西北油田：调流畅平面增储“四两拨千斤”

  [中国石化新闻网2018-08-16]
  经过近20年的开发，西北油田采油三厂所管理的塔河八区、托甫台等区块历经自喷、转抽、调整井加密、注水注气等阶段后，地下条件越来越复杂。该厂积极深化油藏研究，摸清油气运移规律，通过井网构建、提液、控压差等措施，调整地下流畅，在挖掘井间储量方面起到了“四两拨千斤”的作用。1-7月份，累计新增SEC储量64.9万吨。
  重构注采井网注水采油两相宜
  6月份，TP115CH2井摇身一变从采油井成为注水井，这是该厂重新构建注采井网的一个缩影。
  前期，TP115CH2实施小规模注水替油挖潜无效。地质人员通过地震资料进行立体刻画描述，结合最新动态生产特征，发现该井油藏属于缝孔联合体型，与邻井TP102X井位于同一条次级断裂上，具有静态连通基础。根据这一分析，技术人员重新构建该单元高压注水井网，将TP115CH2井由采油井转为单元注水井。这一转变，与邻井TP102X储集体建立了连通，使井间储量启动，TP102X井液面由1000米上升至600米，日增油12吨。
  1-7月份，该厂新建TH10402-TH10404等井网8个，重构井网15个，新增经济可采储量10.8万吨。
  启示：完善注采井网是油田中后期开发的王道，水驱开发中无闲置井筒，能采油的采油，不能采油的就注水，全面启动井间储量才能落地生根。
  调整井间压差改变流势方向
  压力是生产的动力，把每口井的压力参数放到一个大平面里分析，并从中找出规律，合理调压、控压，在挖掘平面储量上就会起到‘四两拨千斤’的作用。
  TP156井出现水窜后，技术人员立即对连通性较好的TP179H、TP156和TP152能量特征进行综合研判，通过对井组流势定量化计算，将处于高流势区的TP179H水井降压降低流势，低流势区TP152油井则通过大规模注水提压增加流势，从而实现了井间平衡生产。调整后，TP156井生产情况改善显著，由之前的90%高含水生产下降至不含水生产，增油效果明显
  今年以来，该厂通过调整单元平面压力，累计建立连通井组4个，日增油量由391吨上升到463吨，新增SEC储量7.8万吨。
  启示：油田进入中后期开采后，地下条件今非昔比，必须站在单元看单井才能把握规律，继而合理控压均衡生产，井间储量动用率才会提高。
  大泵升级提液搅动流场重构平衡
  “挖掘井间储量方法很多，比如打调整井、大型压裂等等，但这样的措施成本太高。我们通过提液搅动地下油气流场，同样让井间潜伏油气浮出水面。”谈起平面挖潜，该厂开发研究所副所长蒋林说。
  TK822CH、TK894X、TK864、TK874CH四口井处于同一平面，TK864井高含水生产，另三口井低产运行。技术人员通过计算油井屏蔽压差进行分析判断，认为可以通过提液改变地下流场提升井组产量。他们迅速制定方案，将TK864井56型的管式泵升级为70型的管式泵进行大幅提液，每天产液量由70吨增加至190吨，日增油12吨，同时邻井TK874CH含水持续下降，日增油19吨。技术人员先后对7口井实施提液调流场，日增产量62吨。
  启示：对高含水井组来说，目前的常规抽油泵无法打破屏蔽压差，但大泵升级提液可调整单元流场，实现均衡生产，提高采收率。