“滨509区块目前油井开井95口，日产油216吨……”12月3日，看着近一年来采油开发曲线图上扬的指标，鲁胜公司鲁丰采油管理区经理王远喜上眉梢。

王远所在的鲁丰采油管理区担负着年产13.47万吨的生产任务，而主力生产区块滨509受热采开发效果差、油井开井时率低等多重因素影响，低谷时日油仅170吨左右。

滨509区块属于强敏感稠油油藏，2008年以来，经过多轮次高温高压开采，套损井数量持续增多，导致局部动态井网不完善，储量控制程度变差。截至2023年底，套损井比例占总井数43.4%，严重影响到区块开发效果。

如何通过行之有效的措施增产增效，提高油藏开发水平，释放区块活力，这一难题摆在了面前。在鲁丰采油管理区油气开发主任师陶华看来，增量要增、存量要升，存量稳不住，增量的价值就无法体现。

为此，结合当前报废井、长停井多的现状，公司科研所与管理区深度沟通，共同探索实施老区老井的拔套侧钻，千方百计盘活存量、扩大增量。

围绕盘活区块现有井网资源，优选潜力大、配套好、实施难度小的井位，并根据剩余油分布、地层能量状况等因素，对侧钻井潜力进行全面评估，科学安排井位，细化投产方案，精准高效调整挖潜，提高老区开发效果。科研所热采稠油开发室主任纪盈莹介绍，6月份以来在滨509区块投产定向侧钻井5口，增油3513吨，新井产能贡献超去年同期117%，恢复失控储量28.19万吨。

技术人员针对区块汽窜、堵塞、油稠、能量低等矛盾，加强措施工艺研究，在提高措施有效率上下功夫。从流场调整、增能扩波及、温度场提升等方面取得技术突破，工艺配套由“单一措施”向“综合配套”转变，逐步形成了“堵、调、封、扩、疏”等技术对策，精准配套“注汽+N”一体化复合吞吐措施，多轮次井强化“热气剂”组合，通过增加注汽强度、二氧化碳及降粘剂等用量，探索协同提效“最优解”。

滨508-斜2井就是名副其实的“优等生”之一。这口井自2020年以来已经过5轮蒸汽吞吐转周，面对逐年加剧的周期递减，技术人员在第6轮转周过程中摒弃传统的调剖转周工艺技术，开出“复合药方”，通过“剂+气+热”三者之间的协同作用，对油井进行全面调理。

他们利用复合酸为地层疏通“经络”，解决近井地带的“淤堵”问题。在注汽过程中伴注氮气泡沫，为地层增能“补元气”，改善地层能量低、动用不均衡的难题。同时，优化注汽参数及注汽量，注汽过程中强化全过程保干增效。油井措施后峰值日油达10.2吨，日油水平对比上周期增加1.8吨。今年以来，滨509区块推广实施复合吞吐工艺21井次，累计增油1.0686万吨，强力推动稠油提质提效。

不仅如此，鲁胜公司还探索“分区增能、冷热并举”开发模式，在滨509区块5个低效井组实施“降黏剂驱+热采吞吐试验”，井组日增油6吨，5口低效井实现扭亏为盈，稳效区增能吞吐提效，周期增油由783吨提升至895吨。

如今，在鲁胜公司技术人员的精心照顾下，滨509区块产量稳步上升，截至11月底生产原油5.9万吨，自然递减率比同期下降15.3%，吨油操作成本降低近300元。

上扬的产量曲线，让王远信心满满。随着区块的高效开发，无效的高成本措施同比减少40%，高风险作业持续减量，员工工作量在减少的同时绩效反而提升。一增一降之间，他们的干劲更足了。

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