辽河曙光采油厂老井产量持续主动的调查

来源：中国石油报    发布时间：2014-09-03 09:32:26 

　　这是一场与递减规律的拔河赛。

　　截至8月31日，辽河油田曙光采油厂综合超产原油3.1万吨，其中1700余口老井的产量超出计划5.6万吨。进入暮年，新井资源接替不上，老井产能却打破常规，不降反升，奥秘何在？

　　稀油老井：完善井网 精细注水

　　稀油拿产量，靠的是注水。然而，注多少水，如何注水，却很有讲究。经过近40年开发，曙光采油厂摸索出了一条稀油注水路线图：实现注水—完善注水—恢复注水—改善注水—试验注水。

　　目前，曙光油田共有稀油老井778口。实现注水，就是要确保每一口正在服役的稀油老井不干涸、“喝上水”；完善注水，就是要完善注采井网。老油田井网不完善、布局不合理是普遍问题，只有解决了注水井网问题，水驱稀油才能畅通无阻。

　　曙光油田齐家台油藏共发育三套含油层系，采用一套注采井网实施全面注水，水驱效果无法实现。科技人员通过分层系优选有利部位进行注采井网调整，使区块日产油由39吨上升到最高时的90吨。

　　恢复注水，就是对一些套管损坏的稀油井进行修复，恢复油井注水能力；改善注水，就是通过分层注水、细分注水等形式，改善油藏的纵向动用程度；试验注水，就是在稀油老区积极尝试新的注水方式。目前，曙光油田在杜28块开展稀油热水吞吐试验，在曙古潜山开展空气泡沫试验，在曙266区块开展深部调驱试验，皆见到效果。

　　精细注水，让曙光采油厂在稀油老井上收获不菲：稀油日产量由今年年初的941吨上升到目前的1070吨。时隔3年，稀油老井再次实现日产1000吨的规模。

　　稠油老井：注汽对标 方法得当

　　曙光油田稠油家族有普通稠油和超稠油，占曙光油田总产量的80%，蒸汽吞吐是主要开发方式。从事27年地质工作的曙光采油作业六区地质副主任周明远认为，如果稠油老井产量不稳定，新井投产再多，也会被老井递减“吃掉”。因此，稠油老井注蒸汽不可盲目，必须讲究对标管理。

　　同样的注汽量，对于普通稠油、超稠油、火驱井的效果是不同的。注蒸汽必须按照油汽比，而不能平均使用注汽量。在作业六区走廊文化专栏，记者发现，作业六区严格按照油井注汽、产液量、掺液量、压力、温度、油井汽窜情况等变化因素，制定出以6个方面18个项目58个对标点为内容的“对标管理鱼骨刺图”。

　　作业六区地质队队长张志中介绍，稠油注蒸汽时，大炉子的管线长度不能超过1000米，小炉子的管线长度不能超过400米；锅炉压力、干度、锅炉与井口的压差，均须保持在一个合理的区间，这样才能减少热损失，提高蒸汽利用效率，确保油井处于最佳生产状态。

　　与此同时，曙光采油厂积极探索“同注同采”新模式，今年年初以来实施集团注汽36井组114井次，减少汽窜影响产量8554吨。通过优化调整，使日注汽水平保持在1.8万吨以上，稠油日产量稳定在3400吨以上，综合递减率同比下降1.4个百分点。

　　未来六年，曙光采油厂将加大资金投入，力求每年提高注汽热效率5%，相当于每年节约35万立方米注汽量，增加10万吨原油产量。这个数量，足以弥补老井产量递减。

　　带病老井：对症下药 停井重生

　　进入暮年的老油田，油井生病躺倒并不奇怪。如何让躺倒的油井“站起来”，是考量老油田经营管理水平的试金石。

　　今年年初以来，曙光采油厂在老井复产中，积极转变观念，在坚持“稠油注足汽”“稀油注好水”的同时，加大大修侧钻等进攻性措施力度，使躺倒油井获新生，助力稳产。

　　曙光采油厂从油藏地质分析入手，寻找剩余油富集区，并制定合理措施对老井进行大修侧钻，截至目前，实施52井次，增油1.9万吨。曙2-4-003井通过跨断层侧钻，获得高产油流，投产初期最高日产可达17.1吨。一口被宣布“死亡”十余年的报废井获得重生。

　　针对不断增加的由低压、出水等开发问题导致的低产和停产井，曙光采油厂加大堵水、补孔等治理力度。今年前8个月，全厂共实施措施49井次，增油1.3万吨。

　　截至8月底，曙光采油厂实施长停井复产措施178井次，措施增油4.5万吨。

　　延伸阅读：曙光油田开发历程

　　早期上产阶段（1975年至1985年）

　　在这个阶段，地层能量充足，主要以自喷采油方式生产。

　　二次上产阶段（1986年至1997年）

　　在以稠油开发为主的二次上产阶段，地层压力逐渐下降，开发方式以抽油泵、抽油杆等机械采油为主。

　　稳产阶段（1998年至今）

　　在超稠油逐步开发的稳产阶段，除普通稠油外，均使用热力采油方式进行生产。

　　记者观察：油气生产要“稳”中求进

　　作为辽河油田产油大户，曙光采油厂用老井硬稳拉动全厂超产。这说明，油气生产要“稳”中求进。“稳”就是要稳老区、稳老井，“进”就是要寻求新的增量。老区老井稳不住，新井新区增产再多，也会被“吃掉”。

　　对于辽河油田来说，虽然艰难地实现了原油千万吨稳产，但作为开发40多年的油田，老问题依然存在，新问题相继暴露，持续稳产面临新挑战。一是资源接替问题越来越突出，有效勘探面积小，陆上勘探程度高，目标日益复杂，西部凹陷探明程度已近70%；二是产能建设新井部署艰难，产能建设目标不足、效果日趋变差，新井单井日产由2008年的10.5吨降至目前的6.2吨；三是开发方式转换增油量已无法满足稳产需求；四是潜山油藏开发形势严峻，尤其是兴隆台潜山，目前老井递减率高达34%，年递减产量达30万吨以上；五是老井井况差。

　　虽然困难重重，但辽河油田的持续稳产仍有一系列“利好”条件。首先，辽河油田拥有扩大生产经营自主权试点的政策优势，改革红利还未充分释放，这是天时。其次，辽河油田作为全国著名的富油气坳陷，油气资源仍有一定潜力，目前采出程度仅21.63%，这是地利。第三，经过40多年改革发展洗礼，辽河油田拥有水平井、二次开发、稠油热采等核心技术，拥有一支优秀的经营管理、科研攻关人才队伍，这是人和。今年年初以来，辽河油田日产量始终在超产线上运行，经营业绩持续改善，改革初见成效。这些都表明，老油田也可以“稳”中求进，未来可期。

　　对于目前的辽河油田来说，产量上升仍是增效核心。下一步，要想实现辽河油田效益稳产，勘探上应立足辽河坳陷陆上，强化新区预探和老区滚动勘探，加大火成岩、致密油、潜山等领域的勘探力度，甩开滩海和外围勘探，加强深海和新能源勘探，努力拓展发展空间。开发上，在实现产量稳定增长的同时，围绕效益最大化开发，提高新区建产比例、稀油高凝油产量比例、稠油转换方式产量比例和多元吞吐产量占蒸汽吞吐产量比例。此外，还要优化产能建设结构，力争实现建产规模与经济效益双提升。加快开发方式转换进程，重点推进化学驱、常规火驱和SAGD二期工程，找到新的产量增长点。最后，还要加强长停井治理，最大限度恢复老井生产能力。

　　老井是我们的宝贵资源，也是赖以生存的根基。只要老井老区不“老”，辽河油田的“稳”中求进就多了一份底气。（记者 张晗）

 

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