大同铁联实业有限责任公司在吉林油田乾深8和乾203区块投资开采石油的项目已经12年取得了巨大的经济效益和社会效益，为铁联公司的整体增收创效发挥了较为突出的贡献。但是随着油田开采不断深入，油井数量不断增加，单井产量自然递减的问题也随之而来。为了扭转油田递减加大、油井产量下滑、经济效益下降的局面，通过积极引进新的科研技术，开展了隐蔽油藏勘探开发研究，实现了油田开发的稳定高效。 
　　一、油田基本情况 
　　吉林乾安石油天然气开发有限责任公司成立于2000年7月31日，是大同铁联实业有限责任公司的子公司，注册地位于吉林省松原市乾安县，注册资本2000万元人民币，主营石油天然气开采业务。经营方式以中石油批准的吉林油田外围“小区块”，我方与吉林油田分公司合作开发。吉林油田以土地和探明的储量资源为前期投入，我方进行投资管理经营，原油产品实行8：2比例分成。按照开采合同，吉林油田授权我公司经营开发乾深8和乾203两个区块，开发经营期限为20年。 
　　乾深8和乾203两区块总含油面积30.52km2，总地质储量1316.4万吨。其中：乾深8区块位于松辽盆地南部中央坳陷区长岭凹陷的东北部，在长岭凹陷向新立构造抬起的斜坡上，鳞字井（地名）地区的东部，含油面积19km2，地质储量为997万吨；乾203区块位于乾安构造西部，含油面积11.52km2，经储量核实后的地质储量为319.4万吨。两区块现共有油水井221口，包括油井173口，水井48口，原油核实日产能力95.4吨，水井日注768.2吨。 
　　二、203区块开发中影响石油产量的主要问题 
　　乾203区块于2001年5月正式投入开发，前期以追构造油藏为主的思路，至2002年底先后钻井20口，每口井平均初期产量只有2.9吨，初产低，不能保持长期稳产，甚至不能获得工业油流。吉林油田专家普遍认为该油田没有潜力，存在以下问题： 
　　1.位于乾安油田主体构造下部的油水过渡带，无主体构造； 
　　2.三低一高油藏，即低孔隙、低渗透、低含油饱和度、高含水； 
　　3.产量不能满足经济效益的需要。 
　　三、依靠科技创新，运用新技术取得开发突破 
　　在开发203区块过程中，我们发现邻区与乾203区块地质条件相似的青三段12砂组开发效果显著。我们以此受到启发，改变了乾203区块原来以构造油藏为主的开发方案，着手对青三段12砂组隐蔽油藏进行研究和科技攻关。 
　　（一）重建地质模型，油藏认识取得突破 
　　针对乾203区块储层发育特点，优选较实用有效的技术手段，描述青三段12砂组储层空间展布特征和几何形态，综合评价储层富集条件及分布规律研究，打破原有地质开发及地震的单一认识，集中精力在三角洲前缘找水下分流河道，运用油藏精细描述手段，开展构造、砂体和沉积相研究，重建地质模型。利用多种手段预测储层分布范围，根据岩性圈闭②综合评价结果，对有利含油区域进行潜力评价和风险分析，部署优质井位，提高开发效益。 
　　（二）以八项技术作为支撑，确保新井顺利实施 
　　1.运用隐蔽岩性油气藏勘探开发理论及核心技术，找到有利含油区域，以Ⅻ砂组Ⅰ类有利区为主进行井位部署，选择属性特征最好的点部署井位，尽可能地提高单井钻遇油层厚度。 
　　2.钻前地质交底，开钻前组织钻井、固井、测井、压裂、作业队伍进行地质交底，最大限度降低钻井风险。 
　　3.录井跟踪及测井分析储层评价技术，钻井过程中，对油层段实施录井跟踪，重点井实施全井段录井，及时掌握油层信息。同时，运用测井分析储层评价技术，对测井曲线进行详细分析，为井位部署提供依据。 
　　4.选层技术，综合运用钻井、录井、测井等多项资料，选择有利层位实施投产。 
　　5.高强度射孔技术：采用102枪127弹、90°相位角、螺旋布孔方式进行高强度射孔，要求爆破率在95%以上，另外，射孔后用磁定位检验。 
　　6.隐蔽油藏压裂技术：运用规格为0.3-0.6毫米的小陶粒实施压裂，压裂液采用昆山胍胶，胶连剂为有机膨，砂液浓度5.5‰，确保压裂成功率。 
　　7.投产下泵参数优化技术：投产初期的工作制度遵循两大一小原则，即大泵径、大冲程、小冲次，确保压裂液及时排出，保证新井效果。 
　　8.产能跟踪评价技术：新井投产后，加强资料录取，及时获取含水、动液面等相关资料，为下步新井部署提供充分依据。 
　　通过以上八项技术按照流程循环，最终保障了乾203区块高效产能建设的顺利实施。（下转第77页） 
　　（上接第75页）四、科技创新取得的效果 
　　（一）产能建设效果 
　　2011-2012年在乾203区块开展了隐蔽岩性油气藏勘探开发研究，先后钻新井25口，投产23口，投产井平均初产达到10.8吨以上，平均单井预计一年期累产达到1230吨，（油田设计平均单井增产量为300吨）。 
　　1.2011年投产新井15口，平均单井初期日产液22.3吨，日产油11.2吨，目前平均单井日产液6.1吨，日产油2.3吨，一年期增油量为1261.7吨。 
　　2.2012年投产新井8口，平均单井初期日产液17.5吨，日产油10.02吨，目前平均单井日产液6.1吨，日产油2.76吨，当年增油量为721.4吨，预计一年期增产1064.6吨。 
　　（二）注水综合治理效果 
　　1.乾深8区块在整体水量不减，地层能量不降的前提下，改变了液流方向，增加地下存水。控制自然递减，有效遏制了产量下滑。 
　　2012年注水调整方案计划转注井10口，实际转注5口，注水时间超过3个月的只有2个井组对应9口油井。其中明显见效的井有5口，转注前平均单井日产油0.75吨，转注见效后30天平均单井日产油达到1.25吨，见效井当年增产达到235.6吨。 
　　2.乾203区块在部署新井、扩大规模的同时，及时开展注水工作，目前已实施3口井转注工作，使区块递减得到了有效控制，全年增产量达到494.3吨。203区块2011年核实产量为8033吨，2012年老井核实产量为10533吨，按照年产法计算自然递减为-31.1%。 
　　（三）总体开发形势 
　　总体开发形势表现为“一升两降两减缓”，即日产液、日产油下降，综合含水上升，日注水量上升，自然递减、综合递减大幅减缓。 
　　（四）经济效益预测 
　　2011-2012年，乾203区块新井核实产量10712吨，新产能建设实现产值5357万元。平均单井预计一年期累产达到1320吨，截止到与中石油合同期结束即2021年，预计单井产量8600吨，按照100美元计算，单井可创造产值约4299万元，投入产出比约为1：15.9。 
　　综上所述，通过开展隐蔽岩性油藏勘探开发研究以及注水产液结构调整综合治理项目，乾203和乾深8两个区块都取得了良好的效果。不仅增强了技术竞争力，降低了投资风险，更使油田效益得到不断增加，逐步实现向高效油田的转型。