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冀东陆上油田持续加强注水基础管理

2021/4/21   关键字:   来源:[互联网]
  油藏综合治理提升开发成效
  [中国石油报2021-04-20]
  本报讯(记者马超通讯员李迎辉刘强)截至4月19日,冀东陆上油田注水开发单元超额完成原油生产任务,自然递减率3.13%,综合递减率-3.97%,同比分别下降4.1、5.5个百分点,综合治理效果显著。
  今年年初以来,冀东陆上油田注水开发单元围绕“综合调整控制递减率、转换方式提高采收率”两条主线,积极在老区精细注水上做文章,秉持“以水换油、降水增油”的工作思路,针对不同油藏开发特点,精细研究,精准施策,油藏综合治理基础得到进一步夯实,开发效益水平得到进一步提升。
  建立常态化油藏分析机制,夯实油藏稳产基础。通过油藏动态分析,技术人员明确油藏所处开发阶段、开发效果、储量与油层动用状况、存在主要矛盾、下一步挖潜潜力,以小层为单元,从单井、井组入手,结合历史生产动用状况,明确每个井层下步调整潜力,最后根据油藏现阶段开发技术政策要求,制定综合调整措施。
  技术人员在注水开发油藏着重分析地质储量注采井网与水驱控制状况、水驱动用状况,注采两端水驱效果,以及如何从注采两端入手,克服层间、平面、层内矛盾,提高水驱动用状况,改善水驱效果。技术人员还探索实施了“三分两重三结合”注水法,使精细注水技术细化到不同区域和不同层段。“三分”,即分区、分层、分方式。“两重”,即重组开发层系、重构井网结构。“三结合”,即井网调整和注入介质相结合、井网调整与压裂缝网相结合、层系调整和剩余油分布相结合。
  针对柳1断块层系不完善、水驱控制程度低的问题,技术人员采取扶停归位补全注采关系,搭建层系井网注采沟通渠道,断块日产油量较综合调整方案实施前提高24吨,自然递减同比降低11.9个百分点,综合递减同比降低19.7个百分点,实现无效益油藏升级为二类效益油藏。
  针对高5断块Ⅴ油组储层物性差、水驱动用差的问题,技术人员制定了“抽稀井网—长缝压裂—多轮次吞吐”的压裂建产对策,断块日产油从9.5吨上升至31.9吨。针对高76断块试验区层间矛盾突出、水驱动用程度差的问题,制定了“一套半井网开发、平面分区调整、分类管理”的治理对策,高76断块开发试验区较综合调整方案实施前日增产原油13.7吨。
  严格按照“注够水、注好水、精细注水、有效注水”的要求,技术人员以控制含水上升、减缓自然递减为目标,科学编制精细注水实施方案,狠抓精细注水调控工作;以精细油藏描述为基础,积极开展精细注采调控,改变地下流场,增加见效方向。根据流线面积、方向、疏密度对水井各方向流线进行分类评价,划分“差异较小区、主次分明区、固定难调区”,采用针对性流场调整技术,提高水驱动用程度。1至3月,陆上油田继续强化注水开发油藏动态分析,注入端及时进行水量调控,采出端结合动态反应及时优化调整生产参数,阶段调控增油2976吨。