8月14日，頂著43攝氏度的高溫，吐哈油田溫米采油廠技術人員盯在溫西302井井場，嚴密監控這口重點井的產量變化。“這口井產量遞減快，只有對油井實施貼身管理，跟蹤調整技術措施，做到噸油必爭。”油藏工程室負責人說。

　　曾經創下吐哈“三低”油藏高效開發紀錄的溫米油田，如今陷入含水上升快、產量遞減、油井層間矛盾加劇的困境。如何讓老油田重煥生機？溫米采油廠加大油井措施力度，精細挖潛，摸索出一整套“三低”老油田穩產上產的“駐顏術”。

　　攻堅“三低”立標桿

　　溫米油田位于吐哈盆地臺北凹陷中部，由8個含油構造組成。油田儲層物性為低孔、低滲、低壓。上個世紀80年代起，幾代石油人苦苦求索，直到1990年10月，部署在溫吉桑構造帶上的預探井——溫1井鉆探成功，喜獲高產油氣流，從而發現了溫1油氣藏。隨后，米登等其他含油區塊相繼被發現，揭開了溫米油田的神秘面紗。

　　作為吐哈盆地投入開發的第二個油田，溫米油田1993年當年建成70萬噸原油生產能力，年產量連續5年保持高位運行，最高時沖上90萬噸。溫米油田從一開始就按國內國際先進標準進行產能建設，擇優引進國際先進工藝技術與裝備，并很快形成適合自己特點的配套開發工藝技術，推動油田高效快速建設，成為“三低”油藏高速高效開發典范。

　　連續“加速度“之后，溫米油田含水上升速度加快。1998年，綜合含水已達21%，油田進入中含水開發階段。

　　吐哈油田開發專家說，一開始溫米油田就采用了井網開發、早期注水保持地層壓力、五點法面積注采井網的開發模式。針對不同開發階段出現的矛盾和問題，這個油田適時制定對策，進行開發調整。為穩住產量，1998年年底，這個油田率先開展提液采油技術試驗，于2004年實施二次井網調整，有效改善水驅狀況。

　　值得一提的是，2002年開始，吐哈在溫五區塊首次開展注氣非混相驅礦場試驗，并獲得成功，為低滲透油田水驅后實施注氣提高原油采收率提供了現場實踐經驗，對制定提高采收率技術策略和西部地區油氣資源的綜合利用產生積極的推動作用，也為吐哈挑戰低滲透油田開發難題蹚出了路子。 

    科學施“水”遏“兩率”

　　“溫米油田原油呈輕質弱揮發性，地下黏度在0.5左右，甚至小于水的黏度。”吐哈油田勘探開發研究院開發一所所長袁昭說。這種特性決定了隨著油層見水，含水上升速度加快，遠大于其他常規油藏。

　　含水上升，自然遞減如影隨形。

　　吐哈油田開發專家說，基于吐哈盆地稀油百萬噸產量，自然遞減率每下降1個百分點，相當于增油1萬多噸。有效控制含水上升率，將提高油田開發效益。

　　“兩率”如何降下來？關鍵是給地層補足能量。用什么補？技術人員一致把目光聚焦到了水上。

　　而要用好水，就得轉變對水的認識。吐哈開發部注水管理人員湯愛云認為，所謂的“注好水”，不僅好在水質幾項指標達標上，而且要好在水質與地層的配伍性和適應性，好在驅替的有效性和高效性上；“注夠水”，不能單看地面計量，而是要保持合理的注采比，保持油藏合理的壓力水平；“精細注水”，不但是細在注采系統管理上，而且要細在精細油藏描述等精細地質研究上，找準精細注水對象，細在注水技術政策和參數的論證與調整上，細在以細分注水為主的高效注水結構調整；“有效注水”不限于保壓，應立足于單砂體驅替采油需求，減少無效注水，提高水驅動用程度，利于增油穩產。因此，辯證地看待“注水”，既要打好“組合拳”，更要因地制宜，“對癥下藥”。

　　2009年，溫米油田被列入股份公司重點治理項目，實施二次開發，完善注采井網。特別是在精細油藏描述方面，這個油田將溫西三區塊22個油砂層刻畫到66個單砂體，水驅控制程度由86.2%升至87.6%，含水由81%降到61%，采油速度由0.34％提高到0.67％，自然遞減率下降3個百分點。

　　為進一步摸清地下情況，2012年，溫米油田對所有區域展開普查，優選6個代表性試驗井區，分步實施精細注水措施。

　　試驗中，通過對溫西三區塊實施單砂體精細注水調控等技術措施，形成了多個具有推廣價值的改善水驅狀況有效注水模式。今年上半年，溫米油田8個區塊通過精細地層對比，注采單元由小層細分至單砂體，共繪制了198幅單砂體油水分布圖，較之前增加44幅，單井調配合格率≥95%，水驅控制程度與去年年底對比上升2.8%。 

 

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