■文／本刊记者 吕荣洁

重整河山立新功—整装老油田开发之道

■文／本刊记者 吕荣洁

◎找准整装油田开发关键点，为老油田持续稳产鼓劲。 摄影/谢玉文

要让整装高含水油田持续发挥上产稳产主力军作用，应在投入和产出之间进行权衡，突破技术瓶颈和思想壁垒，并寻求相关政策的支持。

特邀嘉宾

中国石化河南石油勘探局副总工程师、采油一厂厂长 张初阳

中国石油大庆油田第四采油厂总地质师 张 东

中国石化胜利油田孤岛采油厂厂长 冯志强

中国石化江汉油田石油地质高级专家 王立军

整装老油田正在经历一场殊死考验：油田综合含水越来越高，开发难度越来越大，成本投入越来越高甚至入不敷出……应该进一步加大开发力度，还是要缩减勘探开发规模？应该从哪里找到效益与成本的突破口？如何让这些上产“主力军”延年益寿？一系列问题横亘在我们的面前。

为了找寻问题的答案，《中国石油石化》记者采访了中国石油大庆油田、中国石化胜利油田、中国石化河南油田、中国石化江汉油田等相关负责人。

高含水高挑战

中国石油石化：整装高含水油田在采油厂和油田中占据着重要地位。它的有效开发对采油厂乃至油田的持续稳产发挥着怎样的作用？

冯志强：作为胜利油田六大整装油田之一，孤岛油田是孤岛采油厂最大的油田，储量占了厂总储量的80%以上。1971年正式开发到现在，采油厂在年产500万吨以上稳产了12年，400万吨以上稳产了21年，350万吨以上稳产了27年。其中，孤岛油田的产量比例相当高，其有效开发对孤岛采油厂、胜利油田乃至中石化都有着重要意义。产量上，它对胜利油田和中石化是个有力支撑；从技术和开发现状来看，起着示范和带头的作用。无论从开发水平、开发技术还是管理水平来说，孤岛油田都走在同类型油田前列。

张初阳：双河油田1亿吨的储量、年产近50万吨，决定了其在采油一厂的储量、产量中占了将近半壁江山，地位很重要。经过34年的开采，双河油田的综合含水高达95.91%，但采收率在中石化整装油田里是最高的，达到45.03%。因此，其稳产对采油一厂和河南油田可持续发展的影响很大。

作为一个高含水整装油田，双河油田经历了油田开发的各个阶段，在深度挖潜、精细调整、细分开发上做了大量的实践和探索。其中，精细开发就是一个典范，从技术上说对同类油田有启示和借鉴意义。

王立军：江汉油田王场整装油田油藏的类型较多，形成了以整装和低渗透为主、复杂断块油藏和稠油等多种油藏并行的格局。1998年第二次稳产上产以来，近期，王场油田的产量虽有所下降，但2010年22.31万吨的产量，也占了江汉采油厂总产量的近三分之一，持续稳产意义重大。

从某种意义上讲，王场油田的发展史代表了江汉油田的发展史，无论是从产量的角度还是技术的角度都走在同类油藏开发的前列。实现王场油田的持续高效开发，无论是从经济效益的角度还是社会效益的角度都具有重大的历史意义和现实意义。

中国石油石化：目前，整装高含水油田在开发方面存在哪些难题，这些难题是如何限制油田有效开发的？

张 东：大庆油田第四采油厂目前年产油量为400万吨，是大庆油田主力采油厂之一，但油田已处于特高含水开发期，我们还面临着以下五个方面的问题。

随着油田含水的升高，挖潜对象变差，增储潜力逐渐变小，而采油速度较高，导致储采失衡的矛盾日益突出；油层水洗程度高，剩余油主要分布于厚油层顶部及表外储层，分布零散且挖潜难度大；各套井网含水均较高，井结构调整余地小；部分井含水较高、接替层潜力小、经济效益差导致关井。另外，由于长期开发，部分井井况变得较差以致不得不关井，这使得部分井区注采不平衡而影响了正常开发。随着三次采油规模逐渐扩大，并且三采后进一步提高采收率技术尚处于攻关阶段。目前，三采后进行后续水驱的区块，经济效益变差。

王立军：目前，王场油田综合含水为88.83%，应该说还不算太高。但我们依然面临一些难题。首先，王场油田的油藏类型比较多，既有整装又有低渗透，还有复杂断块及特殊盐间泥质白云岩油藏，从开发的角度来说并不是完全意义上的整装。所以从技术层面来说，有待实行分类管理，针对不同类型制定相应的开发对策。

其次，油田产量递减加快。主要原因是含水上升速度过大，具体体现在中区43的低渗透油藏，“十一五”年均递减1.56万吨。

第三，井况问题较突出。从整装油藏来看，王场油田1970年开始开发，历史长，目前井况问题比较突出。2006~2010年，王场油田新增套损井80井次，占了整个江汉油区新增套损井总数的38.6%，平均每年增加16井次的损坏套管。特别是盐湖地层套管损坏后的修复难度较大，给生产造成了很大影响。

从开发政策和油田管理的角度来说，不同类型的整装油田在考核机制、用工上不应是一套模式，要针对不同类型制定不同政策。

冯志强：目前，孤岛油田已经步入了特高含水期，作为年产油量仍在300万吨以上的整装油田，也面临着一些开发方面的难题。

如何处理好投入与产出、产量与成本、开发与效益之间的关系，对储量和产量占据着主导地位的整装油田来说十分重要。

一是提高采收率物质基础有保障，但剩余油认识难度加大。目前孤岛油田平均采收率为39%，地下剩余储量还有2亿多吨。从近几年密闭取芯井看，特高含水期剩余油呈“普遍分布、局部富集”特征，但剩余油描述技术还需要再深化，配套挖潜技术上需要继续攻关。二是开发井网相对完善，但老井井况较差。三是聚合物驱后、高轮次吞吐后大幅度提高采收率技术，仍需要进一步探索攻关。

平衡效益和成本

中国石油石化：经过“十一五”的发展实践，您认为整装油田的成本构成和成本变化之间存在着怎样的关联，未来成本的变化趋势如何？

王立军：“十一五”期间，王场油田生产经营完全成本一直处于增长态势。2010年总成本比2006年增加43%，其中固定成本增幅达55%，主要是由于“十一五”期间生产规模扩大，以及会计准则的调整，折旧费增幅达110%。生产规模扩大导致材料费、水电费、作业费等运行费用的增加，但这些操作成本增加幅度较缓，年均增幅控制在4.68%。

“十二五”期间王场油田开井数预计净增加81口，生产规模的扩大、人工成本的上升导致固定费用将持续增加，直接带来了总成本的持续增长。同时，由于开井数的增加，材料费、水电费、作业费等运行成本将相应增加，预计2015年操作成本的增幅比2011年增加24%。

张 东：“十一五”期间，我厂的固定成本约占总成本的40%，操作费用约占总成本的60%。在操作费用构成上，人员费用约占操作费用的30%,水电费约占操作费用的30%,作业费、测试费、修理费及维护材料费约占操作费的25%，物业、采暖等其他费用约占15%。

油田进入特高含水期，稳产难度越来越大，今后投入的成本也在逐年增加。为了把有限的资金用在刀刃上，我厂将在大庆油田可持续发展纲要战略调整思想的指导下，大力实施低成本战略，科学安排预算资金，以成本结构的优化推动产量结构的优化，在保证原油稳产的同时，努力减缓成本上升速度。

冯志强：目前，孤岛油田完全成本36亿元，占总产值的30%左右，总量很大，仍不能满足目前特高含水期的发展需要，主要是固定成本所占比例太高，约占50%，变动成本偏低，这已经成为制约采油厂今后发展的一个重要因素。

目前，孤岛油田已经进入三采、稠油热采阶段。这一阶段增加的成本要比水驱阶段高很多。这两个成本的上升拉动了采油厂整体成本的上升。可见，随着油田开采程度的增加，开采历程的延续，成本构成和成本变化是正相关的。所以，可以说未来的成本客观上还得上升。

张初阳：老油田到了开发后期，单井产能低、单井含水高，吨油产液和吨油注水比例比较高，这是普遍特征。随着老油田开发程度的进一步加深，产液量不断增加，产量逐年递减，要保持稳产，就必须增加工作量的投入，成本上升是必然的，这是一种规律，是不可抗拒的。如何处理好投入与产出、产量与成本、开发与效益之间的关系，对储量和产量占据着主导地位的整装油田来说，都是十分重要的。

因为油田是有生命的，有周期的，所以要根据不同的阶段制定新的政策，在有效益的前提下，确定科学合理的投入，更好地实现老油田的持续稳产，减缓成本上升的速度。

中国石油石化：对于整装高含水油田来说，如何在油田投入和效益中找到一个平衡点，用最小的成本采出最多石油来？

张 东：大庆油田提出的“立足长垣、突出水驱、突出效益”的开发思路，就是要在目前含水阶段，在保证4000万吨持续稳产的前提下，控制成本较高的三次采油产量比例，通过增加低成本的水驱产量比例，实现油田高效益可持续发展。

目前，我厂正在加快推进水驱精细开发示范厂建设，积极实施“431”开发战略：扎实推进四个精细：精细油藏描述，精细高效注水，精细措施挖潜，精细生产管理，夯实油田开发基础；加强三个治理：加强长关油水井、特高含水井和套管损坏井治理，缓解油田开发矛盾；突出一个建设：开辟杏六区东部为水驱精细挖潜示范区并加强建设，实现示范区产量不降、含水不升的阶段目标，为老油田持续稳产探索新途径。

◎细化管理、优化措施让整装高含水油田生机盎然。摄影/王国章

冯志强：我们现在正在做的是一些精细勘探开发的工作，对油层的内部构造是拿着放大镜找问题，拿着绣花针找潜力，在开发上精益求精。

我们形成这样的认识：一是现在虽然油井是高含水，但并不是每个层都是高含水。有鉴于此，对于常规开发，我们在做一井一策，根据每口井实际情况有不同的管理策略，每个层都在挖潜剩余油。二是三采方面，我们树立让化学驱增油发挥到极致这个理念。三是无论从技术配套、经济技术政策来看，稠油都处于比较好的时期，所以我们强化相应技术、政策的研究。对一些薄层稠油、技术风险比较大的稠油，我们也在采用一些新技术，蒸汽吞吐、蒸汽驱、热化学驱等，积极发挥稠油的潜力。四是采油厂一直采用技术优先的发展战略，大力推广技术创新，用技术提升采油厂的整体竞争实力。

张初阳：要找到这个平衡点，首先要根据油价变化的趋势算好经济账，以效益为前提进行科学规划，合理投入，引进适用技术，推广实用技术，充分发挥有效投入对增产增效、节能降耗、安全环保的促进作用，最终达到既能有效地采出油，又能控制成本上升幅度，使投入有效益的目的。同时，还要加强技术创新，发挥技术创新对油田稳产、提高采收率、控制成本的支撑作用。另外，以精细管理为出发点，以提高采收率、提高储量动用率、降低成本作为中心任务，通过管理创新，精细管理，不断降本增效、节能降耗，在油藏经营管理上做文章，进一步完善经营管理办法、完善考核管理运行机制，使新的油藏经营管理模式、先进的管理架构和方法成为有效地遏制成本上升的有力保障。

综合措施保高效

中国石油石化：技术进步是提高采收率的关键。目前，从技术层面来说，贵单位利用哪些开发挖潜的技术来实现增产增效？

冯志强：针对疏松砂岩油藏水驱、注聚、稠油热采等不同开采类型，我们有不同的技术系类，通过不同的技术配套，使采收率和开发水平得到提高。

如在注聚方面，我们在油藏精细描述的基础上，为了提高注聚增油效果，突出地质和化学的集合，根据储层非均质状况，来优化井组的注入浓度。同时突出地质和物探的结合，对一些大孔道、低序级断层有专门的识别技术。不仅如此，对一些低油压井串聚的、高油压井注不进的、低液量油井需要提高液量的，我们突出地质和工艺的结合，提高治理效果和成功率。突出地质和地面的结合，改善水质，提高注聚的黏度。

在稠油热采方面，我们有蒸汽驱、蒸汽吞吐、热化学驱、氮气压底水等技术。在地面上，我们还有稠油掺水等技术系列。这些技术一方面是针对常规开采方式开采不了的，另一方面是针对蒸汽吞吐效率偏低的。

王立军：对中高渗透整装油藏来说，我们对无井可利用的区域进行整体部署与注采完善；而对有老井可利用的区域开展综合调整措施，针对层间剩余油，开展卡堵水、补孔调层等层间调整措施；针对层内剩余油，对大厚层正韵律层顶部实施挤堵复射等措施；针对平面剩余油，对低渗薄油层开展酸化、压裂、水力深穿透等储层改造技术；针对水淹程度高、能量较充足的砂体实施合采、大修、恢复、提液等措施。

对低渗透油藏来说，我们应用的关键技术有深抽配套技术、细分层开采技术、高压注水技术、水质治理技术、老井侧钻技术、套损井大修、下小套管技术、水平井实现难动用储量的有效动用技术等。

同时，我们还注重高盐地层堵水技术的研究。在找准目的层后，结合科研项目，近年我们发展了细分层开采配套技术，主要采用以Y221、Y211工具系列为主的机械卡堵水工艺，对低渗薄层与水淹层夹层较小的井（小于1.0米）实行卡堵高含水层生产实验获得了成功，在磁定位校深的基础上，最小卡距达到0.6米，单井日增油8吨，在增油降耗的同时也有效地保持了地层能量。

张 东：我们的开发挖潜技术主要表现在两个方面。在水驱方面，形成了厚油层顶部水平井挖潜技术、薄差油层有效动用技术；形成以膨胀管加固为代表的油水井大修技术，有效提高了套损井的修复率和油水井利用率；形成了测调联动分层配水技术，有效提高了注水井分层测试工作的效率，提高了方案的符合率，减缓了产量递减；通过实施优化简化技术，挖掘系统潜力，控制新增规模；深化水质升级与技术完善，保证了注够水、注好水等。

在三次采油方面，我们完善了一类油层聚合物驱开发技术，不断完善了一类油层强碱三元复合驱技术，形成了聚合物驱深度调剖技术。这些有效提高了厚油层波及体积，提高采收率达10个百分点以上。

中国石油石化：除了技术以外，贵单位还采取了哪些有效的配套措施来提高整装高含水油田的采收率以减缓自然递减？

张初阳：在管理创新上，我们有一个观点就是“配套可持续发展”，即不断把精细管理特别是采油一厂创新实施的标杆管理做实，使其发挥更大的效能。通过优化区块成本管理，有针对性地、最大限度地降低成本。这就是对采收率的最大支持。因为成本降低了，经济界限就延长了，采收率也就提高了。我们十分重视文化的导向作用，大力实施企业文化创新工程，加强企业文化的培养和优化。

冯志强：我们首先在加深对所开发油层的精细认识上下工夫，加大了对油藏精细描述的力度，对剩余油的分布、原油物性、储层的内部构造更加清晰。其次是在采油工程方面，通过精细管理，使采油工程适合不同油藏、不同原油物性、不同井况以及不同区块单元的特点，形成独特的采油技术系列，使那些难开采的原油能得到有效动用。再次在人员组织上，通过精细管理，增加每个系统节点的管理，增加精细基础的管理，增加精细的生产运行，让我们的生产效率更高，油水井的实效明显提高、免修期明显延长、作业成本有一定控制或下降，对油水井井站的管理水平也得到进一步提高，性能状况好了，成本也就降低了。

通过这几方面的综合性管理，确保孤岛油田仍处于高效开发阶段。

转变思路开新局

中国石油石化：“十二五”期间，贵单位对整装高含水油田开发设定了什么样的思路和目标？对此，贵单位将采取哪些措施来保证目标的实现？

张初阳：我们在“十二五”的发展思路是保持经营状况得到改善，持续保持有效经营，产量递减有所减缓，成本上升幅度变缓，关键技术取得突破，管理有所创新，为长远发展奠定坚实的基础，使老油田可持续发展的趋势得以有效把握。这是中国石化在“十二五”开发上的目标，也是我们追求的目标。

要实现主力油田采收率挑战50%的目标，就必须解放思想，转变思路，开拓创新。我们将围绕不断提高采收率、储量动用程度这条主线，围绕原油稳产、降本增效这两个主题，做好管理创新、技术创新和企业文化创新三篇大文章。

张 东：我们将大力推进水驱精细开发示范厂建设，努力实现年产油400万吨保持稳产，到2015年水驱产量占全厂产量保持在三分之二以上。

为此，我们也将继续开展水驱精细挖潜调整，努力控制产量递减和含水上升速度，使水驱产量占据主导地位；进一步完善三次采油配套技术，努力提高一类油层采收率，并攻关三类油层三次采油技术；加大科研攻关力度，开展多学科、跨专业联合攻关，突破制约油田开发效果进一步改善的技术瓶颈，改善开发效果，提高油田开发水平；开展层系井网优化部署研究，科学部署产能规划，努力增加可采储量，实现油田储采平衡；充分应用信息技术，建立生产运行管理平台，提高科学管理水平及工作效率。

◎加大压裂提产量。图为压裂施工中，职工在倾倒石英砂。 摄影/王国章

冯志强：“十二五”期间，孤岛采油厂仍要加大工作量的投入，加大聚合物驱、稠油热采等常规技术的投入，在“十二五”末使产量仍稳产在300万吨以上。这个挑战是非常大的，主要表现在“十一五”的技术到“十二五”的应用效果如何，聚合物驱、蒸汽吞吐、蒸汽驱的工作量能否保证，成本投入能否到位，对安全环保的隐患、设施设备能否有效投入和改造。另外，成本仍控制在相对低的水平，职工群众能从待遇、收入上有相应的提升，使我们保持一个和谐的大环境。

因此，在成本上，采油厂连续三年做了一些基础的精细管理工作，今年又提出生产上的提速提效。通过精细管理，使管理水平进一步上升，效益也不断改善。进一步夯实低成本战略，保持成本较低水平。增加职工的收入，强化职工的认同感，开展一些有效的思想政治工作，使职工队伍更具凝聚力和战斗力。

王立军：“十二五”期间，我们的总体开发思路是：强化老区综合治理，精细油藏经营管理，努力实现王场油田持续平稳高效开发。一是立足精细开发与油藏精细管理理念。“十二五”期间原油年产油量保持在20×104吨以上。二是深化地质基础理论研究，把握滚动勘探与油藏评价方向，力争新增探明地质储量250×104吨以上。三是强化老区综合治理，有效控制自然递减，“十二五”末力争将年自然递减控制在16.5%以内。四是依靠技术创新，努力提高配套工艺技术水平。五是实施油藏与油水井分类管理，推进油藏精细管理进程。六是实施全员成本目标管理，积极推进精细油藏经营管理理念，努力降本增效，达到油田开发效益的最大化。