“花甲”油田效益上产有妙招

胜利油田滨南采油厂深耕技术创新、强化注水补能、细化精益管控，全方位优化产量结构

[中国石化报 2026-09-14]

许庆勇

面对老区稳产基础薄弱等诸多难题，胜利油田滨南采油厂锚定打造增储上产战略增长极目标，深耕技术创新、强化注水补能、细化精益管控，全方位优化产量结构，让开发了60余年的老油田焕发新生机。

今年前8个月，该厂生产原油135.57万吨，同比增产4.29万吨；生产天然气5479万立方米，超计划进度；全口径单位完全成本、变动成本持续下降。

迭代开发技术

“增稀稳稠”挖掘创效潜力

前不久，稀油井平方王4-10斜010井应用大排量充填技术后，日产油量从1.1吨提升至8.2吨，实现稀油上产。

近年来，针对稠油产量占比偏高、开发成本居高不下等制约效益开发的难题，滨南采油厂坚持“总体上产、增稀稳稠”的开发思路，精准匹配不同油藏层系开发特点，迭代完善开发技术体系，靶向优化产量结构。今年1月至8月常规稀油产量同比增加4.1万吨，占比提高1.37%。

沙三段油藏多为中低渗透油藏，存在注水困难、开采难度大、单井产量低等问题。为破解难题，该厂主动转变作业模式，变外包施工为自主攻坚，创新形成“自主设计、自主用料、自主配套、自主施工、自主运行”的“五个自主”低成本大排量充填技术。目前，该技术累计应用11井次，平均单井日产量从1.02吨提升至5.92吨，单井措施费用大幅降低，投入产出比大幅提高，有效扩大了低渗透油藏可动用范围。同时，该厂还不断完善馆陶组、东营组“防砂+”组合开发等工艺，优化沙二段层系立体开发模式，有力支撑了稀油上产。

在稠油开发领域，该厂通过单层精准注汽、延长生产周期等举措，牢牢守住稠油产能基本盘，吨油操作成本大幅降低。

强化注水补能

持续夯实油藏稳产基础

近期，滨南采油厂通过大幅提升水井利14-4井注水量，有效补充地层能量，使对应的油井利14CX11井日产油量从2吨提升至10.3吨。

“老区稳产上产，注水、补能是关键。”采油管理八区经理杨志浩说。滨南采油厂所辖油藏普遍存在地层能量不足等问题，原有注水量难以满足油藏补能需求。该厂明确全力提升日均有效注水量的目标，全员打响强化注水攻坚战，有效日注水量大幅提升，油藏稳产基础持续夯实，油田自然递减率比之前降低1.7%。

传统小注采井距、多层合采开发模式存在弊端——井距过小易引发油井被淹、层间渗透率差异易形成高耗水带，导致油井低效低产。滨南采油厂转变开发思路，依托油藏构造高差优势，利用剩余油向高部位富集的地质特性，推行“拉大井距+低注高采+单井采单层”开发模式，使9个开发单元产量大幅增长。其中，滨3块仅新增1口新井，日产油量便从69吨提升至119吨。

细化精益管控

全力推动多产原油多创效

8月30日，采油管理一区注采二站员工齐鑫来到林中14平17井，认真观察温度和压力，听电机和抽油机运转声音，看皮带是否松动、盘根有无漏油。“这口井投产后，接力棒就交到了我手里。我要确保不‘躺井’，多采原油多创效。”齐鑫说。

油水井“躺井”是制约老油田稳产上产、增加开发成本的重要因素，非计划性关停不仅影响产能释放，而且会增加设备运维等成本。滨南采油厂坚持向管理要效益，推行油水井全生命周期精细化管理，每周召开“躺井”分析会，剖析问题原因并制定整改措施，同时加大奖励力度，调动全员控“躺井”的积极性。

为确保林中14平17井持续稳产，该厂推行技术经济一体化长效设计机制，为其量身定制“长寿命”开发方案，从源头消除出砂停井，以及管、杆、泵偏磨等生产风险，优化举升工艺参数，实现该井投产即优质、运行即高效，免修期达3073天。

如今，滨南采油厂“躺井”率降至1.25%，平均免修期不断延长，为老油田持续效益上产奠定基础。