水驱开发是大庆油田的看家本领。大庆油田采油一厂大力实施水驱控水提效工程、注水质量提升工程,确保低成本水驱产量比例保持在60%以上。

  “我们牢牢把握水驱开发主体地位,抓好水就是抓出油。强化开发动态分析,优化层系井网注采关系,综合运用精准调整挖潜技术,合理调控注采速度,有效治理低效无效循环,持续改善地下形势,在老区开发效益上实现了新提升。”该厂厂长于润涛说。

  大庆采油一厂开发近60年,面临含水上升快、综合含水高达96%以上、层系间含水差异较小、调整难度增大、油水井套损严重等诸多世界级难题。如何让水路通畅好产油?他们坚持挖潜与调整并重,注水更精细,让注入的每立方米水都有效。

  今年,他们开出的合理降低注采速度、调整注水结构、控制低效无效循环等良方一一对症,水驱开发效果逐步改善,前4个月,水驱超产2.41万吨,水驱年均综合含水低于计划0.15个百分点,自然递减率和综合递减率分别低于计划1.6个和1.62个百分点,主要开发指标稳中向好。

  二季度正是依据方案调整进行施工的黄金季节,该厂在水井调整和措施增注上下实功夫。“通过示踪流量模拟,发现G123-332井的两口连通水井在层水量变化时,对应层的液量和含水发生相应变化,判断其中一口连通水井油层可能存在渗流通道。”5月23日,该厂地质大队动态室区块组长夏云清向技术人员通报结论。

  原来,G123-332井是大庆中区西部高台子小井距区块的一口采油井,产液保持在80吨左右,含水已经达到98%。技术人员一直关注这口井,试图通过调整周边水井注水方案来降低该井含水,但效果不佳。

  “我们常说,单井高含水不等于层层高含水,这口井调整难点在于无法在30多个层中识别出造成高产液高含水的层是哪个,如果再这么开采下去,水就白注了。”夏云清说道。

  要找到这个层,夏云清想到了运用示踪流量模拟技术,就是通过数模手段对单井各个开采层做效益评价。两天后,模拟结果一出,技术人员果断将低效层下调日配注,同时上调其他层水量,水井注水量较调整前整体下降了40立方米,目前G123-332井含水下降0.7个百分点,日产油量上升0.8吨。

  在水井调整中,他们注重减缓层间矛盾,努力完成由全面注水向优化注水部位、由多层注水向有效层注水的转变,把每立方米水都用在刀刃上,降低注水成本。

  除此之外,还有这样一类井,地层吸水能力变差,导致水量下降,影响油井开采效果。像这样的水井,该厂每年都有二三百口,怎么治?压裂、酸化,这是技术人员开出的另一剂良方。

  药效如何?就拿G326-415井来说,这是大庆中区东部高台子一口注水井,周围连通4口采油井。根据测算,要想保证原油生产需要,这口水井需要日注水80立方米,但是从去年年底开始,实际注水量逐渐下降,最低时仅为原来的一半。连通4口采油井动液面最多下降了40多米,再这样下去,抽液都是难题。

  技术人员通过吸水剖面资料分析出该井的多个层段不吸水,并及时针对欠注层段,于4月初完成了酸化施工,措施后该层段完成了配注,周边未措施油井液面逐步恢复。

  二季度以来,大庆采油一厂针对吸水状况变差的水井实施酸化62口,措施后注入压力下降了0.6兆帕,日注水量上升了1239立方米,有效改善了吸水状况。

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