本报记者 顾松
通讯员 李超君 尹东宁
连日来,胜利油田孤岛采油厂地质研究所所长王冉冉始终关注渤76断块稠油GDNB76X33井,作业开井后出油情况。据了解,这口井是今年孤岛采油厂第63口冷采降黏措施井,开井22天累增油69.4吨。
冷采降黏和注水补能,是孤岛采油厂坚持用新思想新理念指导开发新实践,探索得来的稠油开发转型有效方式。五年来,累计实施降黏吞吐412口,累计增油35.94万吨,转注247个井组,见效井组日油水平提高235吨。
稠油开发遇瓶颈
孤岛油田经过55年开发,整体处于高采出程度、高采油速度、高含水开发阶段。“十三五”期间,孤岛采油厂开发进入瓶颈期,产油量每年递减7万吨—9万吨,特别是稠油开发进入高轮次吞吐阶段后,效益持续降低,如果没有革命性的举措,产量递减的态势不可逆转。
“老油田的发展潜力,不仅仅是数字上的探索,更取决于开发理念的突破、思维模式的超越、管理方式的创新。”孤岛采油厂厂长、党委副书记姚秀田说。
面对传统开发方式不可持续,孤岛采油厂围绕油田“六大战略”,坚持“高效开发”和“低成本发展”两大孤岛特色战略,聚焦SEC储量提升和盈亏平衡油价降低,谋准稠油转型开发,塑造老油田高效开发新动能。
孤岛采油厂稠油储量近1亿吨,进入高轮次吞吐阶段后,若继续蒸汽吞吐开发,周期产油、油汽比持续下降,自然递减率居高不下;若转蒸汽驱开发,虽然可以大幅度提高采收率,但整体效益差、安全环保风险大,热采开发已不适宜当前油藏经营需求。
破解发展瓶颈,基于理念上的革故鼎新。技术人员认识到,高轮次吞吐后残留在地层里的原油重质组分,形成环状高黏带,就像“甜甜圈”,阻碍远井地带原油渗流到近井地带,导致热利用效率越来越低。且由于地层能量不足,难以建立有效生产压差,必须降黏补能“两手抓”。
转型发展育新机
转型怎么转?技术人员“盯”上了成本低、能耗低的化学驱技术,形成“重构注采井网,温和注水补能、适时转化学驱,全过程冷采降黏引效”的稠油转型开发技术路线。
结合多轮次吞吐稠油油藏的组分差异分布,技术团队攻关基于“阻流环”分布的降黏体系,创新形成了降黏剂前置+高充、二氧化碳+油溶性降黏剂、微生物、LPA降黏等4大冷采降黏技术体系,大幅缩减作业费用和占井周期,投入产出比由热采1:2.5提高到1:3.6。
一手抓降黏,一手抓补能。该厂稳步推进温和注水补能、适时转化学驱,注重精细注采参数调整,避免水线形成,有效控制含水上升。目前已实施稠油转化学驱项目4个,其中东区北馆3-4普通稠油油藏蒸汽吞吐后化学驱先导试验初见成效,预计“十四五”期间可推广稠油转化学驱储量4320万吨。
开发方式的转变带来一派生机。与2020年相比,孤岛采油厂2023年一季度稠油单元作业成本投入减少1815万元,单位操作成本由840元/吨降至601元/吨。同时,取得减少无效污水回注、减排二氧化碳、减少套变井数和降低安全环保风险四大隐性效益。
今年前四个月,孤岛采油厂原油产量80.76万吨,超计划0.54万吨,盈亏平衡油价42.22美元/桶,比预算低0.45美元/桶,形成了良性、有序、低成本、绿色低碳的高质量发展新局面。
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