老油田进入高含水、高采出程度阶段，剩余油“薄、散、隐”，常规手段边际效益递减，“精细”正成为老油田效益开发的制胜密码。本版聚焦老油田精细开发，有老气田里描摹“藏宝图”的探索、有特薄稠油里精雕“甜点”的实践、有低效井中捞出“碎金”的巧思，呈现一条从“看得清”到“挖得准”的老油田效益开发路径。

精细化挖潜 一体化集成 智能体搭建

□王元庆

随着开发不断深入，国内各大老油田普遍进入高含水、高采出程度开发阶段，剩余油高度零散、储层非均质性不断增强，常规水驱、蒸汽热采等主体工艺无效循环加剧，开发效率逐渐变差；超深井、大斜度井、水平井、分支井、结垢腐蚀等复杂工况不断增多，工艺技术适应性变差；井筒状况日益恶化，作业挑战日益严峻，治理成本逐年上升，老油田效益开发面临前所未有的多重挑战。

这些挑战看似分散，指向的却是同一个核心命题：老油田挖潜必须从粗放转向精细。剩余油“薄、散、隐”，笼统的治理手段无异于大海捞针；井筒状况千差万别，没有精细的“一井一策”，就难以实现高效动用；老区挖潜需多专业一体化协同运行，唯有智能化手段方可实现全过程高效融合。精细与智能已成为老油田效益开发的制胜密码。

基于近年来国内钻采工程技术在精细化调控、信息化管控等方面取得突破性进展，加之当前人工智能、大数据、物联网等尖端技术飞速发展，为老油田打造“油藏精准感知-模型精准计算-工艺精准施策”的全流程智能决策场景奠定了良好基础。精细化挖潜、一体化集成、智能体搭建，是未来老油田高质量挖潜的核心发展方向。

精细注采促进剩余油精准动用。针对中高渗、低渗、断块、稠油、缝洞、断控等不同类型油气藏不同开发阶段储层动用情况，完善应用分层注水、分层注汽、分层注气、分层注聚、分层采油等精细化注采技术；面向高温、高矿化度、强非均质性等复杂油藏工况，研发应用多级堵调封窜工艺及高性能多元增效药剂体系，精准破除不同油藏层间层内动用差异大、无效窜流突出等开发痛点，最大限度挖掘老油田存量资源潜力。

一体化集成推动复杂工况开采提效降本。针对深井、大斜度井、水平井、含硫、含二氧化碳等带来的高温、高压、偏磨、腐蚀、堵塞等问题，深化“注采、防治”一体化工具、工艺集成应用，攻关宽幅变排量无杆泵举升、高性能长寿命管柱工具及差异化防治药剂，全过程多措并举提升应对复杂工况工艺技术的精准适配性，减少修井作业频次及故障停产，最大限度延长生产周期。

智能体建设提升工程工艺质量效率。围绕油气注采、井筒举升、储层改造、井下作业等核心工程环节，强化前端高精度监测感知、中端数据高效传输、后台智能分析模拟、终端自动决策执行的全链条装置及软件配套，重点攻关井下自主供能、高强度抗干扰无线通信、多场景油气开发智能算法与数字模型，搭建一体化智能管控平台，实现“油藏-井筒-地面”全过程数据实时采集、智能诊断与精细调控，推动生产组织形式快速变革，开创油气精细智能开发新局面。

（作者为石油勘探开发研究院储层改造与采油气技术研究中心注采工程室主任）

感知更精 决策更准 控制更快

□彭汉修

盘活老油田剩余储量，是保障国内原油稳产最直接的“存量战场”。经过数十年高强度开发，东部多数老油田进入高含水、高采出程度阶段，剩余油“薄、散、隐”特征突出，常规笼统注水、大泵强抽的粗放模式边际效益持续递减。老油田挖潜的出路在于把精度做细——从单井措施优化转向钻井、压裂、注采、监测全链条精细开发。

长期以来，国内老油田治理主要依赖“精细表征-靶向调控-智能运维”技术路径：先通过地质取样、井间测试刻画剩余油分布，再凭经验制定堵水、调剖等措施，最后依靠人工巡检维持生产。这种模式的局限在于井下信息滞后，剩余油识别精度多停留在“层系级”，措施响应往往滞后数天甚至数月。近年来，随着光纤传感、边缘计算、数字孪生等技术突破，行业正加速转型，钻井、压裂、注采各环节都以“米级”精度为目标。光纤监测如同“井下CT”，可实现温度、压力、流量的全天候实时采集；数值模拟则如同“油藏大脑”，通过数字孪生模型推演剩余油运移规律。两者结合，有望将识别精度推进至“米级”。

在感知层，分布式光纤监测实现规模化应用，让老油田精细找水有了“透视眼”。分布式温度、声波传感以光纤为介质，可实现井筒温度、声波全井段连续采集，精确判断出水层位与水窜通道。胜利油田油藏动态监测中心已在孤岛、孤东、东辛等油区推广应用该技术，累计施工100余井次，累计增油20余万吨。在决策层，胜利油田在孤东、孤岛、埕岛、胜坨四大整装油田建立地质与数值模拟大模型，推动剩余油识别从经验定性向可视化、定量化转变，其中孤东七区西馆63+4单元综合含水率下降2.1个百分点、累计增油2万多吨，该技术在胜利油田累计应用近800井组（次）、累计增油超35万吨。

精细开发，首先要打得准、压得好、调得精。针对薄差层、隐蔽剩余油，钻井必须依靠精细轨迹控制精确中靶，石油工程技术研究院超高温水基钻井液耐温提升至240摄氏度，在新疆信源22井（完钻11116米）成功应用，核心处理剂国产化率超95%。压裂环节，套管外永置式光纤对各簇进液进砂、暂堵转向实时监测，推动压裂由“看着曲线指挥”向“看着裂缝指挥”转变；注采环节，精细分层注水把笼统注水改为按层配注，胜利油田形成整装韵律层、断块大压差、低渗高温高压长效精细分注等技术体系，现场试验近4000井次、累计增油近90万吨，海上精细分注在埕岛油田推广130井次、累计增油超20万吨。

从现场实践看，胜利油田、江汉油田、西南油气三家油田企业已走出各具特色的精细开发路径。胜利油田立足老油田精细找水与精细注采，在孤岛、孤东等油区规模化应用光纤找水，配合精细分注、压驱补水，形成“找得准、注得精、调得稳”的完整链条，是可复制样本。江汉油田在涪陵页岩气田把光纤监测与智能压裂决策深度结合：焦页11-Z1HF井国内首创分布式光纤压裂监测，试获34.6万立方米/日高产；焦页165-5HF井依托一体化压裂决策中心，压力提前1分钟预测，精度达92%，砂堵率控制在0.5%以内；针对兴隆等高含硫气田推行“一井一策”管理，兴隆1-1、兴隆1-2井日产气均超30万立方米，含硫井生产动态监测经验成熟。西南油气智能压裂光纤检测特色鲜明：江沙33-42HF井采用连续油管光纤产剖测试，精细评价致密河道砂岩各段产能贡献；高蓬305井作为首口套管外永置式光纤试验井，实现压裂全过程裂缝扩展实时监测。

将光纤实时监测数据汇入数字油藏模型，构建“感知-诊断-优化”闭环调控模式，正成为精细开发的重点攻关方向。感知更精是前提、决策更准是关键、控制更快是保障，三者缺一不可。沿精细开发链条持续深耕，老油田完全能够焕发第二春，为国内油气长效稳产注入强劲动力。

（作者为石油工程技术研究院完井技术专家）

西南油气：精挖气田边角“珍珠式”零散储量

□陈 晨

随着开发步入中后期，主力整装储量不断消耗，大量零散隐蔽的剩余气如同散落的珍珠，藏身在气藏边部、孤立小河道与小礁体、非主力层中。

如何看清地下复杂储层样貌，把“躲起来”的储量找出来、采出来，成为西南油气稳产关键。近年来，该公司统筹地质科研、现场生产、工程技术多方力量，以储层精细刻画为突破口，综合运用地质建模、开发数值模拟、多域地震刻画等技术手段，精细刻画地下“藏宝图”，推动挖潜方向由主力层向非主力层、由主体区向气藏边部及孤立小河道小礁体延伸。

“储层精细刻画不是单一地震技术，而是像给地层做CT，是一个集地震处理、岩石物理、地质建模、数模评价于一体的综合技术链条，目的是把地下看不见的储层、河道、礁体、隔夹层、剩余气分布尽可能刻画精准。”该公司勘探开发研究院技术人员柯光明介绍。

针对川西侏罗系薄窄致密河道气藏，该公司攻关并形成“三高三保”目标处理、多域多属性河道群刻画、相控递进反演等系列技术，解决地震主频低、叠置河道难以剥离的难题，实现薄窄河道砂体外形、内幕、期次精细识别。针对元坝长兴组超深层生物礁气藏，迭代小礁体识别、隔夹层与渗流通道表征技术，厘清礁体间连通关系，完成4条礁带、21个礁群、90个单礁体立体精细刻画，建立隔夹层分类标准与流动单元评价方法，为潜力区块分级评价提供依据。

“把地下储层、流体、通道刻画清楚后，后续生产挖潜才能对症下药。”柯光明表示。拿到地下高清“CT影像”之后，技术人员进一步融合测井、岩芯、生产动态等多源信息，搭建三维地质模型，开展“建模、数模一体化”剩余气定量评价。技术人员逐井复盘气井全周期生产动态，排查储层条件与开发制度之间的匹配矛盾，建立老井潜力摸排清单：川西气田将挖潜视野由主体构造区拓展至斜坡、凹陷区与非主力储层，元坝气田把稳产接替开发目光延伸到礁体边部与孤立小礁体。依托地震刻画、三维建模、动态评价构成的完整技术链条，两大气田完成潜力区系统梳理，潜力靶区预测符合率大幅提升，为调整井、侧钻井、挖潜补孔、重复压裂、老井治理提供可靠靶标。

精细刻画重在落地见效，西南油气同步推进地质工程一体化配套，打通从地质认识到现场施工的转化链条。

在川西老区，依托河道砂体刻画成果，大力推进老井侧钻挖潜，盘活井筒资源，在老区块内部再造接替阵地，形成一批可复制的老井侧钻挖潜模式，有效降低新区接替的投资压力。

在元坝气田，依托礁体、隔夹层、剩余气评价成果，配套“精心呵护高产井、精细管理异常井、精致调控产水井、精准部署调整井”的“四精”管理模式，建立剩余气潜力评价指数，对潜力区块分级施策，分别采用长水平井、原井眼侧钻、老井综合治理等差异化动用对策。整套技术管理体系支撑元坝气田稳产期较方案设计延长4年以上，实现连续11年稳产，有力夯实超深层高含硫生物礁气田开发成效。

同时，针对气田中后期普遍存在的水侵、井筒堵塞难题，将储层刻画成果融入治水、解堵全流程。依据刻画得出的气水运移路径，搭建预警-识别-治理三级水侵防控体系，落实一井一策；结合储层、近井地带地质认识开展靶向解堵改造，疏通产气通道，持续释放老井产能。组建跨专业一体化攻关团队，打破科研与生产壁垒，实现地质认识直接服务钻井轨迹调控、储层改造、采气生产全生命周期环节。

深耕气田边角“珍珠式”零散储量，比拼的是挖潜工艺上的“绣花功夫”。下一步，西南油气将持续迭代储层精细刻画技术，持续降低老区综合递减率，提升储量动用程度，用精细地质研究赋能老气田效益稳产，为天然气保供夯实资源根基。

江汉油田：在厚度两米特薄稠油中精雕“甜点”

□本报记者 夏 梅 通讯员 魏 磊

近日，江汉油田特薄稠油区面138-X10CP井投产，平均日产油11吨。在江汉油田清河采油厂面138区，储层平均厚度仅两米左右，在开发领域属于特薄层。不仅如此，该区块稠油流动性差、常温下近乎凝固，常规手段经济有效，但开发难度大。

面对特薄稠油开发难题，江汉油田持续攻关，通过精准刻画地质“甜点”和剩余油“甜点”，让油藏从“盲盒”变透明。目前，该公司已在面138区块新部署20余口开发井，区块单井产能翻倍，新井热采开发成本控制在40美元/桶以下，实现了特薄稠油效益开发。

面138区特薄稠油为典型的滩坝砂油藏，具有横向变化快、非均质性强、分布零散特点，难以精准捕捉。科研人员借助高精度三维地震技术与属性反演方法，抽丝剥茧开展地质精细再评价，为储层预测提供了更精准的技术支撑。他们以取芯资料为基础，系统重建测井参数体系，弥补原有测井数据的局限性。同时，集中力量攻坚地震响应特征解析关键技术，按照分区域、分层段的精细化思路开展储层预测，层层递进刻画储层边界与空间展布规律，找准地质“甜点”，为后续精细刻画和开发施工找准了方向。

看清储层只是第一步，更关键的是锁定剩余油富集区。面138区特薄稠油经过多轮开发，剩余油分布愈加隐蔽、零散。清河采油厂副厂长叶文波表示，在老区开发中，除了找准地质“甜点”，摸清剩余油“甜点”、精准挖潜，同样是提升开发效益的重中之重。

为精准挖潜，科研人员借助建模数模一体化及油藏工程方法，整合海量地质模型、开发动态、热采参数等数据，历经成千上万次模拟拟合与参数校正，成功建立起精细化的井组剩余油分布模型，明确该区块井间区域富集大量未被动用的剩余油。

立足剩余油分布规律，他们推进井网优化调整，将井间距从210米优化至150米，通过加密井网、延长水平段等方式缩小热采盲区，让热采能量能够全面覆盖井间剩余油富集区域，激活沉睡的剩余储量。借助这一思路，该公司部署的面138-10-斜123井和面138-10-斜125井目前平均单井日产油达到13吨。

该公司还通过井型优化提升单井效益。针对特薄层油藏储层薄的特点，采用水平井大幅增加泄油面积及单控储量，以提高油井初产及累产，从而提高特薄稠油优质储层钻遇率。

开发人员在透明油藏的基础上，持续迭代升级随钻仪器，加强地质地震钻井及录井等多专业一体化密切合作，打造钻遇率提升工程。具体实施中，在精准确定水平井靶点的同时，通过分析地震剖面，找到微幅构造的高点、低点，加密钻井轨迹控制点，精准卡层。开发人员现场全程跟踪、实时调控，最大限度让钻头在“甜点”层中精准穿行，为后期高产打下良好基础。目前，优质储层钻遇率从58.6%提升到85%以上。

江苏油田：低效井中精准捞取“碎金”

□徐博誩闻 桑 瑶 许艺萱

今年以来，江苏油田矿业开发公司胜利项目部通过优化生产部署、一井一策精准施策，捞油产量实现稳步攀升。截至9月中旬，捞油产量同比增长10%，老油田存量资源挖潜成效持续凸显。

捞油是移动式抽汲采油工艺的简称。江苏油田自1997年开展移动式抽汲采油工艺的研发及应用推广，目前累计采油超100万吨，并探索形成独具江苏油田特色的移动式抽汲采油提质增效之路，成为老油田稳产增产的重要支撑。

深挖存量潜力 激活老井产能

随着油田进入开发中后期，江苏油田为避免传统常规采油设备成本高、效益低的弊端，积极推广应用移动式抽汲采油作业技术，将低产低效井、间歇出油井、长关闲置井纳入捞油作业体系，实现原油“颗粒归仓”。

相较传统固定采油模式，移动式抽汲采油作业优势突出、适配性强。整套作业依托移动式捞油车开展，通过钢丝绳带动抽汲抽子、加重杆下入井筒，依托水力、重力原理自动完成进油、密封、提油全流程作业，可适配各类套管、油管结构的老旧井、关停井、间歇出油井施工。

“经过多年摸索，我们针对不同工况制定出了成熟配套的工艺技术和装备，并完善了油井提捞采油操作规程。”江苏油田矿业开发公司副经理陈增顺说。

深耕技术迭代 破解开采难题

面对现场复杂多变的井况和多元化、精细化的开采需求，矿业开发公司捞油技术团队持续推进捞油技术迭代升级，自主研发多项特色捞油工艺及配套专用工具，全方位提升低效油井挖潜质效与作业安全水平。

针对套管抽汲作业存在的井控安全隐患，技术团队创新优化套管采油井控工艺，研制多功能井控井口装置。该装置在提升作业效率的同时，能在突发险情时实现关井封控。目前，该装置已在胜利油田滨南、纯梁、临盘等多家采油厂推广应用27井次。

针对稠油井黏度高、胶质含量高、抽汲作业加重杆下入遇阻等难题，团队创新研发提捞通井一体化技术，可大幅压缩单井作业周期，节约修井运维成本、降低生产损耗。

精细运维提效 跑出稳产速度

为最大限度盘活低效、闲置油气资源，矿业开发公司南方分公司捞油班组精准发力，全面推行一井一策精细化治理模式。

针对结蜡堵塞、产能受限的油井，班组开展热洗疏通作业，恢复油井生产效能；针对储量富集、具备复产条件的关停井，统筹作业流程，有序推进捞油复产作业。截至目前，百色片区已成功重启11口长停井捞油复产作业，顺利完成5口长停油井热洗替液工作，累计实现增油11.3吨。

同时，江苏油田聚焦捞油作业全流程短板，从生产动态精准管控入手，持续优化作业工艺、升级配套设施，着力突破传统作业效率瓶颈。技术团队创新研发井口集成式取样与观察技术，投用后单井单次取样作业效率提升超75%，为生产动态精准调控提供了有力数据支撑。