6月11日，中国石油油气和新能源分公司传来好消息，中国石油所属各油田不约而同践行压舱石工程“3533理念”，“五重”技术路线构建编写了高质量开发方案。“五重”技术路线，是指重新评价油藏、重选技术路径、重构层系井网、重调油藏流场、重组地面流程。“压舱石工程”启动以来，10大示范工程锚定100万吨上产并长期稳产目标，坚持“五重”技术路线引领，整体研究、系统优化，以新理念推进潜力再评价，以新方法推进技术再进步，实现快速有序上产、长期优质高效稳产目标，为“压舱石工程”绘出了浓墨重彩的一笔。
重评油藏，挑战“双特高”极限
站在大庆油田南二、三区东部油场，望着星罗棋布的抽油机像一头头耕牛，不知疲倦地劳作，偶尔发出吱吱呀呀的声响，你也许会啧啧赞叹。然而，当你了解到它们抽出的油含水量达95%以上时，你是否又添了几分忧虑呢？
是的，“压舱石工程”所确定的10个示范工程，都是“双特高”老油田。而大庆油田南二、三区东部“压舱石”示范工程最具典型性。
南二、三区东部位于大庆长垣萨尔图油田南部，经过60多年的高效开发，地质储量采出程度已高达71.7%，地下剩余油高度分散，化学驱开发对象将转移至储层品质更差的三类油层，水驱三套井网呈现“开采对象趋同、综合含水趋同”的特点。目前开发面临四方面挑战：如何优质高效挖潜？如何实现化学驱大幅度提高采收率？
如何有效控制水驱产量递减？随着老油田深度挖潜持续推进，如何科学统筹储量及井站资源，提升整体经济效益？面对挑战，大庆油田发挥超越权威、超越前人、超越自我的“三超”精神，重新评价油藏，以开发需求为导向，深化地下认识，创新开展了第六轮精细油藏描述工作，拓展开发潜力，指导两驱精准挖潜。
通过新一轮精细油藏描述，他们发现，萨南开发区三类油层各微相平面一体、无法分开，纵向交互发育、同类储层不集中。开发过程中应将层段内所有不同类型的砂体整体组合同步开发，以实现储量资源利用最大化。同时，油田整体采出程度较高，但分类油层存在一定差异。一类和二类B+三类油层采出程度高，需加快聚驱后大幅度提高采收率技术攻关。三类油层采出程度相对较低，在深化水驱精准挖潜的同时，加快化学驱提高采收率步伐。另外，部分独立型表外储层虽然厚度较薄，但仍属于优质储层，可拓展为化学驱开发对象，南二、三区东部预计可将36.6%的优质独立型表外储层拓展为化学驱对象，拓增地质储量146.7万吨。
重新评价油藏，升级了“压舱石工程”10个示范项目的地质油藏认识。在静安堡油田，“压舱石工程”聚焦制约开发效果的关键认识瓶颈，提出静安堡油田扇三角洲主次物源新认识，实现尕斯“指状三角洲”窄小河道向“指状三角洲+席状砂”连片分布的认识转变，攻克“隐蔽”隔夹层刻画及对注水/注气影响、单砂体空间叠置及注采对应等系列技术难题，为方案设计和完善注采关系提供了依据。
老油田的测井解释标准是基于当时的油藏认识和开采工艺水平确定的。近年来，以水平井体积压裂为代表的开采技术实现了特低/超低渗透、致密油/页岩油等油藏的有效开发，老油田需要根据新的取心井、补孔、试油等资料重新确定测井解释标准，开展老井复查重新评价油藏潜力。通过重新评价油藏，开展老井测井再评价，重新认识油层，寻找扩边扩层潜力，复算油藏储量，重新评价了油田开发状况，分析评价层系井网的适应性。为压舱石目标的实现打下了坚实基础。
据中国石油勘探开发研究院油田开发研究所副所长邹存友介绍，压舱石工程实施以来，井震藏一体化精细三维解释重组构造格局，新增断层130条、调整断层517条，断距8-10米以上断点组合率升至95%。动静结合重建油水识别标准图版272个，积极寻找扩层、扩边潜力，升级油层4602.5米，复算油藏储量增加1.36亿吨。
重选路径，全生命周期提高采收率
重选选技术路径，是五重技术路线的关键环节。“压舱石工程”针对老油田开发瓶颈等题，重选优质高效上产技术路径，构建了示范工程“三步走”的技术路径，近期立足流场调控控递减和水驱层系井网重构上产、中期成熟三次采油技术应用区块接替稳产，长期层系井网转换和大幅提高采收率持续稳产。
“压舱石工程”针对枣园/王官屯油田油藏特征，集成应用工程工艺“五配套”技术，根据不同油藏类型制定技术路径。整体以分藏改善水驱为主，针对低渗透、稠油油藏地质工程一体化集成应用配套技术改善水驱。同时，他们立足改善水驱，突出老井治理与开发方案结合、重组井网与细分层系结合、流场调控与开采方式结合，提高开发效果。方案整体部署新井822口，新建产能70.8万吨，方案内部收益率8.1%。
肃宁-大王庄油田“压舱石示范工程”围绕新增探明储量高效动用、未动用储量效益开发、已动用储量改善开发效果3个层次，计划2026年前以水驱调整为核心，积极探索储备提高采收率技术，原油年产量上产至75万吨；2026年以后推广成熟高温油藏三次采油技术，2030年上产至103万吨。
大情字井油田“压舱石示范工程”针对油田开发矛盾问题，立足CO2混相驱提高采收率技术主线，聚焦“主体区水驱治理协同CCUS工业化推广、未动用CO2驱效益建产、水平井转方式能量补充”3个方向，实施压舱石工程一体推进。预计2028年产量突破100万吨，2035年产量达到峰值137万吨，提高采收率18个百分点以上。靖安长6油藏“压舱石示范工程”通过对靖安长6油藏现有开发技术集成应用与创新发展，形成“精细水驱+气驱（化学驱）” 二三结合大幅提高采收率主体技术，保障2030年110万吨以上稳产。预期形成特低渗油藏可复制可推广的高效开发调整新模式，可覆盖同类油藏储量10.8亿吨、产量607万吨。
两年来，压舱石工程通过重选技术路径，统筹考虑不同油藏类型、不同开发阶段的主体开采技术，优先选择“二三结合”建产模式，构建出示范工程“精细水驱+三次采油”大幅提高采收率新模式，预计可推动压舱石工程18.3亿吨地质储量，整体提高采收率11.0个百分点、增加经济可采储量2.0亿吨。
多“重”并举，保障示范项目有序开发
2023年7月21日，“压舱石工程”工作例会在石油大厦召开。会议要求严格按照“五重”技术赋予内涵和外延，突出方案的高质量、突出规划方案的严肃性、突出整体设计和规模建产。会议强调，“五重”技术路线中的重构层系井网、重调油藏流场、重组地面流程，是压舱石示范工程有序开发的有力保障。
在重构层系井网方面，压舱石工程积极构建立体高效注采系统，统筹考虑精细水驱和三次采油层系井网，方案设计突出转变流线和流场调控。南一区、百乌夏、尕斯中浅层、枣园等压舱石工程整体优化设计层系井网立体重构方案，建立各类油藏高效驱动注采系统，整体规模实施，推动产能建设由“修修补补型”向“整体规模重建型”的转变。
靖安长8、姬垣长6、大情字井为代表特/超低渗低丰度油藏，储层相对单一、高含水后期单井液量低。压舱石工程针对这些问题发展降低油水井数+完善单砂体注采对应相融合的精细注采系统结构模式，改变液流方向“稳油控水”，试验区由反点井网转为反五点井网，提高多方向受效比例20%以上。先导试验6口井见增油效果，月递减率由2.1%降到1%。大庆南二、三区东部油场针对区块已有7套井网，井网密度高达117口/平方公里，必须对已有层系划分和井网资产重新整合优化，以系统论为指导，围绕15项关键因素，整体研究、科学优化，做到储量最充分利用，井网作用最高效发挥。
在重调油藏流场方面，压舱石工程示范项目重构层系井网“建流场”、井位智能优化“补流场”、井间流量调控“稳流场” 、层间注水均衡“匀流场”、平纵调剖调驱 “控流场”，贯彻“构建合理开发秩序”的理念方针，加大单砂体精准描述和精细注采调控，探索特/超低渗油藏降低油水井数比构建点弱面强注采格局。实施转注、补孔、大修等注采系统调整措施2054次，完善注采关系；针对储层动用不均衡的问题，采用细分注水、储层改造、调剖调驱等措施3952次以上，强化注采结构调整，实现了对油藏流场的深度调控。
在重组地面流程方面，他们注重满足油田精细开发需求，坚持地下、地面一体化布局，钻井、采油、地面工程、安全环保全过程协同优化，数智化、大井丛、新能源统筹考虑，从提升系统适应性、治理安全环保隐患、完善油田数字化建设、发展新能源等4个方面夯实地面系统完整性，推进清洁能源替代，提升地面保障积极推行大井丛集约化井群建设提质增效，创建追求油田开发长期可持续发展格局。大庆南二、三区东部油场针对南二东产能充分利用三元驱的开发特点，结合不同驱替方式的站库统筹优化，形成了“以老代新、因地制宜、区域优化”的建设模式，大幅降低了建设投资，实现了效益建产。
“双高”老油田实现长期高效开发是世界难题。“压舱石工程”以振兴老油田为使命，永攀科技高峰、不断挑战极限，坚持“五重技术路线”，致力创新形成不同类型油藏“双高”老油田可复制可推广的高效开发调整新模式，带动中石油整体开发水平的提升。
