绥中36－1实现目标采收率

    ODP（油田整体开发方案）目标采收率20.7%，经优化注水，采收率可达24.2%，经首次调整后可达32.5%，全面注聚后达36.8%，经局部细分层系后，预计升至40%……在绥中36－1里再找一个绥中36－1，梦想在数据变迁中迈向实现。

    还能再高些吗？带着这个问题，记者走进渤海油田勘探开发研究院，探寻绥中36－1提升采收率的关键路径。

认知“极限”：不让思维“禁区”捆绑手脚

    所谓采收率，即油田生命周期内的最终产量与总储量的比率。拿绥中36－1说，其储量近3亿吨，采收率每提高一个百分点，相当于多产近300万吨油。

    2006年，绥中36－1一期综合含水69%，如此下去，预计采收率仅为24%。

    在陆地油田，整体加密可大幅提高采收率。“陆上油田综合调整，广阔天地任纵横，海上却是综合调整的‘禁区’，”渤海油田勘探开发研究院油藏总师苏彦春说，“一次井网下去，基本没留多少空间，且建设海上平台投资大、风险高。”

    2006年，以绥中36－1为试点，研究人员决定放手一搏。一无经验、二无必要资料，研究人员靠摸索，以优化注水/聚和综合调整为主线，以细分开发层系、提高井控程度和改善水/聚驱效果为关键路径，完成剩余油描述等技术创新，使开发效果持续向好。

    “十一五”期间，曙光初现，绥中36－1油田一期综合调整增加调整井58口，增加可采储量1193万吨，采收率提高10.4%。

触碰“极限”：技术路线决胜“油田多大产”

    稳走技术路线，采收率才能“节节高”。挖潜老油田，要摸清油在哪儿。油田开发到一定阶段，水中有油，油中有水，扑朔迷离的油水局面，是打调整井头一道坎儿。

    基于此，绥中36－1生产项目队采用“地质—油藏—生产”三位一体的立体剩余油研究路线，首次在渤海油田开展密闭取心和岩心剩余油实验研究，对14个层位的剩余油层精细描述，勾画出剩余油分布图。2007年12月，绥中36－1一期综合调整方案通过审查。

    手握“行军图”，“排兵布阵”底气足。接着，在绥中36－1C及E平台打了6口先导试验井，测试效果并不理想，液量徘徊低位。此时，质疑声传来。

    肩扛压力，技术人员逐个研究影响因子，发现试验井储层保护问题对先导试验有影响。问题找准，钻完井专业一举攻克。2009年，绥中36－1单砂体剩余油符合程度达85%，产能比ODP设计的都高。

    2001年底，油田二期全面投产，注水立即跟上，科研人员探索出“点面结合、注采并重”的立体控水增油体系。“知其所往，注其所需，遏其所纵，驱其所向”，驭水“四招”成为提升采收率的“第二极”。

挑战“极限”：自然规律、技术条件与经济环境三方博弈

    挑战采收率极限是自然规律、技术条件与经济环境的三方博弈。

    技术进步与理念创新，推动采收率向上走。几年前，没人敢想绥中36－1采收率能到40%，但如今触手可及。

    挑战极限不是蛮干。老油田挖潜，尊重剩余油分布规律才能“撒准网，捕到鱼”。接近极限，要靠技术。“但技术创新不是天上掉下的，扎实研究才能实现。”苏彦春说。

    采收率通常指经济采收率。某种程度上，经济“气候”好坏与采收率高低正相关。比如，“十五”末，渤海多个油田患上“老油田综合征”，正是受低油价、高成本等不利因素影响所致。

    投入与收益“对弈”，综合调整的经济边界在哪儿？

    “从区域来看，形成对某个海上区块的整体新认识，可在规模效益的指引下提高采收率；从时间范畴来看，要做好长远构想，对油田的未来发展充分研判，”苏彦春说，“综合调整能在海上闯出一条经济有效的路。”（记者 孙国徽 刘佳）