□庞世乾 李超君

    化学驱整体采收率突破50%，正注聚单元含水率在谷底维持10年以上，平衡油价保持在40美元/桶以下……作为整装油藏，胜利油田孤岛油田的各项生产经营指标格外亮眼。今年，孤岛采油厂盈亏平衡油价降至40美元/桶以下。

    老油田进入开发后期，油藏开发主要矛盾发生重要变化。孤岛采油厂摸准不同开发阶段的油藏脉搏，以理念创新带动技术创新、管理创新，提升了价值创造能力，引领整装油藏高效开发，孤岛油田先后7次获评中国石化高效开发油田。

    打破“稠油必须热采”禁锢

    孤岛采油厂连续15年稳产原油100万吨。近年来，周期产油量持续走低，周期油汽比接近界限值，注蒸汽吞吐开发吨油成本持续上升，油井套损率达到45.4%。

    如果继续实施热采吞吐，采收率能达到40%，但稠油产量递减的态势难以改变。是继续加大注汽开发力度，还是另辟蹊径？研究人员认为，如果实施化学驱，采收率可以在50%~55%，实现稠油产量持续上升。

    “十二五”期间，孤岛采油厂开展了东区南馆3-4高黏油藏化学驱先导试验，采收率提高15个百分点，日产油从251吨升至800吨，至今保持在600吨以上，含水率下降15个百分点。2021年起，他们着眼产量有序接替，在7个单元规模实施降黏化学驱，覆盖储量4500多万吨。

    按照“先注水补充能量，适时转降黏化学驱”的思路，该厂累计稠油转注187个井组，收效油井641口。

    与2018年底相比，如今全厂年注汽量由131万吨减至28.3万吨，实现了运行模式、措施结构、注水结构、用能结构的良性转变，减少碳排放量15.4万吨。

    解开“高含水假象”谜团

    之前，GDD11-22井两个油层合采，含水率高达94%，日产原油2吨。通过排查分析，技术人员确定该井高含水主要是因为其中一个油层的地层能量高、含水率高。2021年8月，他们对该井实施单采馆3-2层后，含水率下降40个百分点，日产油升至11.5吨。

    高含水可谓整装油田的“魔咒”。特高含水后期，剩余油呈现“普遍分布、高度分散、差异富集”的特点。

    但从取芯井资料来看，整装油田平均含油饱和度在38%左右，而各层饱和度差异较大，从50%到20%不等，仍具有较好的剩余油物质基础。

    “一口井含水率为98%，绝对不是地层里的含水率就达到98%，地层含水率有可能只有20%。”孤岛采油厂副厂长姚秀田认为，“特高含水期油藏不同油层存在多种差异，高含水是一种现象，更是一种假象，多层合采井只要存在差异，就会导致层间矛盾突出。”

    近年来，孤岛采油厂围绕高含水潜力认识，把单井采单层作为特高含水期最有效开发手段，精细挖潜高采收率、高采出程度的水驱单元，实现特高含水期的精准开发。

    2021年至今，该厂在68口井实施单井采单层措施，日产油量提高5倍，平均含水率下降16.4个百分点。

    “没有油藏条件的好与坏，只有开发水平的高与低”

    中一区Ng7-10单元依靠边底水天然能量低速低效开发，在强化精细油藏研究基础上，孤岛采油厂实施大修扶停、补孔改层等措施，分层系重建井网，日产油由22吨升至55吨。

    中二南中馆1+2单元储层砂体分布零散，井网控制程度低、防砂难度大，低液井多，一直低速低效开发。通过治理，日增油35吨，自然递减率下降5.2个百分点。

    “我厂治理‘双低’单元的成果说明，没有油藏条件的好与坏，只有开发水平的高与低。”孤岛采油厂厂长张岩说。按照胜利油田制定的标准，孤岛采油厂已经没有“双低”单元，但他们还是在内部筛选出注采不完善、井控程度低、能量保持水平低的相对“双低”单元20个。

    围绕“采出程度低于30%、采油速度不能低于0.5%”目标，该厂通过深化油藏认识、优化资源组合、升级技术体系、补齐能量短板等多专业一体化治理，自然递减率由16.5%降至7.7%，年产油量增加3.4万吨。