產(chǎn)量遞減是油氣田生產(chǎn)過程中不可抗拒的自然規(guī)律， 會(huì)導(dǎo)致油氣產(chǎn)量下降、生產(chǎn)成本上升、效益下降。產(chǎn)量自然遞減率反映了油氣田穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)，是衡量油氣藏經(jīng)營(yíng)管理水平的主要指標(biāo)之一。

中國(guó)石化以提升能源安全保障能力為己任，持續(xù)加大老油田效益開發(fā)力度，依靠科技創(chuàng)新和精細(xì)化管理，在油藏研究、開發(fā)調(diào)整、配套工藝、精細(xì)管理、示范區(qū)建設(shè)等環(huán)節(jié)全鏈條協(xié)同發(fā)力，精細(xì)研究、精準(zhǔn)挖潛，控制和降低油氣產(chǎn)量自然遞減率，持續(xù)增強(qiáng)開發(fā)效果，夯實(shí)油氣田穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。本期介紹相關(guān)企業(yè)在降低自然遞減率方面的經(jīng)驗(yàn)和成績(jī)，敬請(qǐng)關(guān)注。

專家視點(diǎn)

中國(guó)石化實(shí)現(xiàn)自然遞減率持續(xù)下降

□ 集團(tuán)公司高級(jí)專家 王建勇

“十三五”以來，中國(guó)石化通過持續(xù)加強(qiáng)基礎(chǔ)地質(zhì)研究、加大穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)投入，以完善注采井網(wǎng)、補(bǔ)充能量為核心，以示范區(qū)建設(shè)和推廣為抓手，全面增強(qiáng)開發(fā)效果，實(shí)現(xiàn)了自然遞減率持續(xù)下降，由2016年的11.2%下降到2023年的10.3%，其中，勝利油田9.5%、西北油田14%、中原油田9.5%、河南油田12.6%、江蘇油田8.9%、江漢油田10.3%。

持續(xù)加強(qiáng)油藏精細(xì)描述。針對(duì)不同類型油藏描述難點(diǎn)和重點(diǎn)，持續(xù)加強(qiáng)基礎(chǔ)地質(zhì)研究，不斷擴(kuò)大精細(xì)油藏描述規(guī)模。整裝油藏主要加強(qiáng)高耗水層帶識(shí)別、儲(chǔ)層構(gòu)型分析和流場(chǎng)描述，斷塊油藏主要加強(qiáng)低序級(jí)斷層識(shí)別，低滲油藏主要加強(qiáng)灘壩砂薄互層預(yù)測(cè)和砂礫巖有效儲(chǔ)層預(yù)測(cè)。“十四五”以來，成果應(yīng)用到老區(qū)調(diào)整、提高采收率、注采調(diào)整等方案編制，其中2021~2023年老區(qū)整體調(diào)整累計(jì)新建產(chǎn)能161萬噸。

持續(xù)加強(qiáng)精細(xì)注水管理。一是加大注采完善力度、投轉(zhuǎn)注力度，重點(diǎn)圍繞提高東部老油田復(fù)雜斷塊、低滲油藏的水驅(qū)控制程度和地層壓力保持水平，進(jìn)一步加強(qiáng)注采井網(wǎng)完善；強(qiáng)化停產(chǎn)停注井治理，2021~2023年實(shí)施大修扶停、套損井治理4050口，恢復(fù)產(chǎn)能125萬噸，恢復(fù)可采儲(chǔ)量1620萬噸。二是加強(qiáng)精細(xì)分注，針對(duì)不同油藏、不同工況精細(xì)注水需求，按照“應(yīng)分盡分、韻律細(xì)分”思路，配套系列化精細(xì)分層注水技術(shù)；針對(duì)深層分注、壓驅(qū)分注、智能分注需求，加強(qiáng)配套技術(shù)攻關(guān)。三是加大流場(chǎng)精細(xì)調(diào)整力度。進(jìn)一步完善不同類型油藏產(chǎn)液結(jié)構(gòu)調(diào)整思路及方向，加大流線流場(chǎng)調(diào)整、周期注采等低成本技術(shù)應(yīng)用，控減低效無效水循環(huán)，減緩自然遞減率，降低能耗與生產(chǎn)成本。四是加強(qiáng)精細(xì)注水示范區(qū)建設(shè)與推廣，針對(duì)不同類型油藏注水開發(fā)的突出矛盾，建立了五類精細(xì)注水開發(fā)示范區(qū)，引領(lǐng)同類油藏開發(fā)工作水平的全面提升。中國(guó)石化水驅(qū)油藏開發(fā)效果持續(xù)增強(qiáng)，水驅(qū)控制（動(dòng)用）程度、壓力保持水平持續(xù)提升，綜合含水率穩(wěn)中趨降，自然遞減率持續(xù)降低。水驅(qū)控制程度由2018年的67%上升到2023年的70.2%，水驅(qū)動(dòng)用程度由2018年的58.3%上升到2023年的61.6%，壓力保持水平由2018年的72.4%上升到2023年的72.7%，含水率穩(wěn)中趨降，自然遞減率由2018年的10.8%降至2023年的10.2%。

狠抓稠油提質(zhì)增效。持續(xù)加強(qiáng)全過程熱效管理和蒸汽流場(chǎng)調(diào)整，推進(jìn)小井距加密、化學(xué)輔助蒸汽驅(qū)、降黏冷采技術(shù)應(yīng)用，產(chǎn)量、油汽比總體保持穩(wěn)定，產(chǎn)油量穩(wěn)定在480萬噸左右，油汽比穩(wěn)定在0.57左右。

狠抓縫洞型碳酸鹽巖油藏高效調(diào)整。針對(duì)斷控油藏進(jìn)入含水快速上升階段、風(fēng)化殼油藏低注高采注氣效果變差的矛盾進(jìn)行分類調(diào)整治理，持續(xù)精細(xì)注水、優(yōu)化注氣，持續(xù)擴(kuò)大注水注氣規(guī)模。風(fēng)化殼油藏主要實(shí)施重構(gòu)井網(wǎng)、水驅(qū)流場(chǎng)流道調(diào)整、規(guī)模氣頂驅(qū)，斷溶體油藏主要實(shí)施完善井網(wǎng)、“核部堵水+提前注氣、翼部采油”的一體化調(diào)整治理方式。注水增油量從2016年的58萬噸提高到2023年的79萬噸，注氣增油量從2016年的44萬噸提高到2023年的109萬噸，自然遞減率由2016的22.3%降至2023年的14%。

為了持續(xù)夯實(shí)老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)，持續(xù)降低自然遞減率，要以保持層系井網(wǎng)完整性為目標(biāo)、以恢復(fù)地層能量為核心，根據(jù)不同類型油藏開發(fā)矛盾，分類調(diào)整和治理。

第一，針對(duì)整裝油藏平面流線固定、驅(qū)替不均衡、高耗水帶發(fā)育、產(chǎn)液結(jié)構(gòu)矛盾突出的特點(diǎn)，要以轉(zhuǎn)流線、調(diào)流場(chǎng)、層系輪替、層系互換等流線流場(chǎng)調(diào)整技術(shù)為主，實(shí)現(xiàn)控含水、降能耗。

第二，針對(duì)斷塊油藏構(gòu)造復(fù)雜、井網(wǎng)不完善、縱向剖面動(dòng)用程度低、水驅(qū)動(dòng)用程度低的矛盾特點(diǎn)，要在加強(qiáng)精細(xì)油藏描述基礎(chǔ)上，以精細(xì)分注、重構(gòu)注采完善技術(shù)為主，實(shí)現(xiàn)控強(qiáng)扶弱、均衡驅(qū)替。

第三，針對(duì)低滲透油藏水井注不進(jìn)、水驅(qū)控制程度低、壓力保持水平低、油井液量低的矛盾，要在加強(qiáng)精細(xì)油藏描述基礎(chǔ)上，以恢復(fù)注采井網(wǎng)、壓驅(qū)增能技術(shù)為主，實(shí)現(xiàn)提高能量、提升注采能力。

第四，針對(duì)熱采稠油油藏整體處于“高含水、高輪次、低采出”階段，要持續(xù)加強(qiáng)全過程熱效管理、蒸汽吞吐加密和降黏冷采。

緊牽控遞減“牛鼻子” 讓老油田重?zé)ㄇ啻?/span>

□李廣超 鄭松青

產(chǎn)量遞減是油氣田生產(chǎn)過程中不可抗拒的自然規(guī)律， 其結(jié)果是使油氣田產(chǎn)量下降、生產(chǎn)成本不斷上升、效益不斷下降。產(chǎn)量自然遞減率反映了油田穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)，是衡量油藏經(jīng)營(yíng)管理水平的主要指標(biāo)之一。影響自然遞減率的因素主要有儲(chǔ)層特征、流體性質(zhì)、含水上升、天然能量等油藏內(nèi)在因素，以及采液速度、注水補(bǔ)能強(qiáng)度、開發(fā)調(diào)整等外在因素。

近年來，在全球油氣新增儲(chǔ)量以品位較差的低滲、深層、非常規(guī)等為主的狀況下，老油田仍貢獻(xiàn)了全球原油2/3以上的產(chǎn)量。采取各種方式降低產(chǎn)量遞減率成為國(guó)內(nèi)外老油田開發(fā)的一項(xiàng)極為重要的工作。

國(guó)外控制和降低產(chǎn)量遞減一般通過注水或注氣補(bǔ)充油藏能量、保持油井旺盛的生產(chǎn)能力，并采取多種開發(fā)調(diào)整措施。

蘇聯(lián)羅馬什金油田和美國(guó)東威明頓油田是典型案例。20世紀(jì)50年代，蘇聯(lián)首次在羅馬什金油田采用內(nèi)部切割注水方式，70年代產(chǎn)量達(dá)到高峰8000萬噸規(guī)模后開始遞減，90年代以來通過多措并舉、綜合調(diào)整，保持了近30年含水率87%不升，產(chǎn)量穩(wěn)定在1500萬噸不降。

美國(guó)東威明頓油田近30年保持產(chǎn)量遞減緩慢，其主要做法是保持強(qiáng)化注采和多舉措挖潛：一是少鉆新井、增加注采比，保持高液量高強(qiáng)度開發(fā)；二是在高含水期變流線調(diào)整，通過鉆少量新井、老注水井重新投注、油井轉(zhuǎn)注等方式改變井網(wǎng)類型和液流方向；三是儲(chǔ)層改造，壓裂高滲油藏中的相對(duì)低滲層段提高導(dǎo)流能力。

老油田是保障我國(guó)能源安全和油氣供給的中堅(jiān)力量，我國(guó)老油田控制和降低遞減率的做法和思路與國(guó)外基本相似，又有自身特色。

當(dāng)前，我國(guó)主要老區(qū)油田相繼進(jìn)入特高含水開發(fā)階段，剩余油分布高度分散，水油比急劇上升，穩(wěn)油控水、降遞減的難度極大。為了增強(qiáng)開發(fā)效果、控制和降低老油田遞減率，油藏研究越來越精細(xì)化，儲(chǔ)層刻畫精度不斷提高，2500米深度以內(nèi)的3米以上小斷層斷點(diǎn)組合率達(dá)到95%，精細(xì)砂體表征精度到3級(jí)構(gòu)型；開發(fā)調(diào)整越來越精準(zhǔn)化，通過精細(xì)分層注水、井網(wǎng)優(yōu)化重組、流場(chǎng)精細(xì)調(diào)整、“二三結(jié)合”、輪采輪注、周期注水、深度調(diào)堵等手段增強(qiáng)開發(fā)效果，控制遞減率；工藝配套更加一體化、智能化，如大慶油田發(fā)展到第4代智能分層注水工藝技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了“實(shí)時(shí)、精細(xì)、智能”一體化注水調(diào)控，分注合格率在90%以上，有效補(bǔ)充油藏能量，遞減率平均下降2.76個(gè)百分點(diǎn)。

中國(guó)石化以提升能源安全保障能力為己任，牢記“端牢能源飯碗”殷切囑托，持續(xù)加大老油田效益開發(fā)力度，依靠科技創(chuàng)新和精細(xì)化管理，從油藏研究、開發(fā)調(diào)整、配套工藝、精細(xì)管理、示范區(qū)建設(shè)等全鏈條協(xié)同發(fā)力，精細(xì)研究，精準(zhǔn)挖潛，控制和降低遞減率和含水率上升速度，持續(xù)增強(qiáng)開發(fā)效果。

實(shí)踐表明，控制和降低老油田產(chǎn)量遞減率是一項(xiàng)長(zhǎng)期系統(tǒng)工程，必須依靠科技創(chuàng)新，加強(qiáng)專業(yè)融合研究，多舉措?yún)f(xié)同調(diào)整，精細(xì)化油藏管理。隨著技術(shù)不斷進(jìn)步，老油田依然具備長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的潛力，為我國(guó)能源安全和企業(yè)可持續(xù)發(fā)展再立新功。

（作者單位：中國(guó)石化石油勘探開發(fā)研究院）

塔河油田：降遞減“技能包”再升級(jí)

□王福全 謝 爽

西北油田塔河油田通過升級(jí)“注水+”“注氣+”等技術(shù)手段，有效應(yīng)對(duì)斷控型油藏含水上升、碎屑巖油藏調(diào)驅(qū)調(diào)流效益變差等難題，2023年自然遞減率控制在15.3%，比2022年降低1.5個(gè)百分點(diǎn)。

塔河油田以碳酸鹽巖縫洞型油氣藏為主，勘探開發(fā)20余年，累計(jì)生產(chǎn)原油近1.4億噸、天然氣390億立方米，面臨著自然遞減率高的難題。前幾年，油田自然遞減率曾近20%，相當(dāng)于每年要被“吞噬”超100萬噸產(chǎn)量。

如何更好地控制自然遞減率，是塔河油田保持長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵。

近年來，西北油田科研人員不斷深化油藏認(rèn)識(shí)，在量化注水、精細(xì)注氣等方面持續(xù)研發(fā)和應(yīng)用新技術(shù)、新工藝，控制自然遞減率取得顯著成效。

TP12-5CX單元是塔河油田控制自然遞減率的“示范田”。

2019年12月開始，科研人員通過精細(xì)研究平面分布、縱向展布、縫洞關(guān)系、控制程度及注采關(guān)系的優(yōu)先級(jí)，在該單元選擇油源充注點(diǎn)部署深部注水井TP281X井，同時(shí)，對(duì)井網(wǎng)開展適應(yīng)性評(píng)估，構(gòu)建出新的空間矢量注采井網(wǎng)，推動(dòng)實(shí)現(xiàn)了縫洞儲(chǔ)量控制最大化，TP281X井單元日產(chǎn)油能力由96噸提高至147噸。

兩年后，單元又出現(xiàn)水驅(qū)波及不均衡等新問題，日產(chǎn)量為60噸的TP12-5CX井出現(xiàn)水竄風(fēng)險(xiǎn)。

他們綜合地質(zhì)和地震資料，應(yīng)用結(jié)構(gòu)張量、相控反演、斷裂面疊加地應(yīng)力等手段，同步考慮斷裂指示因子，精細(xì)描述出斷裂面連通及分隔關(guān)系，將整體刻畫進(jìn)一步細(xì)化至內(nèi)部結(jié)構(gòu)刻畫描述，再結(jié)合油藏工程方法和油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)，刻畫出油氣通行的主要優(yōu)勢(shì)通道和次要通道。

此外，他們還對(duì)注水強(qiáng)度、注水周期和分水率等指標(biāo)進(jìn)行模擬量化、優(yōu)化，引導(dǎo)井組分水量達(dá)到均衡，化解了單元水竄風(fēng)險(xiǎn)。2024年初，TP12-5CX單元日產(chǎn)原油保持在130噸以上，穩(wěn)定生產(chǎn)。

“塔河油田控制自然遞減是一項(xiàng)長(zhǎng)期而艱巨的工作。我們堅(jiān)持緊密結(jié)合基礎(chǔ)研究與關(guān)鍵技術(shù)突破，持續(xù)加大建模數(shù)模一體化研究力度，推動(dòng)‘注水+’‘注氣+’技術(shù)迭代升級(jí)，解決好控遞減攻關(guān)中遇到的各類問題，為老區(qū)長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)作出新貢獻(xiàn)?！蔽鞅庇吞锔呒?jí)專家劉學(xué)利說。

實(shí)踐者說

西北油田勘探開發(fā)研究院副院長(zhǎng) 蔣 林：

隨著塔里木盆地油氣開發(fā)不斷深入，塔河油田縫洞型油藏開發(fā)對(duì)象在由大尺度走向中小尺度縫洞、近井走向遠(yuǎn)井、平面走向立體、宏觀剩余油走向微觀剩余油的過程中，常規(guī)控制遞減的手段已顯現(xiàn)適應(yīng)性不足等問題，亟待轉(zhuǎn)變思路，重新構(gòu)建降遞減開發(fā)體系。

“十三五”以來，我們通過開展縫洞型油藏注氣提高采收率機(jī)理、縫洞型油藏注氣數(shù)值模擬技術(shù)、規(guī)模注氣參數(shù)油藏工程快速設(shè)計(jì)方法等方面的研究，攻堅(jiān)克難，逐步形成了一套以氮?dú)鉃槊浇?、適用于縫洞型油藏的注氣提高采收率技術(shù)體系。

目前，這項(xiàng)技術(shù)體系已成為塔里木盆地縫洞型油藏降遞減、提采收的主導(dǎo)技術(shù)，其中“注氣+”低效治理技術(shù)實(shí)現(xiàn)了“注有效氣”的目標(biāo)。針對(duì)水竄導(dǎo)致單井注氣低效的問題，利用油藏工程方法，計(jì)算出水竄屏蔽壓差，按照“壓差匹配-能量博弈”的基本思路，開展注氣配套堵水方案設(shè)計(jì)。目前，這項(xiàng)技術(shù)應(yīng)用達(dá)500井次，增油50萬噸，成為注氣降遞減提采收、治理低效無效井的主要技術(shù)。

雖然目前取得了一定的成果，但仍有很多難題制約著塔里木盆地控制自然遞減效果，因此需要持續(xù)加強(qiáng)在深化基礎(chǔ)理論研究、強(qiáng)化注氣地質(zhì)工程一體化研究、探索提采新技術(shù)等方面的工作。

華北油氣：全生命周期管理 夯實(shí)氣井穩(wěn)產(chǎn)根基全

□馬獻(xiàn)珍 付豫蓉

“經(jīng)過20年的開發(fā)，大牛地氣田和東勝氣田已擁有2000多口氣井。當(dāng)前，氣田開發(fā)進(jìn)入中期階段，必須對(duì)已建成的老井全生命周期精心維護(hù)，控制好氣井遞減，才能延長(zhǎng)氣井經(jīng)濟(jì)壽命?！比A北油氣采油氣工程專家吳偉然介紹。

一般來說，氣井要經(jīng)歷自主攜液期、依靠泡排劑幫助攜液期、“泡排+”多項(xiàng)排水工藝技術(shù)及依靠機(jī)械排水等幾個(gè)階段。氣井的自噴期是最經(jīng)濟(jì)的生產(chǎn)期，越長(zhǎng)越好。

前幾年，東勝氣田上產(chǎn)壓力較大，新投產(chǎn)的氣井配產(chǎn)偏高，造成產(chǎn)量遞減較快，較短時(shí)間內(nèi)就進(jìn)入依靠泡排工藝階段。為使新井自噴期延長(zhǎng)，技術(shù)人員經(jīng)過反復(fù)探索，根據(jù)氣井不同的壓力、產(chǎn)水量等參數(shù)進(jìn)行差異化配產(chǎn)。2023年，華北油氣選擇東勝氣田19口氣井，按照無阻流量的1/6或1/7進(jìn)行合理配產(chǎn)，雖然初期減少了1700萬立方米的產(chǎn)量，但一年下來累計(jì)產(chǎn)量增加了4000萬立方米。通過合理配產(chǎn)，氣井的自主攜液期得到明顯延長(zhǎng)，部分氣井延長(zhǎng)400～500天，有的甚至兩三年，氣井累產(chǎn)氣量提升了20%以上。

隨著能量逐步降低，氣井進(jìn)入需要加注泡排劑的維護(hù)生產(chǎn)階段。近年來，隨著氣田開發(fā)層位增多，氣層產(chǎn)出水呈現(xiàn)復(fù)雜化，不同層位需要采用不同性能的泡排劑。2023年，針對(duì)東勝氣田高含凝析油起泡難的氣井，華北油氣與外部單位聯(lián)合研發(fā)了抗凝析油泡排劑，在10口井上試驗(yàn)，有效率達(dá)到90%，增產(chǎn)效果良好，下一步計(jì)劃推廣應(yīng)用。

當(dāng)氣井壓力下降，泡排效果不太好，出現(xiàn)斷續(xù)生產(chǎn)，這類氣井便進(jìn)入了“泡排+”階段，需要在加注泡排劑的同時(shí)實(shí)施多項(xiàng)輔助措施?！拔覀円牖燧斣鰤貉b置，通過降低井口壓力，將井內(nèi)積液吸出來。這項(xiàng)工藝適用于日產(chǎn)水小于5立方米的氣井，2023年應(yīng)用于63口井，增產(chǎn)效果顯著。”吳偉然說，“對(duì)于日產(chǎn)水5～10立方米或10～50立方米的氣井，我們采用抽油機(jī)排水、射流泵排水等采氣工藝；對(duì)于日產(chǎn)水50~100立方米的高含水氣井則采取電潛泵排水采氣工藝?！?/p>

2023年，華北油氣針對(duì)氣井生命周期內(nèi)不同井況采用不同技術(shù)措施達(dá)41萬余井次，工藝增產(chǎn)氣6.6億立方米，不僅提高了氣井采收率，而且減緩了氣田遞減率，將老井綜合遞減率控制在12%，比2022年降低了兩個(gè)百分點(diǎn)。

實(shí)踐者說

華北油氣分公司采油氣工藝專家 蔣文才：

隨著氣田開發(fā)不斷深入，大牛地氣田和東勝氣田地層壓力進(jìn)一步降低，含水上升，氣田控遞減、穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)難度持續(xù)加大，面臨低壓低產(chǎn)氣井排采工藝適應(yīng)性逐漸變差、高含水氣井井藏有效開發(fā)技術(shù)仍需完善提升、氣田排采工藝信息化整體水平程度偏低等諸多挑戰(zhàn)。

針對(duì)這些問題，華北油氣將圍繞排采主體技術(shù)升級(jí)完善、高產(chǎn)液氣井穩(wěn)定高效等方面開展關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)與試驗(yàn)。

一是精細(xì)低壓排采工藝技術(shù)體系。針對(duì)現(xiàn)用泡排劑在高含凝析油氣井中起泡、攜液能力差問題，研發(fā)高抗油特殊功能泡排劑，支撐氣田高含凝析油氣井穩(wěn)產(chǎn)；攻關(guān)研發(fā)智能化加注技術(shù)，實(shí)現(xiàn)氣井積液精準(zhǔn)診斷、藥劑及時(shí)自動(dòng)加注，推動(dòng)智能化氣田建設(shè)；針對(duì)高液氣比氣井低產(chǎn)階段井筒積液減產(chǎn)問題，開展柱塞氣舉工藝推廣及制度優(yōu)化，解決低壓低產(chǎn)氣井排采難題，目前已建立柱塞氣舉分公司級(jí)示范區(qū)。

二是完善高產(chǎn)水氣藏排采技術(shù)體系。初步形成了以“優(yōu)化配產(chǎn)+優(yōu)化管柱”為主自主攜液、以泡排為主輔助排液、以“混輸增壓+循環(huán)氣舉”為主立體排采、以“抽油機(jī)+射流泵”為主體機(jī)械排采的全生命周期排采技術(shù)。目前已建立循環(huán)氣舉、射流泵兩個(gè)集團(tuán)公司級(jí)排采工藝示范區(qū)。針對(duì)機(jī)械排采氣井合理生產(chǎn)制度尚不明確問題，開展高產(chǎn)水氣井儲(chǔ)層氣液兩相滲流機(jī)理研究，指導(dǎo)機(jī)械排水采氣生產(chǎn)制度優(yōu)化；打造智能化機(jī)械排采工藝管控平臺(tái)，及時(shí)預(yù)報(bào)氣井工況、診斷優(yōu)化，逐步推廣至射流泵等排采工藝，為含水氣藏排采工藝系統(tǒng)完善提供支撐；針對(duì)射流泵生產(chǎn)時(shí)率低的問題，通過規(guī)范標(biāo)準(zhǔn)化流程、改進(jìn)泵芯結(jié)構(gòu)等措施，實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)穩(wěn)運(yùn)行，支撐高含水氣藏開發(fā)示范區(qū)建設(shè)。

中原油田：精準(zhǔn)開發(fā) 增強(qiáng)可持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)能力

□楊 敏 吏濟(jì)蓮

近日，在中原油田濮城采油廠地質(zhì)研究所開發(fā)研究室內(nèi)，技術(shù)人員正在給濮城西區(qū)沙二下油藏“開小灶”。

濮城西區(qū)沙二下油藏是中原油田典型的多層非均質(zhì)油藏，由于井況、流線固定等問題，產(chǎn)量下降，自然遞減率一度高達(dá)20%。技術(shù)人員從治理方案入手，反復(fù)研究?jī)?chǔ)層變化規(guī)律，不間斷跟蹤油水井注采反應(yīng)關(guān)系，采取各種措施控制遞減率下降，截至目前該油藏日產(chǎn)油增加30余噸，自然遞減率下降15個(gè)百分點(diǎn)，開發(fā)狀況明顯改善。

圍繞集團(tuán)公司原油開發(fā)“提產(chǎn)能、控遞減、增可采、降成本”要求，中原油田以“增儲(chǔ)、治理、補(bǔ)能、提效”為基本原則，不斷強(qiáng)化老區(qū)油藏研究、水驅(qū)治理、注采調(diào)控、開發(fā)管理和工藝配套等，持續(xù)增強(qiáng)油田可持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)能力。

“2023年，中原油田自然遞減率為8.28%，已連續(xù)4年將自然遞減率控制在10%以內(nèi)，處于上游較好水平?！敝性吞锔呒?jí)專家郝振憲介紹。

在油藏研究方面，中原油田緊盯“精準(zhǔn)”二字，持續(xù)加大以明確剩余油潛力方向?yàn)楹诵牡挠筒鼐?xì)研究力度，不斷擴(kuò)大以建模數(shù)模為支撐的精細(xì)油藏描述單元規(guī)模，僅2023年便完成18個(gè)油藏基礎(chǔ)研究單元，地質(zhì)儲(chǔ)量1.09億噸，較2020年單元個(gè)數(shù)增加一倍，儲(chǔ)量覆蓋率翻倍，并不斷發(fā)展完善相控油藏精細(xì)描述、低序級(jí)斷層多手段定量刻畫及相控建模數(shù)模一體化剩余油描述等技術(shù)，剩余油認(rèn)識(shí)符合率持續(xù)提高。

在分類治理方面，中原油田加強(qiáng)廠院聯(lián)合一體化協(xié)作，推進(jìn)分類油藏綜合治理，深化注水示范區(qū)體制升級(jí)，通過“井網(wǎng)恢復(fù)重構(gòu)、層間細(xì)分重組、流場(chǎng)流線優(yōu)化、整體調(diào)剖調(diào)驅(qū)”治理主線，保證主力油藏開發(fā)形勢(shì)穩(wěn)定。“在精細(xì)油藏研究的基礎(chǔ)上，中原油田同步增加綜合治理單元數(shù)量和儲(chǔ)量規(guī)模，2023年產(chǎn)油量比2022年提升15%，自然遞減率比2022年降低9個(gè)百分點(diǎn)?！敝性吞镉蜌忾_發(fā)管理部采收率室主任徐之國(guó)介紹。

在注采調(diào)控方面，中原油田持續(xù)加大注水井措施實(shí)施力度，開展注水井專項(xiàng)治理，重點(diǎn)加大轉(zhuǎn)注、分注工作量，油藏平面完善程度、層間動(dòng)用狀況得到改善。2023年新增注水見效井546井次，見效累計(jì)增油5.8萬噸，較2022年同期增加7000噸，降低自然遞減率4.6%；持續(xù)加大動(dòng)態(tài)調(diào)控力度，建立三級(jí)預(yù)警機(jī)制，強(qiáng)化井組分類管理，開展變流線、周期、變強(qiáng)度、耦合等低成本調(diào)控技術(shù)，提高注水效果及效益。

中原油田將開發(fā)管理視為“重中之重”，建立“一塊一策”開發(fā)管理機(jī)制，按照四級(jí)治理模式有效壓實(shí)開發(fā)管理責(zé)任，每年編制“一塊一策”油藏治理方案，以12項(xiàng)水驅(qū)指標(biāo)為標(biāo)準(zhǔn)，分時(shí)段分重點(diǎn)緊密跟蹤單元開發(fā)指標(biāo)變化，做優(yōu)轉(zhuǎn)化點(diǎn)、擴(kuò)大增長(zhǎng)點(diǎn)、培養(yǎng)閃光點(diǎn)。2023年，144個(gè)油藏單元比2022年增加自然產(chǎn)量2.43萬噸。

實(shí)踐者說

中原油田油氣開發(fā)管理部副總地質(zhì)師 王 磊：

中原油田東濮老區(qū)歷經(jīng)40余年開發(fā)，目前存在一些問題制約著精細(xì)開發(fā)調(diào)整，造成自然遞減率控制難度加大。

一是井網(wǎng)老化。開發(fā)初期強(qiáng)注強(qiáng)采，加上經(jīng)過多輪次井網(wǎng)、層系調(diào)整，平面上主力層普遍水淹嚴(yán)重，縱向上層間動(dòng)用不均衡。非均質(zhì)油藏高含水期優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育，流線固化，注采低效循環(huán)，加上受構(gòu)造復(fù)雜、隔夾層、儲(chǔ)層非均質(zhì)性等因素影響，剩余油分布日趨復(fù)雜零散，認(rèn)識(shí)和挖潛難度大，穩(wěn)產(chǎn)難度大，自然遞減控制難度大。

二是井筒老化。油水井損壞比例高，嚴(yán)重影響水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量和可采儲(chǔ)量，加上成本因素制約，注水井長(zhǎng)期未檢管井存量大，轉(zhuǎn)化為事故井的風(fēng)險(xiǎn)加大，也造成自然遞減控制難度大。

三是技術(shù)老化。近些年開發(fā)投資大幅壓縮，中原油田大力優(yōu)化投資結(jié)構(gòu)，主要通過老井側(cè)鉆來確保井網(wǎng)的相對(duì)完整?！笆濉逼陂g實(shí)施側(cè)鉆井占新鉆井總井?dāng)?shù)的78.7%，小井筒、大斜度井增多，注采技術(shù)存在不配套現(xiàn)象，如精細(xì)分注技術(shù)、儲(chǔ)層分層改造技術(shù)等，加大了自然遞減控制難度。

江漢油田：高效管理模式 助力控遞減穩(wěn)存量

江漢油田員工在鐘99井查看井口壓力。宋國(guó)梁 攝

□夏 梅 朱守力 徐清洲

近年來，江漢油田樹立精細(xì)管理理念，加強(qiáng)氣井日常管理，持續(xù)開展老井綜合治理，做好原油老區(qū)精細(xì)注水，油氣田自然遞減率得到有效控制。2023年，涪陵頁巖氣田綜合遞減率下降為10.8%，原油老區(qū)自然遞減率為10.35%，創(chuàng)近10年最好水平。

在氣井精細(xì)管理上，江漢油田聚焦井筒、地面系統(tǒng)挖潛，強(qiáng)化日常動(dòng)態(tài)分析，開展智能間開排水采氣新技術(shù)研究，優(yōu)化集輸管網(wǎng)，持續(xù)釋放高負(fù)荷區(qū)氣井產(chǎn)能，降低集氣干線輸壓。技術(shù)人員按照“日、月、季、年、專題”五個(gè)層級(jí)的分級(jí)動(dòng)態(tài)分析模式，開展氣井全生命周期跟蹤分析，制定氣井不同階段的生產(chǎn)對(duì)策，分析氣井合理配產(chǎn)和間開生產(chǎn)制度，形成了高效基礎(chǔ)管理模式，保證氣井持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

針對(duì)涪陵頁巖氣田低產(chǎn)低效氣井治理難點(diǎn)，江漢油田開展工藝適用性、針對(duì)性、實(shí)用性研究，實(shí)施“一井一策”，2023年共開展老井綜合治理措施685井次，增氣4.05億立方米。他們積極推廣增壓、泡排、氣舉、機(jī)抽及“增壓+泡排”“泡排+氣舉”等排水采氣工藝，持續(xù)提升低地層能力井和“躺井”氣舉成功率，單井日均產(chǎn)氣量由1.1萬立方米提升到2.4萬立方米；持續(xù)推進(jìn)循環(huán)氣舉平臺(tái)、CNG（壓縮天然氣）氣舉工藝和U型管排采工藝試驗(yàn)，投運(yùn)37口泡排井，日均產(chǎn)氣量由1.81萬立方米提升到2.14萬立方米。

經(jīng)過多年開發(fā)，江漢油田老區(qū)含水高、產(chǎn)能低的開發(fā)單元逐年增多。面對(duì)自然遞減率增大、穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)薄弱的情況，他們優(yōu)選采收率、含水上升率、水驅(qū)控制程度、水驅(qū)動(dòng)用程度等10項(xiàng)指標(biāo)，開展油藏量化評(píng)價(jià)，將61個(gè)水驅(qū)開發(fā)單元細(xì)分為三類，并定期進(jìn)行評(píng)價(jià)打分定級(jí)，開展重點(diǎn)單元分類治理。通過強(qiáng)化油藏過程管理，自然遞減率有變好趨勢(shì)和穩(wěn)定單元共53個(gè)，分類治理取得較好效果。

聚焦精細(xì)注水，江漢油田持續(xù)優(yōu)化污水處理工藝、改進(jìn)藥劑投加方案、加強(qiáng)源頭水質(zhì)管理，提高水質(zhì)達(dá)標(biāo)率，提升欠注井注水能力，并在完善注采井網(wǎng)和加強(qiáng)動(dòng)態(tài)調(diào)水的基礎(chǔ)上，開展精細(xì)注采調(diào)整，讓油藏科學(xué)“喝水”。針對(duì)江漢油區(qū)地層水礦化度高的鹽湖盆地沉積油藏，科研人員提出利用產(chǎn)生的無機(jī)晶體堵塞高滲孔道的調(diào)剖新思路，通過物模實(shí)驗(yàn)優(yōu)化體系配方與注入方式，實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)封堵。2023年，江漢油田以提升注水三率、水驅(qū)兩個(gè)程度為目標(biāo)，利用老井進(jìn)行井網(wǎng)完善和細(xì)分注水，完成投轉(zhuǎn)注、關(guān)停井恢復(fù)等穩(wěn)基礎(chǔ)工作量水井407井次。

實(shí)踐者說

江漢油田研究院副總地質(zhì)師、采收率所所長(zhǎng) 吳 華：

江漢油田油氣藏類型較多，對(duì)我們而言，老油田如何做新注水這篇老文章、頁巖氣田如何做好提采這篇新文章，都是關(guān)鍵。

老油田過了“壯年期”，各項(xiàng)“指標(biāo)”不如以前，如井網(wǎng)完善程度、壓力保持水平等，欠注井多，導(dǎo)致穩(wěn)的根基不牢。圍繞做新注水文章，科研人員堅(jiān)持注水為先，強(qiáng)化油藏量化評(píng)價(jià)，診斷哪里該多注水、哪里該精細(xì)注水，進(jìn)而解決注水導(dǎo)向的問題。同時(shí)，根據(jù)注不進(jìn)水、補(bǔ)充能量有難度的區(qū)塊，攻關(guān)形成壓驅(qū)、調(diào)剖調(diào)驅(qū)等技術(shù)，從找油轉(zhuǎn)變?yōu)檎宜?，讓調(diào)水堵水成為開發(fā)工作日常，進(jìn)而解決注水對(duì)策的問題。通過一系列舉措，目前江漢老區(qū)水質(zhì)達(dá)標(biāo)率突破99%、自然遞減率控制在10.35%，實(shí)現(xiàn)了持續(xù)創(chuàng)優(yōu)。

涪陵頁巖氣田高效開發(fā)10余年，主要靠彈性開采，縱向上層系動(dòng)用不均。圍繞夯實(shí)穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)，科研人員攻關(guān)建模數(shù)模技術(shù)，著力打造“透明氣藏”，讓剩余儲(chǔ)量可視化，為立體開發(fā)提供技術(shù)支撐，推行全國(guó)產(chǎn)化重復(fù)壓裂，“吃干榨凈”剩余資源，同時(shí)通過泡排、增壓進(jìn)行補(bǔ)能，實(shí)現(xiàn)頁巖氣效益開采。著眼長(zhǎng)遠(yuǎn)，我們正攻關(guān)注氣提高采收率。目前，焦石壩區(qū)塊整體采收率提高到24.2%，相比開發(fā)之初增長(zhǎng)近1倍；涪陵頁巖氣田綜合遞減率為10.8%，實(shí)現(xiàn)了70億立方米產(chǎn)量硬穩(wěn)定。

江蘇油田：精細(xì)注水讓“老樹發(fā)新枝”

江蘇油田采油二廠班站技術(shù)人員加強(qiáng)油井生產(chǎn)狀況跟蹤分析，密切關(guān)注生產(chǎn)數(shù)據(jù)變化情況，及時(shí)做好動(dòng)態(tài)調(diào)整。 孫 燕 攝

□徐博誩聞 王 磊 李太偉

2023年，江蘇油田韋2斷塊自然遞減率為8.25%，采收率達(dá)到41.7%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于油田低滲透油藏采收率20%的平均值，走出了一條低滲透油藏提質(zhì)增效、效益穩(wěn)產(chǎn)的新路。

韋2斷塊是低滲透油藏“家族”的一員，平均滲透率10.1毫達(dá)西，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量634.29萬噸。隨著韋2斷塊步入開發(fā)中后期，油藏飽受含水上升加快、新井產(chǎn)能降低等難題困擾。如果沒有規(guī)模增儲(chǔ)，產(chǎn)量遞減加快將不可避免。如何才能讓開發(fā)了27年的老油田實(shí)現(xiàn)自然遞減率下降、產(chǎn)量效益提升？江蘇油田持續(xù)抓實(shí)以精細(xì)注水為核心的控遞減工程，大幅增強(qiáng)了油藏開發(fā)效果。

韋2斷塊自投入開發(fā)以來就實(shí)施注采同步，目前油藏壓力水平依舊可達(dá)到0.85，為油藏“喝上水、產(chǎn)出油”打下了良好基礎(chǔ)。

針對(duì)非均質(zhì)性嚴(yán)重、開采不均衡等問題，江蘇油田通過技術(shù)優(yōu)化，以動(dòng)用差層分類評(píng)價(jià)為重點(diǎn)，定量評(píng)價(jià)差層剩余潛力，開展平面分區(qū)治理，持續(xù)開展綜合流場(chǎng)調(diào)整?！拔覀兺ㄟ^調(diào)整水線，指引水往‘羊腸小路’上流動(dòng)，對(duì)剩余油進(jìn)行圍追堵截。”江蘇油田研究院開發(fā)二室副主任王磊說。

院廠聯(lián)合攻關(guān)，一方面通過實(shí)施注采井網(wǎng)再優(yōu)化，持續(xù)提高水驅(qū)控制和水驅(qū)動(dòng)用程度，使注采對(duì)應(yīng)不斷提升；另一方面通過水井動(dòng)態(tài)調(diào)配等手段實(shí)現(xiàn)均衡水驅(qū)。韋2-15井與韋2-9井屬于一個(gè)注采井組，通過油水井動(dòng)態(tài)調(diào)配，低部位韋2-15井含水下降，日增油3.1噸，高部位韋2-9井產(chǎn)量也逐步恢復(fù)。

由于韋2斷塊井段長(zhǎng)、多薄層，易發(fā)生層間干擾而影響層段動(dòng)用。江蘇油田研究院精細(xì)分注工作，采取“層段間細(xì)分層系、層系內(nèi)細(xì)分注水”方式，從“一級(jí)兩段”變?yōu)椤岸嗉?jí)多段”，從“跨層系分注”變?yōu)椤皩酉祪?nèi)分注”，從“按地層系數(shù)分段”變?yōu)椤鞍此蜖顩r分段”，建立了一套適合韋2斷塊的細(xì)分注水標(biāo)準(zhǔn)和差異化細(xì)分模式，實(shí)現(xiàn)了分注率100%。

地層油水關(guān)系是不斷變化的，如果注水不當(dāng)，就會(huì)造成旱澇不均，有的層喝撐了，有的層卻處于饑渴狀態(tài)。為此，開發(fā)人員“因?qū)又埔恕保ＷC水量能夠滿足每一層的需求，實(shí)現(xiàn)“層層都能注上水”。

近年來，韋2斷塊隨著水驅(qū)開發(fā)深入，重復(fù)酸化井逐年增多，但解堵效果不升反降。江蘇油田工程院加強(qiáng)注水井欠注原因分析，“對(duì)癥下藥”開展攻關(guān)，研發(fā)出“溶栓劑”，可高效溶蝕多種類型沉積垢，對(duì)天然大理石溶蝕率達(dá)到80%以上，同時(shí)為巖石表面刷上納米級(jí)保護(hù)膜，提高水相滲透率，暢通注水通道，確?！皩訉佣寄茏蛩?。韋2-88井措施前處于高壓注不進(jìn)的狀態(tài)，采用“溶栓劑”后，日增注達(dá)18立方米，有效期已穩(wěn)定80天以上。

實(shí)踐者說

江蘇油田開發(fā)管理部副總經(jīng)理 羅鈺涵：

對(duì)于江蘇油田來說，自然遞減率降低0.1個(gè)百分點(diǎn)，相當(dāng)于提升產(chǎn)量1000噸。為降低自然遞減率，江蘇油田開發(fā)戰(zhàn)線多措并舉，在理念、技術(shù)和管理上發(fā)力，讓水驅(qū)、二氧化碳驅(qū)、化學(xué)驅(qū)“三輪驅(qū)動(dòng)”，努力把存量資源“吃干榨凈”。

一是把注水這個(gè)最經(jīng)濟(jì)有效的穩(wěn)產(chǎn)法寶用好用精。立足建模數(shù)模迭代升級(jí)、開發(fā)效果量化評(píng)價(jià)、水驅(qū)潛力定量評(píng)價(jià)三項(xiàng)基礎(chǔ)研究，以層系井網(wǎng)重構(gòu)、精細(xì)分層注水、精細(xì)流場(chǎng)調(diào)整、一體化綜合治理四類精細(xì)注水示范區(qū)建設(shè)為抓手，持續(xù)拓展老區(qū)精細(xì)注水工作，擴(kuò)大水驅(qū)示范效應(yīng)，有力支撐油田遞減硬控制。

二是大力推動(dòng)技術(shù)創(chuàng)新，提質(zhì)擴(kuò)量二氧化碳驅(qū)技術(shù)攻關(guān)與現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。鞏固雙低油藏二氧化碳驅(qū)成果，擴(kuò)大難動(dòng)用儲(chǔ)量注二氧化碳規(guī)模，加強(qiáng)致密油、頁巖油注二氧化碳研究及應(yīng)用，穩(wěn)步推進(jìn)中高含水油藏二氧化碳驅(qū)工作。同時(shí)，積極探索中低滲油藏水驅(qū)后進(jìn)一步降低自然遞減率技術(shù)道路。

三是推進(jìn)精細(xì)管理，做好精益生產(chǎn)。深化油藏經(jīng)營(yíng)管理，加強(qiáng)動(dòng)態(tài)跟蹤分析，精準(zhǔn)實(shí)施分類治理。通過精細(xì)區(qū)塊治理和系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整，努力提高儲(chǔ)量動(dòng)用率、采收率、開井率，提高開發(fā)效益，降低噸油完全成本。