□ 石立斌  陈明仁

    随着中石化塔河油田开发的逐步深入，由于裂缝闭合、底水屏蔽等因素造成储量动用难、采油速度降低的问题日益凸显。面对老区未动用储量品味低，依靠新井上产难度大的开发新形势，西北油田采油三厂对油藏实施精细开发，将井控储量精确为井控未动用剩余油、弱势通道剩余油、洞顶剩余油及井间剩余油四大类，针对性制定相应挖潜对策，为采油厂126万吨目标任务和增储上产工作夯实坚定基础。

    井控未动用剩余油，高压扩容注水新增动用

    为加快储量动用提高采速，该厂技术人员开展对低产低效油井进行大排查，并逐井针对性分析，在发现TK829井在投产后能量快速下降、供液不足，决定对该井实施常规注水替油生产。

    “这种低产井，大多采用酸化压裂后进行转抽，但费用较高，效果常常也并不是很理想，今年我们转变了治理思路……”开发研究所副所长刘刚波信心满满。

    在进一步对三定资料进行详细分析后，技术人员发现该井井周有多套储集体，为典型的定容特征，储量复算后仍有1.7万吨可采储量未动用，决定通过高压扩容注水，动用该井尚未动用的剩余油。

    通过系统论证后，技术人员坚定信心实施高压扩容注水，设计注水方案，现场跟踪进度，根据注水指示曲线形态变化在注水量随时优化，在注水2.2万方后显示沟通新储集体，最终周期注水3.9万方，对新动用储集体注入1.7万方水补充能量。开井后自喷生产，截至目前仍处在受效期，日产油20吨，阶段增油4707吨。

    弱势通道剩余油，仿底水注水恢复动用

    在对老区块进行油藏分析过程中，如何有效动用弱势通道剩余油是个“技术活”，该厂创新仿底水注水的工作方法，针对性补充地层能量，较好盘活了老区块的油气资源。

    “由于弱势通道的存在，注入水无法达到我们目标缝洞，而仿底水注水能够突破这一限制，有效恢复弱势通道内剩余油的动用，实现‘水变油’。”注水项目组负责人唐博超形象地介绍道。

    TK1058井位于托甫台区TP12CX深大断裂上，附近为T739高产单元，区域油气富集。该井通过注水替油18轮次后，开始实施注气治理，但效果较差。技术人员在对其静态资料分析中发现，该井同时串联着两套互相连通的储集体，但远端储集体因能量下降无法供给，决定通过实施大规模注水来补充远井能量，恢复动用。技术人员及时调整注水方案，将注水量由原来的3000方提高至10000方，开井后日产油由3.7吨上升至25吨，仅自喷阶段增油达1586吨。通过动静结合的方法，针对性实施仿底水注水，治理注水效果变差或失效井，恢复弱势通道剩余油动用，已治理5口，增油6200吨。

    井间、洞顶剩余油，多向协同合理开发

    针对井间剩余油，尤其是连通关系复杂的大单元，技术人员采用流势流线调整技术，气水协同等方式进行综合治理，多向协同，促进了储量高效动用。S86井组在治理前，多条流线变差，整个井组仅S86井稳定生产，井网利用率较低。

    “国家“十三五”重大专项研究课题氮气泡沫驱在我们厂试验的成功，为三次采油提供了更好的技术方法，要充分利用新技术助力增储上产。”采油厂总地质师刘培亮在开发分析会上提出要求。

    技术人员通过对单元北部的TK836CH井进行注水增压，对南部的TK722CH2井实施氮气泡沫驱，引导气顶向南边的TK743井逐渐移动，有效扩大注水波及范围，实施后TK743井含水由81%最低下降到不含水，阶段增油983吨。通过流势流线调整技术，先后对S76、S86进行治理，效果显著，井间剩余油的高效动用实现了老区产量的逆势上扬，区块产量由每天480吨上升到520吨。

    2018年，油藏开发人员秉承“四个坚决不”的低成本效益开发理念，通过综合施策，精细开发，大幅提升了老区剩余储量的有效动用能力，取得年自然递减率15.1%，注水、注气井年增油45万吨的良好成绩。