石油工业2


　　【“稳油控水示范区”效果显著】 1992年，油田开发系统在油田老区，选择综合含水较高，油藏特点和开发阶段有代表性的区块，继续扩大“稳油控水示范区”范围，由1991年建立的 9个局管“示范区”增加到11个，并又开辟了14个厂管“示范区”。两级“示范区”的面积、储量、油水井数分别达到全油田的18.5%、21.7%、18.3%。全油田11 个“示范区”合计年产油985.08万吨，比方案指标多7.34万吨；12月份核实13 产油27 706吨，比运行计划多1 252吨，比1991 年同期多产油1 079吨。综合含水78.99%，比运行计划低0.7%，与1991年同期相比保持稳定。11个“示范区”中的10个区块产量和综合含水都达到方案要求。中区西部“示范区”由于套损井的影响，年产油量指标没有完成，但是，12月份核实日产油量达到运行计划，综合含水也控制在指标之内。
　　建立“稳油控水示范区”由于更好地发挥了人的主观能动性，各项工作质量、施工质量不断提高，措施效果显著。“示范区”的管理指标、技术指标高于全油田水平，其中：分注率达到81.15%，分层注水合格率达到76.4%，作业全优率96.5%，抽油机井“五率”合格的占85.2%，资料全准率为99.1%。
　　以结构调整为重点的稳油控水各项工作进一步开展，提高了油田储量动用程度。在结构调整工作中，控制和停注了438 个特高含水层段的注水量。压裂、酸化等增注措施及分层调整，增加了115 个中低渗透层段的注水量。笼统注水井改成分层注水井79口。转注油井、更新井、修复注水井共121口。对油井加强产液结构调整，发挥层间、平面调整作用，封堵了154口井的特高含水层。对764 口中低含水井采取了压裂、补孔等措施。投产“聪明高效井”、更新井和修复井共50口。11个“稳油控水示范区”的水驱曲线斜率普遍变得平缓，开发状况明显改善。部分“示范区”两年增加的可采储量与采出油量基本持平。南二、三区面积井网东块，用水驱曲线、井网密度法等多种方法测算，两年增加可采储量237万吨，采出油量238.3万吨。采油六厂四矿地区，两年增加可采储量254万吨，采出油量255.5万吨。
　　开辟“示范区”的工作获得成功，为全油田实现稳油控水目标增强了信心。在实际工作中，已经形成并且已被更多的人掌握了一套通过开发调整进行稳油控水的思路，有了相应的调整方法和手段。在认识油田、分析潜力等方面，掌握了比较先进的技术。在不同开发阶段和地质特点的一些区块进行稳油控水取得成功的经验， 经济效益可观。“示范区”增加投入2 341.2万元，多产出1.52亿元，仅以增加工作量与增产油量相比，就获经济效益1.29亿元。
　　【继续实施“3、6、9、10”系统工程】
　　石油管理局油田开发系统各单位1992年继续实施“3、6、9、10”(即喇、萨、杏油田每堵水一口井，日降水50立方米，增油3吨；转抽一口井，日增油6 吨；压裂一口井，日增油9吨；新井投产日产油10吨)系统工程，提高了油田措施增油效果。1992年，全油田堵水438口，比1991年增加86口，平均单井初期日增油2.1吨，日降水量74.2立方米。年累计增油10.35万吨，比1991年增加2.57万吨；年累计降水268.58万立方米，比1991年多降水 81.11万立方米，效果好于1991年。
　　【寻找“聪明高效井”见成效】 为了加快寻找“聪明高效井”的步伐，石油管理局组织了“一推进”(推进油田开发地质工作)攻关工作，采油一至七厂、研究院成立了“聪明高效井”地质研究组。在完成中区东部、喇嘛甸油田等地区二次加密调整方案编制工作的同时，研究和确定了部分“聪明高效井”方案。1992年在钻井地区及编制调整方案地区，共寻找“聪明高效井”94口，已完钻投产52口。据50口井统计，投产初期平均单井日产油21.6 吨，含水29.3%，效果较好。1991 年投产的“聪明高效井”，到1992 年底，15口正常生产的井，平均单井日产液为38.8吨，日产油24.2吨，含水37.6%，已累计生产原油15.46万吨，平均单井累计生产原油10 300吨。寻找“聪明高效井”是改善厚油层高含水后期开发效果，增加可采储量的一项挖潜措施。从两年来寻找“聪明高效井”的实际情况看，厚油层剩余油相对集中的地区主要有断层影响造成的注采关系不完善地区；砂体平面的非均质性造成注采系统不完善地区；由于砂体形态复杂，开采井距较大时未控制住，形成剩余油相对富集的地区。
　　【油田开发试验取得进展】 1992年，中区西部注聚合物驱油试验结束，同时有两个井网加密调整试验取得成果。
　　(一)聚合物驱油试验
　　中区西部单层和双层注聚合物驱油试验，经过两年多时间的试验已圆满结束，取得好效果，它为油田在“九五”期间增加可采储量，继续稳产5 000万吨做了技术准备。
　　(1)单层注聚合物试验。该试验从1990年8月5日开始注聚合物，到1992年2月20日结束，累积注入聚合物溶液21.3万立方米，占地下孔隙体积的0.667倍。接着转入后续注水，1992年7月中心井含水已达98%。不考虑递减，截止年底，全区累积增油3.4907 万吨，平均每吨有效聚合物增油217吨；中心井累积增油0.3127万吨，平均每吨有效聚合物增油115吨。若考虑递减，全区累积增油3.8804万吨，平均每吨有效聚合物增油241吨；中心井增油0.4892 万吨，平均每吨有效聚合物增油177吨。采收率提高14%。
　　(2)双层注聚合物试验。该试验从1990年11月7 日开始注聚合物，到1992年2月24日结束，累积注入聚合物溶液33.52万立方米，占地下孔隙体积的0.576倍。然后转入后续注水，1992年底，中心井含水已达98%。不考虑递减，全区累积增油 0.6211万吨，平均每吨有效聚合物增油80吨；若考虑递减，全区累积增油5.9775万吨，平均每吨有效聚合物增油209 吨；中心井累积增油1.1797万吨，平均每吨有效聚合物增油151 吨，采收率提高11.6%。
　　(二)井网加密试验
　　1992年新开辟两个井网加密调整试验区，目的是为太北地区和杏八至十区进行井网加密调整，延长稳产时间提供可靠依据。
　　(1)太北井网加密调整试验。太北开发区1980年投入注水开发，由于砂体较小，井距大，开发效果较差。为探索加密调整的可行性，1992年开辟试验区，钻加密井17口。其中油井14口，注水井3 口。试验井于1992年10至11月全部经限流法压裂后陆续投产。14口采油井平均单井日产液11.4吨，日产油5.6吨，综合含水50.9%。3口排液井，平均单井日产液12.3 吨，日产油11吨，含水10.8%。为试验该区油水同层的替力，油井中有5 口井射开油水同层，含水大于50%。试验的初步资料说明，在太北开发区进行加密调整是可行的。
　　(2)杏八区中块萨Ⅲ组开发调整试验。 为研究杏八至十区萨Ⅲ组油层单独进行加密调整的可行性，1992年在杏八区中块开辟了15口井的试验区，其中油井10口，注水井5口。试验井从9月开始投产，已投产13口井(其中9口压裂投产)，初期平均单井日产液17 吨，产油14吨，含水18%。到12月，在未注水的条件下，单井日产液降至11吨，日产油9 吨，含水21%。从试验初期情况看，萨Ⅲ组进行单独加密调整的效果比较好， 据可进行加密调整的区域测算，能布井400余口。
　　【外围低渗透构造油藏注水开发取得好效果】 到1992年底，大庆外围已探明油田18个，探明石油地质储量55 466万吨，含油面积1 296.4 平方公里。已有龙虎泡、升平、齐家、金腾(金17井区)、杏西、敖古拉、宋芳屯、朝阳沟、榆树林等9个油田投入开发，动用含油面积275.05平方公里，地质储量16 753万吨，年产油190.7976万吨。
　　根据外围已投入开发油田的圈闭条件和油气水分布的复杂程度，龙虎泡、升平、朝阳沟、杏西、金腾、齐家等是以构造圈闭为主的构造油藏，都已全面投入开发。其中龙虎泡、朝阳沟、升平3 个油田的储量占外围已动用储量的75%，产量占外围总产量的87.5%，是外围已开发油田中的主力。在开发这些油田中，开发部门在深入进行地质研究，精心编制油田开发方案的基础上，针对油田特点不断改进工艺技术，适时采取有效措施开展注水工作，取得了较好的开发效果。
　　(1)严格控制注入水质，努力保护储层的吸水能力。 为保证外围低渗透油田注好水，制定了外围油田注入水水质标准。各油田认真执行这一标准，不断改进、完善水处理技术。开发时间较晚的油田，新井一转注就注入合格水，较好地保护了储层的吸水能力。升平油田有49口井转注初期的吸水指数为3.06立方米/日·兆帕·米，1992年测试其中45 口，吸水指数仍稳定在2.87～2.92立方米/日·兆帕·米。
　　(2)逐步实现分层注水，不断改善低渗透储层的开发条件。 为提高外围油田的开发水平，逐步推广分层注水技术。龙虎泡油田从1988年开始试验分层注水，到1992年全油田87口注水井中已有79口分层注水，注水合格率达到73%；升平油田分注率达到33.8%；朝阳沟油田也达到24%，构造轴部分注率达到42.6%。
　　(3)利用渗透率的方向性差异进行平面调整，实现产量接替。 利用朝阳沟油田储层渗透率因裂缝存在而具有明显方向性的特点，因势利导，培养了部分高产井。1992年6、7月间又在东西向井排上关掉10 口高含水油井，进行平面调整，受影响的63口油井3个月后产量开始回升，到12月份，扣除关井损失的产量日增油14.4吨。
　　(4)发展压裂技术，改善和扩大低渗透储层的注水开发效果。 龙虎泡油田不断摸索总结压裂选井选层和选择压裂方式，“压前培养、压后保护”等方面的经验，提高了增油量，延长了有效期，1992年压裂的油井达到初期单井日增油7.7吨，有效期可达13 个月的水平。朝阳沟油田在搞好注采井综合调整的基础上，1992年对受效较好的油井进行二次压裂，再配合换泵等措施，使79口压裂的老井年增产5.08万吨，平均单井日增油5.8 吨。
　　【外围天然气田开采有了新进展】 截止1992年底，外围地区已有汪家屯、宋站、羊草、朝51—57井区、庄深一、四站、二站、阿拉新、杜402、龙南古31、塔301等12个气田，共42口气井投入试采。全年生产天然气1.3689亿立方米，累计采出天然气13.71 亿立方米。在升63、升502井进行的柱塞气举试验取得成功。
　　重点对汪家屯、宋站、羊草地区天然气储量潜力进行了探索。调查17口原来试气不具备工业气流的探资井，对汪北地区气、水层解释有争议的6口新井7个层段进行试气，在汪家屯气田重新进行密测网地震测线209 公里，在卫深三井登娄库组试气发现气流。并对这个地区的储量潜力有了新的认识。圈闭面积由原资料的12.5平方公里增加到21.88 平方公里。在汪北发现一个圈闭面积达22.64平方公里的穹窿构造，圈闭高度101米。在卫深三井补射登娄库组，获得日产1 500～2 000立方米的天然气流。