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截至目前，今年以来日均产油量达424吨，对比2024年年底增加了34吨，阶段自然递减率达7%，同比下降17.6%，在全厂各油田降递减的“暗战”中独占鳌头……
7月4日，笔者在辽河油田兴隆台采油厂了解到，面对“双高”矛盾、“失动”储量等困局，地质技术人员先后开展了方式转换升级、地质工程一体化、分层开发等试验，推动区块产量一路逆势向上。
老油田开发转型
突破困局产量升
在兴隆台采油厂的开发历程中，大洼油田曾是一个熠熠生辉的名字。其地质储量占全厂水驱储量的27.4%。2024年产油量达15.4万吨，占全厂总产量的1/5，是采油厂主力生产区块之一。
然而，近年来，这个“战功显赫”的老油田开发层位已上返到“脖颈”，无新层可调，濒临“失动”风险；虽然经过近3年的注水治理，但是自然递减率仍高达34%以上；2020年实施化学驱试验未达预期，部署的24口井“全军覆没”。2024年底，大洼油田深部调驱已发展到24个井组，由于调驱体系不配套、注入压力高，导致效果不明显。
在该厂总地质师范红招看来，进入后开发时代的老油田，不改思路就是死路，开发转型是老油田枯木逢春的必由之路。
面对越来越多的质疑，地质技术人员选择“在哪里跌倒，就在哪里爬起来”。白天，他们组团到兄弟单位学习现场管理；晚上，扎进图纸里进行地层对比。他们还到大庆油田系统学习理论知识，泡在化验室里反复进行实验。
功夫不负有心人。经过2个月的努力，技术人员终于梳理出问题所在，决定由深部调驱转向聚驱，并掌握节点调控的优劣势，及时调整配方体系，稳步放大注采压差，强化现场管理。一系列精准操作，打开了方式转换升级、提高采收率的大门，续写了大洼油田“宝刀不老”的开发传奇。目前，井组日产量由不足100吨上升至141吨，综合含水率下降3%，阶段累计增油1.8万吨。
地质工程一体化
“撬开”难动用储层
大洼双229块油藏，曾是辽河油田增储上产的希望之星。但随着开发的深入，低孔低渗的致密油层成为难啃的“硬骨头”——注水注不进，注气易气窜，曾经享誉辽河油田的“百吨明星井”如今日产液量不足5立方米。
深层致密储层开发，有油不压不流。以往压裂措施排量和规模较小，改造程度不高，形不成复杂缝，渗析置换效率低。既然传统压裂手段失效，那就另辟蹊径。
这个厂地质技术人员筛选双229-62-66井作为首口试验井，并大胆提出高强度、大规模压裂“撬开”储层的思路。总注入液量从常规压裂井的500立方米提高到1.3万立方米，每分钟排量从常规的5立方米提高到8立方米，同步采取多级暂堵转向的方式，压裂后2毫米油嘴放喷，第二天快速见油，最高日产油达7.1吨。
该井的小试牛刀，不仅为双229块致密油藏开发迎来一道曙光，还为黄于热油田低渗油藏开发找到了新路径。这些难动用储量的评价动用，将成为兴隆台采油厂上产乃至重上100万吨的物质基础。他们用实践证明：持续推进地质工程一体化，是突破低渗油藏壁垒的关键。
变笼统为精细
解码“油稠人不愁”
在老地质专家的眼中，大洼油田犹如一块掉在地上的盘子，再被踹了几脚，断块破碎、连通性差、动用程度高、油品差异大。特别是d1段的稠油问题，困扰他们多年。
矛盾越多，意味着潜力也越大。他们借鉴兄弟单位二氧化碳吞吐试验的经验，系统梳理出400口井各个生产层段的油样分析数据，总结出5种适用的吞吐条件。优选洼20-117井实施二氧化碳吞吐试验，初期日产油11吨，创出采油厂二氧化碳吞吐最好成绩。
洼20-117井的油品在50摄氏度下黏度为1062毫帕·秒，是洼16块一口典型的稠油井。受边底水活跃的影响，该井在措施前一直处于低产状态，日产油仅有1.3吨。该井于今年2月21日开始注入二氧化碳，初期注入压力仅2兆帕，注入速度3吨/小时，注入296吨后仍未起压。技术人员深入分析后认为，吞吐目的层存在层间干扰。为降低二氧化碳流度、推迟气体突破时间，提高吞吐开发效果，他们开展“二氧化碳吞吐+调剖”复合吞吐试验，3月6日达到设计量480吨后停注焖井，焖井47天让二氧化碳与原油充分置换。
针对长井段笼统开发，形成大量弱动、失动储量的不利局面，他们与研究院科研人员联合在洼16块开展分区、分层、分方式重组层系开发试验，重构储井层网，精细刻画剩余油体系，让大洼油田走进“二次开发”的春天里。
不积跬步，无以至千里；不积小流，无以成江海。老油田翻天覆地的变化离不开前期大量细致的基础工作。据地质人员介绍，大洼油田单井纵向上划分81个小层，3.24万个小层需要对比，仅确定“连通程度”这一个数据，就需要2个人3天的时间。地质技术人员加班加点，夙夜在公，在各个小层“夹缝中”寻找剩余油，半年采取各类措施28井次，累计产油达6700余吨。