中国石油长庆油田采油十厂精细注水助推油田稳产增效

　　“目前，我们精细分注方面，初步形成了以地质研究、工艺配套、水驱调控三类技术和管理评价方法为主的‘3+1’管理体系，成为支撑华庆油田稳产上产的关键点和着力点。”该厂工艺技术人员介绍道。

　　为进一步改善超低渗透油藏水驱效果、缓解开发矛盾，近年来，中国石油长庆油田采油十厂坚持问题导向，强化技术创新与精益管理增效，聚焦“源头分注、层内细分、工艺升级”关键方向，扎实推进注水精细化管理，为华庆油田稳产上产提供坚实支撑。

  中国石油长庆油田采油十厂工艺研究所技术人员指导基层站库注水。王伟杰/摄

　　看得清，才能注得准。针对储层非均质性强、水驱动用不均的难题，该厂从地质源头破题，通过高精度单砂体刻画，明确4类空间构型及宽厚比范围（65-133），指导实施补孔分注、提级分注248井次，提升水驱控制程度。同时，创新开展裂缝定量表征，识别出井底注入压力（34.1–44.5MPa）是动态裂缝开启的主控因素，为控水与补能平衡提供依据，推广应用脉冲注水、限压注水602井组，措施见效比例由14.5%提升至19.0%，见效区自然递减率下降0.6个百分点。针对三叠系水驱受单砂体控制、侏罗系易发生注水突进等问题，实施选择性增注、小层调剖76井次，推动水驱不均比例下降2.6%，开发效果实现系统性改善。

  中国石油长庆油田采油十厂乔河作业区技术人员开展精细分注现场巡检。王伟杰/摄

　　分得开，才能控得住。面对小套管、小卡距、多层系等复杂井况，常规分注技术难以满足需求。该厂攻关形成适用于41½″套管、最小卡距1.5米、可实现6级分注的技术体系，已规模应用1296口井。同步升级改进配水器及常规测调工具，机电一体化测调系统实现车载控制、电缆传输、数控调节一体化运行，测调合格率达100%，分注合格率由42.3%提升至70.9%。推动波码通讯分注技术规模化应用，建成白153整装数字式分注示范区，累计投运338口井，分注合格率由66.6%提升至96.0%，同时持续优化六项关键技术，波码传输效率提升20%，配注调整效率提升80%，形成可推广的技术标准。为有效解决带压检串费用高、常规检串泄压难度大且造成地层能量损失等问题，攻克高密度均相液压井常规作业技术，现场试验55口，单井节约成本6.5万元、周期缩短5天，为注水井高效作业提供新路径。

  中国石油长庆油田采油十厂五蛟作业区开展注水大提升大检查活动。王伟杰/摄

　　管得细，才能行得稳。技术成果要落地，必须依靠高效的管理机制。该厂建立《超低渗油藏精细分层注水标准》及包含3大类14项指标的效果评价体系，科学评估开发状态，动态优化治理策略，推动A级油藏增至8个、B级增至6个、C级降至1个，开发质量稳步提升。修订完善《第十采油厂分注井管理制度》，明确职责分工、严控环节流程、强化考核问责，提升管理规范化水平。在此基础上，创新推行“1521”精细分注管理法，整合地质、工艺、测调三方力量，构建“一个保障、五个精细、两个提升、一个评价”的闭环机制，确保技术措施从设计到执行全过程协同推进，真正实现“有标准、有执行、有反馈、有优化”，不断夯实稳产基础。（王伟杰 王威）