楼小梅 李绍杰 陈 松 姚蔺芳

    截至11月6日，江汉油田清河油区22口新井中，水平井占比高达86.4%，单井日产能同比提升55.9%，盈亏平衡点实现同比下降——这是江汉油田与胜利石油工程公司难动用项目管理中心2025年合作交出的亮眼答卷。

    长期以来，江汉油田老油区面临储量品位差、开采成本高、传统技术难见效的难题，大量难动用储量“沉睡”地下。对此，江汉油田与胜利石油工程难动用中心在清河油区构建一体化合作开发模式，通过协同机制建设、开发理念创新、技术迭代升级，挖掘老油区发展潜力。今年前10个月，清河油区新井投产数量同比增长30%，产量同比提升80.3%，难动用储量开发迎来“破冰”时刻。

    一体化协同：攥指成拳释放“1+1＞2”效应

    “以前地质、工程各管一摊，衔接不畅，现在我们是一个团队，有同一个目标。”清河采油厂油藏开发岗主任师杨培说。

    为破解老油田效益开发难题，江汉油田与胜利石油工程难动用中心精选双方技术骨干，组建清河油区八面河油田地质工程一体化产能建设项目组，对产建井位实行地质工程一体化优化设计、一体化实施。项目组建立钻前设计、钻中跟踪、钻后分析3个同步协商机制，覆盖从方案设计、地质跟踪、完井试油到效果评价的全过程，确保新井前期设计最优、中期实钻轨迹最优、完井投产工艺最优。

    面138区沙四段是双方协同开发的“标杆区块”，可动用地质储量逾1000万吨，但受高含水率、储量动用程度低、井况恶化等因素影响，开发效果长期不佳。项目组每天召开沟通会，地质人员根据储层分布调整靶点，工程人员依据随钻测井数据精准调控工艺参数；完钻后，双方又结合储层实际含油情况，动态调整热采注汽参数，让每口井都能高效动用剩余油。“我们真正形成了风险共担、合作共赢的联合体。”杨培说。1月至10月，清河油区平均单井产能同比提升55.9%，少井高产成果喜人，曾经难以动用的低品位储量，在协同开发下实现了高效产出。

    理念创新：让剩余油“看得见、摸得着、采得出”

    “老区进入高含水开发阶段后，找剩余油就像大海捞针，面临不少技术挑战和不确定性。”胜利石油工程难动用中心副经理谢广龙说。

    传统思路下，针对油藏水线之间零散分布的剩余油，行业普遍采用定向井定点挖潜模式，这种方式受井型限制，只能触及部分剩余油，不能实现对分散剩余油的集中开采，初期产量虽然高，但含水率上升快，油井产量易出现快速下滑。

    一体化团队打破这种粗放式开发思路，创新提出长水平井穿水线挖掘剩余油的开发理念，先通过数值模拟技术，结合油藏开发动态数据，构建出清晰的剩余油富集模式图，就像给油藏画了一张“藏宝图”，让原本看不见、摸不着的剩余油变得可视化。随后，摒弃定向井，创新采用长水平井横向穿越多条水线，把分散的剩余油一次性串联起来集中开采，从根本上减少无效井数和频繁作业带来的成本。

    新理念应用后，打井数量大幅减少，在整体投资减少的情况下，产能提高了1.3倍，实现“一井控一藏”的高效开发，为拓展产建阵地开辟了新路径。

    技术迭代：让难动用储量变开发“甜点”

    “工程上的优化是提升开发效率的关键所在，而这一切都要建立在精准地质认识的基础上。”清河采油厂副厂长叶文波说。

    老油区传统技术难见效，核心在于地质认识模糊导致开发方向偏差、工程技术单一无法适配复杂储层。团队围绕“精准识储”与“高效采储”精准发力，通过精细描述储层分布、剩余油富集规律、开发潜力，精准确定开发目标、井位部署、开发工艺，让原本描述“模糊”的优质储层变得清晰可见，为后续工程施工指明精准方向。

    在精准地质认识的支撑下，团队进一步推进工程技术迭代，优化井型设计、升级精准地质导向技术、创新注汽工艺，最终形成一套适用于薄互层滩坝砂稠油油藏的开采技术系列，让传统技术难以开发的稠油区块，也能实现高效产出。在草斜52和面138两个沙四段滩坝砂稠油区块的12口水平井应用后，初产形势喜人。

    “通过快速技术迭代，我们不仅盘活了老区的产能建设，而且解放了大批未动用储量，产建工作实现了跨越式进步。”江汉油田勘探开发研究院副院长吴华说。