8月14日，顶着43摄氏度的高温，吐哈油田温米采油厂技术人员盯在温西302井井场，严密监控这口重点井的产量变化。“这口井产量递减快，只有对油井实施贴身管理，跟踪调整技术措施，做到吨油必争。”油藏工程室负责人说。

　　曾经创下吐哈“三低”油藏高效开发纪录的温米油田，如今陷入含水上升快、产量递减、油井层间矛盾加剧的困境。如何让老油田重焕生机？温米采油厂加大油井措施力度，精细挖潜，摸索出一整套“三低”老油田稳产上产的“驻颜术”。

　　攻坚“三低”立标杆

　　温米油田位于吐哈盆地台北凹陷中部，由8个含油构造组成。油田储层物性为低孔、低渗、低压。上个世纪80年代起，几代石油人苦苦求索，直到1990年10月，部署在温吉桑构造带上的预探井——温1井钻探成功，喜获高产油气流，从而发现了温1油气藏。随后，米登等其他含油区块相继被发现，揭开了温米油田的神秘面纱。

　　作为吐哈盆地投入开发的第二个油田，温米油田1993年当年建成70万吨原油生产能力，年产量连续5年保持高位运行，最高时冲上90万吨。温米油田从一开始就按国内国际先进标准进行产能建设，择优引进国际先进工艺技术与装备，并很快形成适合自己特点的配套开发工艺技术，推动油田高效快速建设，成为“三低”油藏高速高效开发典范。

　　连续“加速度“之后，温米油田含水上升速度加快。1998年，综合含水已达21%，油田进入中含水开发阶段。

　　吐哈油田开发专家说，一开始温米油田就采用了井网开发、早期注水保持地层压力、五点法面积注采井网的开发模式。针对不同开发阶段出现的矛盾和问题，这个油田适时制定对策，进行开发调整。为稳住产量，1998年年底，这个油田率先开展提液采油技术试验，于2004年实施二次井网调整，有效改善水驱状况。

　　值得一提的是，2002年开始，吐哈在温五区块首次开展注气非混相驱矿场试验，并获得成功，为低渗透油田水驱后实施注气提高原油采收率提供了现场实践经验，对制定提高采收率技术策略和西部地区油气资源的综合利用产生积极的推动作用，也为吐哈挑战低渗透油田开发难题蹚出了路子。 

    科学施“水”遏“两率”

　　“温米油田原油呈轻质弱挥发性，地下黏度在0.5左右，甚至小于水的黏度。”吐哈油田勘探开发研究院开发一所所长袁昭说。这种特性决定了随着油层见水，含水上升速度加快，远大于其他常规油藏。

　　含水上升，自然递减如影随形。

　　吐哈油田开发专家说，基于吐哈盆地稀油百万吨产量，自然递减率每下降1个百分点，相当于增油1万多吨。有效控制含水上升率，将提高油田开发效益。

　　“两率”如何降下来？关键是给地层补足能量。用什么补？技术人员一致把目光聚焦到了水上。

　　而要用好水，就得转变对水的认识。吐哈开发部注水管理人员汤爱云认为，所谓的“注好水”，不仅好在水质几项指标达标上，而且要好在水质与地层的配伍性和适应性，好在驱替的有效性和高效性上；“注够水”，不能单看地面计量，而是要保持合理的注采比，保持油藏合理的压力水平；“精细注水”，不但是细在注采系统管理上，而且要细在精细油藏描述等精细地质研究上，找准精细注水对象，细在注水技术政策和参数的论证与调整上，细在以细分注水为主的高效注水结构调整；“有效注水”不限于保压，应立足于单砂体驱替采油需求，减少无效注水，提高水驱动用程度，利于增油稳产。因此，辩证地看待“注水”，既要打好“组合拳”，更要因地制宜，“对症下药”。

　　2009年，温米油田被列入股份公司重点治理项目，实施二次开发，完善注采井网。特别是在精细油藏描述方面，这个油田将温西三区块22个油砂层刻画到66个单砂体，水驱控制程度由86.2%升至87.6%，含水由81%降到61%，采油速度由0.34％提高到0.67％，自然递减率下降3个百分点。

　　为进一步摸清地下情况，2012年，温米油田对所有区域展开普查，优选6个代表性试验井区，分步实施精细注水措施。

　　试验中，通过对温西三区块实施单砂体精细注水调控等技术措施，形成了多个具有推广价值的改善水驱状况有效注水模式。今年上半年，温米油田8个区块通过精细地层对比，注采单元由小层细分至单砂体，共绘制了198幅单砂体油水分布图，较之前增加44幅，单井调配合格率≥95%，水驱控制程度与去年年底对比上升2.8%。 

 

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