冀东油田五种创新模式解锁流场调控“密码”

  [中国石油新闻中心 2024-11-26]
  中国石油网消息（记者 杨军 特约记者 温雪婷 通讯员 葛硕怡）今年以来，针对南堡油田稳油控水降递减开发目标，冀东油田技术人员创新提出油藏双重非均质性理念，应用“五种创新模式”，解锁流场调控“密码”。截至目前，老井自然递减率、综合递减率分别下降4.5和3.7个百分点，含水上升率由10.3%下降至-2.4%。
  综合法推进“重构流场”。技术人员按照流场类型或储层类型相似重组的原则进行细分重组，并配套精准均流场动态调控方案，对老区高含水、特高含水断块流场进行重构。对高含水油藏南堡116X1、南堡23-X2215断块实施“重构+调控”的系统方案，采油速度由0.33%上升至0.48%，含水率下降了4个百分点。
  辩证法推进“补流场”。技术人员运用辩证思维，在研究中发现，可通过调整注水方向、抽稀井网等方法有效改善开发状况。研究人员采取有序和均衡“补”，对南堡105X1断块无流线区采用50度方向转注最优“补位”方式，纵向均衡有序“补能”。初期，3口井见效，日增油12吨，阶段增油1255吨。
  延伸法推进“强流场”。南堡油田Ⅱ、Ⅲ类储层占比高、动用差，是“强流场”的重点目标。技术人员运用延伸思维看问题，明确了下一步主要潜力对象。优选南堡105X5断块通过压缩井段“强流场”，将Ⅱ类储层采油速度提至0.55%，含水率下降24.6个百分点。南堡1-3区断块通过提高驱动系数的方法调整配注，使断块产量企稳回升，含水率下降7.2个百分点。
  分类法推进“均流场”。技术人员创新工作方法，提出非平衡流场调控技术，有效改变流场，实现增油。同时，建立流场极不均衡高耗水型、能量差异型和单向单层见效型三种典型调控模式。南堡101X2断块由“油水井协同”向“井组协同”转变，含水率下降38个百分点，采油速度提高至0.51%，实现断块稳产12个月。
  转换法推进“扩流场”。技术人员通过开展“回头看”，深入分析近3年调剖等扩流场工作，明确了多轮调剖后地质工艺方案优化的潜力方向，提出由“调提结合”向“双调”技术转变、由大周期脉冲注水向小周期脉冲注水转变的新思路。低渗油藏南堡4-1区自然日产量由40吨上升至50吨，极高含水断块南堡23-X2420断块含水率由97.3%下降至94.1%。