【单位】西北油田采油三厂

    【措施】由单一专业技术攻关向地震+动态、地质+工程、地下+地面等跨专业联合攻关转变

    【效果】2020年1月至2021年2月21日，新增经济可采储量150.5万吨，吨油成本同比下降263元

    □本报记者 王福全 通讯员 赵 云 蒋 林

    “2月20日，TP182X井生产原油24吨。自2020年5月实施堵水作业以来，该井含水率由100%降至最低76%，油压、含水量、日产量等指标基本保持稳定，累计产油3690吨。”2月21日，在西北油田采油三厂开发研究所会议室，副所长唐博超等技术人员正在分析低产井的治理效果。这口井治理成效明显，很大程度上得益于采油厂推动实施的跨专业联合攻关。

    2020年以来，该厂加快由单一专业技术攻关向地震+动态、地质+工程、地下+地面等跨专业联合攻关转变，解决了碳酸盐岩油藏剩余油刻画难、堵水效果差等难题，有力推动老区效益增产。2020年1月至2021年2月21日，该厂累计生产原油133.5万吨，新增经济可采储量150.5万吨，吨油成本同比下降263元。

    地震+动态，形成11种剩余油侦测模式

    该厂管辖的塔河油田八区、十区、托甫台等区块经过十余年开发，挖潜难度越来越大。

    2020年，该厂加大“地震+动态”刻画剩余油的力度，初步建立了一套剩余油识别动用技术体系，并形成了高渗通道封挡侧向剩余油、底水屏蔽顶部剩余油、远井低动用剩余油等11种剩余油侦测模式。截至目前，他们根据不同井况应用不同剩余油侦测模式挖潜61井次，新增经济可采储量36万吨，增油5.7万吨。

    TP182X井是一口低效高含水井，措施前日产油仅2吨。技术人员通过“地震+动态”分析，认为该井剩余油属于高渗通道强封挡侧向剩余油模式，测算剩余储量在5万吨以上。他们采用选择性堵剂封堵水侵通道，同时预留剩余油采出通道，累计增油3690吨。

    其他剩余油侦测模式应用也收效显著。技术人员对TK1058井、TP267X井等注水注气失效井开展“地震+动态”分析，认为这类井远井端存在低动用剩余油，实施高压注水作业可有效动用弱势通道储量，累计实施25井次，增油1万吨。

    地质+工程，年可节约措施作业费超1000万元

    塔河油田奥陶系油藏平均井深6000米，井况复杂多变。采油三厂所辖区块裸眼井居多，受岩性、施工压力、温度及生产压差等因素影响，生产井后期井壁坍塌严重。

    2020年1月，该厂在T706井首次开展“地质+工程”堵水作业攻关，实施后累计增油4100吨。

    2020年6月，该厂进一步打破地质、工程人员的专业界线，搭建协同作战交流平台，实现“地质+工程”全面结合、交互作业、实时决策、动态优化。

    地质与工程人员在堵水课题联合研究中，初步形成了“五静五动四优三调”堵水工艺技术体系。新工艺在TP254X井实施后，累计增油1700多吨。

    “该工艺优势明显，可替代储层改造、注气等措施，年可节约油井措施作业费超1000万元。”该厂总工程师李军说。

    2020年1月至今，该厂采用堵水新工艺技术体系实施堵水作业24井次，增油1.9万吨，测算吨油成本不到500元。

    地下+地面，举升新工艺单次作业降本80万元

    含水井治理是技术人员最关注的领域，中高含水井治理更是控制无效采出的关键环节。

    采油三厂有生产井480口，其中中高含水井109口。这类油井采出程度相对较低，剩余油较为富集。

    该厂通过“地下+地面”联合研究，开展底水屏蔽压差量化技术攻关，以地下定量化提液、地面系统评估的方式治理中高含水井。

    他们根据各区块油藏特点和生产历史建立油水关系模型，精确计算剩余油的屏蔽压差，推算突破屏蔽压差的需求液量，并创新应用低成本大泵举升工艺，实现剩余油有效动用。

    2020年6月，低成本大泵举升工艺首次在TP112X井试验应用并获得成功。与传统无杆泵举升工艺相比，新工艺单次作业成本降低80万元。

    同时，该厂配套升级改造地面集输系统，提高管线和站库储运能力，实现地面系统扩容建设与地下油井提液能力同步提升。

    到目前，该厂已对6口中高含水井实施低成本举升工艺作业，井均含水率由80%降至65%，累计增油1.2万吨。