河南油田采油二廠(chǎng)給稠油熱采“瘦身健體

今年前兩個(gè)月，河南油田采油二廠(chǎng)噸油操作成本與去年底相比成下降趨勢，去年噸油操作成本與2015年相比下降了18.7%。

    “這主要得益于我們對熱采產(chǎn)量的調整?！辈捎投S(chǎng)廠(chǎng)長(cháng)黃青松介紹說(shuō)，“稠油熱采投入高、效益低，在低油價(jià)的嚴峻形勢下，壓縮無(wú)效、低效熱采產(chǎn)量是我廠(chǎng)持續發(fā)展的必然選擇?！?/p>

    采油二廠(chǎng)熱采操作成本是常采操作成本的3倍。去年以來(lái)，采油二廠(chǎng)以效益優(yōu)先為原則，通過(guò)優(yōu)化注汽結構，優(yōu)化注汽方式，優(yōu)化燃料結構，給稠油熱采“瘦身健體”。去年注汽93萬(wàn)噸，比2015年減少64萬(wàn)噸，稠油熱采產(chǎn)量占總產(chǎn)量的比例由2015年的63%下降至52%。

    優(yōu)化注汽結構，壓減無(wú)效低效注汽量

    采油二廠(chǎng)按照“三線(xiàn)四區”經(jīng)濟運行模型分析結果顯示，2015年稠油熱采具有邊際效益油井為856口，無(wú)邊際效益油井為804口。

    在低油價(jià)的嚴峻形勢下，稠油熱采不堪負重前行。低油價(jià)倒逼新思路，只有打破傳統觀(guān)念，采取革命性措施，才能讓稠油熱采走出困境。如果能用油田產(chǎn)出的地層水替代蒸汽驅油，將會(huì )大幅度降低稠油熱采成本，讓低效無(wú)效油井擺脫嚴重虧損的“陰影”。

    該廠(chǎng)在充分調研的基礎上，通過(guò)室內試驗，篩選出普通稠油Ⅰ-2類(lèi)油藏，適合蒸汽吞吐后轉水驅開(kāi)發(fā)。他們首先在熱采無(wú)邊際效益王集油田王9井區開(kāi)展礦場(chǎng)試驗，停止注汽，轉為水驅開(kāi)發(fā)，轉水驅后該區塊噸油操作成本下降了70%。

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    普通稠油Ⅰ-2類(lèi)油藏吞吐后期轉水驅試驗的成功，為稠油開(kāi)發(fā)打開(kāi)新思路，對緩解稠油高成本開(kāi)發(fā)起到積極作用。目前，該廠(chǎng)熱采無(wú)邊際效益井組轉水驅增加到21個(gè)，增加水驅控制儲量326萬(wàn)噸。普通稠油油藏轉水驅后日增油47.3噸，采油速度由0.26%提高至0.78%，階段累計增油1.18萬(wàn)噸。

    今年以來(lái)，該廠(chǎng)針對已實(shí)施的普通稠油吞吐轉水驅開(kāi)發(fā)單元中出現的竄流問(wèn)題，加大低成本調剖力度，改善開(kāi)發(fā)效果。

    采油二廠(chǎng)依托“三線(xiàn)四區”經(jīng)濟模型，稠油熱采堅持“三注三不注”的原則，優(yōu)化調整注汽結構，把好注汽源頭關(guān)，降低無(wú)效注汽量。

    他們對處于增量低效區油井優(yōu)化生產(chǎn)參數，延長(cháng)單井周期生產(chǎn)時(shí)間，減少注汽頻次，提高周期產(chǎn)油量。去年實(shí)施94井次，平均單井延長(cháng)生產(chǎn)時(shí)間49.3天，增加產(chǎn)量2556噸，油汽比由0.27上升至0.32，增效328萬(wàn)元。

    技術(shù)人員通過(guò)計算不同油價(jià)下經(jīng)濟極限日產(chǎn)水平，對無(wú)邊際效益油井的潛力進(jìn)行摸排，共關(guān)停無(wú)效益油井188口。同時(shí)制訂關(guān)停井不同油價(jià)復產(chǎn)預案，根據油價(jià)變化情況及時(shí)回復油井產(chǎn)能，去年共復產(chǎn)油井48口，產(chǎn)油3757噸，今年又成功復產(chǎn)57口油井，階段增油795噸。

    優(yōu)化注汽方式，讓蒸汽發(fā)揮作用最大化

    新莊油田新5007井實(shí)施分層注汽技術(shù)后，日均產(chǎn)油由1.1噸上升到2.5噸，增油358噸。

    采油二廠(chǎng)稠油熱采開(kāi)發(fā)區塊經(jīng)過(guò)長(cháng)時(shí)間吞吐、高強度開(kāi)發(fā)后，地下情況越來(lái)越復雜，汽竄加劇，剩余油難以有效動(dòng)用。該廠(chǎng)優(yōu)化注汽方式，攻關(guān)應用熱化學(xué)輔助面積吞吐、點(diǎn)狀蒸汽驅、分層注汽等技術(shù)，挖掘剩余油潛力。

    該廠(chǎng)在區域汽竄嚴重的低效益井，實(shí)施熱化學(xué)輔助面積吞吐技術(shù)，對兩口或兩口以上的井，優(yōu)選組合在一起，采取集中注汽，同時(shí)轉抽開(kāi)采，擴大蒸汽波及體積，提高蒸汽熱利用率。

    該技術(shù)首先在井樓油田零區開(kāi)展試驗，取得了較好的效果后，相繼在新莊油田泌淺57、古城油田泌淺10區等區塊推廣9個(gè)井組，覆蓋儲量31萬(wàn)噸，產(chǎn)油4329噸。

    古城油田泌淺10區塊古51827、古J51826、古J51927三口井相互汽竄嚴重，無(wú)法正常生產(chǎn)。該廠(chǎng)應用“一注兩采”的點(diǎn)狀蒸汽驅技術(shù)，對古51827井注汽，另外兩口井采油，兩口采油井日均產(chǎn)油由1.2噸上升到2.6噸，目前已生產(chǎn)原油483噸，增油249噸。

    該廠(chǎng)針對高周期低效主力層剩余油難以有效動(dòng)用的難題，開(kāi)展點(diǎn)狀蒸汽驅技術(shù)研究，有效提高高周期吞吐后期蒸汽波及體積。技術(shù)人員在研究剩余油分布規律的基礎上，通過(guò)對國內提出的蒸汽驅篩選標準進(jìn)行對比，突破蒸汽驅一直沿用規則井網(wǎng)的思維定式，優(yōu)化采用靈活的不規則注采井網(wǎng)形式，篩選出適合點(diǎn)狀蒸汽驅潛力井組77個(gè)，覆蓋地質(zhì)儲量402.85萬(wàn)噸。

    該廠(chǎng)根據生產(chǎn)動(dòng)態(tài)對部分井組采取靈活多樣的點(diǎn)狀蒸汽驅注汽，截至今年2月底，實(shí)施10個(gè)井組22井次，覆蓋儲量16.2萬(wàn)噸，產(chǎn)油2631噸，油汽比從0.14提高到0.26，噸油操作成本由2131元降至1750元。

    優(yōu)化燃料結構，把產(chǎn)出蒸汽成本降下來(lái)

    根據國家新環(huán)保法中規定的燃油鍋爐煙氣排放新標準，采油二廠(chǎng)積極探索，對注汽鍋爐進(jìn)行燃料結構調整，在保證煙氣達標排放新標準的前提下，力爭燒最少的原油，實(shí)現鍋爐經(jīng)濟高效運行。

    該廠(chǎng)結合效益配產(chǎn)運行計劃，合理安排鍋爐運行，停運低效區塊注汽鍋爐，停用外部供應重型燃料油，盡最大努力增加天然氣用量，摸索渣、稀油混配比例，實(shí)現燃料結構最優(yōu)化。

    去年初，該廠(chǎng)對井樓、古城燃油注汽鍋爐進(jìn)行流程改造，完善燃油鍋爐混燒工藝。去年，該廠(chǎng)注汽鍋爐實(shí)際消耗燃料油3.68萬(wàn)噸，同比降低2.33萬(wàn)噸，節約燃料成本為2360多萬(wàn)元。鍋爐噸汽單耗由59.89千克下降到53.23千克，提高了鍋爐經(jīng)濟運行能力。（單朝玉）