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    油井高产的原动力是充足的地层能量。胜利油田特高含水油藏主要是整装、断块等中高渗透油藏，年产油1100多万吨，占据总产量的半壁江山。但通过常规开发技术调整提高中高渗特高含水油藏采收率的幅度有限。胜利油田为此创新提出“人造高压油藏”开发理念，探索形成断块油藏人工边水驱、极复杂断块油藏注采耦合、整装油藏层系互换人造高压均衡开发、低渗透油藏二氧化碳高压混相驱等人造高压开发技术系列，目前已覆盖地质储量1.62亿吨，累计增油265万吨，预计可提高采收率2~10个百分点。本版文字除署名外由贾玉涛 代俭科提供

    本报讯 记者王东奇 通讯员贾玉涛 代俭科报道：自2020年底实施大排量注水至今，义184-斜9井油压从5兆帕逐渐恢复至28兆帕，日产油从8吨升至18吨以上，回到了两年前投产初期的状态。

    同样，义184-斜6井组于2020年底累计注水14天，累计注入1.6万立方米水后，井组产液量、产油量明显升高，实现连续自喷生产。

    这是胜利油田在“人造高压油藏”开发技术上的成功探索。

    油井高产的原动力是充足的地层能量。胜利油田抓住恢复地层能量这一关键点，提出“人造高压油藏”的开发理念，形成断块油藏人工边水驱、极复杂断块油藏注采耦合、整装油藏层系互换人造高压均衡开发、低渗透油藏二氧化碳高压混相驱等人造高压开发技术系列，目前已覆盖地质储量1.62亿吨，累计增油265万吨，预计提高采收率2~10个百分点。

    提高采收率是油气开发的永恒课题。胜利油田特高含水油藏主要是整装、断块等中高渗透油藏，年产油1100多万吨，占总产量的半壁江山。

    胜利油田开发首席专家、勘探开发研究院院长杨勇介绍，特高含水油藏采出程度仅有29.2%，剩余储量规模大、品位好，大幅度提高采收率对于增加经济可采储量、实现油田可持续发展意义重大。

    目前，胜利油田特高含水油藏动用储量近28亿吨。“采收率每提高1个百分点，相当于发现1个亿吨级大油田。”杨勇说，但近10年来，常规开发调整技术提高中高渗特高含水油藏采收率幅度有限，仅为2~4个百分点。

    据介绍，世界上水驱采收率最高的油田是俄罗斯的罗马什金油田，采收率达到56%。该油田地质储量45.6亿吨，采出程度51.8%，1993年含水率达到87.5%，近30年保持含水不升、产量稳定，证明水驱同样可以实现较高采收率。

    胜利油田勘探开发研究院科研人员仔细分析发现：罗马什金油田高采收率的重要因素是保持高压开发。

    他们随即开展室内试验，发现只要保持油藏能量、提高驱替压力梯度，就可以动用更小级别孔喉里的剩余油。

    但现实是：胜利油田中高渗油藏地层压力保持水平较低，难以建立高驱替压力梯度。

    “不同类型油藏需要不同驱替方式来提高采收率，但从根本上讲，要有充足的地层能量。”杨勇说，开发初期，很多油井都是自喷生产，不需要水驱、化学驱等方式就会有较高的产量。

    提高采收率研究，回到了最初的起点：提高地层能量。

    其实，胜利油田早就尝试通过恢复地层能量提高采收率。东辛油田辛1沙-4断块，在2008年底时仅开井1口，日产油0.4吨，综合含水率达到97.7%，处于近废弃状态。

    2009年，科研人员通过攻关，利用老水井8口，拉大注采井距，加大单井日注水量。1年后，油藏压力提升到原始地层压力的1.2倍，形成了人工强边水高压油藏，油井开井后全部自喷生产。整个试验阶段，未钻一口新井，断块日产油从0.4吨增至54.6吨，含水率降至60%。

    “这个试验的关键，一是将注水井距拉大，改变过去形成的注水主流线；二是大量注水不开采，在油藏周边形成巨大的‘水墙’，提高地层能量。”杨勇说，当压力达到一定程度，再次开井，地下水体就像一个巨大的活塞，将零散剩余油推走。

    这个试验证实了人造高压方式提高采收率的可行性。随后，各类试验在不同类型油藏展开。

    极复杂断块油藏单块含油面积小，科研人员提出“油水井不见面”的注采耦合开发方式，先快速给油藏整体补充能量，油井关井或错层生产，待形成高压油藏后再生产。目前，注采耦合技术已推广115个单元，覆盖上亿吨地质储量，增加可采储量224万吨，增产原油126万吨。

    对于整装油藏，科研人员采用层系互换人造高压均衡开发技术，在剩余油潜力区人造局部高压，重塑注采流线，解决地层“饥饱不均”的难题。该技术预计可覆盖地质储量3.1亿吨，增加可采储量500万吨以上。

    对于低渗透油藏，胜利油田开展二氧化碳驱试验，实现高压混相驱技术的突破。该技术预计可提高采收率7~20个百分点，增加可采储量潜力在1.2亿吨以上。