■ 孔守曾
今年以来，受地层含水上升、产能下降等因素影响，西北油田采油一厂老区稳产形势严峻。如何从困境中找出新路子，该厂转变开发思路，一方面从工艺创新措施入手，挖潜可动用储量，另一方面强化管理创新，提升生产效率。截至目前，塔河老区年综合递减控制在4.14%，日产油水平2600余吨，基本实现“老区硬稳产”工作目标。
认识创新 老井也有“甜点区”
“要实现老区稳产，必须找到新的储量接替阵地，首先要在地质认识上取得新突破”。该厂总地质师郭忠良说道。
该厂油藏构造复杂，生产区块分散，技术人员打破传统思维，应用油田最新研究方法“823”和“223”工作法，以及三维可视化技术，重新认识和评估油藏潜力。
S72-2区块含水高、产量低，通过对储层研究分析，区块断裂带呈“带状”分布，这为采出剩余油提供了开采通道，于是他们重新估算储量，构建了“边部注水、核部采油”注采模式，开发效果得到改善，区块水驱控制储量由35%增加到40%以上。
为了挖潜老区潜力，技术人员先后排查老井50余口，率先在TK346H等井实施“补孔改层”措施，目前累计增油达1万余吨，证明石炭系具有良好增油潜力。另外，在凝析气藏通过分析论证地震和岩心资料，在“良里塔格组”和“一间房”组发现油气显示，新增SEC储量1.25万吨。
“原来我们一直以为，零散区块较好的储层为砂岩油藏，通过研究发现，这个区块的石炭系也是一个‘潜力股’”。开发研究所副所长李满亮说。
认识上的成功突破，揭开了老区神秘的面纱，为增加SEC储量和“硬稳产”奠定了基础。
工艺创新 稳产有了“助推器”
坚持依靠技术创新，实现低成本开发，是采油一厂始终坚持的开发理念之一，今年以来，一批新工艺、新技术成为老区稳产的“助推器”。
“气水协同”是碳酸盐岩油藏提升储量动用最有效的一种新工艺。就是通过注氮气和注入水共同作用，将难以开采的油层顶部剩余油，驱赶至采出通道。“目前我们建立了4种气水协同模式，优化注采井组4个，累增油5000余吨，新增经济可采储量14万余吨”。技术人员张勇介绍说。
近两年，底水砂岩油藏含水持续上升，堵水便成为主要工艺手段。技术人员创新方式，首次将单井堵水改为“区域协同堵水”，扩大堵剂的波及体积，达到有效堵水目的。目前，实施的TK120H和TK108H的两口井日增原油16吨，累计增油近2000吨。
YT2井组属于典型的河道砂油藏，控制储量近100万吨，但由于受平面非均质影响，水驱波及不均衡，挖潜难度很大，采出程度仅为23%。通过实施“冻胶分散体”调驱，有效封堵了水窜通道，提高了井间储量动用，目前有2口油井含水明显下降，日均增油7.3吨。
该厂还通过实施“注提堵调”立体集成工艺，对低效井进行治理。“分散体调驱”“脉冲波压裂”“喷砂射孔”等一批新工艺使老井恢复活力，截至目前，共实施新工艺17项28井次，累增油2万吨以上。
管理创新 效益实现最大化
“我们要把‘依靠老井硬稳产’作为一项政治任务来落实，各部门要创新管理，统筹协调，形成稳产合力 。”该厂党委书记杨旭在生产会上这样说。
“区块目标管理”就是该厂生产经营中最重要的一种创新形式。
零散区块是该厂“欠账”最多的区块。技术人员采用效益指标“倒逼”模式，找出了影响稳产的主要因素：SEC储量大，但无效资产占比高。针对以上问题，一方面采取以卡堵水、转抽为主的短平快措施，使经济开采储量变成油气产量，另一方面对无效资产进行处置。截至目前，该区块日产原油由301吨增加到目前的400余吨，实现了稳产增效。
“异常井”管理的好坏，是保持老区稳产的关键。该厂定期对异常井进行排查和诊断，同时利用信息平台，对异常井实行重点监控，目前已在60口井完成抽油机远程启停装置，第二批109口井正在组织实施。
“通过强化管理，异常井产量波动比去年日均下降了5吨，连续生产两年以上的长寿井达到了120口井以上。”李满亮说。
对于高产井，则实行预警管理。通过采出程度和采速变化情况，提前控制见水风险，及时实行控液生产。同时，坚持24小时实行动态监测，发现问题及时处置，确保了高产井平稳生产。
