所有13个街区都盈利

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今年以来，西北油田主要领导在2019年工作会议上发布了《确保老区生产长期稳定》动员令。采油一厂认真落实局、分公司工作会议的部署和部署，密切关注经济复苏，坚持生产目标，上下齐心协力。从1月到4月，在120天内新井仅贡献1840吨的情况下，实现了老区稳产高效开发。截至5月8日，累计生产原油49.7万吨，天然气1.4亿立方米。利润总额大幅增长，13个区块全部实现盈利，为实现年度生产经营目标奠定了坚实基础。

加强注水，以水稳油，确保稳定生产

经过近30年的发展，第一采油厂2019年的产量任务为138.5万吨，老井自然产量占总产量的76%。对于塔河老区来说，高效注水关系到“吃饭工程”的基础是否牢固。开发研究院技术人员打破常规开发思路，根据不同岩溶背景，提出完善注采井网，进一步扩大注水覆盖面，根据井间沟通和储量分布，不断优化注水强度；新思路，如提高井控储量产量，重视流通渠道工作等。

思路一变，世界就变宽了。在对三区东部碳酸盐岩储层断层溶液地质认识的基础上，逐步构建了“注采相等”、“高注采低”的注水井网；运用“纵横导流比”概念，量化注水量，提高注采强度，加大水平导流，稳步推进河道调整试验。计划改善10口井的注采井网，优化11口井的注采参数，调整3个井组的通道，总工作量24口，预计日产油79吨。

对于碎屑岩储层，在对韵律段剩余油精细描述的基础上，改善注采井网，扩大水驱覆盖率；在注采流场定量分析的基础上，对低效注水井进行处理，扩大波及体积。

自2018年以来，AT9-13X井组经历了注水窜水现象，注采矛盾日益突出。技术人员进行了多次分析论证，采用了流场分析和调整的思路，根据注采流场分析，采用了河砂油藏注采流场调整对策，主要围绕“调整、推广、引进、拓展”四种注采参数优化模式，辅以“堵排”配合三维调剖和驱油。实施后，井组取得了明显的效果。该技术还获得了2019年油水井动态分析竞赛一等奖。1-3月注水量118万立方米，配注完成率达到96%。增加石油32300吨，减缓自然下降2%。

实施注气确保三次采油增产

不仅要屈服，而且要受益。为了降低注气成本，技术人员不断加深对裂缝和溶洞三维结构的认识，并利用举升储量周围的产量仔细计算储量。单井方面，加强新注入和多轮连续注入；在单元方面，扩大覆盖面，调整井网，加强气水协调，提高注气效果。

技术员调查多轮注气单井(单元)的分级(分级)潜力，建立“一井(组)一策”台账，同时进行全井区新增单井(单元)注气潜力填图，以实现增油效果和增加SEC储量。

单井注气遵循四种选井原则，继续优化新的注气井；在注气评价增量分类的基础上，加强多轮连续注入井的优化。单井注气计划全年实施71轮，预计增油96000吨。

单元注气选择具有良好物质基础和通讯基础的井组，增加新的气驱控制；开展定量研究，确定合理的注气量和气水协调参数，优化稳定有效井组的注入量；对受影响的关键井组进行连续注入评价，对低效井组进行有针对性的井组处理。单位注气计划全年进行18轮，预计增油54000吨。

以提高储量动用率为目标，从剩余油产量、油藏开发、油藏沟通等方面分析总结了低效的原因，并确定了下一步的工作。对11口低效注气井制定了“一井一策”，并进行了“一对一”处理。每天增加28吨石油。

1月至4月，共完成注气井29口，增油48300吨，换油率0.86。“随着新单元注气井TK458H和TK468CH2的进一步开发，下一步的增油效果将更加明显。”发展技术研究所副所长海刚说。

提高效率，优化措施，确保生产

技术人员围绕提高井周和井间储量利用率开展潜力调查，排队分析以往措施的运行成本，坚持效益优先，形成以堵水、补孔、改层为主要措施的工作思路。在加强新技术推广的基础上，措施结构不断优化，措施产出全面完成。

实施水平井堵水技术时，精心选井，精心设计，优化堵剂类型，优化施工工艺，创新“差别两态效益评价”，根据不同剩余油赋存方式有针对性挖潜，分阶段、分阶段进行多轮堵水处理。1月至4月，16口井实施堵水，增油1852吨。

为了补孔和改善油层，应重新检查第三区石炭系潜力，首先进行基于韵律段的剩余油分布研究，并仔细挖掘韵律；计划今年对韵律段之间、韵律段内部和层间各种潜力的22个井次进行调查，预计SEC储量将增加83，000吨。从1月到3月，修复了13口井，石油产量增加了3694吨。

对于低效措施井，进行“差异两国效益评价”，分析总结低效措施的主要控制因素，及时制定下一步对策，定期实施，并回顾效果，指导下一步技术措施。从1月到4月，共有24口低效井，增加了12700吨石油。(赵杜宗俊)

:张嘉诚

来源：搜狐微门户