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长庆油田采油四厂 老油田稳产推动高质量发展

经过18年的开发建设,长庆油田采油四厂开发管理的绥靖油田已无后备储量,且单井产能低、含水上升,持续稳健发展面临巨大挑战。然而,通过技术的持续改善,眼下的老油田竟然呈现出开发中后期才有的“双高”特征,被誉为“新”油田中的“老”油田,他们是如何做到的呢?

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今年以来,长庆油田采油四厂着力破解制约绥靖油田的“油田持续稳产与资源不匹配”重大挑战。目前的绥靖油田地层压力保持水平趋于合理,水驱状况稳定,两项递减稳定,含水上升率稳定,油田开发指标持续向好,自然递减8.5%,位于公司前列。

差异化治理低产井 提升开发效益

长庆油田采油四厂开发管理着4个油田、30个区块,随着油田开发年龄的增长,低产低效井已经占全厂开井数量的三分之一左右,如何提高油井使用效率,增加开发效益,成了待破解的难题。绥靖油田通过对油藏地质认识和井层潜力分析,针对不同“病因”对症下药。

在低产井治理方面,该厂针对不同开发特征采取差异化改造,针对高含水井挖潜动用难题,部署两个重点低产连片治理区块,治理后油藏开发形势好转。截止10月30日,该厂共完成低产井治理167口,累计增油达到15426吨,为老油田持续稳产奠定了基础。

针对提高采收率问题,采油四厂立足水驱,按照二三结合,三次采油试验的思路,开展整体加密、活化水驱油、生物表活剂驱油试验,采收率预计提升2%-5%;在优化劳动组织结构方面,推行中心站无人值守运行模式29站点,正实施63个站点;在优化地面工艺流程方面,“关停并转”站点6项,实现提质增效。

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“老油田管理,不能光靠措施和产建做加法,还要及时做减法,对于那些‘出工不出力’和‘出力不讨好’的井,我们通过低效井间开、无效井关停等差异化措施,在“细”上下功夫、在“抠”上做文章,保证油田效益。”采油工艺研究所负责人李永明说。

改造老油田水处理系统 控水稳油

对于老油田来说,“重油必先重水”,长庆采油四厂以精细注水为核心,选单井降压增注措施、试验地层解堵工艺,同时加药改善地层注入环境实施系统更新改造,从地层、井筒、地面系统保障“注够水”,近年来通过优化治理,地质配注完成率由90.5提升到96.3%。

绥靖油田主力油藏裂缝高渗带发育产能损失大,注水利用率低,油厂从改善波及体积与驱油效率出发,形成了减段塞、多粒径、优浓度、控排量、加剂量的调驱注入工艺体系和“设备橇装化、资料规范化、现场标准化、监控数字化” 的管理模式,快速提高采收率。

在配套完善水处理系统设备的基础上,采油四厂创建了注水副总、注水项目组、基层注水负责人层级管理模式,逐步构建油田注水管理长效机制,夯实了油田稳产基础。

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推行工艺技术  提高油田采收率

采油四厂井筒管理围绕“降低作业频次、提高举升效率”目标,推行井筒预警管理,实时监控和分析油井工况,从易到难采取防治措施,完成油井加药热洗等“六小”措施2万余井次,实现了井筒多维护、少修井。

同时,采油四厂抓细井筒综合治理,围绕着井筒结蜡、结垢、腐蚀、偏磨断脱、漏失五类问题,通过开展“五防”技术试验评价,逐步定型了井筒“五防” 配套技术,形成了完善的井筒配套工艺技术体系。通过持续加大油管杆配套,推广防腐抽油杆、内衬油管的工艺,全厂抽油杆故障由611下降到414井次,管故障由427下降到354井次。

根据产建部署和老油田维护改造项目,采油四厂进行地面工艺重塑、流程再造;通过应用小型撬装设备、黄夹克出油管线等技术,延长井组集油半径,对井场归属重新优化,减少站点数量,优化用工人数,完成站点优化15座,可关停站点11座,优化用工63人,节约生产成本535.4万元。

2018年,油田地面系统按照“关、停、并、转”思路优化布站,应用“小型化、撬装化、集成化”设备,依托数字化管理平台,实现站点“优化瘦身”,全面提升地面系统效率。(王耀进 刘彬)

来源:中国网·丝路中国频道  责任编辑:姬雯

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