西北油田TH10317钻井施工现场。石立斌 摄

    □石油勘探开发研究院高级专家 李广超

    国内老油气田历经数十年开发，普遍面临采出程度高、含水率高、成本高企的困境，剩余油高度分散，效益开发难度持续加大。井网调整与重构已成为高含水老油气田挖掘剩余油的关键抓手。推动老油气田井网调整从单纯的“数量加密”向以“剩余油精准动用”为核心的“质量加密”转变，需要在开发理念、调整模式、井网形态、井型等方面深刻变革，助力老油田焕发新活力。

    行业共识由粗放加密转向精准锚定

    老油气田的井网调整与重构遵循着相似的核心逻辑与共性做法。

    其核心逻辑是对高度分散的剩余油进行“微创手术”式的精准锚定。依托精细油藏描述、三维地质建模、油藏数值模拟及动态监测等手段，重塑对油藏地质特征与非均质性的认知，精准锁定剩余油“甜点”区。

    差异化重塑地下“交通线”是重要途径。井网是油藏流场的“交通线”枢纽。老油气田井网调整摒弃传统均匀布井思路，强调“因地制宜、因区施策”，以适配储层非均质和剩余油分布特点。平面上，通过矢量化井网重构、井网转换等方式重新规划地下渗流流线，扩大平面波及范围；纵向上，推动非主力层独立成网，激活低效层段，破解层间动用难题。

    充分利用复杂结构井优势。水平井、大位移井、多分支井、超短半径井等复杂结构井，能够显著提高采收率、降低开发成本，突出“少井高产”理念，已成为老油气田增储上产、降本增效的重要选项。

    坚持“地质-工程-经济”一体化，实现综合效益最大化。老油气田井网调整与重构通常结合老井侧钻、改层利用、油井转注、关停井扶躺等措施，盘活长关井、低效井等存量资源；强化注采结构优化，补齐注采失衡短板；配套分层注水、堵水调剖、酸化压裂等工艺。通过一体化融合，充分释放井网调整的综合效应。

    推动二次采油与三次采油井网协同优化。中国石油提出“二三结合”技术模式，将二次采油与三次采油的井网协同调整，实现水驱井网与化学驱井网的最优衔接，使各类油层剩余油动用有序转换，从而实现提高采收率和经济效益最大化。该技术已在大庆、大港等油田推广应用。

    总之，老油气田的井网调整与重构，不仅是技术手段的革新，更是开发理念的升华。通过重塑地下流场，为资源枯竭边缘的老油气田找到新的增长方向，将“负担”转化为“富矿”。

    理念跃升由被动适应转向主动重塑

    率先推动老油气田开发理念从“密度驱动”转向“流场驱动”，实现井网从被动适应油藏向主动重塑流场的跨越。传统井网调整通常采用均匀布井，追求整体提高井网密度，通过缩小井距来提升储量控制程度和采收率。然而，油田进入特高含水期后，剩余油高度分散，这种做法容易陷入“打井越多、效益越差”的恶性循环。

    “流场驱动”则要求“藏调井配、井藏协同”，其核心逻辑是通过井网重构主动改变地下驱替流场，让驱替流体适配剩余油分布——油在哪里，水就驱到哪里，从而解决平面波及不足、纵向动用不均、流道无效循环等问题。胜利油田孤岛西区北单元通过上下两套层系实施井网转换，依托原有老井、加密少量新井，由反七点井网转为行列式井网，实现大角度液流转向。实施后，单元日产油上升45.9%，吨油运行成本降低25%，采收率提高2.1个百分点。主动重塑流场已成为老油气田“二次创业”的主导思路。

    调整模式从单纯的井网调整升级为“网-剂-油”动态协同，从“找剩余油富集区”转变为“造剩余油富集区”。传统模式通常在水驱期间进行一两次集中调整，形成“水驱基础井网-加密井网-三次采油井网”的固定演化路径，且三次采油井网和驱油体系相对固定，含水谷底期较短。中国石化上游企业提出将全过程固定驱替流场转变为动态优化驱油系统，变化学驱前的一次性井网调整为化学驱期间的持续动态调整，主动培育剩余油动态富集的“油墙”，并适时调整井网予以采出，实现三次采油与二次调整（“3+2”）协同增效。胜坨二区东三5单元矿场实施后，新井初期平均日产油11.2吨，是水驱调整新井的4倍以上，化学驱见效谷底期由3年延长到8年，“3+2”技术叠加提高采收率达15.6个百分点，最终采收率突破60%。2022年以来，该模式已在胜利、河南、中原等油田的13个化学驱单元推广。

    形态升级由规则井网转向空间差异

    老油气田井网形态从相对规则的平面井网拓展为非规则差异化的立体空间井网，实现井网与剩余油分布的精准匹配。传统井网调整多遵循五点法、反九点法、反七点法等规则几何井网，井距相对均匀、层系笼统，难以适应强非均质性和剩余油高度分散的特点，常常出现“有油的地方没井，有井的地方没油”。

    非规则差异化的立体空间井网彻底打破了传统规则井网的束缚，实现“一层一井网、一段一策略”。以塔河缝洞型碳酸盐岩油藏为例，其储层空间结构如同“地下桂林山水”，缝洞储集体立体分布，传统平面规则井网难以适用。西北油田创新提出“空间结构井网”理念，以岩溶系统为基本单元，针对不同储集体类型和空间配置关系，构建差异化的立体井网模式。塔河油田S48单元按此理念建成4注9采“顶驱腰采”空间结构井网，单元日产油从80吨一路飙升至200吨，实现翻倍增长。T402、AD22等单元的空间结构井网重构也已初见成效，该技术目前已成为塔河油田进一步提高采收率的重要方向。

    在井型方面，从以直井为主转变为多井型协同调整，实现“一井多控、少井高产”的技术跨越。传统井网调整以直井为主，直井控制储量有限。进入特高含水期后，钻遇剩余油“甜点”的概率不足30%，部分新井投产后即高含水，经济效益差。多井型协同调整则充分利用水平井、大斜度井、侧钻井、分支井等复杂结构井，通过精准设计井眼轨迹，靶向控制多个目标，在实现“一井多控、少井高产”的同时，大幅节约土地和建井成本。“十四五”期间，集团公司老油气田实施老井侧钻3700多口，新钻水平井1500多口。

    通过实施“质量加密”调整，中国石化老油气田在“十四五”期间每年新建原油产能约150万吨，占常规原油新建产能的55%以上，有力支撑了原油产量硬稳定。从“数量加密”到“质量加密”，不仅是井网形态和技术手段的升级，更是老油气田二次创业中开发思维方式的深刻转变，将曾经的“产量包袱”转化为“效益富矿”。展望未来，随着地质工程一体化的不断深入和数智化技术的全面赋能，井网调整必将为老油气田高质量开发注入更加强劲动力。