辽河油田曙光采油厂从开发方式转换提效、精细注水导流、二氧化碳补能入手控制自然递减率，延长了老油田生命周期――

截至11月28日，辽河油田曙光采油厂今年以来的油井开井率同比上升2.7%，创近4年新高；自然递减率下降1.6个百分点，递减率曲线实现倒“V”形逆转。

曙光采油厂作为油田公司“七个一千”工程的主战场，从开发方式转换提效、精细注水导流、二氧化碳补能入手控制自然递减率，延长了老油田生命周期。

以“热”增“油” 转换技术路线控递减

随着开发时间的增长，地层能量逐渐匮乏。今年年初以来，这个厂自然递减率不断增高，对上产目标的实现产生了较大影响。

曙光采油厂结合开发特点精准把脉，从“千个井组方式转化”入手，将重心转向蒸汽驱、火驱两大稠油生产方式，通过转换技术路线，为控制油藏递减奠定坚实基础。

“现在平均每3天就有一口井实施注气参数优化工作，均匀推进火线，见油效果明显。”曙光采油厂火驱负责人张浩说。今年年初以来，技术人员以火驱技术改善燃烧状态为核心，通过完善注采井网、开展注气强度试验，使高温燃烧比例恢复至39%，日增油同比增加89吨，激发了地层活力。

在蒸汽驱方面，这个厂坚持“调驱结合、能转则转、试验先行”，加大蒸汽驱精细动态调控和异常井治理力度。今年年初以来，这个厂实施动态调控和吞吐引效措施287井次。同时，根据层位进行大修、调层补孔、吞吐预热，推动正注井组增至35个，扩大了蒸汽波及体积，有效补充了地层能量，构建出系统、整体、有效的驱替场，使平面、纵向见效程度均提升2%。

以“水”驱“油” 打通油流“高速路”

“不仅要注得准，还要注得精。从完善注水，到精细分注，我们摸索出了一条清晰的技术路线。”曙光采油厂稀油室主任张帆说。

老区降递减，精细补能是“延寿核心”，必须颠覆传统思维惯性，实现注水技术的精进与革新。地质技术团队针对低渗油藏及中高渗油藏边部注水困难区域，坚持“能分则分、能细分尽细分”的原则，建立稀油细分注水界限标准。围绕“六场”调控，侧重注水稀油井网完善，实施压裂储层改造、压驱补能等措施，针对主体采出程度高区域，实施平面流线调整、纵向细分注水等措施，实施稀油分层注水，显著改善了平面及纵向动用程度，助力稀油上产。

地质认识是根基，工艺技术则是唤醒油藏的关键利器。“过去注水难以满足不同油层需求，现在就像给油藏精准输液一样。”这个厂工艺技术人员付强说。在指挥中心，工艺人员轻点鼠标即可完成复杂调配，通过高精度传感器持续监测油井生产，实时获取地下压力、流量等关键数据，实现地面指令直达井下的“毫秒级”动态调控。

仅有精准注水还不够，如何让水高效驱动原油？曙光采油厂应用压裂技术破解储层“注不进”难题。这个厂工艺所防砂室主任殷伟说：“压裂精准打开目标层渗流通道，将长期注水形成的低效层段从油藏‘静脉’变成油流‘动脉’，打通了油流‘高速路’。”

今年年初以来，这个厂通过实施转复增注、细分注水、压裂引效等工作逐步实现阶段产量提高，分注率提高1.2%，推动稀油自然递减率同比下降2.7%。

以“碳”换“油” 拓宽补能空间

面对地层能量逐渐衰减的现状，如何有效补能？技术人员深入分析多个稠油区块的油藏深度和精度，经过多次论证，确定实施“千口井二氧化碳补能”工程。

技术人员选取杜813-39-57井进行试验，将高温起泡剂和二氧化碳协同蒸汽注入，利用泡沫的调堵作用，引导蒸汽有效加热过去无法触及的剩余油区域，极大提高了热量利用效率。截至目前，这项工艺已规模实施287井次，累计注碳超2万吨，实现增油2.48万吨。

在普通稠油区块补能的基础上，曙光采油厂又将目光聚焦在减产快、稳产难的杜66潜山区块。技术人员在杜66潜山区块曙1-37-334CH井开展二氧化碳“控水+稳油”试验，采用复合段塞进行压锥，将二氧化碳和降黏剂像几个连续的塞子一样，分批注入地层，形成了二氧化碳“气体屏障”和降黏剂改善油水流度比的“双重机制”，直击底水锥进这一核心矛盾，为蒸汽补能创造了一个“低含水、低黏度”的有利环境。试验后，曙1-37-334CH井实现日增油3.9吨。随后，技术人员又在该区块其他3口油井中开展试验，实现阶段增油上千吨。