□本报记者 王福全 通讯员 马京林 芦海涛

    5月15日，西北油田采油三厂对侧钻失效井TP147CH2井实施单元注水作业，措施后油井原油日产量由4.5吨增至37吨，成本仅为侧钻作业的1/5。

    今年以来，采油三厂加快研发、推广多项低成本工艺，以提高措施效益。截至5月15日，该厂累计产油43.26万吨，同比增长1.1万吨。其中，实施低成本工艺措施38井次，效益增油1.05万吨，单井次平均措施成本降低20余万元。

    【措施】 大规模注水+酸化解堵

    【效果】 与传统工艺相当，措施成本降低七成

    年初，技术人员发现TP264井回压升高，原油日产量降至3.6吨。他们结合历次注水指示曲线变化情况，研究发现压力持续上升的原因是油流通道逐渐被堵塞。经过对储集体精细雕刻，他们预测剩余可采储量达3.7万吨，很有潜力。

    TP264井油藏呈缝洞型特征，储集体之间壁垒坚实，通道沟通难度较大，按照传统方法需要采用压裂工艺。但这种工艺成本高，效益评价不过关。

    工程师李勇和同事深入研究，在多种备选方案中优选出性价比较高的“大规模注水+酸化解堵”工艺。

    这套低成本组合工艺实施后，有效沟通了远井储量。TP264井原油日产量增加了35吨，由低效机抽井变成高产自喷井。

    李勇介绍，“大规模注水+酸化解堵”技术属于常规技术的综合应用，是将注水的强劲冲击力与酸化的化学解堵能力相结合，达到沟通油流通道的目的。

    由于新工艺操作相对简单、原材料价格较低，TP264井的措施成本仅为30余万元，与压裂等高成本工艺相比，作业费用降低七成以上。

    采油三厂拓展“注水+”复合工艺思路，创新制定了“注水+调层”“注水+堵水”“注水+酸化”等多种综合技术方案，今年前4个月累计实施18井次，日均增油150吨、增气8万立方米。

    【措施】 注气+大泵提液

    【效果】 阶段增油2.29万吨，措施成本降低三成

    2月1日，在TK1122CH井注气施工现场，地质工程师黄米娜产生了一个疑问：按照注气方案，该井注气量已经达到了设计要求，但为什么注气效果还是不好，油井能量没有恢复的迹象？

    “如果继续注气，至少还需要注入200万立方米，效果无法预测。如果停止注气，前期的措施费用就打了水漂，这口井也就成了停躺井。”黄米娜说。

    专人研究、团队研讨、请教专家，黄米娜和同事集思广益，跳出单一注气的技术思路，大胆提出将注气与大泵提液相结合的技术方案。经过论证，方案可行。

    2月15日，TK1122CH井停止注气，启动大泵提液措施。他们将日提液量由37吨提高到127吨，油藏存量气顶的能量得到恢复，有效动用了剩余油，原油日产量较措施前增加27吨。

    与采用继续注气方案相比，“注气+大泵提液”工艺降低作业成本100万元以上。

    今年，采油三厂面对新增注气阵地有限的困局，将盘活注气失效井作为主攻方向之一。他们创新注气思路，推动单一注气向复合注气转变，前4个月累计实施14井次，措施有效率提高10个百分点，阶段增油量达2.29万吨，作业成本降低三成。

    【措施】 调压差改变油流走向

    【效果】 化繁为简解难题，效益增油3800余吨

    S109井位于塔河十区南区块，出现油水同出，低产低效，治理难度大。2019年，采油三厂部署侧钻井S109CH井挖掘剩余资源潜力。

    S109CH井经完井酸压后，含水较高的状况仍没有改变。这一“亚健康”状况持续近两年，该厂开发研究所副所长陈启龙和同事为此大伤脑筋。

    今年初，他们对所有生产井进行资料、数据“回炉”分析，判断这口井剩余经济可采储量有近5万吨，非常可观，分析高含水的原因是油藏底水持续抬升，屏蔽了油流通道，并据此制定了量化压差释放屏蔽剩余油的挖潜方案。

    S109CH井采用提液工艺放大生产压差后，近井存水区的压力降至2.46兆帕，有效释放远端油体能量，原油日产量增加25吨，阶段增油量1800多吨。

    陈启龙说：“调压差改变油流方向是油田开发中较为简单的增产提效方法。由于老区挖潜剩余油影响因素日益复杂，大家考虑的工艺措施也较为复杂，没有想到化繁为简也能收到意想不到的效果，这给我们带来了很多启示。”

    今年前4个月，采油三厂实施变压差调流势工艺6井次，累计增油3800多吨，成为众多低成本工艺中的“效益冠军”。