第二节　开发方案


　　一、方案制定

　　大庆石油会战初期，石油部党组从中国石油工业的现状出发，提出了在会战中实行边勘探、边开发、边建设的“三边”方针。按照这个方针，在甩开勘探，探明油田的同时，开辟一块生产试验区，先进行各种开发试验，以从中暴露矛盾，研究问题，摸索规律，总结经验，指导整个油田的开发。1960年，根据从勘探中已掌握的情况，针对油田的地质特点，并吸取国内外一些大油田开发的经验和教训，石油部领导亲自组织科技人员讨论、制定了“在一个较长时间内实现稳产高产，争取达到较高的最终采收率”的油田开发方针，同时提出了采用“早期内部注水，保持油层压力采油”的开发原则。


60年代初期召开的大庆油田开发技术座谈会
　　根据这一开发方针和原则，1960年5月，会战领导小组在萨尔图油田480平方公里的含油面积内，从中部划定一块30平方公里的面积，开辟生产试验区，同时编制了试验区的开发方案。这一方案在 3年开发试验中，会战领导小组采用领导干部、技术干部和工人“三结合”的方法，先后召开了几十次油田开发技术座谈会，提出 130多种开发方案，经分析对比、技术论证和生产检验，到1962年底，正式编制出萨尔图油田第一阶段 146平方公里的开发方案。这个方案是根据 85口探井资料，28000多块油层岩芯的分析数据为依据研究制定的。根据占有资料，对开发区地质特征的认识比较清楚。对地质构造特点、油层分布规律、储油层和油层内流体性质、油层压力系统等的分析评价比较准确。对开发区石油地质储量和可开采储量的计算及综合采收率的估计比较符合实际。
　　1964年到1973年间，先后编制了萨尔图油田年产原油1000万吨的开发规划、杏树岗油田开发方案、喇嘛甸油田开发方案等。
　　1975年 1月，石油部党组遵照周恩来总理在第四届全国人民代表大会上所作的《政府工作报告》的精神， 考虑国家急需石油的现状，修订了全国石油发展规划， 要求大庆油田提前在1976年达到“五五”期间（1976～1980年）原油年产5000万吨的生产水平。大庆油田党委根据这一要求，当年在萨尔图、杏树岗、喇嘛甸 3个油田全面投入开发的基础上，于10月份开始了“高产上五千（万吨），稳产十年”规划的研究和编制工作。
　　“规划”是从群众性的地下调查入手。调查的内容有4个方面：
　　一是在全油田范围内开展了群众性的油田地质情况调查。对全油田每口单井和每个区块，进行了调查分析，除取全取准每口油井的地层压力资料、每口注水井的分层注水量资料外，还加强了油井分层找水测试。1975年共找水 944口，是历年找水口数最多、质量最好的一年。在此基础上，全油田 139个采油队都编制出了稳产规划。油田党委组织领导干部、技术人员和管井工人，对基础资料和采油队的稳产规划进行了检查验收。
　　二是对采油工艺技术状况进行了系统的调查分析，并针对长期稳产中需要解决的突出问题进行研究，明确了发展方向和主要攻关项目。
　　三是对地面油气集输流程和站、库现状进行了系统的调查分析，并根据油井含水上升，产液量增加，补充新井网等情况，提出了改造和攻关项目。
　　四是对国外35个开发历史较长的油田，进行了系统的研究，分析了这些油田的开发过程和经验教训，并结合大庆油田的实际，完成了“大庆油田稳产趋势分析”等18个专题的研究工作。
　　在对全油田地下、地上状况进行全面调查研究的同时，会战指挥部集中地质、开发和工程技术人员，对开采时间最长的萨尔图油田中区西部进行了典型解剖。
　　中区西部1960年投入开发，1970年底采油速度提高到2％，到1975年底原油产量持续稳产15年，综合含水达54％，累计采出地下储量的23％，但仍然保持着旺盛的生产能力。通过对它的解剖分析，使生产和科技人员进一步明确，萨尔图油田中区西部能取得这样的开发效果，主要靠两条措施：一是全面提高注采强度，使注水井的单井日注水量由160立方米提高到250立方米，油井的日产液量由49吨提高到81吨，在不断增加产液量的情况下，保持产油量的稳定；二是除分层注水外，对油井进行分层采油。把 49口油井分成172个层段开采，其中有35个层段因产水太多，予以堵掉停产，发挥油井中其它油层的潜力。
　　通过对萨尔图油田中区西部的典型解剖，得出了这样的认识。用原有井网和现有工艺手段，以2％的采油速度稳产到采出程度25％，是可以做到的。就全油田来说，刚采出地下储量的12.5％，今后每年采出2％，5年之内达到采出储量的22.5％，也是有可能的。新开发的各区，由于接受老开发区的开发经验，其它各方面条件都优于中区西部，因此近 5年内油田持继实现高产稳产是有把握的。5年以后，油田要依靠中低渗透层的潜力继续稳产。这说明，大庆油田高产 5000万吨稳产10年规划的提出，是有科学依据的。
　　1976年 1月，大庆油田召开开发技术座谈会，对“高产上五千（万吨），稳产十年”规划进行了详细论证，这一规划得到了石油化学工业部批准。
　　“规划”确定，年产原油5000万吨稳产10年分两个阶段，1976～1980年为第一阶段，1981～1985年为第二阶段。第一阶段以主力油层为主要开发和挖潜对象，实现稳产。第二阶段为中、低渗透油层接替主力油层的稳产阶段。
　　“规划”着重对第一阶段的稳产做了比较细致具体的安排，主要是：
　　1、以分层注水为基础，加大注水量，有计划地提高油层压力， 保持或提高油井的生产压差，在不改变油井自喷开采方式和产液量不断增加的情况下，保持原油产量的稳产。
　　2、为提高油量，降低油田综合含水，进行分层测试，分层压裂，分层配水和分层堵水。5年中，油层压力每年回升0.2个兆帕左右。每采出1％石油地质储量，含水上升不超过2％。
　　3、萨尔图和杏树岗油田中间井排地区，杏树岗油田的油、水过渡带和杏 13区全面投入开发。
　　4、发展高压注水工艺，细分层测试找水、堵水技术和化学堵水技术， 试验双管采油技术。
　　5、改造注水泵和注水管网，提高注水效率。发展新的脱水工艺， 以适应产液量增长的需要。

　　二、方案调整

　　1960年以来，大庆油田根据开发实践中暴露出来的问题，多次对已编制的油田开发方案进行分析研究和讨论，制订出新的开发调整方案。这些方案主要是对油田的开发层系、注水方式和开发井网进行调整。到1985年底，先后进行过局部调整、分区调整和全面调整。

　　（一）局部调整

　　油田开发的局部调整的目的是改善局部地区的注水效果。其方法主要是完善注采系统和缩小注采井距，包括在断层区补钻部分油、水井或将部分油井转注，以及进行油、水井补孔完善注采系统和不同层系互补等。
　　大庆油田开发初期，根据萨尔图油田断层区开发暴露出来的问题编制了开发调整方案。先后在断层区补钻调整井26口，转注15口，油、水井补孔 9口。调整的主要地区有萨尔图油田北部开发区的纯油区，西部和中部开发区的西部。经过调整改善了断层区的开发效果。
　　大庆油田在局部调整中，在采用多套层系开发的地区，选择水动力的“滞流区”进行层系互补。另外，对于油层性质较差，不适应较大切割距开发的油层，也利用距注水井较近的其它层系的油井进行补孔，以缩小注采井距。这种层系调整在1976年前共补孔 226口井，主要有萨尔图油田中部开发区的中区和西区，北一区的断东和断西，以及南一区。
　　为了提高开发效率，大庆油田采取第一排间井网加密调整。萨尔图油田中区东部原来用萨尔图油层和葡萄花油层两套层系，排距600米，井距500米，两排注水井间布 3排生产井进行开发。1966年第一排间钻检查井30口，井距250米，开采萨、葡油层中低渗透层。1969年4月，检查井投产，单井日产油量达到28.3吨，综合含水50％，总压差 1.3至3.9大气压，改善了第一排间中低渗透层的开发效果。
　　1972年至1973年间，编制了新的开发调整方案，先后对萨尔图油田中部、南部和北部开发区的 13个井排实行点状注水，共转注中间井排的井 59口，使这些开发区的采油速度从1.65—1.83％提高到2％以上，中间井排的总压差也由－5～－8大气压上升到原始地层压力附近。

　　（二）分区调整

　　1972年， 大庆油田在总结分析油田开发状况的基础上， 认识到油田长期高产稳产要遵循“攻坚啃硬，再夺高产”的调整原则，选准过渡带、中间井排和中低渗透层作为确保油田长期高产稳产的3个主攻方向。
　　为此，1972年大庆油田相继编制了北二区东部、中区东部、西二断块、南三区面积注水井网西块、东区及东区过渡带、西区过渡带、北一区西部过渡带和北一区东部过渡带 9个区块的开发调整方案，钻调整井506口，调整区面积87平方公里。
　　这9个区块从1972年开始钻井， 1973年投产，为大庆油田在中含水期保持稳产，改善油田的开发效果发挥了重要作用。

　　（三）全面调整

　　1976年初，大庆油田党委提出“高产上五千（万吨），稳产十年”的奋斗目标后，总结了1972年对油田分区加密调整的工作，决定对全油田已开发地区的中低渗透率油层分区进行加密调整。在调查研究和开发地质等方面论证的基础上，大庆石油管理局于1981年初召开油田开发技术座谈会，对油田开发的技术理论进行了讨论研究，并确定1981～1985年在油田开发建设上要实行4个方面的转变。
　　1、油田调整挖潜的主要对象，由主力油层转变为中、低渗透油层。
　　2、油田稳产措施，由主要靠井下作业转变为主要靠在老开发区打加密调整井。
　　3、在油井开采方式上，由自喷开采为主转变为自喷加抽油。
　　4、油田地面建设，由新油区为主转变为以老油区的改造和扩建为主。
　　这次调整在做法上与1972年分区调整有两点显著不同。一是层系划分比较细。1972年调整时把萨、葡油层的中低渗透层合在一个层系内，在调整井中的层间干扰仍然较大，约有 1/3的储量不能动用。这次调整时把中低渗透层划分为2—3套开发层系，减少了层间干扰，增加了动用储量；二是保证各套中低渗透层的层系有自己独立的完整的注采系统，1972年调整时强调充分利用原有井网，加剧了原井网油、水井的层间干扰，补孔层位的储量实际上动用很差。这次调整时，把中低渗透层单独布置一套完整的注采系统，避免了高压高含水层对调整层的干扰。
　　从1978年开始到1985年，除萨尔图油田的北一区、南一——南三区和杏树岗油田的杏四区以南地区外，其它地区一次加密井网基本加密调整完。
　　从1981年到1985年，先后编制实施了萨尔图油田北二区西部，北三区，北一区，二排西部，南四至八区，中区西部，南一区东部过渡带，中区东部二次加密井网开采试验区，以及喇嘛甸油田葡萄花油层层系调整和南块层系调整试验等10个调整方案，调整地区面积 达208平方公里。5年间，大庆油田共打加密调整井和新生产井5467口，其中打加密调整井 4266口，在新开发区打生产井1201口。与1975年底建成年产原油5000万吨时的总井数几乎相等。通过打加密调整井，对油田开采层系和井网进行了全面调整。 同时，进行了 2381口自喷油井转为抽油井工作。到1985年底，抽油井占油井总数的比例，由1980年的15.6％增加到65.9％。自喷油井转抽后，抽油机井和电泵抽油井的平均日产量分别增加10吨和 30吨。5年间还压裂油井3725口，每年通过油井压裂增产的原油均在100万吨以上，单井日增产原油10吨左右。
　　喇嘛甸、萨尔图和杏树岗油田经过几年的综合调整，取得了明显效果。投产最早的萨尔图油田北部纯油区的采油速度由调整前的 1.74％提高到2.01％，年产油量增加112万吨，含水上升率由2.37％下降到1.05％。喇嘛甸油田动用的地质储量由调整前的61.6％提高到81％，油层压力保持稳定，含水上升率由6.98％下降到2.29％，从1981年到1985年，原油年产量稳定在1100万吨以上，扭转了调整前原油产量逐年下降的趋势。采取以上措施后，使大庆油田实现了10年稳产规划。