加强地质基础研究,厘清油藏潜力分布。按照“区域整体研究、局部重点剖析”的思路,深化地质基础研究,全面提高油藏认识水平。精细潜力大调查,逐区逐层逐井排查热采单元油井潜力,做到“四个清楚”,达到“四个量化”;开展常采单元分层井网、分层动用、分层水淹和分层能量保持状况调查,做到井网、注采动用、剩余油分布和压力保持水平“四清”。精细地质再认识,针对不同区块油藏特点,开展王集油田、古城油田构造精细描述和有效储层识别技术研究,提高地质认识精度。精细剩余油描述,在井楼一区、古城泌123区等单元,开展新一轮剩余油精细描述,明确调整挖潜方向,编制各开发单元动态监测方案,精准认识“三场”,为措施挖潜、注采调整、动态调配、局部完善等提供依据。
加强滚动增储增产,巩固开发物质基础。精细完善部署,深化滚动勘探,着力破解制约发展的资源瓶颈。精心研究,超前部署提高新井产能,按照“三类型三部署”原则,对古城毕店区、井楼八区等局部储量未动用潜力区,对王207断块、王3断块、泌161断块等动态井网不完善区域,加快自主完善部署,恢复动用地质储量63.5万吨。精查细找,拓展增储增产空间,深化“三疑三探”滚动复查思路,精细构造刻画,精细储层描述,以成藏规律为指导,对王集油田、古城油田、楼八区等复杂断块油藏,综合运用钻、测、录和试油试采资料,分析圈闭含油性,筛选有利目标井层,力争实现年增储100万吨,增油0.5万吨目标。
加强稠油热采优化,破解效益开发困局。优化注采技术,转换开发方式,挖潜难动用储量,提高热采开发效益。优化注采技术,促进蒸汽有效波及,依据不同油藏特点,结合潜力认识,立足吞吐优化,扩大蒸汽有效波及体积,提高“薄层、厚层、边水”三类稠油油藏开发效益。转换开发方式,有效驱替井间剩余油,针对高周期效益差的普通稠油,转换开发方式,实施点状蒸汽驱、热水驱,实现有效驱替,动用井间剩余油,实施20个井组,增产0.3万吨。引进新技术,进一步挖潜难动用储量,在稠油边水侵入区实施微生物采油技术,在特超稠油油井实施化学降粘冷采技术,全力挖潜难动用储量。2018年力争完成热采产量20.35万吨,油汽比达到0.2以上。
加强精细注采调整,筑牢稳产增效阵地。深化油藏再认识,逐块逐层梳理,实施“一块一策,一层一策,一井一策”,实现块块注水、层层动用、井井受效,提升常采单元开发效益。立体调控,提高水驱单元动用程度,实施井网完善、转变流线、细分重组、井网转换、注采耦合等技术,对古城油田泌123区、泌124区,王集油田东区、西区、柴庄区等单元精细调整,实现平面强波及、纵向促动用目标。分类治理,提升普通稠油转水驱开发效果,针对不同转水驱开发区块现状,立足调剖调驱,实施井网优化、参数优化等措施,达到扩大波及体积、提高驱油效率目的。差异调整,促进聚驱均匀受效,针对注采差异,分类优化治理,缓解剖面矛盾,抑制平面窜流,促使聚驱均衡见效,力争吨聚换油达到28吨以上,提高采收率5.9%。通过以上工作,2018年完成常采产量24.65万吨,占总产量比例达到54.8%以上,自然递减控制在10.5%以内。
加强生产组织管理,助力油田提质增效。持续完善生产运行保障体系,加强各环节衔接沟通,实现生产组织高效运行。加快新井建设,建立完善钻井运行、方案设计、作业施工、产能建设协同配合机制,充分利用油田闲置设备等资产调剂平台,确保新井早投产早见产,提高新井产量贡献率。做好措施挖潜,按照“规模选井、效益优先”原则,加大措施井优化实施步伐,做到措施前决策、措施过程管控、措施后评价一体化运行,力争措施有效率达到85%以上。细化老井管理,加大长停井效益复产力度,通过工艺配套、措施优化等手段,盘活长停井层闲置资源;持续加强作业运行组织,做好控躺治躺工作;抓好注汽注氮、产能建设等施工正点率,助推生产经营任务圆满完成。(单朝玉)