水驱，载起大庆稳产之舟—来自大庆油田12个水驱精细挖潜示范区的报告

□ 文/本刊记者 燕一松 特约记者 张云普

测试工立防喷管。张云普/图

在大庆油田53年的开发史中，水驱为油田开发立下汗马功劳。尽管聚合物驱和三元复合驱等三次采油已开展多年，并取得令人瞩目的成绩，尽管水驱产量逐年递减，但水驱从未退出过大庆油田开发的舞台，即使是现在，大庆油田的年产量仍有60%是通过水驱完成。

为什么大庆油田对水驱难以割舍？在三次采油技术以及日益进步的油田开发技术面前，水驱这个相对“陈旧”的开采技术，在大庆还能走多远？

重举水驱大旗奥妙何在？

过去的50多年里，水驱一直在大庆油田开发中占据主导地位。然而，随着油田的高效开发，水驱开发产量逐年递减。同时，三次采油技术也日臻成熟，达到了国际先进水平。那么，在经过了半个多世纪的开发后，大庆油田为什么又重新举起水驱的大旗？

原因只有一个：成本。

石油的驱替方式无外乎是水驱、聚合物驱油和三元复合驱油等。而大庆人面临的现实是：要想大规模地提高聚合物驱油产量，还有很多不确定的因素；三元复合驱技术目前投资和成本较高，是常规水驱的几倍以上；大庆油田外围剩余未动用储量品位越来越差，在现行油价下难以经济有效开发；相比之下，水驱依旧是最经济的选择。

中国石油每年1亿多吨的原油产量，大庆油田占到了三分之一，这个“分量”决定了大庆油田在原油稳产上不容有任何闪失。大庆长垣是原油4000万吨持续稳产的基础，要加强地质研究，增强资源基础，开发上要提高水驱动用率，并提出“水驱产量占到整体产量的60%以上、采收率提高到60%以上”的目标。

为此，2009年，大庆油田拉开了水驱上产攻坚战的大幕。

然而，经过多年高速高效开发的长垣油田，要实现“水驱产量占到整体产量的60%以上、采收率提高到60%以上”的目标面临的难度之大可想而知。具体地说，就是年产原油4000万吨持续稳产产量构成中，在相当长的时间里长垣水驱年产量要保持在原油2000万吨以上。

按照水驱油田的一般开发规律，可采储量采出程度超过50%就将进入产量递减期。而目前大庆油田的喇嘛甸、萨尔图、杏树岗等主力油田的可采储量采出度已高达81.7%，综合含水则高达91.05%，且剩余油分布复杂，水驱年产量开发难度越来越大，水驱上产面临诸多挑战。

尽管现在水驱开发面临重重困难，但勇于承担历史使命的大庆油田必须抓住水驱这条稳产主线。“要牢固树立效益意识，没有效益的产量一吨也不要。”油田公司总经理王永春在基层调研时说，“靠拼产能、拼投资、用工作量堆起来的原油4000万吨不是高效益和高水平的4000万吨。”

他们凭着稳油控水的基本功，突出长垣水驱的主体地位，精细长垣水驱二次开发，发扬“工作岗位在地下，斗争对象是油层”的优良传统，精细油藏描述、精细注采关系调整、精细注水系统挖潜和精细日常生产管理“四个精细”，进一步增加水驱动用程度，深挖剩余油潜力，稳定并提高单井日产量，从而使含水上升和产量递减得到有效控制，确保“两个60%”目标的实现。

12个水驱示范区向何处引领？

地下情况举报电话：010-620摸清后，驱油之水开始动了起来，但往哪儿走仍然是个问题，为此，大庆油田选择示范领路—从2009年年底开始，选取12个区块作为水驱精细挖潜示范区。

开辟水驱综合治理示范区，是适应原油持续稳产需要，探索老油田精细高效开发途径所采取的一项战略性措施。“示范”是集经验之大成、精细之大成、工作量之大成。3年来，示范区建设取得了重要成果，达到了预期目的，做到了“出指标、出效益、出经验、出技术、出标准、出模式”，为全油田树立了样板、做出了典范。

长垣6个示范区实现了“3年产量不降、含水不升”的目标。产油量不降反增，年产油量由161.7万吨增加到174.8万吨，单井日产油由2.71吨提高到2.9吨。老井自然递减率由8.68%降低到2.03%，老井综合递减率由7.0 2%大幅降至-2.60%。综合含水不升反降，年均含水由92.97%降低到92.82%。

外围6个示范区实现了“3年自然递减减缓3个百分点、含水少上升2个百分点”的目标。老井自然递减率由16.26%减缓到9.95%，三年减缓6.31个百分点；老井综合递减率由12.8%降低到3.76%。年均含水上升值由2.25个百分点降低到1.03个百分点，3年含水上升2.32个百分点，少升3.68个百分点。12个示范区，投入产出比达到1：7.3。

示范区不但取得了显著的开发效果，获得了巨大的经济效益，更为可贵的是形成了以“四个精细”为核心的配套技术和规范高效的管理模式：

发展精细油藏描述技术，实现了更加精确的构造、储层及剩余油空间定量表征。形成了密井网条件下井震结合精细构造描述技术，识别断层由5m精细到3m，断点组合率由80%提高到95%；完善了精细数值模拟技术，剩余油描述由区块、小层细化到微相、单砂体及层内。

形成多套层系井网条件下，单砂体注采关系定量评价及调整技术，注采系统调整由井网调整转变为完善单砂体注采关系。3年共实施转注、更新、补钻、补孔等工作量502口，单砂体水驱控制程度提高4.2个百分点，多向连通比例提高11.2个百分点。

发展形成精细注采结构调整技术，拓宽了挖潜空间。在细分注水方面，建立量化标准，完善配套工艺，年均细分井占注水井总数的21.8%，5段以上井占分注井数的47.6%，砂岩吸水厚度比例达到83.8%。在产液结构调整方面，量化措施选井选层标准，优化措施组合，长垣示范区压裂日增油5.6吨、补孔3.7吨、换泵2.2吨，实现了“2455”目标。通过注采结构调整，示范区有80.3%的小层见到调整效果，含水大于95%的井数比例减少2个百分点，低于85%的井数比例增加2.3个百分点。

构建规范高效的管理体系，生产管理水平大幅提升。率先实施油井单井效益评价和分类管理，高效井比例增加3.3个百分点，低效、无效井比例减少8.5个百分点，油井利用率和生产时率达到90.3%和91.8%；实施污水节点管理，井口水质合格率达到72.5%；实施水井目标管理，分层注水合格率达到87.8%。

在示范区经验引领下，全油田水驱精细挖潜工作风生水起……3年来，注采系统调整区块通过完善注采关系增加可采储量300多万吨；长垣水驱油井压裂平均单井日增油由2009年的4.5吨增加到2011年的5.1吨；全油田两年共治理长关井2175口，恢复产油17万吨，2010年起，实现全油田长关井数负增长。

大庆油田开展水驱精细挖潜示范区建设以来，含水不升、产量不降的开发目标变为现实。3年时间里，示范区在油田人的精心培育下走出了一条精细开发之路。

12个示范区的成果打破了老油田原油产量逐年下降的规律，不断刷新着油田开发水平最高纪录。截至目前，与正常递减相比，示范区累计多产油60多万吨，增效20多亿元。

大庆油田勘探开发研究院开发研究一室技术单元负责人姜雪岩告诉记者，通过示范区的精细挖潜，形成一套特高含水期水驱精细挖潜的技术，对全油田的水驱也起到了示范和引领作用，示范区3年精细挖潜的效果，预测可以提高采收率0.5个百分点以上，如果在全油田推广，相当于增加全油田水驱一年的产油量，最重要的是为大庆油田后续提高采收率技术提供了3年的时间。

水驱精细挖潜示范区的创建是大庆油田适应原油持续稳产需要，所采取的一项主动性进攻措施。在油田现有的12个示范区，虽然每个示范区增加的几万吨原油产量微不足道，但是，探索和总结出的成熟、精细的稳油控水技术，却带动油田开发水平的整体上升。

回顾示范区的成长历程，从最初的实现示范区“含水不上升，产量不递减”，到大庆油田首次实现以水驱补聚驱的骄人成绩。水驱精细挖潜示范区，每一次都带给了油田人丰厚的回报。其成果不仅在于开发水平的显著提升，更重要的是这种集成创新模式及取得的系列成果，必将对未来油田开发起到示范作用。

“水驱”主角还能唱多久？

大庆油田作为我国目前最大的石油生产基地，作为我国工业战线一面鲜艳的旗帜，实现原油持续稳产，始终是他们肩负的第一责任和政治使命。2003年，大庆油田告别年产5000万吨的历史，踏上4000万吨持续稳产新的征程，到今年已经整整10个年头。27年的5000万吨高产稳产，10年的4000万吨持续稳产，饱含着一代又一代大庆人为国分忧、为油奉献的政治情怀，铸就了我国石油工业发展史上的不朽丰碑。

大庆油田如何在全面建成小康社会的历史进程中，牢记使命、勇挑重担，奋勇争先、再做贡献，需要当代大庆人做出响亮的回答。大庆油田50多年来，始终高举红旗，高唱“我为祖国献石油”的主旋律，努力为国家多产原油、多做贡献。

进入新的历史时期，大庆油田自我加压、勇担使命，提出了“原油4000万吨硬稳产、油气重上5000万”新目标，为全面建成小康社会继续做出高水平贡献。

对于大庆油田来讲，“稳”是第一位的，原油4000万吨持续稳产，必须硬稳定到2020年，并努力延长稳产期。就目前情况看，“十二五”期间，依靠现有成熟水驱技术精细挖潜，完全可以实现原油4000万吨持续稳产。

客观审视大庆油田业务发展现状，4000万吨硬稳产，油气重上5000万，困难与希望同在，机遇与挑战并存。大庆油田上下既看到了资源接替、技术瓶颈、投资回报等现实矛盾挑战，更看到了今后发展面临的诸多有利条件。

大庆油田开发创出了近年来新水平。大庆长垣水驱自然递减率控制到5.41%、综合递减率控制到2.86%，年均含水上升值控制到0.28%，综合治理示范区实现“三年产量不降、含水不升”。

3年来，大庆油田科研人员一个层一个层来认识、一个层一个层精细描述、一个层一个层落实潜力、一个层一个层优化措施，使地下压力系统彻底改善。3年来，科研人员对全油田2万多口注水井、7万多个注水层段进行全面调查，2年细分井数是“十一五”前4年总和的1.36倍。

思想观念的变动往往预示着新时代的诞生。

从整个长垣老区来看，水驱开发的难度是普遍而统一的，含水高、剩余油品质相对较差，挖潜日益困难。长垣水驱已走过半个多世纪的路程，面对更为零散、难采的剩余油，开采难度可想而知。

把功夫下在哪里？对产量精打细算，对管理精雕细刻，对技术精益求精，大庆油田把“精细”二字体现到增储挖潜的全过程。

纵看整个长垣老区，萨中、萨南、萨北、杏北、杏南、喇嘛甸几大主要油田尽管开发情况、步履大同，但各有特点、矛盾各异。油田领导提出各采油厂都建立一个水驱精细挖潜示范区，这一做法使得示范区既有“长垣标签”，又有“自家特色”，无疑为整个长垣老区的水驱开发做了全面、细致的考虑。

在油田开发方案编制过程中，采油四厂针对每口油水井，实施“一井一工程”、“一层一对策”的措施挖潜思路。在杏六区东部“对症开方”，贯彻“1234”调整思路，实施分类调整。针对区块动态差异，通过细分单元进行分块治理；针对动用状况差异，通过细分层段进行分别调整；针对剩余油分布状况，通过细分类型实施分类挖潜；针对夯实开发管理基础，通过细分项目实施分项管理。实现了产量箭头向上、含水稳步下降的挖潜目标。

张云普/图

采油一厂探索了老油田信息化精细管理模式、自主研发了“油田开发基础工作管理平台”、推广“77838”细分注水技术标准，形成了一套特高含水期水驱精细挖潜技术体系，建立了“1141”精细挖潜标准化工作流程，使精细挖潜逐步走向深入，连续3年实现稳油控水目标、综合含水保持稳定、自然递减率稳中有降，充分发挥了水驱在稳产中的支撑作用。

实践中，大庆石油人就创造性地提出了“五个不等于”的潜力认识观：油 田高含水不等于每口井都高含水；油井 高含水不等于每个层都高含水；油层高 含水不等于每个部位、每个方向都高含水；地质工作精细不等于认清了地下所有潜力；开发调整精细不等于每个区块、井和层都已调整到位。通过在思维方式上打破常规认识，进而形成极具挑战性的长垣理念—变不可能为可能，这个理念无时无刻不在鼓舞着大庆石油人。

开发形势持续向好，这是油气重上5000万的坚实基础。重上5000万，首先是“油”这一块要硬稳产，4000万吨必须坚定不移。近年来，大庆油田坚持“靠精细水驱挖潜保稳产，而不是靠多打井多建产能保稳产”，突出长垣、突出水驱、突出效益，开辟综合治理示范区，实施“四个精细”，推进水驱控递减，牢牢把握了原油稳产的主动权，为今后持续稳产积累了宝贵经验。现在看，“十二五”期间，大庆油田依靠现有成熟技术精细挖潜，完全可以实现4000万吨硬稳产。