截至10月上旬，胜利油田孤东采油厂特低渗透油藏孤东281块日产量上升至66吨，平均单井产能提高5倍，区块开发经济效益评价由80美元/桶下降至50美元/桶。
孤东采油厂党委常委、副厂长何海峰介绍，成绩得益于他们对标海洋采油厂，建立学习曲线，贯穿井位设计、井身设计、钻井完井、投产作业的全过程，集成创新技术，实施质量管控，让效益开发“难点”变“甜点”。
本报记者 顾松 通讯员 宋小花 汪延富
先注后采
观念转变天地宽
一年前，动用程度低、渗透率低、单井产量低是孤东281块的标签，“三低”让其成为孤东采油厂唯一规模未动用储量区块。
据了解，孤东281块油藏埋深近4000米，渗透率仅1.36毫达西，储层岩石致密得像磨刀石，效益开发“先天不足”，日产油量只有11吨。2012年试验压裂提产时，单井投入160万元，产量只有5吨，且递减快。
近年来，随着科技创新的不断进步，油田压驱注水技术取得重大突破，引领了低渗透油藏开发方式大变革。孤东采油厂解放思想，打破常规，树立“低渗透不代表低产能、低效益”理念，按照“能量为先、先补后采”工作思路，创造性地探索实施“压驱注水+体积压裂”建产，水井注水补能，油井改造油层，双管齐下，为增储上产注入新动能。
去年，孤东281块主体压驱注水后，日产油增加52吨，实现了高效动用。今年，孤东281北进一步优化提升，平均单井产能提高至9吨。如今，孤东281块不仅甩掉“规模未动用储量”帽子，还成为孤东油田增储上产的潜力阵地之一。
压驱+压裂
双轮驱动难动用
近两年，孤东采油厂以提高单井产能和降低开发成本为目标，利用“压驱注水+体积压裂”配套技术，双轮驱动打破“注采两难”僵局，形成了致密油藏效益开发的“孤东模式”。
井无压力不出油。该厂充分发挥压驱技术快速补能、有效扩散的优势。孤东281北注入压力55兆帕，比常规提高了3倍，单井日注水量高达1904立方米，只用30天就“喝”掉了过去2年多的注水量，共计3.47万立方米，对应4口油井地层能量实现明显上升。
为解决“油采不出”难题，孤东采油厂通过给地层做高精度“CT”，实施“一井一策”“一段一策”，采用组合缝网压裂工艺，量身定制分支缝+主缝组合的复杂裂缝网络，加合使用压驱增能+渗吸蓄能+限流射孔+层间暂堵+陶粒支撑等配套工艺，增大储层的改造体积，在磨刀石中打通了油气渗流通道。
目前，孤东281北新增经济效益动用储量45万吨，平均单井产能比设计产能提高33.3%。昔日吃不下的“难点”，华丽变身为效益开发的“甜点”。
全程优化
管理催生效益花
孤东采油厂把特低渗透油藏开发作为一项系统工程，全过程优化、全过程管理，在存量中做出了增量，技术创新成果转化为实实在在的经营成效。孤东281块新建产能2.3万吨，累计产油1.82万吨。
对标海洋采油厂，孤东采油厂实行学习曲线管理模式，各方技术专家成立联合办公组，进行一体化决策、一体化管理，深化油藏描述，优化井身结构，优化井位设计，优化钻井完井，优化投产作业。
其中，地面采用三井同台“井工厂+拉链压裂”工艺整拖钻井，地下采用“泵送桥塞分段+套管体积缝网压裂”工艺充分改造油层，实现了钻井、压裂提速提效。据统计，平均单井钻井周期15.8天，同比缩短了50%，节约用地20亩，减少征地补偿费81万元。
“3.47万立方米的水可不是随便喝的，是‘压力实时监测系统’根据生产大数据优化出来的最佳注入量。”采油管理四区副经理王玥说，“智能化”让压驱注水更精确，让动态分析更精准，压驱后孤东281北地层压力系数按设计要求由1.02提高到1.32，及时的注采耦合、参数优化，让每口井时刻保持最佳状态，充分释放产能。
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