实施后梁113井实现日液11吨、日油5.3吨、含水51.6%,并且持续多日保持稳定。
“梁113井的成功,颠覆了我们过去的认识,打开了一扇油藏之门。”纯梁工艺所技术人员陈琼瑶说,梁113井“复活”并持续稳定生产,不仅证实了技术人员的大胆推测,更为整个沙三中白云岩层的挖潜指明方向、积累经验。
下一步,纯梁厂地质技术人员将持续深化对上述层系的研究攻关力度,并进行成藏规律和论证的潜力评价,让“冬眠层”成为效益开发的重要力量。
大斜度井压裂技术
有力推动稳产增效
3月4日,高青采油管理区高892平2井应用大斜度井压裂工艺技术实施压裂施工后,日产油量达13吨。据了解,该井自2010年6月投产以来日产油0.4吨,一直低水平运行,
今年以来,通过多次论证测井曲线,技术人员认为高892平2井所在的砂四上一砂组油层有潜力后,反复进行效益核算并提出对该井进行压裂。针对压裂设计涉及参数较多等生产实际,技术人员在方案编写中多次模拟数据,并与石油工程技术研究院进行印证。
为有效降低成本,技术人员从工艺技术和成本核算方面进行了优化,其中在压裂液的选择上选取了费用低效果相同的压裂液。同时,他们在优化车组参数时,将以往7辆施工车辆减少为6辆,既保证车况又节约成本。
2月28日,经过通井、刮管、丢手等14道工序后,高892平2井开始压裂。由于该井井段井斜50度,斜度大、储层厚度薄、油藏埋深深、物性差等造成施工过程中会存在砂堵的风险。为解决这一问题,技术人员制定了详细的技术措施提高排量,并进一步优化砂的小粒径和压裂液、砂比台阶,提高携砂能力。
实施压裂施工后,3月3日自喷生产,目前仍保持在日油13吨的高水平。该井压裂成功并获高产油流,为今后大斜度井压裂施工提供了经验,也为砂四上一砂组油层滚动开发、新井部署提供了科学参数和依据,有力推动了采油厂的稳产增效工作。
据统计,通过优化工艺技术、精细核算,该井的压裂费用比预计减少10万元；按照效益评价,高892平2井当年预计增油3000吨,措施吨油成本310元/吨,比2000元/吨的现吨油成本降低1690元。
技术攻关盘活气井
有效化解加温难题
高青采油管理区输油站每天担负着320余吨稠油的脱水外运任务,去年冬季以来,受气源不足等因素影响,输油站加热炉一直使用花古101块外销燃油加热。
“每天需要烧掉近4吨原油,看着到手的效益被流失,心里真的很不是滋味。”一笔账单让李勇军更加上火,按照每天消耗原油4.0吨计算,一个月就是120吨,再加上人工、运输等生产成本,该站每个月至少需要30余万元成本。
李勇军说,为有效降低管理区的成本支出,大家一致认为必须要尽快找出一口能够替代原油的高产气井。有了气代油的想法后,管理区立即组织地质、工艺技术人员成立技术攻关小组,加强对老区、老井、老资料的复查力度和对潜力层重新认识。
经过分井组、分小层对比并系统梳理井史后,攻关小组发现高12水井因套变注灰封井。通过精细三维地震对比、水淹图等资料发现,孔店三砂组在该井发育较好,是目标潜力层。于是高青采油管理区制定了可行性方案,对已报废近6年的高12井实施“拯救术”。在对该井进行上返补孔、气举诱喷后,日产气量达到3000余方。
李勇军认为,这3000多方自喷气不仅彻底解决了管理区输油站的来油加温问题、最大程度降低成本,而且也为管理区持续开发孔店三砂组打开了新局面。
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