精準挖潛讓油藏創造更大價值
* 來源 :中國石化報 * 發表時間 : 2025-6-11 8:02:00 * 瀏覽 : 355
本報記者 夏 梅通訊員 許林忠 楊婷婷
6月5日，江漢油田坪北P37-81側鉆井日產油穩定在1.7噸，對于平均單井日產油只有0.5噸的坪北油區來說，該井屬于產量“尖子生”。“我們通過建模數模一體化技術，摸清地下剩余油情況，發現有挖潛可能，有針對性地部署了這口井，效果很好。”江漢油田勘探開發研究院坪北開發所負責人張鵬飛說。
今年以來，江漢油田持續深化油藏基礎研究，完善剩余油研究技術序列，堅持“三個精準”開發模式，聚焦水驅穩產潛力區，立足井網優化，加大投轉注完善井網、壓驅注水補能、流場調整等工作力度，地層壓力、自然遞減率等關鍵水驅指標持續改善，夯實老區效益穩產基礎。
精準研究，實現老區高效挖潛
“之前我們把荊州紅花套組30多米厚的儲層作為一套層系開發，現在利用建模數模一體化技術建立精準三維模型，細分3層進行開發。”江漢油田勘探開發研究院專家印波介紹，他們精細刻畫每一層面的構造特征，看清剩余油分布情況，明確挖潛有利區域。
地下情況“透明化”，精準找到剩余油，是建模數模一體化技術帶來的直觀改變。江漢老區原油經過多年開發，傳統的定性剩余油描述已無法滿足開發需要，江漢油田圍繞老區高效挖潛，深化油藏精準研究，持續推廣建模數模一體化技術，建立地質模型，借助大量歷史生產數據，用數字化再現地下立體形態，定量描述老區剩余油的分布規律及現狀，為新井、側鉆井部署提供依據，助力挖掘老油田潛力。
此外，開發人員運用建模數模一體化技術，開展數值模擬，通過不同井網、井距、井型等參數模擬對比，找到效果最好的參數，優化后期調整方案和開發技術。針對紅花套組油藏，開發人員創建4種分區調控開發技術模式，并利用數值模擬技術優化采液量、注采比，開展了6口水井的調整工作，自然遞減率持續下降。
精準治理，提升老區開發水平
“我們把砂體分為4個類型，每個類型都制定了治理對策，比如針對井損井網失控、注水困難的砂體，我們采取轉注、完善注采井網等方式；針對平面動用不均衡、井損嚴重的，進行套損井治理。”江漢油田開發管理部油藏管理室主任朱守力介紹了廣華區塊的治理工作。
廣華區塊已開發50多年，井筒狀況復雜，注水效率低，綜合含水率和可采儲量采出程度高，是典型的“雙高”單元。江漢油田把廣華油區列為一體化示范區，針對不同類型砂體，分類實施油藏、井筒、地面精準治理，油區開發指標明顯提升，采收率超過60%。
目前，江漢油田綜合含水率和可采儲量采出程度“雙高”單元有32個，占儲量38.2%，是重要治理對象。針對這些單元，江漢油田按照“打造示范、逐步推廣、整體提升”的思路，實施油藏、井筒、地面一體化示范區建設，形成精細流場調整、層系井網重構、一體化綜合治理3類治理模式，提升老油田整體開發成效。
精準調整，改善油藏開發效果
此前，坪北SP199區4個井組實施三輪周期注水后，含水從最初的74.2%下降到70.6%，日增油4.32噸，控水穩油效果明顯。
坪北油區處在含水快速上升期，為實現控水穩油，江漢油田研究實施周期注水技術，根據油井生產動態，調整轉注時機、注水強度和間歇時長等參數，通過差異化的周期補能方式，既收到驅油效果，也避免含水上升導致水淹的情況。開發人員在SP199區開展試驗并實時跟蹤分析，確定注15天停15天、注15天停30天兩種注采模式，持續控制遞減趨勢。
江漢油田聚焦精細調整，強化注采調整，啟動水井治理三年行動，治理注水歷史欠賬，結合油藏需求，加大投注、轉注力度，提高水驅控制程度、降低自然遞減率，實現老區良性開發。今年以來，完成水井工作量543井次，油井見效率升至78.7%。