●采油三厂油区
●对长期关停井实施检泵作业，使其“起死回生”
●地质技术人员在讨论油井挖潜措施
●完善井网，对关健井大修
■ 田宏远 罗丽娟
中石化西北油田采油三厂面对老区油藏能量衰减加快，稳产难度日益加大的难题，树立“依靠老井硬稳定”的理念，以提升老井储量“动用规模”为目标，围绕提升储量“动用规模、动用能力、动用效率、动用效益”，全面打响老井稳产青春保卫战，初步实现产量硬稳定，自然递减率、综合递减率均创历史新低。
采油三厂成立于2009年10月，位于新疆库车县境内、天山南麓、塔里木盆地北缘，管辖着西北油田分公司塔河八区、十区南、十一区、托甫台区四个区块，区块探明面积1511.7平方公里。油藏总体上具有“一超五高”的特点，即油藏埋藏超深、高温、高压、高含胶含蜡、高含硫化氢、地层水高矿化度。区块内总井数486口，开井数372口，建厂10年，已累计生产油气当量2249万吨。
在减缓老井自然递减、让老井青春常驻的探索和实践中，采油三厂紧紧围绕“增加老井储量动用”这一稳产核心，做大低成本注水培育产能新动力，做强中成本注气提升储量动用率，做优较高成本措施打通储量动用。同时，该厂坚持问题和需求导向，强化工艺技术与油藏地质深度融合，逐步形成“抓注水配套、重注气集成、强措施攻关、优系统效率”的体系，形成了“依靠老井硬稳定”的老区稳产模式，成功守住了老区产量递减防线，获得了中石化集团公司“突出贡献区块”奖。
保能力、提动用，注水稳增长
注水替油，就是从地面上将合格水注入地层，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。西北油田碳酸盐岩缝洞型油藏非均质性强、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。采油三厂在精细油藏认识的基础上，对全厂现有单元、单井进行重新梳理，打破原有思维定式，将“做大低成本注水产量结构占比”作为老井稳产的第一要务，以“能否单元注水开发，能否注水替油开发，能否高压注水开发”评估注水潜力，不断扩大注水产能接替阵地，通过主断裂新增注水构建井网、水窜井组调流道重构井网、高压注水动用多套储集体，扩展储量动用阵地，注水效果较去年同期大幅提升，注水增油量由25.9万吨增加至29.8万吨，全年新增SEC储量39.6万吨。
注水替油是一个科学精密的循环系统，既满足油藏开发提液需求，又确保采出水处理系统稳定，需要系统性考虑产出和输出关系，采油三厂牢固树立“有水才有油”的理念，在确保水质合格的前提下提前进行预判性调整，对注水地面配套保障提前谋划，通过源头提升、过程提压、终点提效，确保注水作业环节高效衔接，注水业务精细化管理。同时，该厂推进就地分水改造工程，继续完善注水管网，日均注水量由年初3700立方/天增加到6000立方/天。
上规模、稳油水，注气提效率
采油三厂断溶体油藏具有非均质性强、分段性及分隔性明显的特征，相同地质背景下井距仅500米的两口井累产差别可以达到27万吨。这些特征使得油藏存在大量的未动用储量，经统计未动用储量规模高达1.68亿吨。这为注水、注气提供了广阔的空间，也使注水注气成为塔河油田的主要能量补充及提高采收率手段。该厂技术人员创新性地提出了缝洞型油藏井组气驱提高采收率技术，注气工作实现了立体挖潜，储量动用能力不断提升，注气技术由最初的单一注气替油技术发展到目前矢量注气、复合注气、气水协同等多元化阶段，气驱提高采收率技术的不断创新和进步，为储量动用提供了坚实保障。
2019年，采油三厂全年优化注气参数38井次，有效增加气驱波及体积，同期注气量由4820万方增加至6455万方，年累计增油22.3万吨，全年新增SEC储量34万吨;该厂在强底水单元优选单元注气井，实现“一注多采”，提升井间储量动用。全年实施5个井组，提升日增油能力75吨/天，累计增油4830吨，新增SEC储量1.7万吨;同时，该厂对油气富集区域高效注气井实施“去周期”注气，有效盘活注气存量，有效弥补了自然递减。
转思路、找突破，
短期增油向长期增储转变
青春常驻既要守住当下，又要着眼未来。延长老井寿命，保持长期高产稳定不仅是需要“注水注气”驻颜，更需要观念的更新和由此带来的持久、深层的精、气、神的滋养。在老井稳产青春保卫战中，采油三厂采取内外兼修、长短期措施相结合的综合性“驻颜术”，短期内，抓住注水、注气两项当前的“饭碗工程”;秉着立足长远、为后期稳产提供技术储备的目的，该厂积极推进新工艺技术实施，其中调流道已见效3个井组，有效率75%，增油1436t，增加SEC储量1.46万吨;针对目前断溶体堵调面对的“大缝卡不住，小缝注不进”的问题，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，实现由常规被动型转抽措施逐步向泵升级、堵水、储改及大修等进攻型增储增产措施转变，进一步提升油田稳产和可持续发展能力。
为进一步夯实稳产基础，扩宽产能新阵地，该厂在碳酸盐岩油藏深挖细查的同时，提出了“碳碎”并重、油气并举的开发思路，将目光瞄准了目前产量占比仅6%的碎屑岩油藏，力争在地质认识和挖潜手段上获得新突破。
全过程计划管理，
提升储量动用效率
科学的管理是一个系统工程。缓解产能递的世界级开发难题，落实注水替油、注气提效、工艺创新，需要不断深化油藏认识，建立完善的生产运行“全过程计划管理”体系。采油三厂以PDCA模式进行管控，全盘把控生产组织运行各环节，确保各环节衔接有序高效，生产时效提升40%。
作为中石化智能采油厂建设试点单位之一，近几年，采油三厂从完善信息化基础数据突破，提升异常处置效率，物联网技术的应用为老井稳定、长效开发插上了智能之翼。
该厂智能化建设分为三个阶段，从建成10-6计转站一体化示范点开始，走上了智能化1.0的道路。该井站智能集成应用参数远程传输、抽油机远程启停、无人机巡线等新技术成果，成为管理计转站、单井、管线协调运行的指挥平台，运行时效提升60%。目前正进入的2.0阶段，则是将智能化向地下延伸，向油气藏描述延伸，向开发管理延伸。从配产、配效益、成本控制、盈亏平衡等等都通过智能化，通过量化分析，更精准，更细致，更科学地解决。而未来的3.0则是全面感知、全景生态、自动预警和智能优化。
该厂智能化系统涵盖了油气开发、集输、HSSE管理、生产运行参数监控和参数优化的方方面面，管网注水数据采集监控，提升全面感知，注水时效提升20%;注气作业数据采集接入，全面远程监控作业现场，时效由原来人工填报1小时下降至5分钟;在线含水监测、液面监测、掺稀井远程调控、加热炉自动温控等信息化基础设施建设，全面提升油水井管理水平，使生产时效长期保持高位平稳态势。
“油田开发工作如逆水行舟，墨守成规意味着坐以待毙，主动求变方能柳暗花明，必须倒逼油藏理论、工艺技术、生产运行的革命性进步和突破把地下优质储量动用起来，形成具有本油田体质特点及良好适应性的老井硬稳定运行模式，才能实现效益开发，保持老井稳产高产青春常驻。”这是西北油田采油三厂人达成的共识。
