西北采油三厂： 做优注水老区产量硬稳定
来源：电力资讯 日期：2019-07-22
西北油田采油三厂管理的托甫台、塔河八区、十区南、十一区历经近二十年开发，稳产难度越来越大。该厂紧紧抓住低成本注水这一稳产利器不放，不断创新完善注水方式，成功实现了缝洞型碳酸盐岩油气田的老区持续稳产。2019年1-6月，该厂日均注水4516方,较去年同期日注水量提高1倍；日均增油805吨，较去年同期多增油2.1万吨。
地质先行，注水方式有的放矢
“地质认识有多深，油藏构造把握有多准，注水方案准确率就有多高。”采油三厂总地质师刘培亮说。
注水工作必须地质先行。该厂针对缝洞型油气藏呈现溶洞、孔洞、裂缝溶洞等多种类型，建立注水分析各类地质模型，应用地震资料、生产静动态数据变化曲线，精细制定落实油井注水方案，该整体注水的整体注水，该单点注水的单点注水，大幅提高了注水有效率。
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。
相比于TH10276井单点超高压注水，S86单元和临近TH10402单元实施整体注水更有效。根据地质构造分析，技术人员认识到两个单元虽然能量特征差异大，但具有裂缝连通性。根据这一地质特点，技术人员制定出整体注水方案，实施后，TH10402单元产量由6吨上升到49吨。
超前布局， 管网完善不挑肥拣瘦
“油田开发初期，上产猛，先吃‘肥肉’成为习惯。油田注水开发后，这种习惯或多或少地影响到注水井网的整体布局。”油藏技术员李成刚说，“刚开始建立注水井网时多侧重于油藏储集体发育好的区块、单元，但后来一些低产低效区块注水时却没有被注水井网覆盖，不得不重新布控，成本上升很快。”
针对这一问题，该厂积极转变注水工作思路，超前运行，布局注水井网从整体切入，不挑肥拣瘦，很多油井的后期注水成本大幅减少。2018年至今，该厂通过整体完善注水井网，新增45条注水管线、3个增压站、5台机组泵，使日注水量由原来的2300方提高到4000余方，注水日增油能力达800余吨。预计2019年全年完成注水135万方，增油26.5万吨。
注水方式的进化不一定非要应用多么复杂先进的方法，有时简洁易行的方法也是解决复杂问题的完美答案。该厂以前新井注水布局，一般是在新井投产很长一段时间后才考虑，这样很多注水管线的铺设要后期重新设计施工。现在，该厂超前布局，新井一投产就纳入整体注水井网范围，后期注水时只要打开阀门按方案实施即可。仅仅这样简单的调整，既降低了注水成本，又大幅提高了注水效率。
量化设计，注水排量大小有据可依
该厂对停产井、低产低效井进行“地毯式”摸排，对停产井TP8CH井实施大规模注水增油，技术人员根据奥陶系一间房组层系的地质特点，应用“三定”技术方法，将周期注水量设定1.7万方，该井注水后从停产井变为中产井，日产油达18吨。
量化设计，精细注水是该厂注水开发效益提升的秘诀。该厂积极引进应用蓝马软件油藏分析技术，对油藏进行建模研究，实现了油藏分析的智能化、可视化。同时，通过地震分频、波阻抗反演、张量“三定”资料进行注水、注气、措施等潜力排查，注水设计，提高了注水有效率。
TP135井经过多轮次注水开发后效果逐渐变差，技术人员运用“三定”资料进行详细分析，进行新一轮次注水替油挖潜，设计注水量4000方，采用反注方式注入，日注水量设计为200方，实施后产能恢复，取得良好效益。
今年以来，采油厂通过持续做大做强做细注水工作，已实现注水增油11.9万吨，较去年同期多增油2万余吨。
