■ 蒋林 石立斌
2019年以来，中石化西北油田采油三厂通过持续深入开展“提质、提效、增效”三大运动，紧紧围绕提升老井储量“动用规模”，整体布局、多向联动、深挖潜力，成功实现油气生产开发由平稳运行向高质量发展。
2019年，西北油田采油三厂以“产量、SEC储量两个平衡”为约束指标，综合统筹“当期与长远”发展关系，深入剖析历史变化规律，预测未来方向，从储量精细刻画、精细描述以及动用评价三个方面入手，重点针对岩溶系统上的剩余储量、缝洞异常体的结构型剩余储量、小缝洞群的未动用储量，深入总结储量的分布规律，形成不同类型储量的挖潜方式，取得良好效果。截至2019年12月30日，月均自然递减量保持在71吨/天，折年自然递减率、综合递减率分别为11.81%、2.36%，较上年同期分别下降4.44、6.26个百分点，创下近八年历史最好水平。
做大低成本注水
注水替油是从地面将合格水注入地层，利用油水密度差、进行重力分异，实现油水置换，然后采出地面的过程。西北油田奥陶系碳酸盐岩缝洞高度发育,这种特殊的地质特征为单井注水替油创造了有利条件。
近年来，该厂面对碳酸盐岩缝洞型油藏开采难度高、递减速度较快的实际，全力打响低成本注水增油攻坚战，将做大低成本注水产量结构占比作为稳产工作第一要务，不断扩大注水产能接替阵地，水驱动用储量不断攀升，2019年上半年注水产量份额由2018年的24.9%上升至29.9%，累计增油17.13万吨。
针对常规注水失效井和储集体偏移井，该厂创新定量化注水技术，提出了高压扩容注水技术，实现井周储量动用从一套走向多套，全年实施5井次，累计增油5154吨，新增SEC储量4.8万吨。TH10276井位于T708断裂外围，处于油气富集区。静态资料显示该井储集体偏移，酸压无明显压开显示。前期生产过程中供液不足且带水生产，日产油仅3t/d。在创新定量化注水技术基础上，对该井地质资料以及动态生产资料进行重新分析，认为该井具有高压扩容注水的潜力。2019年2月高压扩容注水，注水期间井口压力43兆帕，折算井底压力98兆帕，经计算该井裂缝延伸压力85兆帕，周期注水15035方。开井后日油能力从3吨/天提升到24吨/天。截至2019年12月25日累计增油5300吨，注水效果显著。
做强中成本注气
注气三采是通过类似于注水的方法，将能与原油任意混合的天然气、氮气等注入油层指定的部位，通过气体驱动不易采出的各种形式的剩余油，进一步提高油田采收速度和采收率的方式。为有效动用缝洞型油藏注水无法波及和溶洞高部位以“阁楼油”形式存在的剩余油，技术人员坚持创新求效，深入开展气水协同、氮气驱油，以及通过双机组并行快速注气等新工艺，持续推动注气三采成为提高采收率的重要手段。
2019年以来，采油三厂围绕“高效提升储量动用”原则，扩大注气规模，采取多手段注气，提升气驱效率，对单井、单元注气技术由经验设计走向量化设计，通过合理加大注气规模，实现单阁楼体转向多阁楼体挖潜，单井转单元挖潜。全年优化注气参数38井次，有效增加气驱波及体积，同期注气量由5043万方增加至7075万方，注气增油由2018年的19.18万吨增加到2019年的22.3万吨，新增SEC储量34万吨。截至目前采油三厂日增油560t，占采油厂日产量的16.36%，年增油22.3万吨，占年产量的18.03%，注气降低自然递减2.6%。
TH10420X井前期经过多轮次井组气驱后，井间优势气驱通道逐渐形成。区块技术人员李桂云通过详细分析，发现大量剩余油分布在优势通道意外的次级通道中，通过采取变排量、变周期、变总量的注气方式，可以有效提高注气波及体积。TH10420X-TH10419井组优先采取分三个阶段循序渐进注气90万方，邻井TH10419井在该井注气7天后开始受效，受效期间平均含水60%，较受效前含水下降10%，日增油15吨，。在对TH10420X井实施三变注气后 ，截至目前井组累计增油3.6万吨。目前，该注气方法已推广三个井组，累计增加SEC储量10.5万吨。三变注气已成为采油厂增储增产增效的利器。
做优较高成本措施
油田的井下作业是保障油井健康运行、持续生产的重要技术手段，同时也存在着队伍人员素质要求高、安全要求高、成本投入高等问题，2019年以来，采油三厂对井下作业基础工作链条进行逐项梳理，通过积极创新工作思路和引进新技术的落地应用，已初步形成了以套损井治理技术、垮塌故障井高效防治技术、标准落鱼打捞技术等新技术低成本工艺体系。
同时，创新井下作业一体化外包工作方法，承包商主动作为明显提高，等靠依赖思想基本消除，成功实现了修井作业零协调、零停待，大幅提高生产时效，进一步夯实了井下作业施工质量持续稳定向好的发展基础。
随着井筒完整性保护工作逐渐成为采油工程工作重点之一，为了满足精细效益开发的需要，套损井治理的常规方式向高效化转变是工艺技术人员亟待解决的问题。采油厂通过研究攻关，形成了低成本套损井治理体系。
技术人员根据套漏点吸水指数，建立“吸水指数与挤堵成功率关系图版”以及“套损井治理流程图”，一井一策制定油井最佳套损治理方式;同时深入进行研究分析，并针对常规水泥对漏点吸水差、重复挤堵等套损井适应性差、有效期短等特点，调研并引进新型LTSD高强度膨胀堵剂，该堵剂可以在一定压差作用下，快速形成具有一定强度的互穿网络结构，增大了堵剂在漏失层中的流动阻力，随着堵剂的不断挤入，互穿网络结构的空隙不断地被充填，胶凝材料、微晶材料、增韧剂和活性微细填充剂的协同增效作用，形成本体强度和界面胶结强度高的固化体，提高堵剂对漏点的有效封堵时间和强度。
2019年根据吸水指数与挤堵成功率关系图版，采用高强度膨胀堵剂对3口套损井进行高效治理。其中TP206X前期因套管管脚套漏挤水泥无效，自2015年因高含水关井至今，通过高强度膨胀堵剂治理套漏后，含水由100%下降至30%，平均日产油25t，已累计增油1791t，高效的恢复了井筒资源。
为进一步保护油气资源、地下水和环境，防止地层流体外泄窜层造成污染，2019年以来，采油厂深入开展井筒治理专项工作，依靠技术创新驱动油藏开发的降本与增效，积极调研引进成都西南石大GS负压捞砂新工艺，该工艺结合机械捞砂与水力冲砂的优点，利用同心钻杆、专用内防喷工具及地面配套装备，通过向双壁钻杆管内小环空注入高压氮气，氮气在处理砂埋段与钻井液混合形成泡沫，达到降低钻杆内井液密度，在井底产生强大负压差，利用反循环将井筒内岩屑由双壁钻杆内管返排出至地面，不仅能使细小砂粒返至地面，还可将垮塌的大颗粒岩块带出油井，捞出岩块最大直径达44mm，并可最大程度防止卡钻、保护储层，且污染环境风险小。截至目前已在TK1078、TH10218CH等四口井应用，处理砂埋段平均每天进尺达到4.87米，单趟捞砂量达960升，处理后油井恢复产能日增油13.5吨，井筒治理和环保效益得到显著提升。
