西北油田采油三厂所辖油区总面积1511.7平方公里，油井总数463口，开井数348口。去年原油产量要124.5万吨，天然气2亿吨。折年自然递减率、综合递减率分别为11.81%、2.36%。分公司下达的自然递减率红线是20%。
■ 江杰 马京林
塔里木盆地五、六千米地下，因为独特的碳酸盐岩地质特征而“溶洞”众多，缝隙如网，洞缝相连，形成良好的油气储藏体，在石油专家眼里，它就像另一幅美丽的桂林山水，风光旖旎，美不胜收。然而它又像世界上许多美好的事物，有着致命而令人惋惜的脆弱。碳酸盐岩地质条件下的“缝洞”型油藏，本质特征之一就是上产很快，初期产量很高，却递减迅速。在西北油田塔河区块里，新井从自喷、转抽再到水淹，往往只有三到五年。
从建厂开始，西北油田采油三厂就与自然递减开始了一场旷日持久的较量，在最初的几年里，自然递减甚至成了大家的“集体焦虑”，面对快速递减，三厂的干部职工，尤其是技术人员，从不敢松一口气。十年间，在与自然递减抗争中，他们积累经验，敢于挑战，探索出了一条“缝洞”油田控制递减的方法。西北油田分公司领导日前来厂调研工作，表扬了三厂去年又保持了原油生产的“硬稳定”，并对他们在开发中形成的一整套方法给予了高度评价和肯定。
“三昧真水”提动用
原油开采进入后期，因为井下压力下降，最通常的办法是注水增加压力。然而，与我国东部大多数油田地下油藏的连片性不同，塔河油田缝洞油藏星罗棋布，离散分布，层层壁垒阻挡，油水关系复杂，稍有不慎，不但会注水失效，甚至还会带来水窜，不但解决不了老问题，反而带来新麻烦。同时，以维持井下压力为工作重点的注水，终究会达到某个临界点。
他们深化水驱机理认识，形成更具针对性的配套注水开发政策。技术人员把实现三种技术目的的注水，称为“三昧真水”。
一种叫仿底水注水，就是用底水一样丰沛的水量，形成强大的压力，扩大波及范围。它适应井储关系，提高井控储量动用。TP203X井经历8轮次注水后，油井出现高含水，常规注水替油失效。2019年3月13日，技术人员制定大排量注水方案，注水量由前期2000方，提高到4000方，井口注水压力提高到12兆帕，注水后油井能量得到明显改善，单位压降产液量显著上升，含水由前期50%下降至9.7%，有效恢复了储量动用，日产油14吨，周期产油811吨。
另一种叫高压扩容注水，也是用水的压力改造井间缝隙，达到不储改也能建立全面缝网动用体系，实现未连通储量动用。注水失效井TK829井油藏间的壁垒无法打通，为达到油藏造缝目的，该厂通过改进注水工艺实现了超高压注水，顺利沟通远端储集体，油井日产量由5吨增加到30吨。随后，该厂又在TP234X、TP223X、T753CH等井进行了高压注水造缝试验均取得成功。
最后就是水驱单元配注配采技术，跳出单井，以单元的视角，统筹设计注水，满足断溶体油藏注水高效益可持续开发需求。塔河8区西部的S86单元和TH10402单元位于同一地质构造，两个单元相邻却具有不同的生产特征，一个是强能量特征，一个是弱能量特征。传统认识认为两者不可能连通。但通过地震资料和生产动态资料精细分析后，认为两单元具有内在的连通性，该厂及时调整注水方案，由单元单注调整为两个单元整体注水，结果TH10402单元日产油从6吨升到49吨。
手握“三昧神水”，去年的开发之路就走得明确且稳健。 他们将做大低成本注水产量结构占比作为稳产工作第一要务，日均注水量由2018年底的4000方/天上升至目前的5600方/天，注水产量由2018年底的928吨/天上升至目前1055吨/天，累增油20多万吨。以提动用为目标的注水，已经成为三厂稳产的关键一招。
“四口仙气”有玄机
开发时间长、注水效果变差的油井，最后往往要选择用注气来解决问题。注气成为注水之后的第二考虑，主要是因为注气成本比注水成本要高得多，据计算，注气吨油成本376元/吨，而注水吨油成本仅30元/吨。
油田中后期开发，低成本体现着技术能力。去年他们依托“三定”资料的深化应用，筛选出75个存量注气潜力单井，通过优化注气参数、加大注气规模、调、堵、酸复合注气等手段，力争全面完成2019年注气增产目标。新的注气是建立以靶向剩余油为目标的注气开发体系，负责注气的技术人员把针对性的注气称为“四口仙气”。
第一口“仙气”，就是“三变”式注气，实现单元气驱扩大波及。所谓“三变式”就是适时调整注气量、分阶段注气，改变过去一口气注完的漫灌式做法。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，效果逐渐变差。采用变排量段塞式注气方式后，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63%，较受效前含水下降10%，日増油15吨。
第二口“仙气”，是量化压差注气，实现掌控稳产。通过对洞型油气藏类型的深入认识，去年单井注气走向了单元注气，通过调整井间压差，大幅提升了油井的生产能量。756CH井和TH10434井之间的控制储量在2.76万吨，但阶段累产只有8089吨。三厂转变思路，由单井注气走向单元注气，采取换向注气手段定压差注气，确保了油线均衡动用，日产油能力提升37吨，增加SEC储量1.9万吨。
第三口“仙气”，就是大规模注气增效实现了选井有标准。他们建立了一套“储集体规模较大，被屏蔽剩余储量丰富，顶部具有可存气空间”的规模注气选井标准。TK877X井前两轮注气效果变差主要因气顶没有波及到远端阁楼体，技术人员及时对症下药，采取阶梯式注气，驱动人工气頂横向运移，达到扩大储量动用的目的。通过将周期注气量由首轮次的50万方逐级调升至100万方，单周期增油从1037吨上升至2423吨。自实施阶梯式注气后，累计增油6782吨。
第四口“仙气”，则是气水协同。TH10304是个典型水窜井组，经过多轮次注气效果变差，根本原因是注气波及体积小，驱油效率低。该厂技术人员该井组实行了加大规模注气+气水协同技术，一举扭转了该井组低产低效生产模式，日产油由8吨上升至35吨，实现了低产变高产。
精细注气让三厂在去年的开发工作中受益匪浅。他们在油气富集区域高效注气井实施“去周期”注气，共对10口高效注气井优化，减少注气9轮次，阶段多增油0.5万吨;围绕大单元构建、完善气驱井网，不断拓展注气增量阵地，通过单流线段塞注气、多流线联动注气、多阁楼气水协同注气、断裂面新增注气等手段，注气工作实现了立体挖潜。注气指标稳健趋优，注气有效率由2018年同期的88.0%提高到90.3%，增油量从11.2万吨提高到13.9万吨，吨油成本控制在300元/吨以内。
“两大措施”增储量
三厂老油区经过十几年高速开发，已经到了开发后期，储量自然会越来越少，需要采取措施寻找突破，但重点放在什么地方却大有学问，一种作法，是着力短期增油上产，另一种方法则是把重点放在长期增加储量上。竭泽而渔和涵养生机，是一个普通人都可能选对的问题，但放在现实中却需要智慧和坚持。
为了增加储量，他们首先把储量规模大、累产高的强底水高累产区域筛选出来，把高含水后大量被分割的储量，作为未来增储增产的主要阵地，通过堵提结合、流势调整的方式开展探索工作，去年累计实施10井次，累计增油2679吨，取得阶段进展。比如TH10276井，投产后低产低效，面临关井风险。技术人员结合三维地震资料和液面恢复曲线进行深入分析，判断出该井靶点周围三个方向都有发育储集体，但由于通道导流能力差，无法形成连续供给造成油井供液的不足。开发技术人员根据油藏构造特点制定出单点超高压注水方案，并配以小规模酸化措施，实施后，日产油能力由3吨上升到25吨。
其次，深化断溶体油藏地质认识，围绕“断裂”这一核心要素，以“通道”为方向，主断裂改善动用通道，次级断裂建立动用通道，通过体积酸压、高压注水两种方式全面打通储量动用的关键节点，去年，累计实施11井次，增油8494吨，新增动用储量43万吨，稳产能力稳步提升。
S109CH、TP189X两口井属于地震弱反射井，过去一直没有列入储层改造计划，低产低效的局面未能有效改变。通过分析，技术人员认为从油气充注的有利条件看，这两口井均具有储层改造的潜力。 随后，该厂对这两口井进行了大规模压裂改造，均获得高产启动了次级储集体获得高产油气流。目前，他们已筛选出5口同类型井，后续分批次逐步实施，逐步扩大油井储层改造的成果。
