感知更精 决策更准 控制更快

[中国石化报 2026-09-22]

盘活老油田剩余储量，是保障国内原油稳产最直接的“存量战场”。经过数十年高强度开发，东部多数老油田进入高含水、高采出程度阶段，剩余油“薄、散、隐”特征突出，常规笼统注水、大泵强抽的粗放模式边际效益持续递减。老油田挖潜的出路在于把精度做细——从单井措施优化转向钻井、压裂、注采、监测全链条精细开发。

长期以来，国内老油田治理主要依赖“精细表征-靶向调控-智能运维”技术路径：先通过地质取样、井间测试刻画剩余油分布，再凭经验制定堵水、调剖等措施，最后依靠人工巡检维持生产。这种模式的局限在于井下信息滞后，剩余油识别精度多停留在“层系级”，措施响应往往滞后数天甚至数月。近年来，随着光纤传感、边缘计算、数字孪生等技术突破，行业正加速转型，钻井、压裂、注采各环节都以“米级”精度为目标。光纤监测如同“井下CT”，可实现温度、压力、流量的全天候实时采集；数值模拟则如同“油藏大脑”，通过数字孪生模型推演剩余油运移规律。两者结合，有望将识别精度推进至“米级”。

在感知层，分布式光纤监测实现规模化应用，让老油田精细找水有了“透视眼”。分布式温度、声波传感以光纤为介质，可实现井筒温度、声波全井段连续采集，精确判断出水层位与水窜通道。胜利油田油藏动态监测中心已在孤岛、孤东、东辛等油区推广应用该技术，累计施工100余井次，累计增油20余万吨。在决策层，胜利油田在孤东、孤岛、埕岛、胜坨四大整装油田建立地质与数值模拟大模型，推动剩余油识别从经验定性向可视化、定量化转变，其中孤东七区西馆63+4单元综合含水率下降2.1个百分点、累计增油2万多吨，该技术在胜利油田累计应用近800井组（次）、累计增油超35万吨。

精细开发，首先要打得准、压得好、调得精。针对薄差层、隐蔽剩余油，钻井必须依靠精细轨迹控制精确中靶，石油工程技术研究院超高温水基钻井液耐温提升至240摄氏度，在新疆信源22井（完钻11116米）成功应用，核心处理剂国产化率超95%。压裂环节，套管外永置式光纤对各簇进液进砂、暂堵转向实时监测，推动压裂由“看着曲线指挥”向“看着裂缝指挥”转变；注采环节，精细分层注水把笼统注水改为按层配注，胜利油田形成整装韵律层、断块大压差、低渗高温高压长效精细分注等技术体系，现场试验近4000井次、累计增油近90万吨，海上精细分注在埕岛油田推广130井次、累计增油超20万吨。

从现场实践看，胜利油田、江汉油田、西南油气三家油田企业已走出各具特色的精细开发路径。胜利油田立足老油田精细找水与精细注采，在孤岛、孤东等油区规模化应用光纤找水，配合精细分注、压驱补水，形成“找得准、注得精、调得稳”的完整链条，是可复制样本。江汉油田在涪陵页岩气田把光纤监测与智能压裂决策深度结合：焦页11-Z1HF井国内首创分布式光纤压裂监测，试获34.6万立方米/日高产；焦页165-5HF井依托一体化压裂决策中心，压力提前1分钟预测，精度达92%，砂堵率控制在0.5%以内；针对兴隆等高含硫气田推行“一井一策”管理，兴隆1-1、兴隆1-2井日产气均超30万立方米，含硫井生产动态监测经验成熟。西南油气智能压裂光纤检测特色鲜明：江沙33-42HF井采用连续油管光纤产剖测试，精细评价致密河道砂岩各段产能贡献；高蓬305井作为首口套管外永置式光纤试验井，实现压裂全过程裂缝扩展实时监测。

将光纤实时监测数据汇入数字油藏模型，构建“感知-诊断-优化”闭环调控模式，正成为精细开发的重点攻关方向。感知更精是前提、决策更准是关键、控制更快是保障，三者缺一不可。沿精细开发链条持续深耕，老油田完全能够焕发第二春，为国内油气长效稳产注入强劲动力。

（作者为石油工程技术研究院完井技术专家）