西北油田勘探开发
研究院副院长 蒋 林
江苏油田开发管理部
副总经理 罗钰涵
华东油气泰州采油厂
地质研究所副所长 王 婧
西南油气开发管理部
经理 邓文龙
■ 当前油气田在提高采收率上采取了哪些好的措施？
应用效果如何？
邓文龙：近年来，西南油气持续深耕老区气藏，加强老井精细管理和综合施治，多措并举有效控制老井综合递减。公司加大老区元坝长兴组、新场和中江沙溪庙组等气藏建模数模一体化研究力度，明确剩余气分布有利区，精准实施开发调整措施，老区气藏提高采收率见效显著。目前，元坝气田稳产期比设计延长了两年，并将持续延长，采收率稳步提升；川西中浅层新场沙溪庙组致密砂岩气藏已开发33年，目前处于开发中后期，2023年采收率提高了1个百分点；中江气田沙溪庙组气藏滚动评价建产10年，2023年井区采收率提高了8.6个百分点。
接下来，我们将重点做好四方面工作：一是持续深化地质综合研究，找准高产规律；二是持续深化河道刻画研究，找准甜点甜层；三是持续深化建模数模研究，找准剩余气分布区；四是持续深入实施老区气藏全生命周期精细管理，有效控制气藏综合递减，努力实现老井可采储量不减少。
蒋 林：塔河油田主体区块大多属于海相碳酸盐岩缝洞型油藏，自然递减率、采收率呈现“一高一低”的特点。我们将技术创新作为提高采收率的硬支撑，多举措推动提高采收率工作从注重短期效果向强化中长期稳产转变、从“打新井、增产能”向“注采调整、综合施策”转变。
根据缝洞型油藏特殊的储集空间类型和流动特征，我们运用注水、注氮气重力驱机理，建立并规模应用独具塔河油田特色的缝洞型油藏注水和注氮气提高采收率技术体系，同时持续推进技术迭代升级。针对缝洞型油藏多轮次水驱效果变差等问题，通过优化空间结构井网、流体势调控和实施“调堵驱”一体化工艺等手段推动提质提效，缝洞型油藏注水年增油量保持在70万吨规模。在注气方面，我们在前期单井注氮气增油的基础上，攻关形成规模气顶驱技术和氮气泡沫辅助驱技术，注气效果实现了由一口井作业“单井受效”向“多井受效”转变。我们还采用集中制氮代替分散制氮的运行方式提效率降成本，2023年注氮气年效益增油量首次超过百万吨。
罗钰涵：2023年，江苏油田采收率提高0.4个百分点，达到25%。这主要归功于我们持续从四个方面发力，不断提高采收率。
一是以四类精细注水示范区建设为引领，扎实推进分类油藏差异化治理。油田部署实施了10个老区细分及注采完善方案，有力支撑递减硬控制，老区调整增加可采储量136万吨。
二是不断深化剩余油富集规律认识和高效挖潜技术系列，加强措施提级管理，着力优化措施结构，提升措施效益。2023年，江苏油田实施再富集剩余油高效挖潜措施35井次，累计增油1.3万多吨。
三是大力开展欠注井专项治理。2023年，我们共治理欠注井104口，超计划34口，年增注35万立方米，超计划16.7%。
四是持续开展三次采油技术攻关与应用。二氧化碳驱并行推进基础研究与现场应用；气驱技术与规模同步提升，2023年完成注气11.6万吨，增油2.4万吨；化学驱方面按照“攻关、试验、推广”思路，年新增纳米乳液驱（吞吐）井组26个，年增油1.5万吨以上，为探索中低渗复杂油藏化学驱技术作出了积极贡献。
王 婧：二氧化碳系列技术作为华东油气主导的提高采收率技术，历经30多年开发实践，形成了多项示范做法。
一是低渗中高含水油藏混相驱，草舍泰州组历经18年连续混相驱、水气交替驱及基于井网重构的二次气驱，采出程度达到31.1%，阶段提高采收率17.9个百分点。
二是特低渗大倾角油藏增压混相驱，基于顶部注气为主、边部注气为辅的注采井网，历经多年气水交替参数优化，持续保持油藏混相能力，单井最高累计产量突破4万吨，稳产期由13个月延长至48个月，同油藏其他井累产油也近2万吨，特低渗油藏增压混相驱成效显著。
三是率先探索页岩油二氧化碳提高采收率技术，形成了油藏、井筒、地面工程注气增能一体化技术，沙垛1斜井万吨级二氧化碳压吞试验已累计增油6400多吨。
■ 继续提高油气采收率还面临哪些挑战？
今后技术创新的方向有哪些？
邓文龙：油气藏的地质条件和现有的理论认识、技术工艺、生产管理水平，决定了采收率的高低，探索提高采收率的新方法新技术是一个永恒课题。
目前，西南油气提高油气采收率主要面临的挑战是气田剩余储量主要分布在难以识别的隐蔽河道、高含水饱和度河道、构造低部位等区域，地质条件差、储量品位低、钻采投资较高，要精准刻画隐蔽河道、有效盘活高含水饱和度区及低部位难动用储量仍面临诸多理论和技术瓶颈。
面对挑战，西南油气将持续加大基础研究力度，强化产学研结合，强化勘探开发一体化、地质工程一体化，在完善隐蔽河道精准刻画技术找准甜点甜层、完善建模数模一体化预测技术找准剩余气分布有利区、深化开发技术政策研究明确井网井距、迭代低成本钻采工艺技术实现控投资降成本、分类施策老井管理控递减等方面持续攻关，助力老区提高采收率。
蒋 林：随着注水、注氮气等提高采收率等主导技术在西北工区规模应用，我们在提高采收率方面面临着成熟技术如何保持效果和接替新技术研发两方面的挑战。
为此，西北油田调整了大幅提高采收率的工作思路，坚持“建连通、提动用”，正进一步强化油藏整体描述、油藏工程方法和提高采收率理论研究三项基础工作，并启动开展了轻质油混相重力驱、中质油氮气泡沫调驱、特超稠油注空气火驱、顺北油气藏注天然气调峰、大底水砂岩油藏段塞混相驱等五大先导技术试验。
目前，在大底水砂岩油藏二氧化碳驱和顺北挥发油气藏注天然气驱先导试验已取得新进展。
罗钰涵：江苏油田经过近半个世纪的开发，主力油田都进入了开发中后期，含水率高达89%，且剩余油分散程度高，持续大幅度提高采收率难度日益加大。江苏油田立足目前水驱开发存在的主要矛盾，攻关三项注水先导试验，试验区块覆盖储量1256万吨。
一是精巧注水。针对构造岩性油藏砂体零散、难以形成注采井网的特征，在老区开展单井吞吐增能、一注一采等精巧注水试验，探索低品位储量补能方式。
二是深部调驱。针对特高含水油藏储层形成大孔道导致含水上升加快的问题，实施深部调驱，同时加强化学剂机理研究，扩大水驱波及体积，提升油藏整体压力水平。
三是不稳定注水。针对注入水低效循环的问题，采用周期注水、变强度注水、注采耦合等多种方式，在地层中形成不稳定压力场，实现降水增油。