外围油田是大庆油田生产的重要力量，但这里低产低效井比例高、常规治理效果差。由于低渗透、原油黏度大、水敏性强，尽管采取了压裂和其他大量调整措施，注不进、采不出的问题仍然非常突出，采油速度和采出程度均较低。

油井“后进生”，怎样才能逆袭为“优等生”？大庆油田选取葡333、州201、朝65三个典型区块，通过转变注水开发方式，有效实现增油上产。葡333、州201、朝65区块大量存量资源得到有效盘活，外围扶余油层转变注水开发方式试验成效初显，为后续试验井方案优化提供了借鉴。截至11月1日，大庆外围油田投产的74口井累计产油突破7万吨。

探索提产技术

　　盘活低效资源

截至目前，大庆油田采油七厂开展的葡333区块转变注水开发方式试验效果喜人，完成27口直井压裂、3口水平井压裂，累计增油2.8万吨，阶段提高采收率2.4个百分点。

针对扶余油层常规压裂后注水老区因储层砂体连续性差、孔渗条件差、难以建立有效驱动体系，导致初期产量低、递减快、阶段采出程度低的问题，采油七厂探索以“重构井网、再造缝网、全程补能”为核心的转变注水开发方式提产技术，开展转变注水开发方式试验。

在技术工艺上，技术人员按照“蓄、压、焖、增”的设计思路，按照“压前补能、整体压裂、焖井渗吸、压后增能”方式，在井网不完善区域增加水平井；水平井按照“前置蓄能+体积压裂”的方式，采用连续油管水力喷射环空加砂工艺进行精准改造；直井围绕“压前补能、多级转向、焖井渗吸”的技术思路，坚持“一井一工程”改造模式，对油水井进行整体改造。

在组织管理上，采油七厂成立专项试验小组，协同厂内外多个部门一体化运作，顺利完成试验区压裂施工及压后投产工作。施工中，技术人员首次提出采取“稀释配比、调配注入”的方式，建立临时配注点，实现了驱油液充分稀释、精准计量、按设计比例加入。压后逐井核查，针对异常井，集中分类处理，采用作业冲砂、检换泵等措施，保障试验井正常生产。

目前，试验直井初期日均产油达到2.5吨，水平井日均产油达到13.8吨，为盘活此类低效区块提供了新的路径。

改善老区开发效果

　　单井产量大幅提升

扶余油层的经济、高效开发是世界级难题。大庆油田选择特低渗透储层典型代表州201区块“水驱受效差、采油速度低、采出程度低”的北部井区开展转变注水开发方式试验，旨在解决常规压裂后注水开发难以建立有效驱动体系的开发现状，改善致密油层注水老区的开发效果，寻求转变注水开发技术的可行性和适应性。

试验按照整体设计、分年实施的工作思路，以“提高单井产量、提高采油速度和提高采收率”为目标，以“压前补能、压中转向、压后焖井”为核心，立足井别固定不变向井别灵活调整转变、简单裂缝渗流向复杂缝网渗流转变、井网加密调整向全藏体积改造转变、传统平面水驱向本井吞吐渗吸转变“四个转变”，通过多种技术手段组合，大幅提高缝控储量动用程度，改善开发效果。

据了解，州201区块转变注水开发方式试验分3年实施。从目前的试验效果来看，试验区单井产量大幅提升，区块大量存量资源得到有效盘活，为同类油藏的有效开发提供了有力技术支撑。

截至目前，大庆油田采油八厂州201区块通过转变注水开发方式，阶段压裂启抽14口井，平均单井高峰日增油达到4.1吨，压后含水率下降25个百分点以上，采油速度由试验前的0.12%提升至1.9%，累计增油超1.1万吨，对外围致密油层水驱老区块的有效开发起到了良好示范作用。

　持续效益治理

　　实现产量、采收率“双提升”

大庆油田采油十厂开展的朝65区块转变注水开发方式试验以效益治理为目标，以“压前增能、压中蓄能、压后补能”为手段，采用大液量、大砂量、大排量、工厂化压裂，“扰、焖、吐、排、采”一体化设计，以此提高单井产量和储量动用程度，最终实现传统平面水驱向井间缝间驱替+渗吸转变、井别固定向井别灵活调整转变。

据了解，这项试验是依托股份公司“大庆油田外围扶余油层转变注水开发方式试验”项目展开的。针对朝65区块有效驱动难、采出程度低的问题，采油十厂秉持“重构井网、再造缝网、人工油藏、全程补能”的理念，按照“水平井加密+压前蓄能+体积压裂增能+压后补能”的思路，实现产量、采收率“双提升”。从目前的试验效果看，与常规注水开发对比，这一区块预计10年采出程度增加13.58%，标志着转变注水开发方式试验取得初步成效，并为后续试验井方案优化提供了借鉴，具有很好的示范作用。

截至目前，朝65区块试验的4口加密水平井、16口斜直油井、8口斜直转采井初期平均单井日产油高于方案设计水平，高峰期采油速度提高2.68%，阶段累计产油达2.91万吨，4口先导井21个月的产量相当于以往水驱6年累计产量的1.37倍。

实践者说

做实做优“三篇文章” 实现产量有效接替

大庆油田开发事业部主任 李宏斌

外围油田是大庆油田的重要组成部分，自1982年投入开发以来，经历试验探索、快速上产、持续上产、持续稳产四个阶段，随着开发技术不断进步，开发规模逐渐扩大，实现连续18年原油500万吨以上稳产。尤其是“十三五”以来，大庆外围油田年产油量由569万吨上升到593万吨，产量占比由15.6%增加到19.8%，有力支撑了大庆油田阶段稳产。

按照“当好标杆旗帜、建设百年油田”发展规划安排，今后一段时间，外围油田还要继续稳产上产，为大庆油田高质量发展继续贡献力量。

目前，外围油田剩余储量潜力小、品质差，仅依靠老区精细调整、新区效益建产来继续保持稳产难度极大，迫切需要推动外围油田开发革命，通过深挖老油田开发质量、提高采收率来实现产量的有效接替。2021年以来，大庆油田开展转变注水开发方式先导试验获成功，形成压中前置补能、多级暂堵体积压裂等关键技术，成为外围油田特低渗-致密储层增产提效的“利器”。经过两年多的攻关与实践，我们更加深刻体会到，转变注水开发方式是提高资源利用率的需要，是盘活现有油井、地面资产的需要，是提升特低渗透储层开发水平的需要，是坚持低成本战略实现高质量发展的需要。

面对如何进一步提高产量的难题，我们要做实做优“三篇文章”，为转变注水开发方式技术工业化推广提供强力支撑。一是做好效果分析这篇文章，深挖推广应用潜力。深入分析葡333、州201和朝65三个区块的试验效果，分析主要影响因素，结合室内微观实验分析和油藏工程原理计算，尽快明确转变注水开发方式技术适用的地质条件，优选潜力区块。二是做好技术攻关这篇文章，强化创新突破。优化重点试验布局，加快攻关降黏控递减技术，发展老区及新区分类储层效益建产模式，推动核心技术攻关创新突破。三是做好支持保障这篇文章。要以专班的形式强力组织推进，打通上下游资金链路。要开展市场化经营，探索风险合作模式，降低技术研发成本，提高经济效益，释放增产潜力。（任广明采访）