流场调整让剩余油无处藏身

□ 本刊记者 王维东

胜利油田滨南采油一管理三区实施针对性治理，均衡水驱调水线，夯实水驱开发基础。图为该厂地质所、工艺所技术人员与采油管理区共同制定油水井施工方案。肖金禄 戚桂兰 摄影报道

辛151斜7井在胜利油田东辛采油厂是挂了号的低效井，含水率高达97.7%，两个层合采开发效益差。东辛采油厂对油藏实行轮采轮休，上下层接替开发，含水率下降36个百分点，日增油5吨，采收率提高0.8个百分点，油井从“贫困线”一步跨入“小康”。

帮助辛151斜7井摆脱“贫困”的是胜利油田的转流场调流线开发技术。目前，转流场调流线开发技术被广泛应用于胜利油田整装油田和断块油田，成为特高含水老油田主导开发方式。

“转流场调流线减缓了自然递减，延长了老油田经济开发寿命，为特高含水油田效益开发探索了一条出路。”胜利油田勘探开发研究院首席专家王建说。目前，胜利油田中高渗油藏储量近30亿吨，采收率提高2个百分点，老油田的经济开发寿命就可以延长8～10年。

调流线轮替开发

流线是指地层中水流的方向，井组流线组成流场。调流线就是让高耗水带流线的水流分流到剩余油滞留的低耗水带上，扩大注水波及体积，提高驱替效率。

历经近60年的开发，胜利油田的注采井网已经固定，注水井对应着采油井，水流方向不变、流线不变，一直沿着一个方向走，长此以往，主流线方向就形成高耗水带，主流线方向的油驱得相对干净，主流线控制不到的区域剩余油富集，却得不到动用。试验数据表明，特高含水期油藏，局部区域的极端高耗水层带消化了绝大部分注水量，15%的区域消耗了近90%的水量。

抑制高耗水带上的优势通道，扶持剩余油滞留区上的弱势通道，东辛采油厂副厂长卢惠东把这种控强扶弱的流线调整开发方式比喻为“劫富济贫”。

2017年起，胜利采油厂集中老井资源，把油藏开发层段划分为三六九等，轮替开发，让低含水层段优先开发，让高含水层段通过调流线促进剩余油再次富集，先培育、后开发。目前，该厂5个轮替开发单元，日产液量减少585吨、日增油94.6吨，综合含水率下降11.2个百分点，吨油运行成本从730元下降到不足94元。

东辛采油厂轮采轮注堪称胜利采油厂层系轮替的“升级版”——停层不停井、换层不作业。油层被分采分注工艺卡分成几段，无须上作业便可自动换层开发，实现了效益动用与连续生产的统一。

流线调整立竿见影

中高渗油藏是胜利油田开发的主阵地，以整装、断块油藏为主，年产原油1024万吨，占总产量的44%。储量整体处于特高含水开发阶段，综合含水率高达95.3%，采收率只有35%。

胜坨油田和孤东油田是典型的整装油田，采收率只有40%，意味着地下还有60%的剩余油。孤东油田发现于1984年，1986年开始孤东会战，油田进入高速开发期，短短9年，含水率从14.4%快速攀升到91.2%。近30年，孤东油田注采结构几乎没有发生变化。胜利油田的平均注采井距300～350米，而孤东采油厂的注采井距只有150～212米。孤东采油厂厂长尚朝辉说，孤东油田用30年时间走完了胜坨油田50年的路，其他油田还可以见缝插针地打加密井，而孤东油田几乎没有回旋余地，能够动用的储量几乎全部动用起来了。

2013年，孤东油田步入特高含水开发后期，综合含水率高达96.7%，可采储量采出程度高达95.1%。井越打越多，剩余油却越来越分散，加之近些年油价低迷，老油田一味地靠打新井维持效益稳产的路径显然难以为继。

2013年，含水率高达98.9%的孤东7-25斜更246井组被选中作为试验区，探索转流场调流线试验，井组里的1口水井变成油井、4口油井转注水井，井网流线调整了60度。流线调整之后，变化立竿见影，井组日增油4吨，含水率下降1个百分点。

多管齐下提高采收率

如今，在孤东采油厂，转流场调流线已成为提高采收率的“标配”，流场调整是固定“套餐”。

孤东采油厂一开发单元日产油6.3吨，含水率接近100%，注水、化学驱等各种开发技术轮番上了一遍，丝毫不见起色。流线调整60度，整个单元“满血复活”，日增油42.3吨，含水率下降5个百分点。

经过7年的探索实践，目前，针对平面、层间、层内注采矛盾，孤东采油厂形成了3种模式10种类型的转流场调流线开发方案。转流场调流线应用705个井组，增加可采储量268万吨，采收率提高2.3个百分点，平衡油价21美元/桶。2018年，孤东采油厂把转流场调流线这一低成本开发技术由井组扩大到井区。

轮采轮休只是转流场调流线的第一阶段，东辛采油厂还为断块油藏持续提高采收率储备接替技术——人工仿强边水驱技术。东辛采油厂永12和辛151单元属于强边水驱油藏，开发30多年，一直依靠天然能量开采，采收率分别为75%和65%。

辛一断块沙-4是一个采出程度高达48%的开发单元，由于整体高含水，单元只有1口井正常生产，日产油0.4吨，是一个几近废弃的油藏。采用人工仿强边水驱，半年时间，日产油54.6吨，含水率下降37.6个百分点，采收率提高7.5个百分点，累计增油8.1万吨。