本报记者 夏 梅通讯员 许林忠 杨婷婷

6月5日，江汉油田坪北P37-81侧钻井日产油稳定在1.7吨，对于平均单井日产油只有0.5吨的坪北油区来说，该井属于产量“尖子生”。“我们通过建模数模一体化技术，摸清地下剩余油情况，发现有挖潜可能，有针对性地部署了这口井，效果很好。”江汉油田勘探开发研究院坪北开发所负责人张鹏飞说。

今年以来，江汉油田持续深化油藏基础研究，完善剩余油研究技术序列，坚持“三个精准”开发模式，聚焦水驱稳产潜力区，立足井网优化，加大投转注完善井网、压驱注水补能、流场调整等工作力度，地层压力、自然递减率等关键水驱指标持续改善，夯实老区效益稳产基础。

精准研究，实现老区高效挖潜

“之前我们把荆州红花套组30多米厚的储层作为一套层系开发，现在利用建模数模一体化技术建立精准三维模型，细分3层进行开发。”江汉油田勘探开发研究院专家印波介绍，他们精细刻画每一层面的构造特征，看清剩余油分布情况，明确挖潜有利区域。

地下情况“透明化”，精准找到剩余油，是建模数模一体化技术带来的直观改变。江汉老区原油经过多年开发，传统的定性剩余油描述已无法满足开发需要，江汉油田围绕老区高效挖潜，深化油藏精准研究，持续推广建模数模一体化技术，建立地质模型，借助大量历史生产数据，用数字化再现地下立体形态，定量描述老区剩余油的分布规律及现状，为新井、侧钻井部署提供依据，助力挖掘老油田潜力。

此外，开发人员运用建模数模一体化技术，开展数值模拟，通过不同井网、井距、井型等参数模拟对比，找到效果最好的参数，优化后期调整方案和开发技术。针对红花套组油藏，开发人员创建4种分区调控开发技术模式，并利用数值模拟技术优化采液量、注采比，开展了6口水井的调整工作，自然递减率持续下降。

精准治理，提升老区开发水平

“我们把砂体分为4个类型，每个类型都制定了治理对策，比如针对井损井网失控、注水困难的砂体，我们采取转注、完善注采井网等方式；针对平面动用不均衡、井损严重的，进行套损井治理。”江汉油田开发管理部油藏管理室主任朱守力介绍了广华区块的治理工作。

广华区块已开发50多年，井筒状况复杂，注水效率低，综合含水率和可采储量采出程度高，是典型的“双高”单元。江汉油田把广华油区列为一体化示范区，针对不同类型砂体，分类实施油藏、井筒、地面精准治理，油区开发指标明显提升，采收率超过60%。

目前，江汉油田综合含水率和可采储量采出程度“双高”单元有32个，占储量38.2%，是重要治理对象。针对这些单元，江汉油田按照“打造示范、逐步推广、整体提升”的思路，实施油藏、井筒、地面一体化示范区建设，形成精细流场调整、层系井网重构、一体化综合治理3类治理模式，提升老油田整体开发成效。

精准调整，改善油藏开发效果

此前，坪北SP199区4个井组实施三轮周期注水后，含水从最初的74.2%下降到70.6%，日增油4.32吨，控水稳油效果明显。

坪北油区处在含水快速上升期，为实现控水稳油，江汉油田研究实施周期注水技术，根据油井生产动态，调整转注时机、注水强度和间歇时长等参数，通过差异化的周期补能方式，既收到驱油效果，也避免含水上升导致水淹的情况。开发人员在SP199区开展试验并实时跟踪分析，确定注15天停15天、注15天停30天两种注采模式，持续控制递减趋势。

江汉油田聚焦精细调整，强化注采调整，启动水井治理三年行动，治理注水历史欠账，结合油藏需求，加大投注、转注力度，提高水驱控制程度、降低自然递减率，实现老区良性开发。今年以来，完成水井工作量543井次，油井见效率升至78.7%。