“红河油田HH42—HH55井区通过实施水平井注水增能以来，注水区年自然递减率从17.1%，降至-7.7%，首次实现负递减，注水见效井产量是之前的1.7倍，让油田长期自然递减的曲线抬起了头。”8月6日，华北油气分公司采油一厂副厂长梁承春在生产例会上说。
红河油田自2012年该油田大规模开发后，第一年的然递减率高达40%以上，照此递减下去，三四年后就没有产量了。控制递减是关系到油田的生存，采油一厂采取科学配产、注水增能、调剖堵水等措施，使油田注水井区实现了增产。
调参配产，油井减负“增寿”
“往年，油田的生产以产量论英雄，油井容易超负荷生产，影响油井寿命。今年，我们把效益放在首位，没有效益的产量一升不要，这样我们可优化掉没有效益的产量，发挥油井最大效益。”梁承春说。
要实现长期稳产，油井的配产至关重要，必须做到细水长流。“一口油井正常情况下日产油3吨，如果你让它产油5吨，就会造成油井产能透支，加速能量下降，裂缝就会快速闭合，这样就会递减更快。”梁承春说。
今年初，该厂对油井进行全面“把脉”，优化生产参数，对初期产量较高，又快速下降、稳不住的高产油井，进行优化调整参数，牺牲一时的产量，得到的却是大幅减缓递减以及经济可采储量的增加。
该厂通过对81口井进行了调整产量，把日产量8吨、10吨的井，调到4吨、5吨。尽管全厂当月一下子降低了40吨左右，而后来，递减曲线变得非常缓慢，基本稳产在日产213吨 。
同时，根据低效井的生产状况进行经济评估，算出经济帐，不划算的井要关掉，通过排查，关停了69口低效井，平均每天影响产量仅7.8吨，而每月因减亏产生的效益达73万元。
注水增能，递减曲线“抬头”
低渗油田自然递减是客观规模，采取注水增能是油田有效开发的必要手段，采油一厂自去年通过开展“直注平采”、“平注平采”等多种方式的试验，今年见到明显效果。
2014年，水平井开发长9储层的区块，递减率降到了19%。今年又扩大的试验范围，在HH42—55井区试验了6口井，整个区块递减率降到了15%以内了。既可将水注进去，又能见效，见效井达到80%左右，进一步增加了该厂注水增能的信心，
据梁承春介绍，通过调参和注水，预计整个油田的递减率比上年下降10个百分点，若进一步扩大注水，明年有望把递减率控制在20%以内。见效最为明显的是HH55P24井，HH55P16井等，日产量是注水前的1.7倍以上，在注水区首次实现了负递减。
在注水的方法上，该厂技术人员探索出“平注平采”比较有效，一口水平井注水可以对应两口水平油井，并采取段间接替注水，分段注水，分段采油，吃干榨净每一段油层，实现长期有效益的稳产。
调剖堵水，注进水不“水窜”
油田致密储层，油层主要存在于致密的基质中，并存在有发育的裂缝和微裂缝，这种裂缝对油井初期产油非常有利，产量较高，但到了后期注水补充能量时期，注水时极易沿裂缝发生水窜，注水就失去了效果，最严重的一口井，将2公里范围的5口井都窜了。
避免发生水窜，是注水增能试验最大的瓶颈难题，今年来，该厂开展了调剖堵水试验，筛选了几种堵剂，能把大裂缝堵住，让水从微裂缝中进去，在进入基质中可以把油驱出来。
经过几口井的调剖堵水试验，初见成效。所实施的HH42P9井，在调剖堵水作业前，累计注水8240立方米，不起压力，对应油井HH42P8水窜关井，说明裂缝极为发育，通过调剖后，注水665立方米，注入压力从零上升至13.7兆帕，说明堵住了裂缝。再经过长期的有效注水，犹如给地层吃中药补阳气，能量得到补充后就会开始见效增能增油。
“我们把注水发生水窜的瓶颈突破后，继续逐步完善扩大试验，到‘十三五’末，油田实现盈利很有希望。”梁承春说。
