“水”中捞出效益油

降低无效注水41.5万立方米，降低无效产液量194万吨，在采出程度51.1%的情况下，依然保持0.31%采油速度；措施年增油3.67万吨，自然递减率与综合递减率均控制在计划之内。这是孤岛采油厂2022年的水驱油藏效益清单。

开发54年的孤岛水驱油藏已进入特高含水后期，综合含水达96.2%，水驱开发可谓“水中捞油”。面对水驱开采对象变差、稳产难度增大等开发现状，孤岛采油厂坚持创新驱动、油水并重、统筹推进、精准开发，在特高含水后期蹚出了老油田高质量稳产之路。

“长期固定的水驱井网，易形成极端耗水层带，油与水此消彼长，大量的注入水做的是‘无用功’，若层间注水失衡仍会造成‘旱涝不均’。”地质研究所采油地质主管师盖丽鹏坦言，“注不足、注不清”仍是水井治理的两大难题。

该厂水驱技术人员坚持问题导向，对症下药，开展实施了注水提质提效、精细刻画储层构型、调控高耗水层段、大压差驱替等一系列有效的调整工作，持续提升水驱开发水平，精准挖掘剩余油。

他们在精细研究上下工夫，研究建立了小层井网、韵律层井网，配套完善适合不同类型油藏、不同井筒技术状况的“分层注水”工艺，“能分尽分、按需注水”，构建水驱精准开发格局。同时，实施“注水提质提效工程”，通过加大投转注和套损治理等水井专项治理，大力推广机械防砂注水管柱和第四代注水管柱等技术手段。2022年共实施投转注36口，修复套损水井19口，增加日注水量4850立方米，增加水驱控制储量185万吨。

如何把油从水里“捞”出来？

技术人员利用储层构型描述技术，精细解剖油藏内部构型，分类施治注采调控，实现“控水捕油”。西区北西6-121井组通过改变驱替机制，重新布置水井后，该井峰值日产油达到了15.4吨。

另一方面，技术人员建立不同岩相的储层参数解释模型，精确识别出导致油井高含水的小层，通过卡封、盲封等技术实现油井单井采单层，有效降低油井含水。中14-侧405井措施前馆42、44层合采，技术人员分析认为馆44是高出水层，实施丢封馆44、单采42层后，含水下降22.5%，日产油增加2.8吨。全年共实施单井采单层油井12口，累计增油0.65万吨。

此外，技术人员突破惯性思维，用大压差驱替挖潜剩余油，通过增加注入倍数来增大生产压差，让原油流动更畅快。2022年，中一区馆4单元实施常规井网大压差驱替试验，实施提液41口、提注33口，单元日产油增加30吨。

2023年，孤岛采油厂将继续秉持“注足优质水，驱动效益油”的开发理念，坚持科技创新，保持长效开发，实现“水”中突围，持续提升水驱油藏开发水平。（署名：胜宣）