李 军

 

从19.4%到8.8%，胜利采油厂自然递减刻画出了一条稳步下降的折线图。

十余年来，无论油价高低，采油厂1.2亿元以上的水井作业投入始终不曾减少。“水驱油藏是采油厂开发的基本盘，是开发效益的压舱石，而水驱开发保持产量稳定‘井网是基础、注好水是关键’。”胜利采油厂厂长、党委副书记明玉坤介绍说。该厂始终保持强化注水工作的战略定力，坚持以水为先，保障注水投入，落实基础井网完善、分层注水工艺配套、地面水质系统提升全链条一体化治理，探索出了老油田高质量开发的有效途径。该厂2023年超交原油2.25万吨，2024年1—6月份超交原油2.50万吨。

       胜采厂技术人员开展分层注水工艺技术攻关

一个十五年的水驱指标提升规划

水驱控制程度、注采对应率、分注率分别提升了10个百分点、7个百分点、10个百分点……胜利采油厂近年来各项开发技术指标持续向好。

该厂管理的胜坨油田是一个多层砂岩、以水驱为主的整装老油田，历经60多年的开发，早已进入特高含水开发后期，综合含水率高达96.3%，“三高”特征显著。井网、井筒、地面老化严重，自然递减率上升，产量下滑，油田开发遇到了前所未有的困局和挑战。

处于高含水、高采出程度的老油田是否仍有潜力？该厂通过研究认为，普遍分布区与差异富集区都有大幅提高采收率空间，理论预测水驱采收率可以达到60%以上。

“通过取心井追踪、剩余油赋存规律研究、油藏精细描述等工作，我们转变了认识。之前认为地下处处高含水、层层高含水、到处都是水，现在认识到剩余油普遍分布、局部富集、到处都有油。观念一转，我们由此坚定了‘老油田仍有大作为’的信心，深刻认识到坚持以水为先、系统治理是有效实现水驱开发老油田稳产的‘先手棋’。”明玉坤说。

“注水工作是基础，如果一味地抓油井措施，忽略了水井治理，用不了多久问题就会显现出来。”明玉坤认为，“这种‘重油轻水’的上产，其实是在给自己‘挖坑’，一旦失去了稳产基础，产量会更加被动。”

为此，该厂制订水驱稳产关键指标“三个五年”提升规划，强化注水工作，确保从2010年到2025年实现水驱储量控制程度、注采对应率、分注率、水质达标率等注水指标大提升。

      胜采厂技术人员围绕老区自然递减展开精细分析工作，落实注水资料

一根防腐油管

胜坨油田是多层系、非均质性的水驱开发油藏。一段时间以来，井下油管、配水器等分注工具一度失效，尤其是注水井油管类型混杂，可靠性较差，失效水井数达到223口，不清层401个，影响水量2.6万立方米，近五分之一的注水是无效注水，成为制约油藏开发的突出问题。

解决好油管问题，事关重大。胜利采油厂开展防腐油管调研。经过几年的试验、评价、跟踪、改进，定型选用镀钨合金油管，并坚持长效投入“应投尽投”，油管可靠性年限由1～2年延长到5年以上，失效井数大幅下降。

“只要能创造更大的效益，再多的花费也是高效成本，花再少的钱不产生价值也是浪费。”该厂采油工程首席专家徐加军说，“如果用普通油管，从长寿命的角度来看，失效井多了、修井多了、对油藏影响的产量多了，看似省钱，其实花得更多。”

水井井下分注全体系的长寿命，才是真正的长寿命。除油管外，该厂还把精力重点投入到水井工具的无短板长寿命工作中，对每口作业井做到“三到现场、四不放过”，按照制订的标准进行精准描述，年均拆解各类工具150余套，通过大调查找准了问题所在。该厂坚持工具拆解找问题、反复论证定方向、实验评价性能和下井持续跟踪“四步闭环”管理模式，持续改进封隔器、配水器等配套工具，分注管柱有效期达到1500多天。

胜采厂技术人员正在作业现场跟踪油管使用情况，改进配套工具，提高应用成效

一口水井注五个层位

ST3-4-103应用测调一体化技术实施了五层分注，每个层位每天注水从30m³到80m³不等，分注合格率100%，减少无效注水量12.7万m³，实现了分得开、注得上。

分层注水，是为了满足不同层位的不同需求。胜坨油田共有7套含油气层段、26个砂层组、93个小层，储层非均质性严重。

“不同层位渗透率差别很大。”胜利采油厂党委常委、总地质师吴媛媛说，“不分层注水，水会源源不断进入高含水的主力层，起不到对非主力潜力层的良好驱油效果，会造成水淹快、含水升。”

通过7项结构改进和5次材料升级，该厂形成了具有胜采特色的测调一体化细分技术，率先实现陆上油田五层、六层分注。

水井套管严重的套损情况，是分层注水的第一个“拦路虎”。面对套损加剧、储量失控的严峻形势，该厂自主研发了贴堵技术，再造新井壁，贴堵较打新井、侧钻具有较高的低成本优势，验证有效期超过了12年。多年来，该厂累计施工1133井次，恢复地质储量3500万吨。

注水水质是能否分层的一个关键。主力油层多为高渗透油层，可以“吃粗粮”，而非主力油层注水压力高，必须“吃细粮”。胜利采油厂不断提升注水水质，实现了C级、B级水质100%全覆盖，A级水质达到90%，水质达标率大幅提升。

地面围绕油藏调整持续配套。该厂改造地面注水站点，建设精细水处理系统4套，地面升压柱塞注水站6座，辐射老区综合调整单元、新区产能建设单元34个。

通过综合注水技术的不断集成与创新，该厂开井率、注水对应率、层段合格率三项指标持续向好，老油田效益稳产基础持续增强。今年上半年，该厂实现原油产量超产，1—6月自然递减率完成8.8%，下降0.4个百分点，含水上升率﹣1.10，实现负增长，动液面回升22米，水驱开发保持了良好态势。