砥砺奋进 老油田开发谱新篇
玉门油田迄今已走过了整整七十个春秋。截至目前，在酒泉盆地先后发现并投入开发了老君庙、石油沟、鸭儿峡、白杨河、单北、青西六个油田，含油面积80.85平方公里，累计产油3350万吨，年生产能力70万吨。
1995年玉门、吐哈理顺管理体制，油田恢复勘探工作。那时，油田年产量降至40万吨，勘探未有重大突破，后备储量严重不足，资源日渐枯竭，形势十分严峻。在生存与发展的紧要关头，油田重新确定了“立足酒泉、深化酒西、突破酒东”的油气勘探方针，在认真分析酒泉盆地特殊的勘探历程和勘探特点的基础上，油田上下解放思想，转变思路，下凹找油，把青西凹陷作为主攻对象，开始了酒泉盆地新一轮油气勘探，建立了勘探开发一体化工作体系。在新的战略思想指引下，1998年柳102井获百吨高产，揭开了青西油田勘探开发史上崭新的一页。截至目前，已建成年产50万吨的青西油田，使玉门油田的勘探开发又进入了一个新的历史时期。与此同时，老油田加大了以“稳油控水”为核心的精细调整治理力度，遏制了原油产量大幅下滑的势头，实现了老油田第四个十年阶段稳产。
不懈拼搏，不懈努力，成绩骄人，硕果累累。油田原油产量由2000年40万吨跃上2006年的81万吨，老油田再现勃勃生机，迎来了持续发展的春天。
先进技术开发青西新油田
青西油田为深层复杂岩性裂缝性油藏，决定了它的开发难度。面对这一世界级难题，开发战线的科研人员迎难而上，解放思想，实事求是，集思广益，积极探索开发方式，坚持勘探开发一体化，按照“稀井高产、区块接替、滚动建产、衰竭开采”的开发原则，2000年～2008年共部署、完钻、投产80口井，建成产能92.5万吨，相继打出23口百吨井，实现了储量与产量稳增长。截至2008年，青西油田已累计探明石油地质储量六千多万吨，可采储量一千余万吨。
针对油藏地质复杂、储层预测困难、低效储量开发难度大等棘手问题，勘探开发协同工作，投入了大量的人力、物力，加强了四个方面的研究，形成了针对青西深层复杂裂缝性油藏的四项勘探开发配套技术：一是加强了三维地震资料的采集、处理与精细解释，形成了以三维地震精细解释为主的裂缝预测技术。二是建立了以成像测井为主的裂缝性油气层识别技术，准确识别了油气层。三是为解决青西逆掩推覆带钻井周期长和裂缝性储层易污染等问题，从优快钻井技术、钻井液技术、欠平衡钻井技术、定向井和水平井配套技术与复杂固井技术等五方面开展了九项提速技术攻关，形成了以近平衡钻井、优化钻井液为主的优快钻井及油气层保护技术。四是加快了油层改造技术的研究攻关，形成了适合青西油田储层的深井储层酸压改造技术。这四项开发技术大大提高了青西油田开发效果。
针对油田开发过程中暴露出的底水锥进、高产井暴性水淹严重威胁老井稳产等严峻问题，油田展开了开发地质及水动力系统研究，提出了加密井网的控水降锥和降低水锥突进速度的方案，取得了较好成效。2008年，窿6区块共钻调整井14口，累计产油16.2万吨，对Q2-9、Q2-2等21口井实施封水调层43井(次)，累积增油48.5万吨，以“稳油控水”为主的综合调整工作，有效延长了青西油田的高产期。
随着衰竭式开采程度的日益加深，青西油田各区块压力普遍下降，深层裂缝性油藏能量补充迫在眉睫。2006年4月，在注水开发可行性研究基础上，油田于Q2-17井率先开展注水现场试验，目前累注水已达7200方，效果正在进一步观察。另外，窿8及柳沟庄区块的注水试验方案已全部完成，目前正在进行现场流程准备，预计今年10月份可望正式投注。
同时，在充分论证的基础上，油田科研人员不断优化简化地面建设方案，高效建成了玉门油田首座联合站，并应用十一项新工艺、新技术，降低了投资，提高了效率，实现了当年设计、当年建设、当年投用，一次开厂成功。联合站自2003年投运以来，实现了长期、稳定、安全、满负荷、优质运行。
老油田“稳油控水”综合治理
2000年以来，通过加强油藏综合地质研究，量化剩余油分布规律，并不断配套完善适合老油田后期挖潜的特色工艺技术，使老油田开发保持了较好的水平，取得了三项重要成果：一是产量递减得到有效控制，实现了相对稳产；二是持续实施“稳油控水”系统工程，综合含水继续保持稳定；三是主力老君庙油田水驱采收率不断提高。
近十年来，受“高油价”影响，股份公司及时提出“善待老油田”的口号，加大了老油田资金与技术的投入，开展了老油田精细再研究工作，努力改善老油田开发效果。
老油田“稳油控水”综合调整治理技术一直是玉门油田老区稳产的重要保障。因此，多年来，油田始终致力于“稳油控水”工作的日常化、系统化和规范化，从突出重点油藏调整治理、精细注水两方面着手开展工作。
首先，加大产能建设投资，把调整治理重点放在开发程度相对较低、剩余油富集的老君庙M油藏和鸭儿峡L油藏，取得了明显成效。老君庙M油藏经过精细调整，采收率从41%上升到48.2%，上升了7.2个百分点，这对开发了七十年的老油田来说，成绩斐然；鸭儿峡L油藏作为鸭儿峡油田调整治理重点，经过艰苦的工作，原油产量增幅达到86%，产量回升到二十年前的水平。
其次，面对注采对应程度降低、层内层间窜通、水淹加剧等诸多问题，油田始终坚持“注水为纲”的治理方针，千方百计缓解油藏平面和剖面开发程度不均的矛盾。一是坚持点弱面强、多井少注方针。二是不断调整注采井网，细分开发层系，多段分注，提高注水波及系数。三是不断提高有效注水量和有效排液量，提高注水效果，控制含水上升。所有这些举措，有效缓解了油藏注采矛盾，进一步提升了老油田的开发效果。自1961年以后，在无新增探明储量的情况下，老君庙油田原油产量实现了60、50、40、30万吨/年，四个十年稳产，先后四次荣获集团公司“高效开发油田”荣誉称号。
为了探索老油田提高采收率的新途径，提升老油田开发效益，2007年股份公司提出老油田二次开发新理念，并把老君庙油田M油藏顶部区列为中石油二次开发重大试验区块。根据股份公司对二次开发工作的指示精神，按照“重构地下认识体系、重建井网结构、重组地面工艺流程”的二次开发理念，2008年玉门油田部署启动了老君庙油田二次开发工程。M油藏顶部区作为先导试验区块优先实施，以井组为单元，整体研究，整体部署调整，坚持“少井高效，直注平采”完善注采井网。经过一年实践，产量上升，老君庙油田二次开发在试验区取得了阶段性成果。
钻采工艺技术取得长足进步
为适应开发的需要，近十年来，油田加大了钻井与采油技术研发、攻关力度，钻采工艺技术取得长足进步。
针对老君庙油田地貌复杂、部分区域储量难以动用的特点，1999年以来，油田开展老君庙油田定向井技术攻关，逐步发展了适合老君庙油田的十四项定向井钻井技术，取得良好效果。十年来，老君庙油田共钻成定向井78口，平均年建产能1.2万吨，占老君庙新建产能60%以上，投入产出比1∶2.6，单井平均产量比直井产量提高30%～50%，投资回收期比直井缩短1年。
2003年，油田在老君庙油田成功完成第一口水平井——LH-1，并获得较高产能，此后经过三年的配套与完善，形成了集井身结构优化、井眼轨迹设计、油气层保护、固井技术于一体的水平井技术系列。2006年以后，水平井在老油田大规模应用，取得较好效果。尤其是2008年水平井作为二次开发提高采收率的主要技术之一得到大规模应用，为老君庙M油藏顶部区二次开发试验的成功提供了有力的技术手段。十年来，老油田共完成水平井45口，共建产能6.2万吨，单井产量达到直井产量2～3倍。
针对天然能量开发地层能量日益下降、储层易污染的实际，油田科研人员研究气体欠平衡钻井技术保护油气层，鸭940井应用氮气做钻井循环介质，钻井速度提高7倍，目的油层钻井周期缩短20天，单只钻头进尺提高5倍，节约钻头数量80%，油层发现率达到100%，投产即得原油30吨/日，是邻井产量的4倍。鸭940气体钻井的成功，为中石油在低压裂缝性稠油油藏的开发提供了依据。
油田持续发展有潜力
十年来，玉门油田不仅成功开发了世界级难题的青西油田，形成并配套完善了深层复杂裂缝性油藏开发技术系列，而且成功发现了一个有望规模开发的新油田和一个老油田扩边增储有利潜力区。
酒东长沙岭构造长2区块取得实质突破，控制含油面积13.8平方公里，储量规模1200万吨，具备规模建产能力。基于对构造高部位有利储集相带内油气相对富集的认识，油田于近期部署的长2断块的五口探井、开发井分别获得了较高产量。
鸭儿峡志留系油藏外围509和134断裂带，滚动扩边也取得一定收获，展示较好的扩边潜力。鸭西3井、鸭113井在白垩系、志留系均见较好油气显示，鸭944井获高产，打出了近十年来鸭儿峡油田第一口高产自喷井。
回首过去，砥砺奋进谱新篇；展望未来，迎难而上铸辉煌。玉门油田开发正处在发展的关键时期，面临前所未有的挑战。我们坚信，只要我们团结一心，扎实工作，持续创新，玉门油田的明天一定会更加美好！
胡灵芝 袁广旭 杨会平
转载自《石油工人报》
