截至2月底，综合递减率-0.2%，较去年同期下降1.2%；今年前两个月生产原油2.51万吨，超计划120吨……作为开发30年的老油田，胜利油田鲁明公司济北采油管理区面临综合含水高、标定采收率低、剩余可采储量低的开发难题，如何实现老区稳产成为亟需解决的难题。
“针对曲堤油田开发难点，我们做好技术攻关，找出适用的配套工艺技术，并做好转换开发方式、增注补能等方面的中长期规划，实现产量超计划运行。”鲁明公司采油工程专家、济北采油管理区党支部书记赵洪涛说。
本报记者 顾松
通讯员 王淑梅
找准注水方向助上产
曲堤油田油藏类型多为高泥质、低渗油藏，水井在注入过程中存在不同程度的堵塞、欠注问题，欠注后部分井区能量亏空，油井就处于低液生产。
水驱稳产始终是老油田开发的关键。治理欠注井，解决注水难题显得尤为重要。开发前期，这个管理区多轮次酸化解堵后，增注有效期变短，且费用较高，注水系统整体增压成本高，实施难度大。
为找准水井增注措施方向，管理区成立动态分析小组，对120个井组开展常态化动态分析，建立井组分析管理台账，找出各井组的潜力层和潜力区。
与此同时，管理区在水驱动用程度低的单元和井区，优选井组实施单元整体增压、单体泵微压驱增注等措施，快速有效补充地层能量。
目前，有9个井组增注，日增油8.9吨，增油效果明显。其中，曲104-斜331井组因储层物性差、吸水能力低，常压注水效果差。为提高该井组注水效果，技术人员实施微压驱注水，同时优化注水井段，先对主力层压驱增注，跟踪对应油井变化随时调配，确保“注上水、注足水、注好水”。
转换开发方式提高采收率
曲9馆3单元是曲堤油田唯一的整装油藏，油藏地质特征表现为整装、连通好、有一定边底水、能量充足，覆盖地质储量573.4万吨，占曲堤油田总储量的18.7%。
多年水驱开发后，这个单元开发效果变差，水淹水窜严重，常规注采调配难以满足稳产需求，亟须转换开发方式提高采收率。
2023年初，管理区决定在曲9馆三东实施化学驱。由于注聚经验不足，管理区就派技术人员走出去“取经”，逐步建立起全员联动的注聚管理体系，推动注聚业务高效运行。
然而，注聚开发过程并不顺利。该单元因油藏油层薄、泥质含量高、单井液量低，达不到方案设计液量要求，且常规解堵提液效果差。
针对解堵提液难题，赵洪涛带领技术人员到兄弟开发单位学习，提出“水力负压解堵+人工井壁防砂”的组合解堵提液方案，优化工艺配套技术，形成“疏防”结合的新治理思路。
目前，这项工艺应用13井次，平均单井日产液量从8.9吨提升至28吨，平均日产油从0.8吨提升至2.5吨，提液效果有所改善，化学驱单元开发指标持续向好。
抓实一体化管理控躺井
老油区管理难度大，采出液性质复杂、管杆泵不配套、日常管理跟不上，都是造成躺井的重要原因。管理区成立由支委加控躺井团队组成的油水井管理小组，制定“一井一策”方案，形成地面、井筒、地下齐抓共管的一体化管理模式，逐渐提高控躺井管理水平。
今年以来，济北采油管理区自扶躺井9口，仅这一项就避免产量损失51.7吨，减少作业费90余万元。同时，他们实施了11口长寿命管柱的配套治理，检泵周期延长177天。
提高注水系统的稳定性，是延长水井注水周期的关键。针对水井出砂问题，管理区从注采基础管理做起，提升注水泵、单流阀、单井调控稳定性等三个关键节点，降低水井出砂频次控躺井，水井出砂井次降至2井次/年左右，效果明显。
济北采油管理区加强科技攻关，实现老区效益稳产。
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