江汉油田多措并举夯实稳产根基

□ 本刊记者 石建芬 通讯员 彭小明 吴 华

一季度，江汉油田老区累计实施增产压裂14井次、酸化压裂18井次，累计增油2581吨，措施有效率90.6%，较去年同期提高7.3个百分点。

近年来，该油田大胆创新，突出质量与效益，把准油藏问题、找准剩余油藏身之所、挖准每一滴油。2016年以来，原油产量实现年产油硬稳定，油田开发各项指标持续向好，油田综合递减稳定、自然递减持续下降。

坚持以水为先，抓住稳产关键

注水是油田开发的灵魂，是油田稳产的关键。近年来，江汉油田大力倡导抓油更抓水的观念，开展声势浩大的“抓注水、夯基础、降递减”的老油田稳产保卫战。清河采油厂是注水大户，根据一季度预警结果，及时调控分离器油水界面，从源头降低两项指标。截至目前，注入水水质达标率稳定在90%以上，大大降低回注污水对地面注水管网、井下注采管柱使用寿命的影响，为提高水驱采油效果提供了源头保障。

探索蓄能压裂，拓展稳产阵地

“技术创新是老油田稳产的核心，关键在于压裂技术的突破。”该油田工程技术管理部采油工程室主任王峰介绍，蓄能压裂拓展了低渗透油区开发的渗透率下限，极大地拓展了油田稳产阵地。

江汉油区致密油藏分为泥质白云岩和滩坝砂两种类型，资源量3.9亿立方米，具有较好的致密油开发资源基础。近年来，该油田经过努力一步步地找到了开启致密油藏效益开发的钥匙。

针对致密油藏储层渗透率低、含油饱和度低、地层能量低的“三低”特点，形成了独特的压裂工艺，目前实施5口井，措施有效率100%，平均单井用液量达1550立方米，其中张20-斜1井压后累计自喷80余天，与常规压裂工艺比，该工艺改造后具有初期产量更高、稳产能力更强特征。

加强措施评价，激活增效潜力

抓住原油价格回升的有利时机，该油田按照“效益引领、分类治理，先算后干、无效不干”原则，对各区块的长停井、低效井进行全方位的筛查解剖，反复分析每口井的储层物性、敏感性及邻井产出情况，结合措施效益评价分析，实施差异化措施引效，让每口井重新焕发活力，实现造血增效。

2021年全年共恢复油水井256口，实施侧钻井29口，油井开井率80.1%，比上年提高1.5%，恢复可采储量35.8万吨，当年增油3.4万吨。仅今年一季度完成长停井、套损井治理等173口，增油1776吨，自然递减率控制在2.91%。

精细注采调控，提高经济效益

注水受效不均衡，就会造成“旱涝不均”，有的井喝“撑”，有的井却喊“渴”。为此，技术人员必须要摸清地下水流走向，分析对应井组受效情况，对症实施调理。为了实现这一目标，今年，以控制自然递减为目标，江汉油田依托建模数模一体化技术，有序开展水驱油藏精细注采调整工作，从完善注采井网、均衡水驱及减少注水低效无效循环出发，优化注采方案，年均实施注水工作量240口，以欠注井、增注井为主，全油田自然递减率降至10.7%。通过实施井组优化调控实现剩余油的深度挖潜，提高油田的采收率和开发经济效益。