纯梁采油厂作业工人正在进行压裂作业。(资料片)通讯员 提供
应用新技术累计增油数万吨
经过长期的注水开发,采油厂低渗透老区剩余油分布相对复杂,具有层多、层薄、岩性复杂、平面及纵向非均质性强等特点,因此,只有7.7%的井有自然产能。原来单一学科各自为战的研究方法已经不再适应,必须综合利用多学科一体化油藏研究的方法,加强建模数模一体化研究和配套技术研发,努力提升低渗透油藏的储量动用率和原油采收率。
采油厂科研人员在产能建设、注采调配、措施挖潜实施之前,以三维立体化模型为指导,通过数值模拟技术提前模拟、超前预测,达到优化部署、降低投资风险的目的。他们利用PETREL、DIRECT等软件建立精细、准确的油藏地质模型,定量表征储层的非均质性；运用ECLINPSE、CMG等软件开展油藏数值模拟研究,定量描述剩余油,为下步调整提供依据。通过建模数模一体化技术的应用,采油厂提升了低渗透油藏的方案编制水平和措施的挖潜水平。
2013年,该技术指导了4个低渗透单元的产能建设,新增产能4.5万吨；指导部署零星井8口,增加日油能力42吨,累计增油1.26万吨；实施措施17井次,累增油1.43万吨；油水井注采调配53井次,累计增油1.24万吨。
分层压裂技术是笼统压裂的5.12倍
开发过程中,科研人员对低渗透油藏开发过程实现数字化、可视化管理。根据低渗透油藏按需注水、差异配注、实时监控和超前调配情况,定量优选最佳调配方案,使低渗透油藏管理由“被动”变为“主动”。技术人员分别采取分层压裂、分层酸化等不同的开发技术,推进差异化储层改造、适配井网和均衡驱替。
在分层压裂中,科研人员根据储层的特征,实施不同的压裂方式。对于储层跨度大、隔层厚、隔层遮挡性好的Ⅰ类储层,采用机械分层压裂,通过高砂比、低前置液、组合粒径支撑剂等获得满足要求的裂缝缝长；对于纯4-5组泥质高、物性差异大、隔层遮挡性差的Ⅱ类储层,采用避射高泥质小层后集中射孔,尽量增大加砂量和砂比,充分造缝；对于纯3组高含水层、纯3组与纯4组隔层遮挡性差的Ⅲ类储层,重点优化施工排量,控制缝高,防止压穿上部水层。采油厂先后对49口井实施了分层压裂,从单井对比来看,分层压裂是笼统压裂的5.12倍；从纯26块分层压裂的19口井来看,分层压裂是笼统压裂井的1.9倍。
科研人员根据层间、层内物性和含水饱和度差异,分别采取不同的酸化工艺。对层间岩性、物性、非均质性差异大,采取机械分层酸化工艺；对层内存在较大渗透率和含水饱和度差异大、机械分层无法实现的井,采取化学分层酸化工艺；在酸液体系优化上,针对层内含水饱和度差异情况,他们应用氮气泡沫酸酸化工艺,减少对高含水层改造,实现了增液降含水的目的。2012-2013年,采油厂分层酸化27井次,其中新井20口井,平均单井日产油4.6吨；老井措施井7口井,措施有效率100%,平均单井初日增油4.9吨。
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