本报记者 夏 梅 通讯员 寇 涛 徐清洲 刘 猛

2月22日，江汉油田清河采油厂开发人员正忙着为八面河油藏面4-6-233井开展调水对策分析。江汉油田扎实开展对标世界一流企业价值创造行动，推动精细化管理、加快信息化建设、强化油气藏经营管理，“三箭齐发”深挖油气藏潜力，切实提高开发效果与效益，实现油气藏价值最大化。面对不断攀升的综合含水率，他们充分结合油藏特点，开展周期注水、脉冲注水等，2023年以来，共实施注采调整工作量4082井次，对应井组自然递减率下降3.3个百分点。

精细开发控递减增可采

从“开3天关1天”优化为“开12小时关12小时”后，间开井焦页187-2HF井日产量达到1.1万立方米。像这样的间开井，涪陵页岩气田共有247口，技术人员借助一体化大数据库，为间开井登记造册，仔细研究开井原则、开井方式、关井时机等，精细化管理每口井，尽可能提高间开井生产时率。

针对气藏管理，江汉油田强化气井日常动态分析，加大低效井治理力度，开井率等指标稳中有升，综合递减率得到有效控制。在老井措施治理上，采取优化气举方式、泵注起泡剂等手段，提升低地层能力井和躺井气举成功率，单井日均产气量实现翻番。

针对油藏管理，他们聚焦精细注水，持续优化污水处理工艺，改进药剂投加方案，提升欠注井注水能力，实施精细注采调整，原油老区自然递减率、综合含水率、含水上升率得到控制。

近日，江汉油田清河采油厂在层间差异较大、夹层距离仅0.8米的M22-14-X13水井，成功实施有缆智能分注工艺，解决了小夹层注水分注难题。

信息赋能提升管理效能

“P69-88井含水率上升了。”2月15日，江汉油田勘探开发研究院坪北开发所动态室员工孙奇看到油藏管理平台单井预警后，及时开展动态分析，立即调整该井注水量，使该井含水率恢复正常水平。

如今，油藏管理平台已经成为技术人员的“得力助手”。该平台集图件管理、数据查询、油藏动态分析、开发综合管理为一体，打破原有信息壁垒，强化油藏分析功能，新增自然递减分因素系统，大大便利了分析研究工作，油藏管理效能大幅提升。

围绕油气藏管理需求，江汉油田加快信息化建设步伐，依托油藏管理平台、气田生产信息化平台（PCS）等应用，实现智能巡检、异常自动报警，技术人员线上“诊治”，系统自动推荐多个解决方案，为油气藏管理植入“智慧大脑”，有效指导和加快问题井治理速度。

涪陵页岩气田采气工程师薛正春每天早上只需要点击智能气田平台页岩气井生产预警与预测界面，很快就能揪出“病井”。

效益优先经营好油气藏

近日，江汉油田荆州采油厂沙27井区开展层间挖潜，实施打塞堵水和自然射孔后，井区日产量大幅增长。“以前要上压裂，成本高，我们优化工艺后，增产效果好，成本也大大降低。”该厂生产指挥中心副主任宋为说。

该厂将措施目标转向储层物性好、能量保持水平高的中高渗油藏，开展层间挖潜和储层再认识，优选打塞堵水和自然射孔的方式，减少高成本压裂施工，提高措施经济性和有效率。今年以来，实施打塞堵水措施5井次，平均单井措施费用节约超50万元。

江汉油田强化油气藏经营理念，围绕降本减费提效，推进效益型和低成本发展。梳理分析近年投资成本使用情况，优化措施类型结构，优选试验井组，实现从源头降本减费。聚焦提产降本，推广瘦身井钻完井技术，深化页岩水平井水基关键技术，完善剩余气精准压裂工艺，扩大国产化重复压裂应用范围，降本效果显著，更好支撑油气田效益开发。