付 莲

“截至目前，本月顺北一区4口井启动注气，11口井完成注气后顺利开井，恢复高效生产。”8月17日，西北油田采油四厂技术管理室开发管理岗李浩在晨会上汇报顺北一区注气攻坚进展。投影屏幕上，代表顺北区块注气量趋势的曲线稳步上扬，展现出储层能量持续恢复、气驱见效向好的良好态势。

今年以来，针对顺北油气田储层缝洞结构复杂、空间分布无序、井间连通差异大等开发难题，采油四厂坚持系统施策、精准治理，优化油藏开发思路，创新精细刻画技术，采取差异化调控措施，稳步推进老区递减管控与剩余油挖潜工作。截至8月19日，顺北油气田气驱治理规模不断扩大，一批低效井实现产能回升，进一步筑牢老区稳产底盘。

优化开发思路

攻坚超深油藏治理难题

顺北1号带作为顺北油气田主力开发条带，长期承担稳产主力的角色。受超深层碳酸盐岩缝洞型油藏特殊地质条件制约，顺北油气田长期存在产量递减快、深部零散剩余油动用难度大等突出问题，是当前超深老区高效开发的关键瓶颈，也是技术团队重点攻坚的主要课题。

超深层碳酸盐岩缝洞型油藏属于特殊复杂油藏类型，无成熟开发模式、无成套技术体系可直接借鉴，所有治理工作均需结合现场生产实际持续探索、动态迭代。“没有通用模板，我们就立足区块自身储层特征，动态调整开发思路，摸索出一套适配顺北的稳产增效路径。”采油四厂油气藏地质专家张文学说。

技术团队持续优化整体开发治理思路，摒弃统一开发模式，坚持先认知、再刻画、后施策的递进式治理理念，聚焦区块递减治理、存量井盘活、剩余油动用，常态化统筹井网布局优化、气驱开发统筹、生产制度动态调整，持续夯实超深老区稳产开发基础。

创新技术方法

精细刻画剩余油潜力

“顺北的地层就像一座错综复杂的地下迷宫，剩余油藏藏得深、分布散，看不见、摸不准，最大的难题就是搞不清油气流动路径、找不准富集甜点。”张文学介绍道。

为此，采油四厂创新研发四参数动态分析法，打破单一数据分析的局限，将储层孔隙、断裂发育、裂缝分布、地应力特征四类主要地质参数，与实时生产动态数据结合联动分析，相当于为超深地层做全方位立体“CT”，能够精准扫描地下储层结构，清晰识别油气移动的主干通道和细小渗流脉络，彻底摸清地下油气流动的“路网分布”。

在此基础上，该厂建立标准化剩余油精细刻画工作流程，常态化开展全区储量潜力复盘筛选，优先锁定储层规模大、连通条件好、注气增产潜力足的优质储集体作为治理靶点。通过储层形态建模、生产动态压降分析等，全方位厘清地下储层分布、储量规模和流体交换规律，持续更新可视化剩余油分布图，精准标定隐蔽、零散的地下剩余油，为现场靶向施策、精准挖潜提供直观、可靠的技术支持。

强化精细治理

全方位提升采收率

依托清晰的开发思路和精准的地质成果，采油四厂持续推进差异化气驱治理措施落地见效，把地下剩余油资源转化为实际产能，持续提升采收率。

针对顺北油气田超深井集中、井底高差大、不同井组缝洞体系差异显著的实际，他们全面推行“一井一策、一组一案”精细化治理模式，根据单井、单井组储层特征和生产现状，定制差异化注采优化方案，杜绝“一刀切”的传统治理方式。

该厂持续优化重点井组注采结构，将原注气井SHB1-30H井转为生产井，措施落地后增效显著。截至8月19日，多个重点井组差异化治理措施持续落地，多点位挖掘产能潜力。

依托思路、技术、措施三位一体的治理系统，顺北一区实现连续四年稳产，自然递减率从40.1%降至14.2%，老区开发质量实现质的提升。同时，该厂将一区成熟技术体系规模化推广应用，7月，顺北二区应用试验取得突破性进展，补齐了不同类型单元气驱提采技术短板，成功构建“一注一采、高注低采”高效井网。