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| 拨云见日终有时 |
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冀东油田高24生产平台。
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□ 杨军 盖长城
——冀东油田提高老油田采收率工作纪实
截至2月8日，冀东油田高87-53井通过采用直径63毫米抽油泵提液工艺，措施后日产油3.87吨，累计增油200多吨，让老井重焕“新生”。
近年来，冀东老油田开发效果逐年变差、经济效益下降，给高质量发展带来严峻挑战。为破解老油田开发难题，该油田技术人员依据油藏特点，不断开展老油田稳产技术攻关与试验，创新基于CCUS、气驱采油协同建库等技术，建立了三大类12个子类油藏提高采收率技术发展路径，编制方案7项，使老油田采收率提高了14.7个百分点，为油田扭亏脱困作出了积极贡献。
对症下药 筑牢技术支撑
只有找准影响油藏采收率的关键因素，才能有针对性地制定提高采收率方案。对此，该油田技术人员精细油藏研究，从地质因素、开发因素、工艺技术等入手，针对浅、中、深三类油藏梳理出油藏非均质性、井网密度等14项影响因素，综合运用矿场统计法、数值模拟法以及理论公式法等手段，深入剖析，初步明确非均质性、砂体规模、连通性等因素为油藏提高采收率主控因素，为油藏提高采收率技术方向的确定、介质的优选奠定了基础。
合适的才是最好的。面对化学驱、气驱、热力驱、微生物驱等种类繁多的提高采收率技术，技术人员通过室内试验、数值模拟、技术对比等方式，以探索冀东油田不同类型油藏大幅提高采收率路径为目标，调研文献、检索标准1200余篇，开展室内试验50余组。以老油田900余个小层储层特征为基础，构建浅、中、深三类油藏概念模型，建立不同类型油藏潜力评价方法，明确水驱转气驱潜力。
技术人员坚持以“地质工艺一体化、技术经济一体化、部署实施一体化”为原则，开展室内试验67组，对比二氧化碳、天然气、氮气等不同气体介质驱替效果，同时综合考虑经济效益、气源供应、工艺复杂程度及“双碳”目标，优选天然气与二氧化碳两种气体介质作为老油田大幅提高采收率气体介质，对目标油藏进行筛选，考虑技术接替，开展碳驱油碳埋存的储量占比49.6%，预计提高采收率10.4个百分点，碳埋存潜力3850万吨；开展气驱采油协同建库的储量占比50.4%，预计提高采收率18.7个百分点。
深挖潜能 激活资源宝藏
近年来，冀东油田坚持新发展理念和稳健发展方针，围绕“控制递减率”和“提高采收率”2条主线，分类型、分阶段、分层次开展提高采收率工作。
技术人员详细摸排老油田100余个断块，细化不同技术对应地质储量、预测不同技术新增可采储量，以推广成熟技术、试验接替技术、探索储备技术为原则，以多方式复合、多技术联用为手段，制定“十四五”整体规划部署，预计“到2025年末油田采收率达到24%。
立足4项工程，排查潜力目标。技术人员立足“天然气驱与储气库协同工程、储气库协同气驱工程、协同吞吐工程和碳驱油碳埋存工程”，制定年度工作安排，排查潜力目标。计划以柳赞北区、柳赞中区等主力断块为主，实施天然气驱与储气库联动方案4项；在南堡1-29区、堡古2区块等5个区块实施储气库协同气驱方案11项；在高尚堡、柳赞油田开展1590个井组协同吞吐；攻关蚕2X1、高5断块、高76断块等单元碳驱油碳埋存方案7项，全力支撑油田开创提高采收率的新局面。
协同作战 推进方案落地
提高采收率工程是一项系统工程，需要各部门全方位协作。为确保提高采收率方案落地生效，冀东油田成立技术攻关领导小组，明确责任，细化分工，统筹安排协调方案进度，确保各环节间有效衔接；成立技术组，下设地质油藏小组、工艺技术小组、地面工程小组，负责方案的具体实施、跟踪和调整。
面对提高采收率方案参与单位多、业务流程长、覆盖学科广、时间要求紧的现状，该油田以“坐不住的紧迫感、慢不得的危机感、等不起的责任感”，精心组织、高效管理、严格把关，坚决执行方案设计，确保方案质量。地质油藏小组根据现场情况，及时开展地质再认识，优化注采参数；工艺技术小组严格控制药剂质量，保障施工进度；地面工程小组及时调整地面工艺流程，提高方案经济效益。
一分耕耘一分收获。2021年，冀东油田完成中国石油股份公司级别提高采收率方案2项。其中，“柳赞北区Ⅳ油组天然气重力驱提高采收率矿场试验方案”，预计提高采收率18个百分点，目前已进入矿场实施阶段；“高66X1断块CCUS-EOR先导试验方案”，预计提高采收率45个百分点，为油田争取投资提供了方案支撑。同时，编制出提高采收率的方案7个，预计提高采收率14.7个百分点，为老油田大幅提升采收率提供了强有力的支撑。
从“乌云遮月”到“云开雾散”，冀东油田技术人员始终坚持天然气驱与储气库建设协同、碳驱油与碳埋存协同“两条腿走路”，创新思维，精细研究，稳步推进，大力推进提高采收率技术攻关、方案研究与矿场实施，形成了“研究—实施—跟踪—调整”的动态工作流程，为不断提升老油田采收率奠定了坚实基础。
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