江汉油田破解老区效益开发难题

  [中国石化新闻网  2018-10-19]今年以来，江汉油田采取落实商业开发储量、优化增油措施、严控自然递减率等措施，破解油田老区效益开发难题。目前，油田原油产量稳中有增，盈利能力提升。
  寻找“米袋子”，落实商业开发储量
  “在清河油区面4区西部，我们利用地震处理资料，开展了属性分析及波阻抗反演，落实了该区岩性圈闭3个，部署钻探的M4-X7井钻遇油层3.6米/2层，预计落实商业开发储量13.5万吨。”10月18日，清河采油厂地质研究所负责人告诉记者。
  储量是“米袋子”，是油田赖以生存和发展的基础。随着勘探开发的不断深入，勘探发现和落实商业开发储量显得越来越迫切。
  然而，油田经过60多年的开发，能找到的储量都找到了，剩下的全是“躲猫猫”的隐蔽性油藏，要找到储量、特别是有商业开发价值的储量，难度很大。
  油田以落实商业开发储量为已任，以提高新井井位钻探成功率为目标，攻克了叠前道集优化、高精度速度建模、保幅保真处理等勘探技术难题，高质量完成了《马王庙叠前时间偏移目标处理》《兴隆三维地震资料提高分辨率处理》《潭口凸起内部叠前深度目标处理》等地震资料处理任务，今年油田三维地震采集面积达630平方公里，为滚动评价研究及井位部署打下了坚实的资料基础。
  为在高产富集区块圈定最佳井位，油田深化油藏评价，加快优质储量建产，确保滚动评价效果和新井投产成功率。今年，油田累计开展9轮次滚动评价井位论证，提议论证新井井位32口，“井眼”位置更加精确，有效降低了钻探风险。钻探的评价井M4-12-X23井实施热采后获稳定日产4.7吨的商业油流，落实商业开发储量49.5万吨。
  截至目前，油田累计落实商业开发储量333万吨，为油田开发囤好了优质“口粮”。
  扎紧“钱袋子”，不断优化措施增油
  在江汉油区老新油田老二区，技术人员采取重复压裂措施，使老二区日增油达10吨，效益可观。
  对油井实施补孔、酸化、压裂、侧钻、大修等措施，达到增油效果是原油开发的有效手段，但如果措施费用高于增油效益，投入产出比不佳，反而得不偿失。
  因此，油田牢牢扎紧“钱袋子”，强化了措施增油的效益评价，严格执行“措施上不上，效益说了算”，对投入产出比高的措施一律说“不”。油田按照“先算再干、算盈才干”的原则，建立了采油管理区、采油厂、分公司“三级论证”体系，制定措施优化核算标准，研究措施井增油计算模型，对不同区块、不同类型的油井进行效益测算，不断优化工艺措施，减少压裂、大修等高费用、高风险措施，增强措施增油效果，降低措施费用。王北10—7井由于低产低液一度关停，技术人员分析措施潜力，利用措施井增油计算模型预测产油量，对该井进行效益测算，最终决定对该井实施侧钻措施，侧钻后该井初期日产油达4.1吨，取得较高的增油收益。
  今年以来，油田措施成本得到了有效控制，单井措施费用和吨油措施费用实现了双降，单井措施后年增油保持在240吨以上。
  驱动“水轮子”，严控自然递减率
  近期，八岭山开发单元经过优化注水措施后，增油效果良好，从Ⅱ类单元变为Ⅰ类单元，实现了提档升级。
  油田开发多年，含水高、产能低的开发单元逐年增多，自然递减率增大，稳产基础薄弱。而科学注水能有效补充地层能量，是各油田控制自然递减率最常用最有效方式。
  “在油田中后期开发阶段，依靠地层自身压力把油‘顶’出来已难以实现，我们把流通性好的水注入地层，水就像灵活的小驱车一样，把剩余油从地层孔隙中‘驱逐’出来，以水换油，划算！”油气开发管理部油气藏经营科主管朱守力形象地解释。
  为了提高油藏管理水平，严控自然递减率，油田下大力气驱动“水轮子”，油田将61个水驱开发单元细分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类，优选采收率、含水上升率、水驱控制程度、水驱动用程度等10项指标，形成油藏量化评价指标体系，制定不同油藏类型、不同含水阶段综合评价标准，定期对61个单元进行评价打分，为各类开发单元量身订做注水治理方案，对降档单元、Ⅲ类单元等，有针对性地进行治理，不断提高注水效果。今年以来，通过不断治理，油田10个开发单元实现了提档升级。
  各采油厂通过完善注水井网、细分注水层系、多级分注、周期换向注水、精细流场调整等多种注水调整方式，增强水驱开发效果，精心挖潜剩余油，努力降低自然递减率。
  今年以来，油田完成注水工作量163井次，是去年同期的1.5倍，日注水增加2544立方米，注采对应率提高1.7个百分点，恢复水驱动用储量370万吨，自然递减率创10年以来最好水平。