今年以来,胜利油田滨南采油厂针对稠油富余采出水处理和注水能力不足这两大制约高质量发展的突出矛盾,统筹推进富余采出水就地利用、分油藏类型提注提液等工作,从根本上化解矛盾,大幅提升注采能力。上半年,该厂稀油自然递减率同比下降2%,稀油自然产量同比增加2.5万吨,助力总原油产量超计划运行。
本报记者 顾松
通讯员 许庆勇 王云祥
强化注采推进高质量发展
7月20日,油井林15-平1井日产液量由5吨升至9.7吨,日产油量由0.6吨提高到2.5吨,成绩源于水井林15-斜04井的强化注水。
5月20日,通过地面流程的一体化配套,该井日注水量从30立方米升至300立方米,经过2个月的注水,地层能量得到有效补充,与其对应的林15-平1井实现液量产量双提升。
事实上,这只是滨南采油厂强化注采工作取得实效的一个缩影。该厂管理着稀油油田和稠油油田,其中稀油产量占总产量的65.5%,采取注水方式开发,采出程度低,综合含水相对较低,开发潜力较大。经过近60年的开发,受稠油富余采出水多等因素综合影响,稀油油田水井平均注水量低,导致地层能量亏空,油井平均产液量和产量低,成为制约高质量发展的突出矛盾。
“稀油油藏高效开发,强化注采工作、保持地层能量是关键。”滨南采油厂领导班子达成共识,要下好注采先手棋,大幅度提高注水量和产液量,有效提升原油产量。
他们坚持立足当前、着眼长远,系统规划推进三年注水提升工程,专门成立项目组,分区域优化提升注水系统配套能力,统筹推进稠油富余采出水就地利用、分油藏类型提注提液等工作,大幅提升注采能力。
把“包袱”变成资源
4月份以来,王庄油田郑373块5口油井陆续转为水井,就地利用王庄油田富余采出水强化注水,日增加注水量410立方米,日产油量增加4.2吨,日消化富余采出水410立方米,有效缓解了注水系统库容压力。
滨南采油厂有王庄油田和单家寺油田两个稠油油田,稠油采出水多,富余采出水长输至缺水的稀油油藏,一部分有效利用,一部分无效回注,注水结构需要优化。
同时,因稠油、稀油采出水水质不配伍,两种水相掺,造成管线、井筒结垢腐蚀以及地层堵塞,严重制约了注水能力提升;因稠油采出水多、注水能力和注水系统库容有限,采出水库存接近库容极限时,就需要关停油井或者限制油井产液量,去年因此影响直接产量1050吨。
为此,他们围绕“消灭无效注水、提升有效注水”目标,强化“稠油采出水是资源不是包袱”理念,按照“谁产生谁消化、就地有效利用”原则,将王庄、单家寺油田的富余采出水就近转变为郑373块、单10东营等区块的有效注水,不再长输至稀油油藏,安排水井工作量38口,日增加注水量6815立方米。目前,已完成水井工作量7口,日增加注水量905立方米。
“一藏一策”提注提液
以往,断块油田滨687井区在构造的“腰部”注水。滨南采油厂将其确定为低注高采示范区,6月18日,将该井区两口位于构造“山脚下”油水边界外的油井转为水井,拉大水井和油井之间的井距,实施大井距、大排量注水后,单井日注水量提高到500立方米。
进入开发后期,因油藏的渗透率等指标差异较大,注入水已沿着渗透率高的储层形成固定流线,驱出来的油越来越少,这不仅增加无效水循环,还易引起储层水淹,造成油井含水上升、产量下降,在现有井网、井距条件下,不敢提高注水量。
如今,他们树立“低部位注水,高部位采油,单井采单层”理念,在断块油田,充分借助储层埋藏深度的差异,拉大井距,实施低部位注水、高部位采油,水井大排量注水,油井单井采单层,避免无效水循环和储层水淹,实现均衡驱替,大幅提升注采能力,提高油藏采收率。
像滨687井区一样,滨南采油厂在断块油藏共建立了8个低注高采示范区,部署水井工作量19口,预计日注水4500立方米,目前已完成增压注水6口,日增加注水量1725立方米。
此外,他们坚持“不同油藏采取不同提注提液策略”,在低渗透油藏采取压驱注水、精准酸化等措施。
通过一系列强化注采工作,滨南采油厂有效日注水量由3.9万立方米提升到4.28万立方米,稀油单井日产液量由去年底的19.1吨提高到19.8吨,二季度以来,未出现因采出水多导致停井及限液的情况,原油产量超计划运行。
胜利油田滨南采油厂白鹭湖“井工厂”的油水井。 通讯员 于茂华 摄
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