江汉油田:分类施策聚力增产增储增效

□ 本刊记者 雷 丽

江汉油田全面推进涪陵页岩气田70亿立方米上产增效领先工程、老区120万吨稳产降本工程、高质量勘探规模增储工程和页岩油15万吨攻关突破工程，打好油气勘探开发进攻仗，确保油田持续稳产增产增储。

7月7日，涪陵页岩气田日产量达1783万立方米，日销量达1712万立方米，日产销量均突破1700万立方米，再创历史新高。

老区勘探开发同样精彩：江汉老区老新油田通过开展油藏规律再认识、开发政策再调整、措施工艺再提效，区块日产油由23吨上升到63吨，区块采油速度提升0.42个百分点；坪北老区通过井网细分重组开发调整，22口新井全部高产高效，优于设计方案，创近年来最好水平。

为全面贯彻落实习近平总书记重要批示精神和集团公司大力提升油气勘探开发力度工作部署，江汉油田全面推进涪陵页岩气田70亿立方米上产增效领先工程、老区120万吨稳产降本工程、高质量勘探规模增储工程和页岩油15万吨攻关突破工程，打好油气勘探开发进攻仗，确保油田持续稳产增产增储。上半年，油田共生产页岩气30.22亿立方米，原油58.5万吨，均超过计划进度。

涪陵页岩气田全力加快老区调整井的产建节奏。图为焦页18号平台。宋国梁 摄

聚焦高质量勘探，资源储量保持增长

2月，该油田技术人员通过开展“三古”（古地理、古气候、古水深）研究，加强储层预测攻关，深化高产富集规律研究，在蚌湖周缘部署钻探的严8-1井钻遇油层12.4米，日产油10.8吨，落实商业开发储量22万吨。

该井的发现，实现了严河油田岩性圈闭的重大突破，展示出该类型油藏良好的滚动勘探前景。目前，该块已完成产建工作，新建产能3500吨，单井平均产量达到10吨以上，取得了较好的经济效益。

资源是油气生产单位生存发展做大做强做优的基石。通过勘探实践和综合研究，江汉油田矿权内天然气和页岩油资源量大，具备大突破大发现条件；老区虽然经过多年开发，但仍具备一定资源潜力。为此，该油田提出“天然气大发展、老油田硬稳定、页岩油求突破”的勘探方针，加快推进天然气战略勘探，精细老区二次勘探，攻关动用页岩油，为油田可持续发展提供优质粮草。

江汉老区地质情况较为复杂，被称为“地质大观园”。针对江汉老区勘探对象复杂、地震资料品质难以满足目前精细勘探要求等客观现实，该油田集中优势力量，优选有利区带，提出“精细评价区带资源量、重新认识区带成藏条件、重回富烃洼陷找油”的勘探思路，重点围绕钟潭断裂带、荆州背斜带等五个重点区带及新沟嘴组、八面河滩坝砂油藏等四个拓展领域进行研究攻关，自去年以来落实商业开发储量171万吨，完成计划143%，其中去年动用45万吨，今年安排动用126万吨，实现储采平衡。今年上半年，落实商业开发储量118万吨，3个高效产建阵地得到落实。

针对天然气和页岩油，该油田实行重点勘探领域项目化管理，成立中扬子、页岩油、宜昌页岩气等多学科联合攻关项目组，整合资源加快推进。在天然气领域，技术人员按照“动态成藏、有效保存”思路，开展系统的基础地质研究，瞄准涪陵、鄂西渝东、湘鄂西、宜昌4个区域，分战略评价、战略突破、战略接替三个层次全面展开。目前，多口探井正在钻进，其中涪页10HF、宜志页1HF等多口井见良好显示。在盐间页岩油领域，油田从岩相、烃源、储层、含油性等方面建立评价标准，优选钻探的蚌页油1HF井和蚌页油2井已完钻准备分段试油，进一步证实了有利区资源量，具备建立开发试验井组的条件。围绕解决长生命周期连续生产关，利用3口老井开展“砂塞式复合压裂”“二氧化碳干法加砂压裂”工艺试验，进一步明确了攻关方向。

“根据油田的第一个三年规划，到2020年，油田将力争新增天然气控制储量1300亿立方米；新增页岩油控制储量1500万吨，为油田发展夯实资源基础。”该油田油气勘探管理部负责人告诉记者。

聚焦稳产保效，原油开发指标持续向好

老区原油是江汉的“吃饭工程”。该油田围绕“控递减、保能力、增可采”任务目标，狠抓老区研究，精细注采调整，优化措施方案，可动用储量、自然递减率、开发成本等开发核心指标持续向好，开发水平稳步提升。

强化老区综合治理。针对全油田61个开发单元，加强油藏分类治理，围绕不同类型油藏存在的问题，推广应用流场调整、细分注水、人工仿边水驱等多种手段，2018年重点治理168个井组，覆盖地质储量2671万吨，有104个井组见效，井组日增油109吨。

水驱仍然是该油田目前最经济有效的开发方式。油田把注水管理作为油藏治理的有效手段，强化注水方案执行，持续加大注水工作量，推动注水工作再上新台阶。上半年，他们共实施122井次，新增水驱动用储量146万吨，注水工作量比2017年翻番，水驱动用程度、压力保持水平分别上涨3个百分点和2个百分点。同时，做好关停井恢复及套损井治理。1～6月，油田自然递减率6.57%，比总部指标低1.96个百分点。

江汉油田坪北老区井网细分重组开发调整，新井全部高产高效。图为坪北油田一角。宋国梁 摄

科技创新是增产的有效手段。该油田组建攻关团队，建立示范区，实现地质—油藏—工程多专业结合，提高储量动用率、油藏采收率。针对八面河油田疏松砂岩、多薄层及水驱稠油等3类滩坝砂油藏，开展氮气泡沫排砂+压裂防砂一体化、层间转向压裂、热力引效等技术攻关，单井初期产能由1.2吨提高到4吨，平衡油价从86美元/桶降至60美元/桶。针对老新油田天然裂缝发育、压裂改造体积受限的问题，开展油藏规律再认识、开发政策再调整、措施工艺再提效，攻关形成前置液携粉陶充填、变粒径加砂、增大改造体积的“全支撑”压裂工艺，44口井日产油63吨、增加40吨，区块采油速度提升0.42个百分点。

针对油田存在的大量已探明但受工程工艺限制未动用难动用储量，该油田积极探索科研院所与采油厂合作攻关新模式，实行风险承包，力争实现该类储量的有效动用。目前，该油田工程院已与清河采油厂进行合作攻关，优选面14区建立工程技术集成示范区。6月21日，该区M14-10-X43井暂堵转向压裂施工圆满完成，压裂后单井日产油由0.5吨上升到6吨，目前稳定在4吨左右，效果喜人，有望实现推广。

在产能建设上，油田加强投资投向、方案设计、成本管控、实施过程等四个优化，建立完善以效益为中心的投资决策机制，搭建统一筛选平台，实现地质、油藏、钻采、地面、经济五位一体交互优化，产建效果得到提升，钻采成本持续控制。上半年，共实施新井89口，完钻83口，新建产能5.5万吨，同比增加1.2万吨。

聚焦提产增效，涪气“增增日上”

3月21日，涪陵页岩气田焦石坝老区两口相邻加密评价井焦页11-5HF井、焦页31-5HF井分获30.62万立方米/天、29.1万立方米/天高产工业气流，证明了下部气层有利区实施加密开发的正确性，也验证了邻井同时实施下部气层开发的可行性。

涪陵页岩气田员工在现场作业。宋国梁 摄

涪陵页岩气田已经开发6年，多数气井处于产量递减生产阶段。要想持续稳产上产，必须着力提升储量动用率、采收率。技术人员一方面加快江东、平桥、白马、凤来等新区产能建设和评价，一方面将目光重回涪陵页岩气田的主体区块焦石坝区块，这是最富集的区域，还有没有进一步挖潜的可能？

按照“整体部署，分步实施，试验先行”的思路，他们调整开发方向，在储量动用不充分的下部气层有利区实施加密开发，在储量基本未动用的上部气层有利区实施单独开发，在上下部气层叠合有利区实施立体开发，对原有的井网实行纵向、横向上的立体式加密。同时，针对上部气层井、加密井的特殊要求，改进措施工艺，形成“密切割+暂堵转向+强加砂”的压裂新方法，实现老区储量的充分动用。

目前，该油田已编制完成焦石坝区块上下部气层有利区整体开发调整方案，部署平台53个、钻井223口，预计新建产能42.3亿立方米，新增可采储量261.4亿立方米；下部气层井网加密实施后，采收率预计从15.1%提高到26.1%，实施上部气层加密开发，采收率有望达到38.2%。截至6月30日，完试18口并全部投产，日产气170万立方米。

与此同时，技术人员抓实老井精细管理全力控制递减，围绕每口井认真开展动态分析，强化一井一策精细气藏管理模式，采取生产与研究、地质与工程一体化分析思路，坚持开展常态化动态分析及相关专题分析，不断深化气藏管理，有效缓解老区老井递减幅度。加大排采措施应用力度，加快实施气田增压开采，辅助柱塞排采、泡排、压缩机气举工艺，试验电潜泵、做好优化管柱等新工艺，措施增产效果显著，上半年月平均措施增量较方案预测明显增加，6月日均增产达299万立方米，相当于增加50口页岩气井。