古云集油田是该厂管理的4个油田之一，历经35年的高效开发，当前仍保持日产油60吨的水平。在2017年，古云集油田成为中原油田17个可评价油田中唯一盈利的油气田。
为探寻其盈利之道，记者走进该油田。
新技术：驱出浅层效益油
“古云集油田目前已投入开发的主要有云3块、云2块、云2沙一中、明10块、云9块、卫53块等6个断块。”该厂地质研究所卫东室主任崔海军说。该油田油气藏数目多而规模小，层间叠合性差，含油层系相对单一，适宜按断块开发。
云2块沙一下油层厚度发育大，边水驱水平井开发，早期电泵强采，目前已进入特高含水阶段。该厂地质研究人员精细储层研究，发现沙一下油层内部发育了三组薄泥质夹层，将原来的一套层细分为四套小层，而夹层又改变了平面上的水流方向，并阻止垂向上水的流动，水平井未钻遇的小层附近剩余油富集。2017年5月，在云2-平3井高含水井区，地质人员利用低效井云3-2井侧钻。该井投产后初期日产油12.2吨，目前日产油8.9吨，当年累产油1837吨。
针对特高含水层内剩余油，该厂地质研究人员充分利用薄夹层封隔作业，应用水平井堵水新工艺及直井层内补孔挖潜，平均单井日增油10.2吨。
精细注水：激发老区“活力”
“在油田开发后期，水驱效果决定了效益开发水平。”崔海军说，“我们以油藏精细描述、剩余油研究为基础，通过优化治理注采井网，实施挤堵、分注等措施，提高油藏水驱动用程度，改善油藏开发效果。”
油水井不同程度的套损，直接影响了注采效率。该厂地质研究人员在精细剩余油研究的基础上，优选重点事故井组，通过侧钻、下4英寸套等措施治理、恢复、优化剩余油相对富集区的注采井网。2017年，治理两口套损井。2018年初，该油田对卫453间开井实施补孔作业，日增产原油4吨。
为更准确地研究油藏注水开发多年后剩余油分布状况，地质人员对小层进行水淹级别研究，有针对性地实施调配预警式调水，实现层层动用，注好效益水。
通过开展精细注水，云3块、卫53块老井产量连续两年稳中有升。
产能建设：寻找“甜点区”
“老油田要持续高质量发展，必须紧跟滚动勘探及油藏评价。”该厂副厂长、总地质师贾云超说，“我们将充分发挥我厂位于东濮凹陷最北端独特的区位优势、油藏埋藏浅的比较优势，把有效储量变成有效产量，提高低成本开发的效率效益。”
去年12月，该厂地质研究人员对云3块北部开展滚动勘探研究工作，经过反复科学论证，部署了云7侧井。该井投产初期日产油13.4吨，目前日产油10.6吨。
“云7侧井获得高产，为我们滚动开发提供了有力依据。”贾云超介绍，2018年将在古云集油田部署调整井两口、侧钻井1口、换井底井1口，预计增加动用储量8.6万吨、可采储量4.2万吨。
