红山公司扎实推进油汽比提升工程

为夯实老区稳产基础，改善油井开发效果，延缓老区递减，提高油藏采收率，基于油藏地质特征、开发特征，对剩余油分布开展潜力分析，转变开发方式。去年实施了8口VHSD水平井，开展VHSD预热吞吐方式，截止目前累积产油3200t,平均单井日产油4.1t，综合含水71.9%，单井日产油达到3.2t/d设计指标，取得了较好的生产效果。今年计划扩大转换驱泄复合规模，实施VHSD水平井36口。

公司通过分析摸排，优选出10#站为集团注汽试验区。由于投产初期高速注汽，汽窜比率为73%，效果不佳，平均采出程度仅为15.6%，公司研究中心科研人员及时进行集团注汽吞吐注汽参数优化。方案确定后，运行维护二中心与生产指挥中心配合协同，完成对集团注汽井井况检查工作，保证油井正常生产及注汽运行。4月5日，10#站第一批集团注汽顺利投注，利用试验区周围的10#锅炉+1台燃煤锅炉进行集中注汽，注汽前对周围井实施控关措施，充分保障注汽质量。截至目前，共计焖开12口，本轮焖开后单井日产油0.6吨以上，对比上轮平均上升0.75t/d，累计增油73.5吨，整体效果较好。后续，研究中心将紧密跟踪第二批注汽质量，对焖开井进行生产效果分析，力争综合油气比0.11以上，提高油气比0.03。

公司研究中心科研人员积极与相关单位配合，建立地质模型与历史拟合，精细刻画分析研究温度场、含油饱和度场、压力场分布规律，进行回字形汽驱分析，重点对剩余油分布、热联通程度等方面进行深度刻画，找出存在的问题，同时从平面注汽强度、剖面注汽强度、单井吞吐引效等多个方面入手，静态动态相结合，回字形汽驱汽驱于5月上旬复注，目前油汽比0.07，对比2021年上升0.01。5月底计划重点针对该区域采取精细注采调控措施，确保油汽比达0.08以上。