□ 集团公司高级专家 王建勇

    “十三五”以来，中国石化通过持续加强基础地质研究、加大稳产基础投入，以完善注采井网、补充能量为核心，以示范区建设和推广为抓手，全面增强开发效果，实现了自然递减率持续下降，由2016年的11.2%下降到2023年的10.3%，其中，胜利油田9.5%、西北油田14%、中原油田9.5%、河南油田12.6%、江苏油田8.9%、江汉油田10.3%。

    持续加强油藏精细描述。针对不同类型油藏描述难点和重点，持续加强基础地质研究，不断扩大精细油藏描述规模。整装油藏主要加强高耗水层带识别、储层构型分析和流场描述，断块油藏主要加强低序级断层识别，低渗油藏主要加强滩坝砂薄互层预测和砂砾岩有效储层预测。“十四五”以来，成果应用到老区调整、提高采收率、注采调整等方案编制，其中2021~2023年老区整体调整累计新建产能161万吨。

    持续加强精细注水管理。一是加大注采完善力度、投转注力度，重点围绕提高东部老油田复杂断块、低渗油藏的水驱控制程度和地层压力保持水平，进一步加强注采井网完善；强化停产停注井治理，2021~2023年实施大修扶停、套损井治理4050口，恢复产能125万吨，恢复可采储量1620万吨。二是加强精细分注，针对不同油藏、不同工况精细注水需求，按照“应分尽分、韵律细分”思路，配套系列化精细分层注水技术；针对深层分注、压驱分注、智能分注需求，加强配套技术攻关。三是加大流场精细调整力度。进一步完善不同类型油藏产液结构调整思路及方向，加大流线流场调整、周期注采等低成本技术应用，控减低效无效水循环，减缓自然递减率，降低能耗与生产成本。四是加强精细注水示范区建设与推广，针对不同类型油藏注水开发的突出矛盾，建立了五类精细注水开发示范区，引领同类油藏开发工作水平的全面提升。中国石化水驱油藏开发效果持续增强，水驱控制（动用）程度、压力保持水平持续提升，综合含水率稳中趋降，自然递减率持续降低。水驱控制程度由2018年的67%上升到2023年的70.2%，水驱动用程度由2018年的58.3%上升到2023年的61.6%，压力保持水平由2018年的72.4%上升到2023年的72.7%，含水率稳中趋降，自然递减率由2018年的10.8%降至2023年的10.2%。

    狠抓稠油提质增效。持续加强全过程热效管理和蒸汽流场调整，推进小井距加密、化学辅助蒸汽驱、降黏冷采技术应用，产量、油汽比总体保持稳定，产油量稳定在480万吨左右，油汽比稳定在0.57左右。

    狠抓缝洞型碳酸盐岩油藏高效调整。针对断控油藏进入含水快速上升阶段、风化壳油藏低注高采注气效果变差的矛盾进行分类调整治理，持续精细注水、优化注气，持续扩大注水注气规模。风化壳油藏主要实施重构井网、水驱流场流道调整、规模气顶驱，断溶体油藏主要实施完善井网、“核部堵水+提前注气、翼部采油”的一体化调整治理方式。注水增油量从2016年的58万吨提高到2023年的79万吨，注气增油量从2016年的44万吨提高到2023年的109万吨，自然递减率由2016的22.3%降至2023年的14%。

    为了持续夯实老区稳产基础，持续降低自然递减率，要以保持层系井网完整性为目标、以恢复地层能量为核心，根据不同类型油藏开发矛盾，分类调整和治理。

    第一，针对整装油藏平面流线固定、驱替不均衡、高耗水带发育、产液结构矛盾突出的特点，要以转流线、调流场、层系轮替、层系互换等流线流场调整技术为主，实现控含水、降能耗。

    第二，针对断块油藏构造复杂、井网不完善、纵向剖面动用程度低、水驱动用程度低的矛盾特点，要在加强精细油藏描述基础上，以精细分注、重构注采完善技术为主，实现控强扶弱、均衡驱替。

    第三，针对低渗透油藏水井注不进、水驱控制程度低、压力保持水平低、油井液量低的矛盾，要在加强精细油藏描述基础上，以恢复注采井网、压驱增能技术为主，实现提高能量、提升注采能力。

    第四，针对热采稠油油藏整体处于“高含水、高轮次、低采出”阶段，要持续加强全过程热效管理、蒸汽吞吐加密和降黏冷采。