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勘探与钻采工程

21世纪初世界石油科技发展趋势

2008/3/1　　关键字：　　来源：中国石油石化工程信息网

断增加地质储量。河间油藏从2001年以来经过三次钻探，累计部署井位48口。2001年扩大含油面积，增加地质储量84万吨；2005年针对潜山探边，增加地质储量77万吨；2008年对油藏构造进行再认识，新钻开发井使东营油藏增加含油面积，平均油层厚度大，同时也发现了馆陶地层油藏，预计可再增加地质储量100万吨。

　　围绕河间油田的增储上产，这个厂建立精细三维地质模型发现挖潜方向，在综合地震、录井、测井、生产动态等多方面的资料的基础上建立精细三维地质模型，从而实现构造认识在空间上的统一。在落实河间构造的同时，三厂还应用沉积微相分析、数值模拟等技术，对河间油田的储层物性、剩余油分布规律等进行研究，发现河间油田剩余油主要为注采井网不完善、主力开发小层平面水洗不均等原因形成的。针对这些剩余油分布类型，2005年至2008年，三厂分别开展了注采井网完善、长停井大修恢复、调驱、层间挖潜、二类层复查补孔等综合治理措施，自然递减从13.9%下降到3.8%，油藏挖潜稳产效果显著改善。

　　今年，三厂把河间油藏作为二次开发主力建产区块，通过对沉积微相进行认识，细化构造，进而展开油藏内部井网调整和对构造低部位展开评价。截至10月底，三厂部署井位29口，已经完钻23口，正钻2口，平均钻遇油层20.2米，为油田稳产增加了后劲。

　　对不同油井分别实施“养颜术”、“拯救术”、“进补术”，管理成为“富油区”

　　河间工区目前开发的10个油藏，其中包括4个潜山和6个砂岩油藏，开采时间均在20年以上，有的长达30年之久，均处于高含水开发后期，资源接替潜力小，挖潜稳产难度大。在可采储量采出程度高达89.09%、剩余可采储量仅为140．33万吨的情况下，三厂不断寻求老油田稳产的最佳途径，坚持立足老区保稳产，寻找新区求上产，加强老井管理和剩余油挖潜，老油田不断焕发出新的活力和勃勃生机。

　　三厂所管的区块老井多，井况复杂，稳产难度大，在不断发现老区块产能替补新亮点的同时，不断创新生产管理模式。为科学管理油井，三厂制定了老井定期体检制度，坚持经常性地为老井诊断，把脉，梳理，对每口油井进行精心呵护。针对“三低井”容易出现蜡卡、堵管线、负荷变化大烧电机等现象，三厂严格岗位员工、岗位长、站长三级维护制度，岗位员工每班对温度、压力、电流关注，岗位长每天过问，站长每周两次落实。

　　一次，间171井连续几天产量、油压下降，套压略有上升，技术人员及时分析，诊断，发现该井过去定清蜡周期太长，是油井结蜡造成的。重新制定清蜡制度后，这口井很快恢复正常。三厂还制定生产系统快速反应管理办法，最大限度地减少作业井次，2007年与2005年相比，油水井作业由原来的1102天减少到346天，由于等待作业而影响的产量也减少了一倍。目前，河间油田的开井率和时率分别达到99%和98%。

　　三厂不断探索单井稳产增产的新方法，新途径，对正常井实施“养颜术”，对不正常井实施“拯救术”，对潜力井实施“进补术”。对正常生产井，根据不同油藏不同油井的生产特点，技术人员反复摸索适合各井特点的自喷井清蜡，加药化防，热洗制度。为确保间171井高产稳产，控制含水上升，技术人员根据油井的原油物性及摸索的结蜡规律，确定合理清蜡周期，从开始4天逐渐延长到7天、15天，后又到30天至40天，确保了油井正常生产。　　河间油田每年出现不正常井50至60井次，主要表现在抽油杆断脱、油井突然不出液。技术人员对症下药，分“病症”实施“拯救术”。如油井突然无液时，及时采取井口蹩压、碰泵、调防冲距、对脱节器、洗井作业等措施。今年初，里107-19井突然不出液，技术人员经过反复对脱节器，当天恢复正常生产。与此同时，技术人员优选一批具有潜力的井进行调参，实施“进补术”，把每口调参井都当作一个项目来对待，综合地面设备现状，井筒管杆泵现状，地层供液现状综合分析研究，确定油井提液增油的可能性，提高了调参的成功率。2006年、2007年两年间，经反复论证、筛选部分增油可能性较大的油井，三厂先后实施调参井19口，累计增油5893吨。目前，河间东营、薛庄东营油藏，正开展二次开发，这必将给老区稳产带来新的生机。　　短评　开发潜力与管理增油 　　开发了30多年的河间油田，不仅实现了产量稳定，递减下降，而且不断展现出新的增产潜力。河间油田稳产至少带给我们三点启示。　　其一，老油田高含水期依然蕴藏着相当大的开发潜力，尤其是在新区勘探没有大的突破的情况下，老区仍是华北油田乃至东部油田开发的主体。河间油田进入高含水开发后期后，各种矛盾日益凸显，剩余油更加复杂零散多样，仅油藏含油类型就有6种，储层多变，开发效果逐渐变差，稳产难度相当大。然而，三厂潜心研究，创新认识，对构造储层的认识和剩余油分布规律由浅入深，由模糊到清晰，不断发现新的构造潜力，特别是在含水高达90%以上的潜山顶部发现了被断层遮挡的有利圈闭构造，证实了潜山构造高部位依然存在无井控制区从而在老区获得新的可观的地质储量，使老油田稳产有了资源支撑。　　目前，我国以老油田为主的东部油田原油产量逐年呈现递减趋势，而华北油田是东部油田资源接替最为困难的油田之一，进入高含水、高采出程度的“双高”开采阶段后，因受以前地质认识和技术手段的限制，实际上仍有相当多的储量尚未完全动用。国家权威研究表明，陆相油田50%至70%的可采储量将在高含水期采出，老区特别是潜山仍然蕴藏着较大的储量潜力，其最大的潜力在于剩余油挖掘程度的高低，这已是不争的事实。高含水期的老油田挖潜大有可为，大有希望。　　其二，综合动用多种技术手段，开展综合治理，最大限度地遏制递减，提高采收率，是实现老油田稳产的主攻方向。河间油田在地质储量采出程度37.1%、开采储量采出程度90.2%的情况下，仍能实现稳产，尤为可喜的是自然递减从12%下降到3.8%，是三厂综合动用多种技术手段搞好深度综合治理的结果。产量递减是老油田开发中必然出现的一个难题，开发中有兴有衰，这是自然规律。要延缓递减，如果再用过去那种常规的生产方式开发油田，势必陷入被动之中。因此要综合动用多种技术手段，选择最佳开采方式，才能对症下药，找准老油田拿油稳产的潜力所在，才能使老区产量递减速度明显得到茀围，进行成像测量；仪器具有更高的采样率、更高的分辨率和多种探测深度。

　　20世纪90年代中期，斯伦贝谢等大公司相继推出า

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