西北油田采油三厂面对单井挖潜效果逐渐变差的复杂局面，积极由单井走向单元，深挖井间储量，实现了产量效益双提升。截至7月23日，累计完成原油75.76万吨，完成计划的57.39%；新增SEC储量64.5万吨，完成全年目标的53.7%；盈亏平衡点每桶下降0.54美元。
单元注水别有洞天
缝洞型油气藏储集体相对独立，油井能量下降后只要采取单井注水替油措施就能大幅提高产量，这是油田开采初期该厂地质人员的认识，这一认识及实践曾使该厂的年产量大幅提升。但是，随着油田的持续开采这一地下能量补充手段的局限性逐步显现，失效井越来越多，油田产量大幅下滑，开发形势日益严峻。对油藏的认识深度决定着油田未来发展的出路。
“储集体相对独立只是缝洞型油气藏的粗略特征，其内部结构有没有连通性？”经过深入的研究，该厂地质技术人员发现了缝孔联合体、缝洞密集群、溶洞主体三种类型油藏，这一发现开阔了地质人员的视野，注水挖潜的手段随之跃升：从单井注水替油走向单元整体挖潜。
TP126X井所在油藏特征为缝孔联合体，该井与TP195X井位于同一条次级断裂上，具有井组注水的条件，2018年TP195X井转单元注水后，TP126X井明显受效，能量恢复，周期增油3703吨，SEC储量增加1.2万吨。
2018年上半年，该厂新增单元注水井8口，目前累计建立连通井组4个，日注水量从年初的2032方上升到2200方，日增油量由391吨上升到463吨，新增SEC储量7.8万吨。
整体注气均衡动用
单井注气曾是该厂补充地下能量的另一手段，今年因为对缝洞型油气藏类型的深入认识，也有了新的拓展，单井注气走向单元注气大幅提升了油井的生产能量。
油藏描述技术显现，756CH井和TH10434井之间的控制储量在2.76万吨，但阶段累产只有8089吨，单点注气潜力远远没有发挥出来。该厂积极转变思路，由单点走向单元，采取换向注气手段定压差注气，确保了油线均衡动用，日产油能力提升37吨，增加SEC储量1.9万吨。
今年，该厂从单元注气入手，对断溶体油气藏进行了注气井网构建，在断裂上注气有效率达到90%。TH10284井注气以来，邻井TH10277X、TH10270井受效，期间井组累増油5675吨。类似措施实施11井次，累计增油1.59万吨，增加SEC储量4.5万吨。
井间挖潜工艺配套实施
井间储量存在形式复杂多变，单靠常规技术局限性太大，该厂根据井间油气运移规律，积极组织技术攻关，探索出了一系列开采井间储量的技术工艺。
该厂组织实施的高压大规模注水技术效果显著，今年累计实施16井次，增油1.09万吨，新增SEC储量6.6万吨。
基于能量变化为核心的量化注气技术实施后大幅提高了油井产能，其中大排量注气实施13井次，增加经济可采储量6.5万吨。
以提液为核心的流势调整技术的应用实现了油井的均衡生产。TK742井组流势调整后抑制了底水进一步抬升，提高单元采收率0.2个百分点。上半年，该厂通过流势调整治理10个井组，增油8199吨，新增SEC储量4.5万吨。本文由（石油聘oilpin.net）小编发布在今日头条号，转载请注明出处!
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