大港油田精细注水探寻效益稳产解析（图）

  “水袖善舞”缚油龙
  [中国石油新闻中心2023-05-09]
  今年前4个月，大港油田生产原油130.7万吨。其中，老油田产量占90%以上，发挥了“压舱石”的作用。
  大港油田已开发近60年。面对剩余资源劣质化加剧、开发成本居高不下、效益稳产难度大的情况，大港油田将今年定为开发基础年，开展稳产攻坚战，努力蹚出一条水驱控制递减率的新路径。
  建立常态机制
  全油田共下水驱控递减“一盘棋”
  对大港油田来说，老区产量稳则整体产量稳。进入“十四五”以来，大港油田老区自然递减率呈加大趋势，如果不加控制，将对油田稳产造成严重影响。
  对于油气田企业来说，油气产量是立身之本、发展之基、效益之源。面对生产的严峻形势，大港油田积极应对，2022年开始，对各基层单位、各油田稳产状况调研分析，把脉问诊，探寻稳产之策。
  在调研中发现，老油田自然递减率上升除了复杂的地质条件等客观因素之外，还与思想认识、研究精度、基础管理不到位等有关系，特别是部分基层单位把稳产上产的希望过多地寄托在打新井、建产能上，对控制递减率的重视程度不够，对地下油藏构造、渗流场、剩余油分布、砂体注采对应关系的分析研究不透，部署井位、编制方案的针对性和系统性不强。
  经过多轮调查研究，大港油田油气开发系统形成了“注水就是控递减、增可采、提采收率”的新理念，达成了“精细注水是油田开发最成熟、最经济、最有潜力的技术”的共识。
  今年年初开始，大港油田统筹油井增产量和水井控递减两项工作，对标股份公司平均水平、兄弟单位先进水平，坚持问题导向，有的放矢推动老油田注水治理。同时，把水驱控制递减率作为“一把手”工程推进实施，成立工作专班，建立月度例会制度，做好注水工作跟踪评价。
  实施过程中，大港油田推行挂图作战，系统梳理地质、井筒、地面、管理方面的问题，制定措施、明确责任，建立运行大表。月度例会则以运行大表为抓手，盯目标、盯节点、盯责任、盯进度、盯效果，强力推进注水工作方案执行，确保抓铁有痕、踏石留印。仅2月份，就梳理出4方面18项问题及需求。
  常态化运行机制的建立，开启了油田上下共下水驱控递减“一盘棋”的新格局，为高质量推进注水工作奠定了坚实基础。
  技术靠前支撑
  注水控递减从“精细”迈向“精准”
  在注水新理念和新机制的引领下，大港油田科研人员靠前支撑，和各采油单位同向联动，合力攻坚水驱控递减工作。
  大港油田以复杂断块油藏为主，构造破碎、砂体小、储层连续性差，给井网完善、提高采收率带来挑战。大港油田勘探开发研究院科研人员在原有精细油藏描述基础上，攻关形成了高精度油藏描述新方法，创立了“岩芯相、测井相、地震相”多相耦合井震构型精细表征方法，创建了米级断层、厘米级储层构型和渗流场共控的剩余油表征方法，创新了基于地震数据深度学习的智能识别技术，实现了0.1平方公里小微地质体精准刻画，为精准做好水驱控递减工作奠定了地质认识基础。
  以建设国内一流数智化油田为契机，大港油田探索推动港西、港东、枣园、小集等主力油田油藏描述成果数字化、研究过程协同化。创建的精细油藏描述项目智库为成果集中管理、自动发布和共享应用服务提供了平台，大大提升了注水研究的效率和精度，为老井控递减工作提质增效注入了新动能。
  从影响稳产的主控因素入手，大港油田建立完善了油藏渗流场表征、评价与调控技术方法，推广应用“新井投注植流场、转注修复补流场、增注检管稳流场、调剖分注匀流场”的渗流场调控模式，积极构建“注水有井点、井点有作用、作用能发挥”的注水新格局。
  大港油田按照“整装性、整体性、效益性、连续性”原则，形成了“一藏一策”注水策略，即通过提升注水精细程度均衡动用高渗透油藏，通过优化开发层系、注采井网、井身结构提升中渗透油藏井网控制程度，通过提升注水见效程度有效驱替低渗透油藏。得益于先进科学技术的强力支撑，大港油田的水驱控递减工作逐渐从“精细”迈向“精准”。
  “五大工程”发力
  打通增能蓄能“最后一公里”
  今天的注水质量就是明天的原油产量。大港油田精心部署“五大工程”，系统推进水驱控递减工作，打通增能蓄能“最后一公里”。
  “五大工程”涵盖井网完善“百口井”工程、精细分注“百口井”工程、调剖调驱“百口井”工程、攻欠增注“百口井”工程和注水水质提升工程。每项工程聚焦注水现状中的一个痛点或难点发力，在各个击破的同时形成了一套水驱控递减组合拳。
  调剖调驱“百口井”工程重点攻关优化中高渗油藏多轮次调驱技术，优化不同类型油藏、不同开发阶段调剖调驱技术，研发绿色低成本调剖调驱体系，解决中高渗油藏多轮调剖调驱效果难保持的问题。攻欠增注“百口井”工程旨在攻关推广以“增能解堵驱+蓄能吞吐采”为核心的低渗油藏增能注水技术，形成不同类型油藏“增能注水+”技术。
  注水水质提升工程，则主要攻关高效常规水处理技术和低渗油田精细水处理技术，解决现有水处理系统适应性差的问题。结合水处理系统运行年限长、设备设施老化严重、水稳定达标难度大等现状，攻关应用高效一体化处理技术，将实施站场水质达标率提升至100%。针对大港油田低渗开发处理系统的空白，依托枣园/王官屯“压舱石”工程，重点开展膜处理技术试验与示范建设，形成适宜的低成本处理技术。
  “五大工程”的深入实施，疏通了水驱开发的堵点，助推注水系统运转更加顺畅高效。截至4月底，大港油田水井措施工作量完成年度计划的48.8%，治理区块注水井开井率同比上升5.9个百分点，注采对应率同比上升1.2个百分点，自然递减率同比下降至5.3%，开发形势日趋向好。（记者?张敬潇?通讯员?章晓庆?罗波）
  专家点评》》》
  持续创新支撑老油田稳产
  □罗波（大港油田勘探开发研究院企业高级专家）
  在进入开发后期、老井无法依靠地下弹性能量自喷开采的情况下，老油田要通过注水或注入聚合物补充地层能量后开采。对中国石油来说，老油田的年产量占比达到80%以上，而老油田80%以上的产量又来自于注水开发。目前，在老油田开发中，注水仍是技术上最成熟、经济上最有效、资源上最有潜力的开发方式。
  和国内其他老油田一样，开发近60年的大港油田经过多轮次的开发调整及注水挖潜，油藏非均质性进一步增强，优势渗流通道普遍发育，剩余油高度分散，综合含水率已高达91.6%，可采储量采出程度也高达79.2%，整体已进入“双高”开发阶段。同时，大港油田属于典型的复杂断块油田，不仅内部低级序断层发育，含油面积小于0.5平方公里的自然断块占70%以上，而且井网基础相对薄弱，套损套变井数量逐年增加，注采矛盾日益凸显，水驱油藏的稳产难度越来越大。
  今天的注水质量就是明天的原油产量。注水质量和效果除了与复杂的地质条件等客观因素有关之外，还与人们的思想认识、研究精度、基础管理等有很大关系。只有把注水工作作为一项系统工程深入推进，才能提高注水质量。大港油田将注水工程作为“一把手”工程常抓不懈，按照“注好水、注够水、精细注水、有效注水”技术思路，因藏施策、分类治理，每个月召开专项工作会对注水治理工作进展及效果进行深入分析，以月保年，走出了一条以理论创新、管理创新、技术创新为支撑的精准注水控制递减率的新路径，对同类老油田稳产上产具有重要的现实意义。
  随着勘探开发的深入，老油田新增储量劣质化趋势日益加剧，低渗透储量将是推动原油稳产上产的重要接替资源。面对低渗油藏注不进、采不出的难题，需要在理论、技术和管理创新上狠下功夫，加快推动低品位储量向产能产量转化。当前，大港油田聚焦低渗透油藏开发，牢固树立“压裂是根、注水是魂”的理念，并以“压舱石”工程为依托，加大枣园、王官屯、周青庄等地区低渗透油藏的治理力度，进一步强化技术攻关，优化开发方式，着力打造数个低渗透油藏效益开发示范区，尝试探索低渗透油藏高效开发新路径，夯实老油田高质量发展基石，为保障国家能源安全贡献大港力量。（张敬潇采访）