□杨 敏 吏济莲

    近日，在中原油田濮城采油厂地质研究所开发研究室内，技术人员正在给濮城西区沙二下油藏“开小灶”。

    濮城西区沙二下油藏是中原油田典型的多层非均质油藏，由于井况、流线固定等问题，产量下降，自然递减率一度高达20%。技术人员从治理方案入手，反复研究储层变化规律，不间断跟踪油水井注采反应关系，采取各种措施控制递减率下降，截至目前该油藏日产油增加30余吨，自然递减率下降15个百分点，开发状况明显改善。

    围绕集团公司原油开发“提产能、控递减、增可采、降成本”要求，中原油田以“增储、治理、补能、提效”为基本原则，不断强化老区油藏研究、水驱治理、注采调控、开发管理和工艺配套等，持续增强油田可持续稳产能力。

    “2023年，中原油田自然递减率为8.28%，已连续4年将自然递减率控制在10%以内，处于上游较好水平。”中原油田高级专家郝振宪介绍。

    在油藏研究方面，中原油田紧盯“精准”二字，持续加大以明确剩余油潜力方向为核心的油藏精细研究力度，不断扩大以建模数模为支撑的精细油藏描述单元规模，仅2023年便完成18个油藏基础研究单元，地质储量1.09亿吨，较2020年单元个数增加一倍，储量覆盖率翻倍，并不断发展完善相控油藏精细描述、低序级断层多手段定量刻画及相控建模数模一体化剩余油描述等技术，剩余油认识符合率持续提高。

    在分类治理方面，中原油田加强厂院联合一体化协作，推进分类油藏综合治理，深化注水示范区体制升级，通过“井网恢复重构、层间细分重组、流场流线优化、整体调剖调驱”治理主线，保证主力油藏开发形势稳定。“在精细油藏研究的基础上，中原油田同步增加综合治理单元数量和储量规模，2023年产油量比2022年提升15%，自然递减率比2022年降低9个百分点。”中原油田油气开发管理部采收率室主任徐之国介绍。

    在注采调控方面，中原油田持续加大注水井措施实施力度，开展注水井专项治理，重点加大转注、分注工作量，油藏平面完善程度、层间动用状况得到改善。2023年新增注水见效井546井次，见效累计增油5.8万吨，较2022年同期增加7000吨，降低自然递减率4.6%；持续加大动态调控力度，建立三级预警机制，强化井组分类管理，开展变流线、周期、变强度、耦合等低成本调控技术，提高注水效果及效益。

    中原油田将开发管理视为“重中之重”，建立“一块一策”开发管理机制，按照四级治理模式有效压实开发管理责任，每年编制“一块一策”油藏治理方案，以12项水驱指标为标准，分时段分重点紧密跟踪单元开发指标变化，做优转化点、扩大增长点、培养闪光点。2023年，144个油藏单元比2022年增加自然产量2.43万吨。

    实践者说

    中原油田油气开发管理部副总地质师 王 磊：

    中原油田东濮老区历经40余年开发，目前存在一些问题制约着精细开发调整，造成自然递减率控制难度加大。

    一是井网老化。开发初期强注强采，加上经过多轮次井网、层系调整，平面上主力层普遍水淹严重，纵向上层间动用不均衡。非均质油藏高含水期优势渗流通道发育，流线固化，注采低效循环，加上受构造复杂、隔夹层、储层非均质性等因素影响，剩余油分布日趋复杂零散，认识和挖潜难度大，稳产难度大，自然递减控制难度大。

    二是井筒老化。油水井损坏比例高，严重影响水驱动用储量和可采储量，加上成本因素制约，注水井长期未检管井存量大，转化为事故井的风险加大，也造成自然递减控制难度大。

    三是技术老化。近些年开发投资大幅压缩，中原油田大力优化投资结构，主要通过老井侧钻来确保井网的相对完整。“十三五”期间实施侧钻井占新钻井总井数的78.7%，小井筒、大斜度井增多，注采技术存在不配套现象，如精细分注技术、储层分层改造技术等，加大了自然递减控制难度。