河南油田采油一厂在水驱单元精细调整上下功夫，深化研究老油田控减技术,增油8939吨，减缓自然递减2.4个百分点
■ 王慧慧 陈永保
●油田技术人员在双浅5井实施酸化作业。
“1-9月份，我们持续加大精细注水治理力度，通过单元系统注采调整，自然递减较同期减缓2.4个百分点，相当于老井多产效益油10024吨。”10月18日，河南油田采油一厂总地质师黄永强在生产会上说道。
该厂水驱油藏动用储量1.67亿吨，占总储量88%，占年产油量87%，是老油田稳产的主阵地。近年来老井自然递减为13%左右，与中石化同类油田10.68%递减率相比有一定差距。要实现大幅度控减目标，需变思路、求突破，下大力气、定硬措施，探索高含水期水驱治理新路径。
建立示范引领让地层“喝够水”
年初以来，该厂坚持示范引领、持续改进，探索控制递减新思路，选取4个单元建立典型示范区、6个单元系统注采调整，控制地质储量4225万吨，技术人员按照“实施规模调整，提升规模效益”的思路，持续强化细分注水、欠注治理和套损治理及调整完善注采井网，通过典型示范引领，探索改善水驱效果的有效控减技术。
“针对不同类型油藏开发特点，开展水驱单元系统调整，对整装多层油藏实施有效增注、完善注采井网，对断块油藏采取多级细分和周期注水等技术手段，让地层喝够水。”该厂地质研究所负责人在该厂开发例会上汇报说。今年以来，该厂持续以“做实注水管理”为主线，持续推进精细注水工程，为持续稳产、长效开发做实保障。目前已完成9个单元方案讨论，调整单元自然递减9.05%，较同期减缓6.88个百分点。
其中，厚层油藏层系重组示范区双南437块，控制地质储量80.57万吨，采出程度30.12%。与厚层同一注采井网开发，因储层物性差，注采井距大，油井受效差，表现为初期产量高，末期低能低产。
该厂技术人员对非主力层采取细分注采和井网加密技术提高储量动用，对主力层采用流线识别和大幅度动态调整技术均衡区块注采关系。目前，已实施油井补孔、调层3井次，水井细分工作量12井次，见效3井次，阶段累计增油528吨，同期对比，自然递减减缓16个百分点，提高水驱控制储量22.6万吨，提高可采储量10.06万吨。
实施专项治理严控老井递减
今年以来，为支撑“十四五”后四年产量硬稳定，该厂开展了“水驱注水井专项治理工程”。集中资源，强化作业力量保障，持续加大精细注水治理力度。按照“增油增效、控减促效、降本提效”的原则，技术人员对摸排确定的375口治理井组实施梯次排队、分批治理。
2021年，该厂加大低效油井转注完善注采井网力度，重点针对小油砂体及非主力层，通过低效油井转注提高注采对应率，确定油转注工作量14口，预计有效期内增油1.15万吨。目前，已转注7口，提高水驱控制储量130.6万吨。
下二门油田泌426块为2017年新投入区块，采油井6口，因能量低，产量下降快。该厂分别在2021年1月和4月份，对泌426-5和泌426-1井进行转注，完善注采井网后，目前已有3口采油井见到效果，日增油8.8吨，阶段增油945吨。
通过增注改造“注进水”和水井大修“注好水”，1-9月，该厂共实施精细注水专项治理149井次，累计增注46.83万方，恢复水驱控制储量217.5万吨;新增注水见效74井次，日增油54.7吨，含水下降1.7个百分点，阶段增油8939吨，减缓递减2.4个百分点。
工程地质“一体化”解决分注难题
该厂技术人员牢固树立效益开发理念，兼顾当前与长远，以低成本战略为核心，积极探索地质、工艺深度融合的一体化管理运行模式，改造升级低成本技术，发挥技术协同效应，提高技术创效能力。
为满足细分注水要求，该厂按照“地质上有潜力，工程上有手段，经济上有效益”的原则，在加强油藏特征和地质潜力分析的基础上，攻关配套瓶颈技术，确保“分得开、注得进”。
该厂技术人员研究配套了有缆式智能分注技术、多级多段分注工艺以及同心测调一体化分注技术，将多段分注技术提升到7段。
10月6日，正在双泌210井酸化施工现场的该厂工艺研究所技术人员杨学文告诉笔者：“今年以来，通过水井细分注水，增加21个有效注水层段，阶段增注7.04万立方米;配套应用封堵封窜技术治理5口井、酸化增注实施24口井，阶段增注8.07万立方米。”
该厂通过系统注采调整，实施油井转注12口井、补孔调层注水15口井，增加注水层段62个，阶段增加注水18.0812万立方米;通过专项治理，盘活存量资产，增加效益产量，夯实油田长效稳产基础。
