东濮老区盈亏平衡点持续下降

针对东濮老区进入高含水开发后期现状，中原油田集中优势攻关低成本开发关键技术。去年以来，剩余经济可采储量替代率提高66%，采收率提高10.3%

本报记者 于银花

截至8月10日，中原油田滚动勘探井胡79侧井4月投产以来，累计产油1700余吨、生产天然气3万余立方米。东濮老区胡79侧井的钻探成功，突破了该井所在断层无油气的认识禁区，实现滚动勘探新突破。

针对东濮老区进入高含水开发后期现状，中原油田去年以来集中优势科研力量，研发适应低油价、低成本的油田开发集成配套技术，充分发挥科技创新的引领作用，实现储量替代率和油气单位完全成本“两个遏制”，东濮老区盈亏平衡点持续下降，老油田高质量可持续发展的能力显著增强。

强化复杂油藏滚动勘探，“拿着牙签剔肉”，剩余经济可采储量替代率提高66%

受资源禀赋限制，“十三五”以来，中原油田寻找油气资源的难度越来越大，提高开发效益、筑牢可持续发展根基的需求格外紧迫。目前，中原油田大的显性构造已发现殆尽，现在剩下的断块不仅碎小，而且隐蔽在裂缝之中，需要科研人员有“拿着牙签剔肉”的智慧和韧劲。

中原油田进一步深化复杂油藏滚动勘探技术研究。他们深钻地下，分层系对东濮凹陷不同沉积时期的古地貌进行全面精细刻画研究，细化沉积方向。在此基础上，依托新处理高精度三维地震资料，应用增强型相干体、蚂蚁体等技术方法刻画不同级别断层，将储层预测精度缩小到5米内，大幅提高构造解释准确度。

在油气生成及运聚特征研究中，通过创新技术方法，首次实现对断层封堵能力的定量评价，明确油藏成藏规律，油层发现率由70%提高到90%以上。从去年到今年上半年，利用这一技术，中原油田增加经济可采储量180多万吨，剩余经济可采储量替代率达到165%，提高66个百分点，为“十三五”后三年原油稳产提供了可靠资源保障。

创新应用侧钻井技术，把零散剩余油串起来，减少投资的同时增加新建产能

今年初，中原油田在明新248井设计一井多靶，兼顾沙二上和沙二下多层剩余油富集区，把不同层系零散剩余油串起来，两口侧钻井收到较好效果，减少投资50万元。实现一井多靶、多层系兼探，要归功于油田创新形成的深层5.5英寸套管开窗侧钻综合配套技术。

“与新钻井相比，侧钻井有着明显成本优势：不会产生征地费和管线、管网等地面配套流程的再投入，还能充分利用开窗点以上的老套管，钻井进尺少、钻井周期短，可节约三分之二的投资。”油田开发部副主任古习伟说。

他们创造性地把侧钻井技术应用到开发井全井型中，侧钻井施工由最初的完善恢复井网、挖掘老区剩余油，逐步推广到滚动勘探和油藏评价。去年初，中原油田新老区部署25口新钻井，计划投资3.3亿元，新建产能6万吨。

在实施中，他们优化成65口侧钻井，截至今年7月底，共投产63口侧钻井，新增产能6.7万吨。预计全部实施后，用3亿元投资就能新增产能7.85万吨，实现经济有效开发建产。去年以来，中原油田百万吨产能建设投资下降18.69亿元。

解决二氧化碳驱腐蚀井网难题，潜入比头发丝还细的孔隙中采油，采收率提高10.3%

东濮老区采出程度只有28%，但综合含水率却高达94%，有些区块或储层注不进水，二次采油遭遇天花板，必须寻找有效的三次采油方式提高采收率。二氧化碳驱可将二氧化碳融入原油中，进行混相驱油，有利于原油在地层中流动，抵达水驱所无法到达的比头发丝细小几十倍的直径0.01微米的岩石孔喉，是中原油田唯一可行的三次采油方式。然而，在实施中，二氧化碳驱导致井网腐蚀严重，中原油田建设初期按照普通水驱设计的碳钢井网，根本无法解决二氧化碳驱导致的腐蚀问题。

针对这一问题，中原油田开展高温高盐高二氧化碳分压腐蚀规律研究，进行科研攻关，研发高效缓蚀剂和防腐新工艺，建立高效、经济、全流程防腐体系，创新形成4项核心技术，为二氧化碳驱规模应用创造了条件。

如今，二氧化碳驱的应用在中原油田已从井组扩大至区块，覆盖地质储量2227万吨，在油田进行工业化应用后，井网腐蚀速率降至0.076毫米/年，油井作业周期延长50%，提高采收率10.3%，二氧化碳驱现场成为国内规模最大的应用基地。