复杂破碎断块、高采出程度、高含水率……如果用一些词评价大港油田的开发条件，它们再适合不过。

如今，大港油田主力开发单元大多进入特高含水期，高含水率、高采出程度、高递减率、低采油速度的“三高一低”矛盾凸显，稳产困难。怎么办？

二次开发，解决储采、注采矛盾的良方

近年来，被滨海新区、渤海新区和海洋包围的大港油田，越来越明显地感到发展规模受限的尴尬。油田有限的开发领域内也是难题一箩筐：老区越来越老，新区越来越深，建设成本逐年上升，油田进入增产增效瓶颈期。

一方面，储采矛盾突出，新增储量开采难度大。2009年以来，大港油田累计储量动用率仅26%，新增储量呈埋藏深、低渗透、低流度、低丰度、开发投入高“一深三低一高”特点，产能建设投资成本攀升，新区形成产能仅占总产能建设的34%。

另一方面，注采矛盾突出。大港采油一厂、二厂、五厂等中北部老油田开采时间长、含水率高，长期注水形成了固定的“河沟”，继续注水受益面积很难波及更多区域。

复杂破碎断块油田完善井网难度大，套损套变厉害，套损套变井占在册总井数21.3%，且每年以7%的比例递增，对层系井网造成严重破坏。

大港油田开发处处长蔡明俊介绍说：“储采矛盾和注采矛盾长期并存，导致大港油田自然递减率居高难下。我们在采油一厂、五厂等区块，规模开展了以‘重构地下认识体系、重建井网结构、重组地面工艺流程’为核心的二次开发，调整开发部署结构，着重解决储采矛盾和注采矛盾。”

在最早开发的采油一厂，老井产油占总产量的77%。这意味着77%的产量需要通过注水开发完成。基于此，“三重”成为其实现稳产的主流做法。 2011年起，这个厂从提高油井开井率和油层利用率出发，抓注水、控躺井、控递减、提采收率，完善注采井网，铺开注水工程，实施油井措施118口，有效率81.36%，到2014年年底，措施增油1.8万吨。

三次采油，破除二次开发提高采收率瓶颈

在老油田开发中，如果拿采出水与化学聚合物进行比较，人们通常会认为，水是最经济最廉价的介质。

然而，作为东部老油田，大港油田主力开发单元大多进入高采出程度、特高含水期。“以注水为主的二次开发中，‘三重’是一项系统而庞大的工程，重建井网结构、重组地面工艺流程，以及水处理、回注能耗带来的高额成本和采收率最多提升5个百分点的尴尬，使二次开发的瓶颈凸显。”大港采油一厂总地质师任瑞川分析。

“二次开发是人财物投入很大的系统性工程，尤其以‘三重’为核心、依靠注水以提升地层能量的二次采油弊端逐渐显露：油水比例失衡，成本居高不下，采收率提升局限。怎样才能把树梢挂着的果子尽可能摘下来？三次采油是最佳选择。”大港油田公司油气开发处高级主管王权国介绍。

王权国打了一个比方：“以注水为主的二次开发如同我们用清水洗衣服，而‘二三结合’好比在清水中加入洗涤剂，棉质衣物和化纤衣物所用洗涤剂还要有所区别。这样，‘洗衣’效率会明显提升。”

港东油田是大港油田最早开发的主力区块之一，综合含水率达96.5%，采出程度37.75%。采油一厂通过以新井调整带动老井治理重建井网，“二三结合”，自建控躺井管理系统，使自然递减率降低4.65个百分点，采收率提升11个百分点，单井增油2吨至3吨。

“二三结合”，以低成本战略统筹安排“二”和“三”

“目前，提高老油田可采储量和最终采收率，最有效的途径就是‘二三结合’。”大港油田采油一厂副厂长周华兴说。

那么，如何选择“二”，又何时选择“三”？如何统筹协调安排二次开发与三次采油？大港油田的答案是：二次开发是理念，三次采油是措施，以低成本开发战略统筹“二三结合”。

基于此，大港油田提出了 “442”方案，即40%的产能通过老油田二次开发获取，40%的产能来自新区产能建设，20%的产能依靠新井和高效井，每年动态安排二次开发和三次采油的工作量。

为解决成本问题，大港油田就地取材，突破采出水极端降解技术瓶颈，实现用采出水配套聚合物的系列国家专利技术。

大港采油工艺研究院建立三次采油推广组织，一批油田首席专家带领技术人才队伍，将三次采油技术研究、矿场试验管理和驱替剂生产集于一体，以EPC总包模式，展开孔南地区推广高温高盐油藏功能性聚合物实验等四项集团公司重大专项，对注聚井展开全生命周期跟踪效益和产能评价。同时，三次采油所需化学药剂目前基本实现了自主研发、自主生产，并远销国内外，降低了化学药剂采购成本。

此外，大港油田还通过技术创新和管理创新，推动老区采收率大幅度提高和新区储量规模动用，减缓了储采矛盾。

目前，大港油田推行的以新井调整带动老井治理重建井网，由井组治理向开发单元整装综合调整治理转变，由产能建设单一钻井模式向“钻新井+停产井恢复+储层改造+三次采油”多途径综合建产能调整。预计2019年前，在8个开发单元推广应用聚合物驱技术，提高采收率6个百分点，增加可采储量227万吨，相当于发现了一个千万吨级油田。