冀东油田南堡作业区：挖潜增效“夺油上产”超额完成产量

2024年，冀东油田南堡作业区紧紧围绕“不靠天吃饭”核心任务和“1457”工作举措，以油气生产为中心，牢牢扭住效益开发“牛鼻子”，在资源潜力分析、深挖增产举措等方面下功夫，完成原油产量超年度计划0.1万吨，自然递减率、综合递减率同比分别下降3.5和2.5个百分点，持续保持良好生产态势。

精细研究，深挖资源潜力

老井侧钻，难动储量可动化。该作业区牢固树立“效益建产”工作理念，根据地质认识及油藏动用程度，在开发主体区进行剩余油挖潜工作，精准刻画剩余油分布，建立不同剩余油类型侧钻挖潜模式，通过优化井型、井距、靶点坐标及侧钻井轨迹，实现低成本侧钻精准挖潜。2024年，南堡老区投产侧钻井8口，初期平均单井日产油4.6吨，阶段累计产油0.29万吨，新建产能0.7万吨。

精准解释，已动储量扩大化。该作业区以“追根溯源、优势运移、有效聚集、精准评价”为原则，通过井震藏结合，围绕油源断裂精准构造解释，南堡2-3区浅层含油面积增加0.08平方千米，部署新井8口，目前已投产6口，投产初期单井日产油5.2吨，累计增油0.9万吨。

精心试油，隐蔽储量显性化。该作业区以问题为导向，围绕非主体区动静矛盾，积极开展老区试油，持续拓展产建阵地，2024年开展老井试油16口，累计增油0.66万吨，累计增气238万方，提交新井部署潜力8口。

差异治理，改善开发效果

浅层天然水驱油藏多措并举，稳油控水控递减。该作业区创新吞吐工作模式，成立吞吐项目工作专班，强化全过程精细管理，保障吞吐质效双升。

通过细化吞吐潜力评价、优化地质工艺方案、拓展吞吐领域和技术迭代升级等措施，2024年实施吞吐115井次，年增油2.7万吨。在此基础上，采取“回采+吞吐”模式，激活休眠储量动用潜力，研究“回采+吞吐”潜力264井次，2024年实施9井次，单井平均增油255吨，累计增油0.23万吨。

中深层注水油藏加强流场调控，改善水驱效果。建立“三阶渐进式”流场调控体系框架，在明确流场三大成因基础上，形成五种组合分类治理模式，构建以“相似相近细分重组、井网矢量调整+井段调整、井段重新细分+油水端协同调控、调剖调驱”为主的“三阶渐进式”调控框架，年度调控增油2.9万吨，首次超过油井措施增油量，产量结构得到调整。注水利用率提高10.3个百分点，含水上升率由14.3%控制到-4.6%，11个重点断块产量止跌回升。

双向驱动，助力效益开发

靶向发力，低效无效治理提质。该作业区开展低效无效区块单井分类治理，“一块一策”精益求精提技术，“一井一法”臻于至善提效益。2024年治理低效无效井231口，实现区块效益升级8个，其中效益二类升一类3个，效益三类升二类5个，大幅降低了操作成本。

优化结构，控减无效产液降本。该作业区找准产量和效益的平衡点，浅层油藏采取“控、堵、提”差异化调控，注水油藏实施流调非均衡调控，通过关停无效益井、高液量高含水井换层措施，年产液量741万方，同比控减72万方，减少动力费1500万元，油藏综合含水由上年底的92.6%降至91.6%。

精细研究，增产措施控量增效。该作业区坚持“效益评价先行，综合治理方案支撑”的工作思路，指导措施结构优化。通过压减低效益、低效益单元、地质认识不清单元措施，优化作业成本、作业工序等方案，减少无效措施投入，提高措施效益。同期对比工作量减少33井次，减少措施费用1005万元，优化措施18井次，规避低效措施费用360万元。（通讯员温雪婷 周庆琳 中国化工报赵晨光）