提质增效

    □ 通讯员 尹永华 王仕磊 陈志英

    这边水井大排量注水，那边油井大泵抽出高含水的油。油田注水需要消耗大量的电能，采油同样消耗大量的电能，水一进一出，消耗大量成本，采出的油却不多。中国石化胜利油田孤东采油厂采油管理六区如今就面临着这样的窘境。

    据了解，孤东采油厂采油管理六区所辖主力区块目前均已进入注聚后续水驱开发阶段，水淹程度高，剩余油分布零散，水驱效率低。

    从一组数据能够更加直观地看出来：采油管理六区日产液大于140吨的高液量井28口，液量占总液量的26.37%，而产量却仅占总产量的8.6%；而日产液小于50吨的低液量井129口，液量占总液量的16.34%，而产量却占总产量的46.32%。

    产液、注水结构不合理，由于采出程度高、大孔道的形成，大部分注入的水直接被采出，高水淹区域只有靠强注强采的“漫灌”方式来增加产能。

    大水“漫灌”的注采方式已不适应开发的现状。为提高水驱油效率，多采效益油，孤东采油管理六区改变注采方式，变无效的“漫灌”为精准有效的“滴灌”，以细分注水、局部增注、重建剩余油富集区井网等方式，挖掘低水淹区的剩余油，取得了较好的效果。

    油井GO6-29-1423井因低液高含水停井，近六年时间过后，该区技术人员发现该井所在区块有剩余可采储量富集，而原来邻近的2口注水井6-28-423和6-28-435已报废停注，流线发生改变，于是决定通过重建注采关系，用水井7-31-406给该油井注水，提高驱油效果。重新开井后，日油4.1吨，含水87.1%，截止目前累计增油868吨。

    “我们通过‘定向滴灌’，实现注水、产液剖面的改变来提高水驱油效率。通过剩余油饱和度监测、新井测井资料为依据，摸排层间储量动用差、剩余油富集的薄差潜力层，实施水井细分增注，油井补孔、卡改等措施卡封高水淹层段，挖掘低水淹层段潜力。”管理区技术管理室主任孙永章说。

    今年以来，这个管理区实施油井补孔18井次，日产油增加35.8吨，综合含水下降6.7%。对应水井调配32井次，减少无效注水621立方米，增加有效注水462立方米。通过水井换管柱细分、补孔细分、优化注水层段等，减少无效注水365立方米，增加有效注水893立方米。水井分注率由年初的42.5%增加到目前的48.2%。

    这个管理区还积极建立“滴灌”注水井网，提高储量动用和井网控制程度。摸排平面上水淹程度低、剩余油富集区域，以转注、扶长停、更新等措施重建注采关系，转变注采流线，提高水驱油效率。

    此外，他们通过控制‘漫灌’区域，加强‘滴灌’注水。

    该区技术人员姜华英介绍说：“我们加强井组注采流线及剩余油潜力分析，对油水井连通差、长期高压注入、剩余油相对富集井区采取单井高压增注的措施，提高注入压力，增加对应油井产能。对长期大孔道注水单井选择性封堵大孔道，扩大层内波及体积。”