何以引领？唯有创新。老油田进入开发后期，油藏开发主要矛盾发生重要变化，必须以思想的大解放、理念的新转变推动开发水平的新提升。孤岛厂摸准了不同开发阶段的油藏脉搏，以理念创新带动技术创新、管理创新，提升了价值创造能力，孤岛油田先后七次获评中国石化高效开发油田，引领整装油藏高效开发。

今年上半年，孤岛厂超交原油1.36万吨，经营利润超预算进度1.15亿元，盈亏平衡油价降至36.58美元/桶。但他们并不满足于此，将目标定为全年超产原油3万吨。“总书记有嘱托，国家有需要，党组有要求，油田有期望，员工有期盼，我们必须答好这道大题。”油田基层党建高级专家、孤岛采油厂党委书记张衍军说。

打破“稠油必须热采”思想禁锢，

拓宽稠油开发路径

稠油是孤岛厂的重头戏，连续15年稳产在100万吨。近年来，周期产油量、周期油汽比持续走低，周期油汽比接近界限值，注蒸汽吞吐吨油成本持续上升，套损率达到45.4%。

如果继续实施热采吞吐，加热半径增加有限，地层能量持续下降，采收率能到40%，但稠油产量递减的态势难以改变。

是加大注汽力度，还是另辟蹊径？研究表明，如果转化学驱，由吞吐转驱替，地层能量持续恢复，扩大波及，采收率可以到50%，实现稠油产量的持续上升。“十二五”期间，孤岛采油厂开展了东区南馆3-4高黏油藏化学驱先导试验，提高采收率15%以上，日产油从251吨升至800吨以上，至今仍保持在600吨以上，含水下降15个百分点。转化学驱由此成为孤岛厂稠油高轮次吞吐后提高采收率的主要路径。

进入“十四五”，着眼产量有序接替，孤岛厂安排7个规模单元开展降黏化学驱，投入储量4512万吨。数据显示，孤岛稠油压降4-6MPa，按照“先注水补充能量，适时转降黏化学驱”的思路,孤岛厂累计稠油转注187个井组，受效油井641口，日产油水平提高100吨。

与2018年底相比，孤岛厂年注汽量由131万吨减少至28.3万吨，实现了运行模式、措施结构、注水结构、节能环保的转变，减少碳排放量15.4万吨，单位操作成本下降近200元。

解开“高含水假象”谜团，

多层合采转为单井采单层

GDD11-22井之前是两个油层合采，含水达到94%，日产原油2.0吨。技术人员排查分析后，认为该井高含水主要是由于一个层的地层能量高、含水高所致。2021年8月，对该井实施单采馆32层后，含水下降40个百分点，日产油提高到11.5吨。

特高含水后期，剩余油呈现出“普遍分布、高度分散、差异富集”的分布形式。但从取心井资料来看，整装油田平均含油饱和度在38%左右，而各层饱和度在50%到20%不等，仍具有较好的剩余油物质基础。

“一口井含水98%，绝对不是地层里的含水占到98%，而有可能只有20%的水。”孤岛采油厂副厂长姚秀田认为，特高含水期油藏不同油层的孔渗性、地层压力、流体性质和饱和度都存在差异，高含水是一种现象，更是一种假象，多层合采井只要有一个差异存在，就会导致层间矛盾突出。

孤岛水驱以后续水驱单元为主，储量占48.7%，采出程度51%，综合含水96.2%。近年来，孤岛厂围绕高含水潜力认识的“五个不等于”进行精细挖潜，探索高采收率、高采出程度的水驱单元挑战采收率极限路径。

在有序推进井网转换、做实“注水基础三年提升工程”的同时，孤岛厂把单井采单层作为特高含水期的有效开发手段，既能有效提注提液，也能通过均衡注采实现有效驱替，实现特高含水期的精准开发。

2021年至今，孤岛厂单井采单层措施实施68口，日产油从49吨上升到303吨，平均含水从92.1%下降到75.7%。

把压力化为动力，

把难点看成潜力点

治理之前，中一区Ng7-10单元依靠边底水天然能量低速低效开发。在强化精细油藏研究基础上，实施大修扶停、补孔改层等措施15口，分层系重建井网，日产油水平由22吨上升至55吨。

无独有偶。中二南中馆1+2单元由于储层砂体分布零散，井网控制程度低，防砂难度大，低液井多，一直低速低效开发。通过三种低成本的井网完善，地质工艺一体化治理低液井，日增油35吨，自然递减下降5.2%。

这是孤岛厂治理“双低”单元的生动例证，也让“没有动用不了的储量、没有开发不好的油藏，只有解放不了的思想”理念更加深入人心。

按照油田标准要求，孤岛厂已经不存在“双低”单元，但他们自我加压，内部对标追标，筛选出注采不完善、井控程度低、能量保持水平低的相对“双低”单元20个，覆盖地质储量0.77亿吨。

按照“采出程度低于30%，采油速度不能低于0.5%”目标，孤岛厂通过深化油藏认识、优化资源组合、升级技术体系、补齐能量短板等多专业一体化治理，自然递减由16.5%下降至7.7%，年产量增加3.4万吨。

“把压力转化为动力，把难点看做潜力点，进而成为产量增长点。双低单元开发态势的持续向好，充分验证了‘没有动用不了的储量，只有开发水平的高与低’的观点。”孤岛厂厂长张岩说。