编者按：控制递减率和提高采收率既是老油田开发工作的两条主线，又是相互统一的整体。提高采收率是油田开发永恒的主题，旨在增加可采储量，延长油田生命周期。控制递减率是为了更好地实现提高采收率目标，全面提升油田开发质量和水平，是实现油田高质量开发的根本保障。《油气新能源》版今日推出老油田效益开发系列报道第二期，探讨老油田如何深入推进“控减提率”，敬请关注。
专家访谈
深化“控减提率” 助推高质量开发
张善严（中国石油勘探开发研究院企业技术专家）
我国石油资源贫乏、品质差，开采难度大，国内石油产量与国民经济发展需求之间的缺口逐步加大。在此背景下，中国石油要践行“能源的饭碗必须端在自己手里”的使命担当，就必须牢牢守住原油亿吨以上稳产底线。近年来，中国石油新发现储量“低、深、非”特征愈加明显，新增储量采收率总体处于低水平，油气储采比总体呈持续下降趋势。
当前，中国石油开发10年以上老油田产量占比达60%以上，仍是产量的主体。如果老油田递减率降低1个百分点，相当于每年新建产能200万吨以上。如果把采收率提高1个百分点，已动用石油地质储量就可以贡献2亿吨可采储量，相当于目前两年勘探新增的可采储量。因此，老油田持续推进“控减提率”有着重要意义。
老油田“控减提率”是一项系统工程，要综合施策、多措并举，关键要在理念、技术和管理上发力。一是高度重视老区稳产的压舱石作用，强化水驱的主体地位。老区是油气稳产上产的基础，老区稳不住，产量就上不去。老区稳产状况是开发水平的具体体现，持续深入推进老区稳产必须长期坚持；水驱产量是基本盘，精细注水、分层注水必须长期坚持。二是要大力推动技术创新。紧紧围绕老油田稳产目标，深化油藏认识，开展有针对性的技术攻关和应用，提高技术的有效性，规模推广老油藏化学驱、稠油SAGD、二氧化碳混相驱、天然气重力混相驱协同储气库等技术的工业化应用。三是要推进精细管理，推进精益生产。深化油藏经营管理，加强动态跟踪分析，精准实施分类治理。加强信息化和工业化的深度融合，促进油气业务流程再造、生产组织方式优化和管控能力与生产经营效率提升。通过精细区块治理和系统优化调整，努力提高储量动用率、采收率、开井率，提高开发效益，降低吨油完全成本。
为提高油田开发效益，实现产量稳中有升，中国石油围绕控制递减率和提高采收率两条主线，坚持“统筹地面与地下、地质与工程、新区产能建设与老区精细挖潜、近期与长远发展”的工作思路，不断发展和创新工作理念与开发技术，组织实施了事关长远的一系列重大举措。中国石油规模开展精细油藏描述工作，实施各种挖潜措施，增加可采储量；通过深入开展精细注水工作，建立了以“注够水、注好水、精细注水、有效注水”为主要内容，以控制自然递减率为目标的长效制度体系；通过持续开展重大开发试验，多项重大开发试验成功或取得重大进展，形成了聚合物驱、三元复合驱、二元驱、蒸汽驱、SAGD、火驱、气驱等提高采收率配套技术。化学驱处于世界领先水平，为老油田稳产发挥了不可替代的作用。
目前，大部分已开发老油田进入“双高”阶段，集各种矛盾、困难、问题于一身，油藏、工艺、地面、管理、经营多专业相互依存又相互制约。开展“控减提率”系统工程，面临着注采井网老化缺失、单井产量低、现场管理和成本控制压力大等诸多难题。
基于老油田开发的问题，持续深入推进老区“控减提率”必须长期坚持。要以“二三结合”大幅度提高采收率为纲领，从油层水淹分类定量评价和储层非均质性再认识入手，把握套损套变和层系井网严重不适应的主因，积极寻找潜力，构建分类油层高效驱动的开发层系和多向注采系统，实施更加精准的注采调控措施以提高动用程度，最大化激发水驱潜力，守住水驱产量的基本盘。攻关试验大幅度提高采收率技术，一方面要加速绿色低成本化学驱应用及提高采收率幅度的突破，持续稳住千万吨产量规模；另一方面加大气驱提高采收率技术的攻关与规模化应用，特别是CCUS-EOR潜力大、发展空间广阔，将有助于推动低渗透油田开发方式转变，形成中国石油新的千万吨产量增长点。（杨振宇采访）
企业案例
大庆油田做精“水”文章 筑牢稳产上产基础
今年年初以来，大庆油田水驱开发自然递减率、综合递减率均优于计划，三次采油区块继续保持上产势头。截至3月19日，大庆油田今年产油达到648.9万吨，为原油稳产奠定坚实基础。
自上世纪60年代初期实施早期注水开发以来，大庆油田形成了一套适合非均质多层砂岩油田特点的水驱开发配套技术，目前主力油田采收率突破55%大关，保障了大庆油田高产稳产。近年来，在新增资源有限的情况下，大庆油田最大限度开发利用现有资源，大力推进水驱控递减工程和三次采油提高采收率工程，采收率水平世界领先，并向着更高的采收率目标迈进。
在控制递减率方面，大庆油田坚持精准挖潜，推动长垣水驱注采方案调整向智能高效转变。目前，大庆油田推广缆控智能分注技术已突破千口井，注水合格率保持在90%以上；创新智能措施选井选层方法，工作效率提高10倍以上。同时，推广水力径向喷孔引导压裂、暂堵转向压裂等新型配套工艺技术，提升了挖潜精度和效果。
同时，外围油田注采方案调整向精准定向转变，递减率得到有效控制。目前，大庆油田攻关形成了以单砂体细分为核心的精准注水技术，实现规模应用，单井注水层段数量增加2.6个，动用程度提高11.4个百分点。优化发展以超短半径侧钻水平井为代表的定向挖潜技术，48口井单井日均增油2.6吨。大庆油田不断深化复杂断块油藏认识，发展完善不同重力作用下的注采调整技术，井区含水上升值控制在1个百分点以内。
在提高采收率方面，大庆油田加强全过程分类调控，强化喇嘛甸油田二类B区块专项治理，扩大高效驱油体系应用规模，推进配注系统管理提升；推广应用抗盐聚合物、脂肽复配体系，预计可提高采收率1个至2个百分点以上。大庆油田抓住药剂管理、母液配制、体系注入、设备修保4个环节，细化11个可控节点黏损指标，实行定标准、定措施、定周期“三定”管理，采取“冲、洗、分、修”等措施，目前注入体系质量合格率达到98.6%。（记者 张云普 通讯员 任广明）
长庆油田持续创新 油藏综合治理见成效
长庆油田采油二厂强化“两驱”深度挖潜，对年产油量大于2万吨、年自然递减率大于11%的11个重点油藏开展治理工作。截至3月20日，今年已完成226井次、9个油藏治理，整体自然递减率由17.5%降至13.5%，初期治理效果显著。
长庆油田所在的鄂尔多斯盆地是典型的低渗、低压、低丰度区块，油藏类型复杂，储层物性差，标定采收率较低。随着油田勘探开发逐渐深入，面临资源接替不足、稳产难度增大等一系列矛盾和挑战。为进一步夯实老油田稳产基础，长庆油田围绕“控制递减率和提高采收率”两大工程，大力实施油藏综合治理，攻克复杂油藏提高采收率关键技术，让老油田焕发新活力。
多年来，通过深化基础研究、加强技术攻关，长庆油田稳步推进加密调整、泡沫辅助减氧空气驱、二氧化碳驱、转变注水开发方式等股份公司重大开发试验，自主开展微生物活化水驱、烃类气驱、纳米驱油等新技术试验攻关。这些有效的采油技术成为保障油田稳产的力量源泉，具有长庆特色的提高采收率技术和管理体系应运而生。
依靠科技创新，长庆油田持续推进三次采油。新井原始油层开采结束后，转入注水开采阶段，再利用气驱、化学驱进行开采，提高了老油田采收率，并持续稳产。2022年，长庆油田在高含水区开展泡沫驱气液比调整，持续优化CCUS注入参数，降水增油效果明显。今年年初以来，按照气驱、转方式、化学驱、微生物活化水驱及使用新型驱油剂5种措施类型，总体部署10项512井组试验工作量。其中，采油八厂在元214长2油藏开展的化学驱提高采收率先导试验取得初步成效。试验两井组2注12采，日产液增加9.8立方米，日产油增加5.7吨，综合含水率下降0.7%，阶段增油超500吨。
为进一步控制老油田递减率，改善油藏水驱效果，长庆油田在各区块，充分利用注水系统监控平台，加强每日注水盘库和欠注井监控，确保现场管理到位，技术方案执行到位，全力保障油藏注够水、注好水。此外，堵水调驱也是低渗透水驱开发油田中高含水期实现原油稳产的重要手段。长庆油田创新利用全过程智能监控平台，第一时间掌握对应油井生产动态变化，持续跟踪堵水调驱实施效果，优化改进工艺参数。目前，长庆油田调驱剂在线监控出库量已达到6815吨，堵水调驱设备上线361套。（记者 肖丹 通讯员 邵凤霞）
华北油田精准施策 老油田焕发新活力
今年年初以来，华北油田通过精细注采调控、强化重点油藏治理、加大长停井恢复等措施，持续推进控制递减率工程，发挥了老油田产量的压舱石作用。截至3月20日，华北油田共完成油水井措施1630口井，含水上升率下降1.3个百分点，自然递减率和综合递减率分别减缓1个和0.8个百分点。
华北油田冀中二连老探区历经40多年开发，面临资源品质劣质化、储量接替矛盾突出、稳产基础薄弱等问题。去年以来，华北油田树立“剩余油普遍存在”的理念，围绕控制递减率目标，以油藏描述为基础，以精细注水为抓手，启动并推进老油田“压舱石”工程，扎实推进老油藏精准挖潜、分级分类治理，有效盘活存量资源，不断夯实老油田稳产基础。
精细水驱，稳产提效。华北油田坚持精细注水常态化，围绕精准注采完善、精准分层治理、精准流场调控“三个精准”，提高水驱控制和动用程度，扩大水驱波及体积，强化注采结构调整，加大平面、剖面治理力度，全力推动以精细水驱调整为核心的控递减工作。精细注水开发的有力推进，实现了老油田增能蓄能、稳产提效，去年以来共实施治理措施1020井次，动态调水3050井次，油田水驱控制和动用程度分别提升0.4个、0.7个百分点，两个递减率得到有效控制。
因藏施策，精准挖潜。为提升油藏治理成效，华北油田优选潜力大、开发矛盾突出的区块开展重点油藏集中治理。特别是今年年初以来，华北油田全力推进以股份公司级肃宁-大王庄油田和油田公司级西柳-高阳、岔河集等5个区块为重点的“1+5”老油田“压舱石”工程，按照“五重一化”技术路线，重新评价油藏、重构层系井网、重调油藏流场、重选技术路径、重组地面流程，突出技术成果有形化，以精细水驱调整为基础，扎实推进老油藏精准挖潜。截至目前，已完成油水井措施161口，治理后“压舱石”工程区块日产油上升137吨，综合含水率降低0.2个百分点。
高效复产，盘活资源。在长停井治理上，华北油田以经济效益为中心，坚持“五个结合”，即与评价增储、产能建设、油藏治理、油层复查、新技术应用5项工作充分结合，有效盘活闲置油井。2022年至目前，华北油田累计恢复长停井525口、增油8.4万吨，开井率提升2个百分点。其中，潜山油藏长停井恢复效果显著，针对潜山风化壳、锥间带等剩余油潜力，在南孟奥陶系、晋古2等中小潜山实施堵水酸化、氮气驱等措施23口井，日增油106吨，其中3口长停井恢复后日产油超过15吨。（记者 郭闻风 通讯员 曹杰锋）
经验分享
高含水油藏如何驱出剩余油？
【开发难题】
塔里木油田英买2区块产能占英买力碳酸盐岩油藏总产能的65%。在历经15年开发后，递减趋势加快，近30%的单井步入高含水阶段，地层问题复杂，稳产形势严峻。
要让老区不老，挖潜治理是有效措施。塔里木油田将注水作为英买2区块治理、补充油藏能量的重要措施。但是，这个井组井间优势通道位于储集体低部位，注入水难以进入优势通道以上的储集体空间，无法对高部位的“阁楼油”形成有效驱替。此外，长时间注水开发致使地下形成水窜通道，水驱波及系数逐步降低，驱替挖潜效果不佳，且极易导致水淹，单井综合含水率越来越高。
【破解方法】
如何找到适合的挖潜治理方式？2021年以来，塔里木油田科研人员从深化地质认识入手，有针对性地开展室内和现场攻关，实施缝洞型碳酸盐岩油藏三维地质建模和数值模拟，精细刻画储层内部细节，摸清剩余油富集规律。这相当于在地下安装了“眼睛”，为措施挖潜提供了重要依据。
2022年开始，塔里木油田技术人员在地质认识的指导下及时转变思路，自主创新形成缝洞型油藏剩余油精细刻画技术，将单纯注水转变为氮气、水交替循环驱替，通过注入氮气由上而下“逼”出“阁楼油”，而后再交替进行注水，将氮气驱替下来的油横向推向采油井，使单纯注水难以驱动的难动用储量“动起来”，助力油藏“青春期”再延续。
【实施效果】
注气后，受效井恢复自喷生产，含水率持续下降，开发效果显著提高，阶段增油达3800吨，注入百万立方米气的增油量达到近1000吨。这为同类油藏“阁楼油”挖潜提供了有力借鉴。英买采油气管理区总地质师赵海涛说：“要让老井恢复‘年轻态’，只靠一种措施方式是行不通的，必须因井而异，转变思路，创新挖潜治理方式。”
从开展单井注水驱油，发展到井组注水开发，再到如今气水交替措施提产，塔里木油田开辟出一条碳酸盐岩老区挖潜的新路径。截至3月17日，塔里木油田英买2区块英买2-12-5井组在历经近5个月的氮气和水交替注入后，油层能量得到有效补充，受效井由日产油1吨的低产井，一跃成为日产油峰值达到59吨的区块“明星井”。
经测算，英买2-12-5井组完成气水交替驱油后，将提高井组采收率12.5%。下一步，塔里木油田计划对英买2区块其他4个同类型油藏井组和10口单井推广这项技术挖潜措施，有望增加可采储量20万吨以上，降低区块综合递减率达6%。（王成凯 杨辉采访）
圆桌讨论
如何“二三结合”，精准施策，实现“控减提率”？
嘉宾观点
突破传统认识，推动低渗油田高效开发
青海油田采油四厂厂长 李翻平
采油四厂管理的油田属于低渗难采油田，油气储层存在渗透率低、地层压力低、单井产能低的“三低”问题，稳产上产难度大。我认为应该从以下几个方面入手，推动低渗难采油田高效开发。
一是抓实地质认识。加强地质与工程、室内与现场相结合，以深化地质认识为导向，以精细油藏描述为抓手，强化地质基础研究，从测井、储层、构造、沉积等方面对南翼山油田储层进行再认识。
二是抓实细分层系开发。瞄准边远低渗难采油田存在的注采矛盾，突破传统认识，全面梳理油藏静态资料，明确主力油藏潜力，通过理论与实践相结合，先期进行层系细分试验，科学指导井网与开采工艺调整，提高水驱波及系数，进一步提高油田开发效果。
三是抓实精细注水。围绕“注够水、注好水、精细注水、有效注水”，加强源头“品质”管控，强化技术攻关与实践，多措并举开展提压增注、封上注下、井网转换和合理卡封等精细注水工作，探索形成低渗难采油田精益注水开发管理体系，着力提升水驱储量动用程度和控制程度。（唐志强采访）
持续技术攻关，转变老油田开发方式
辽河油田沈阳采油厂总地质师 杨杰
辽河沈阳油田进入高含水、高采出程度的“双高”阶段后，存在注水无效循环严重、稳油控水难度大等问题。建立“二三结合”技术体系，持续攻关“双高”油藏开发技术难题，开辟高含水期效益开发新途径，是老油田开发方式转型的必由之路。
一是按照“重分层系、重构井网、重选方式、重调流场”的开发思路，统筹考虑井网层系立体调整。在二次采油阶段，通过优化补层方式提高挖潜效果，同时把握二次采油转三次采油时机，充分发挥二次开发井网完善优势和三次采油提高波及体积与驱油效率优势的协同增效作用，大幅提高采收率。
二是针对不同油藏，同一油藏不同部位、层位的地质特点和主要开发矛盾，采取有针对性的三次采油技术对策，实现“一藏一方，一块一策”。
三是调整过程中，既要优化设计“建井网”，又要注采调控“匀流场”；既要因层施策“抓水量”，又要节点控制“保质量”。（金百胜 李春龙采访）
“非常规”思维解决“控水稳油”难题
吉林油田油气工程研究院副院长 黄天杰
老油田产量是支撑吉林油田稳产上产的压舱石。老油田长期受注水冲刷，储层非均质性进一步加剧；传统开发技术在提高单井产能的同时，也带来了无效水循环严重、含水上升速度加快等一系列开发矛盾。
为此，我们勇于改变思维方式，改变固有的技术组合，利用“非常规”思维开发常规油藏。针对开发阶段不断深入、常规手段调整效果不佳的状况，在精准认识剩余油分布规律基础上，通过加强基础研究，持续技术攻关和探索试验，构建了以定量化优势通道识别、关键调堵液剂体系自主研发、方案设计参数合理优化、现场施工科学管控一体化的储层“调、堵、驱”技术体系。
坚持地质工程一体化，集成应用“调、堵、压”等技术手段，按照“整体设计、分步实施、动态调整”的原则，以示范区建设为引领，构建老区深度二次开发技术模式。在此基础上，逐步完善配套驱油技术体系，发挥二次开发扩大波及体积优势和三次采油驱油效率的协同增效作用，改善油藏开发效果，破解“控水稳油”难题。（王珊珊 张天鹤采访）
精细研究、精准挖潜，持续提高开发效果
吐哈油田开发事业部副总工程师 汤爱云
吐哈油田油藏类型复杂多样，主要包括稀油、深层稠油、致密油、页岩油等。我们针对不同油藏类型精准施策，重点开展4项工作。
一是推进全过程油藏精益管理。完善油田公司、管理区、工区三级动态分析机制，筛选油田公司级重点区块13个，并组织召开专题分析会，每季度完成一个轮次，综合治理效果大幅改善。
二是有针对性地开展不同类型和不同开发阶段的油藏精细描述。我们在马中致密油区块通过精细储层研究，配套前置二氧化碳压裂工艺，实现单井日产量超方案设计25.4%，开创致密油深度挖潜新思路。
三是扎实开展水质管理、注采结构调整、欠注井层治理、剖面调整、井组调控“五个精细”注水工作，水驱控制程度和动用程度不断提高。实施差异化治理，有效工作量增加近1倍，推动井组水驱治理见效益。
四是持续创新发展提高采收率技术。采取稠油“调、堵、驱”组合泡沫驱、非常规油藏多介质复合吞吐，取得突出效果，低渗稀油注气重力驱、化学驱等技术不断丰富。玉东试验区开展气窜治理，实现负递减，采收率可提高13%；攻关形成“二氧化碳＋氮气＋降黏剂”吞吐技术，效益吞吐轮次持续增加，深层稠油、致密油采收率可再提高3个百分点。（安凤霞采访）
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