激发旧区“青年”稳定生产的动力

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西北油田第三采油厂位于塔克拉玛干沙漠北缘，负责塔河油田托富台地区、8区、10区南部和11区的开发，探明面积1511.7平方公里。该区块有486口井，已开372口井。

经过十年开发，老井产量占97.7%，其中31.5%的老井开采时间超过10年，综合含水67%。如果不更换新井，老井将面临衰退，高产井将面临见水。超深层油藏地层能量补充困难，三厂面临一系列开发和稳产问题。

面对这种情况，采油三厂以提高老井储量“生产规模”为目标，采取注水、注气和提高成本等措施，通过储量生产，由“依靠新井拉动”转变为“依靠增加老井储量生产”，实现了稳产稳产。

截至11月30日，第三采油厂已完成原油产量115.7万吨，年自然递减率和综合递减率分别为11.81%和2.36%，分别比去年同期下降4.44和6.26个百分点，达到八年来的最高水平。

保护能力，使用它，破解“水密码”

注水采油是塔河油气开发的一项重要措施。油注水是从地面向地层注水，利用油水密度差进行重力分异，实现油水置换，恢复地面的过程。

从第三采油厂实测产量结构报告可以看出，截至12月5日，第三采油厂累计注水168.3万立方米，累计产油34.69万吨，占第三采油厂总产量的28.9%。从图中可以看出，注水措施在油气生产中起着重要作用。

第三采油厂管辖的塔河8区、10区南区、11区和托富台区四个区块是我国第一个大型海洋油气田。储层以裂缝和孔洞为特征，埋深约6000米，井下压力高，注水难度大，被称为世界级难题。

天空中挂着一轮冷月。已经凌晨1点了，但是第三采油厂的开发研究院仍然灯火通明。在这种情况下，针对缝洞型海相超深层油气藏井下压力高的问题，傅东和他的同伴们仍在探讨提高注水效率的方法。

“油田开发是一个加深对油藏认识的过程，就像在黑暗中寻找光明一样，墨守成规只会止步不前，找到一条独特的道路才会有光明的未来”。傅东告诉我们。

付东和他的同伴们发现，许多低产低效油井面临着储量动用困难和采油速度下降的问题，这些问题主要是由地层裂缝闭合和底水屏蔽等多种因素造成的。

付东说:“这种低产井的能量补充大多是在酸化压裂后泵送，但成本高，效果不理想。”

如何降低成本，实现效益发展？经过多次对出砂数据的分析，付东和他的团队发现TK829井周围有多套储层，这是一个典型的定容特征。储量重新计算后，仍有17，000吨可采储量未动用。通过系统论证，确定该井实施高压膨胀注水，并向新使用的油藏注入17000立方米水补充能量，实现开井后自流生产。

这个成功的案例显示了破解“水密码”问题的曙光。第三采油厂通过对储层特征的详细了解，确定了“打破传统思维，以精细注水和驱油为基础，通过提高源头、增加过程中的压力、最终提高效率来加强注水能力的全链提升”的工作思路。对全厂现有单元和单井进行了重组，并通过“是否可以通过单元注水开发，是否可以通过注水代替油开发，是否可以通过高压注水开发”来评价注水潜力，有效地扩大了注水能力，取代了原来的位置。

通过成功实施一系列注水驱油措施，如向主断层注水建井网、改造水窜井井网、高压注水使用多套储层等，扩大了储量生产位置，注水效果较去年同期有较大提高。注水后，石油产量增加了近40，000吨，证券交易委员会的储量全年增加了396，000吨。

针对常规注水衰竭井和储层运移井，该厂创新定量注水技术，提出高压膨胀注水技术，实现了井周储量从一套到多套的利用，每年实施5口井，累计增油5154吨，增加SEC储量4.8万吨。同时，该厂选择井网中的关键井，通过反向注水进行井网建设，实现井间储量的回收。全年实施5个井组，日产油量增加105吨/日，累计增油12000吨。

通过改善源头、增加过程压力、提高终点效率、加强注水能力全链提升等措施，水驱储量利用率从2015年的13.8%提高到目前的28.2%，新增储量使用1120万吨，为稳产奠定了坚实基础。

注气提高了效益，使油井“自豪”

塔河油田的能量补充手段主要是注水和注气。然而，随着多轮次的实施，井间气驱和水驱优势通道形成后，驱油效率逐渐下降。

如何解决气驱效果恶化与产量增加之间的矛盾，是对科研人员的一个考验。

第三采油厂提出了不断深化地质认识，挖掘油藏潜力的想法。围绕“高效提高储量利用率”的原则，构建稳定注水技术体系，有序推进新工艺、新技术，扩大注气规模，提高气驱效率。单井注气技术由经验设计向定量设计转变，通过合理增加注气规模，挖掘单井潜力。

在10420X井早期，经过几轮井组气驱后，井与井之间的优势气驱通道逐渐形成。该区块技术员李桂云分析认为，大量剩余油分布在优势通道以外的二次通道，认为可以采用变排量、变周期、变总量的注气方式，有效提高注气波及体积。

选择井组TH10420X-TH10419，根据不同阶段储层条件的变化，及时调整和改变总注气量、注气速度和注气周期，分三个阶段逐步注入90万立方米气体。邻井TH10419在该井注气7天后开始生效，有效期内平均含水率为60%，比有效期前低10%。

“分阶段注气完全避免了以往注气量不变、注气一口气完成的注水方式。目前，这种注气方式已推广到三个井组，成为增加储量、增产增效、增加10.5万吨SEC储量的武器。”街区技术员李桂云说。

通过不断深化地质认识和优化技术，采油三厂“老井稳产”受到了漂亮的打击。

同时，该厂优化了强底水单元的单元注气井，实现了“一注多采”，提高了井间储量的利用率；在油气富集区对高效注气井实施“反周期”注气，有效地盘活了注气存量，使全年注气工作实现了从单井到单元、从单阁楼到多阁楼、从单流线到多流线、从平面到立体的挖潜，有效地弥补了自然递减。

今年以来，通过有效增加气驱波及体积，优化了38口井的注气参数，同期注气量由5043万立方米增加到7075万立方米，注气量由2018年的19.18万吨增加到22.3万吨，占年产量的18.03%。美国证券交易委员会的储量全年增加了340，000吨，天然气注入量自然下降了2.6个百分点。

转变观念，寻找突破，将短期石油增加转变为长期储备增加

年轻人不仅应该保持现在，还应该关注未来。延长老井的使用寿命，保持长期高产稳产，不仅需要“注水注气”，还需要观念的更新和精气神的持续深层滋养。

TP271H井组是一注多产的注水井组。也就是说，通过一口注水井向井组中的多口油井注水来实现驱油。在水驱过程中，缝洞型碳酸盐岩储层的水锥或底水局部涌升，影响了TP271H的水驱效果，导致受影响井TP15X、TP240和TP202日产油40吨。

第三采油厂的总工程师李俊认为必须找到一种新的方法。经过重新调整思路，提出了“降浓调堵、多级封堵、过驱”的调堵方式，提高了中密度颗粒的浓度和堵剂的用量。TP15X井恢复注水后效果明显，实现了短时流动生产。

“油井增加了450吨石油产量，这些措施增加了11，000吨美国证券交易委员会储备。同时，它也突破了工艺技术思维的创新，为下一步优化工艺提供了思路。”第三采油厂总工程师李俊说。

第三采油厂尝到了调整思路寻求突破的甜头，继续发挥自身优势，在加强精细油藏描述和精细研究的基础上，提出了一系列增产措施。抓住当前注水和注气两个“饭碗工程”，继续开展水窜井和气窜井氮气泡沫驱油处理现场试验，优化规模和工艺参数，推进新技术实施，提高注水和注气驱油效率。

针对压裂液封堵调整时“大裂缝不能卡，小裂缝不能注入”的问题，加深对“裂缝”和“通道”的认识，通过体积酸压和高压注水，充分打开储量利用的关键节点，实现从常规被动抽水措施向泵升级、堵水、储层改造、大修等积极措施的逐步转变，进一步提高油田稳产和可持续发展能力。

考虑到该厂大部分井具有高累积产量和高含水量，储量难以使用。为了量化压差和流量潜力以提高储量利用率，强化了泵的升级措施。对于单井来说，屏蔽压差被液体抽取打破，对于单元来说，通过液体抽取来调节流动势，以平衡油水关系。该泵每年升级21次，增加石油17000吨，增加美国证券交易委员会储量52000吨；同时，重视单井挖潜向单元平面的过渡和井与井之间的关系，对单元内关键井的井筒进行检修和修复，改善井网。大修措施每年进行22次，包括11次修复井和根据机组进行调整，增加26000吨油和168000吨SEC储量。

为了进一步夯实稳产基础，拓宽产能新阵地，我厂针对产量仅占6%的碎屑岩储层，提出了“碎碳”与油气并重的发展思路，力求在地质认识和挖潜手段上有新突破。

2019年9月，该厂邀请油藏开发行业专家召开“采油三厂上覆地层潜力调查”学术研讨会，对该厂白垩系、石炭系和古近系碎屑岩储层的地质特征和潜力分析、测井解释和老井复查进行了深入交流和探讨，为该厂未来产能置换和稳产目标注入了一剂强心针。

流程建设体系提升未来发展能力

为确保开发效益，机械生产的健康工作条件、井筒完整性和科学的增储技术是前提。

塔河油区油气田埋藏深，原油超稠，粘度高，储量丰度低，储层发育差，开采难度大。针对这些问题，第三采油厂大胆创新，突破技术瓶颈，加快新技术、新工艺的应用，逐步构建技术体系，有效改善机械生产和井筒完整性的健康工作条件。

TP143X井于2011年钻井，酸压完井后生产状况良好。然而，在2018年8月，竖井坍塌，主要生产井段被掩埋。井筒采取措施处理，常规磨鞋处理在集团下进行，堵塞严重，大颗粒岩屑难以返出。当钻屑被处理到5874米时，没有有效的镜头。经分析，采用GS高效捞砂技术，实现了带压反循环钻井、高返速携砂和捞砂同步进行，日产油5吨/天，累计增油1200吨。

该厂秉承“井眼资源是发展的基础”的理念，积极推进井眼保护和资源回收，形成了以高强度膨胀堵剂为主要材料的低成本套管损坏井处理系统、以GS高效捞砂技术和防塌尾管为核心的坍塌井高效防控体系、以方案论证和控制现场及阶段总结为闭环管理的标准打捞技术体系。2019年，第三采油厂共回收9口探井，回收经济可采储量13万吨，巩固了井筒资源基础。

同时，加大技术创新力度，应用GS负压捞砂技术解决大斜度井和井漏井的坍塌处理问题，克服了井漏井井筒处理成功率低的技术缺陷；为了解决碎屑岩水平井的防砂问题，采用控流水防砂技术稳定油控水，延缓底水锥进，提高未来开发能力。

在增储技术方面，该厂采用常规注水泵、高压注水泵和1000压裂泵车作为阶梯式注水设备，以满足不同储层压力的注水要求。

根据非主应力反储层的通讯需求，现场测试了可降解纤维暂堵压裂和定向喷射压裂技术8小时，实施了13口井，增产13000吨，增加经济可采储量31000吨，有效提高了储量生产能力。

规划和管理整个过程以提高储量的利用效率

科学管理是一项系统工程。为缓解世界一流的产能递减开发问题，实施油、气注水以提高效率和工艺创新，有必要深化油藏认识，建立完善的生产经营“全过程计划管理”体系。

12月5日，在2区远程监控室，值班人员在大屏幕上观察油井生产参数，发现TP152井远程功率图负荷异常增加。根据异常情况，分析为井眼乳化，并迅速通知现场人员切换加药工艺，使油井生产恢复正常，避免一口井倒。工厂的另一个特点是通过信息化促进旧区的稳定生产。

作为中国石化智能采油厂建设的试点单位之一，近年来，第三采油厂充分发挥信息化优势，完善了信息化基础数据，提高了异常处理效率，推动了智能化向地下、油藏描述和开发管理的延伸，全面控制了生产组织和运行的各个环节，确保了各个环节的有序高效衔接。

物联网技术的应用为老井的稳定长期开发插上了智能的翅膀，生产效率比过去提高了40%。

第三采油厂在信息化建设的基础上，采用PDCA模式进行管控，先后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，成为管理中转站、单井、管道协同作业的指挥平台，作业时间增加60%；信息化基础设施建设，如在线含水率监测、液位监测、稀释井远程控制、加热炉自动温度控制等。，全面提高了油水井的管理水平，生产效率长期保持高位稳定，开井率由72.3%提高到73.6%，躺井率平稳运行2.2%，检泵频率控制在0.27。

通过涵盖油气开发、集输、HSSE管理、生产运行参数监控和参数优化等各个方面的智能系统，对管网注水数据进行采集和监控，提高整体感知。监控时间由原来的人工检查2小时减少到5分钟，注水时间增加20%；注气作业的数据采集和访问，作业现场的全面远程监控，时间限制从1小时减少到5分钟。

“油田开发工作就像逆水行舟，墨守成规就意味着无所事事，主动改变就能创造美好的未来。利用地下优质储量，形成油田物性好、适应性强的老井坚硬稳定的运行模式，实现效益开发，保持老井稳定高产的青年居民。”这是西北油田第三采油厂的人达成的共识。

编者:纪爱玲