第三节　喇嘛甸油田

　　喇嘛甸油田位于大庆长垣北端，是一个短轴背斜构造油藏。构造两翼西陡东缓，南端与萨尔图油田相接，北端逐步倾没，整个油田被两组北西方向延伸的大断层切割成北、中、南三块。南北长16千米，东西宽6～7千米。属非均质多层状砂岩油藏，是一个过饱和油田，构造顶部存在气顶。含油面积100平方千米，石油地质储量8.1472亿吨；最大含气面积为32.3平方千米，气顶天然气地质储量99.59亿立方米。油气层埋藏深度810～1208米，油气界面在海拔－770米左右，油水界面在海拔－1050米左右；井深1100米以上为纯油段，1100～1190米之间为稠油段，1190～1208米之间为油水过渡带。喇嘛甸油田开采的萨尔图、葡萄花、高台子油层，大部分属于河流相沉积，油层多，层间差异大。平均单井钻遇70个小层，平均砂岩厚度112.1米，平均有效厚度72.0米，有效渗透率为240毫达西。厚油层所占的储量比例大，层内非均质严重，一般包含有几个沉积韵律段。
　　喇嘛甸油田的原油黏度、饱和压力比萨尔图、杏树岗油田高。地面原油比重0.879，原油黏度22.9毫帕·秒，地层原油黏度10.3毫帕·秒，原油凝固点26摄氏度，含蜡量28％，含胶量17.9％，含硫量0.03％，饱和压力10.7兆帕，原始油气比48立方米／吨，天然气比重0.5921，甲烷含量为94.65％。
　　喇嘛甸油田由第六采油厂开发管理。
　　1973年4月，喇嘛甸油田投入开发。1976年，产油量达到峰值1326万吨。至1985年底，共钻井2435口（含采油井1725口、注水井569口、未用探资井26口、待投注水井115口）；投产联合站6座、中转站101座、计量间107座；日产油3.4908万吨、注水14.57万立方米；年产油1154.01万吨、注水5517.56万立方米；累计采油13925.24万吨、注水37789.77万立方米。
　　1986年，喇嘛甸全面实施油井自喷转抽，油井产液量大幅度提高，产量递减速度有所减缓。同时，油田过渡带四条带投产油水井108口，全油田新增油水井1341口，可采储量增加近5000万吨。1987年，喇嘛甸油田进入高含水后期，油田综合含水达到82.41％。1988年，开展注采系统调整试验，并继续推进油井自喷转抽工程，油井产液量大幅提高，产量递减速度得以减缓，原油产量连续14年保持1000万吨以上。1990年起，注采系统调整全面展开，通过反九点法面积井网的边井转注，形成两排注水井夹三排采油井，中间井排为间注间采的行列及局部五点法注水的注采布局。至1992年，共转注216口井，全油田油水井数比由之前的3.23调整为2.04。同时，在南块葡Ⅰ1～2油层开辟两个不同井距的聚合物驱油试验区。
　　1991年，对萨葡油层、高台子油层和过渡带二次加密调整，在纯油区未动用厚度较大的地区分为两套加密调整层系，北块及中块部分地区分萨—高Ⅰ5以上和高Ⅰ6及以下两套，南中块部分地区分为萨高Ⅰ13和高Ⅰ14＋15及以下两套，在纯油区边部及过渡带一二条带则划为一套层系。至1995年底，共投产二次加密油水井1161口，井网密度由24.1口／平方千米提高到35.6口／平方千米，增加可采储量1775万吨，水驱控制程度进一步提高，老井的开发效果得以改善。期间，大力实施“稳油控水”系统工程，进行注采、储采结构调整，使产量递减、含水上升速度得以明显减缓。

大庆油田建成世界最大三采基地，年聚驱产油980万吨，达到总产量的25％

　　1996年，喇嘛甸油田开始工业化推广应用聚驱采油技术，驱替方式由单一的水驱，向水聚两驱并行转变。1997年，油田综合含水达到90.33％，成为大庆油区最早进入特高含水期的油田。从此，油田开发工作突出两个重点：一是进一步扩大聚驱规模，并致力于注聚参数个性化设计以及聚驱区块综合调整与调剖，以提高聚驱采收率；二是针对地下油水分布状况愈来愈复杂，深化精细油藏描述技术研究，改进厚油层内部结构解剖技术，把储层精细描述深化到层内结构单元，把储层动用状况研究深化到砂体内部，优化厚油层内无效循环识别技术，加大精细调整力度，采用层内细分注水、长胶筒堵水技术以及堵补结合、周期注水等方法，控制高渗透层及厚油层内高渗透部位的无效产水，进一步改善水驱开采效果，使得油田开发整体水平稳步提高。
　　2000年以后，水驱方面针对综合含水高、剩余油挖潜难度大的状况，改进层内精细解剖技术，将复杂的层内问题当作层间问题进行处理，实现调整挖潜“三个转变”，即剩余油挖潜由层间向厚油层层内挖潜转变；细分注水由层间细分向层内细分转变；油井堵水由大段堵水向多段层内细分堵水转变。通过开发调整以及补孔加密、完善注采系统、油井精细堵水、水井精细注水等措施，水驱自然递减率由最高时的15％左右降至6％～8％，含水上升率降至1％左右；动用储量7.98亿吨，动用程度达到97.9％，比“九五”期间增加2200万吨，提高2.6个百分点；可采储量达到3.27亿吨，比“九五”期间增加1035万吨；控制无效产出1188万吨，控制无效注水1517万立方米。同时，按照“立体化实施、最优化配置、经济化投入、规模化应用”的节能思路，研发抽油机井整体参数优化设计方法和电机合理匹配技术，走出一条特高含水期抽油机井节能新路子；完善大排量螺杆泵配套技术，螺杆泵现场应用取得突破性进展；开发长胶筒细分封堵工艺技术，研发K342－114型、K141－114型长胶筒封隔器，实现薄隔层和层内封堵；形成特高含水期地面系统优化调整配套技术。通过搞好系统调整与产能、老区改造相结合，优化调整站间布局和工艺技术改造相结合，探索出油田地面工程系统布局优化调整的有效方法；摸索出掺常温水和不掺水常温集输标准，开发并规模化应用不加热集输技术。聚驱方面，北西区块开展曝氧污水稀释超高分子聚合物驱油试验，解决了污水外排问题，取得显著经济效益与社会效益，使得该技术在大庆地区推广应用。全油田一类油层建成5个工业化聚驱区块，葡Ⅰ1－2油层全面实现聚驱。通过注聚合物前采取区块整体深度调剖、注聚过程中参数优化及“调分结合、压堵并重、局部调整、分期治理”的综合调整，聚驱采油成效显著。至2005年，聚驱及其他三次采油试验区，共动用含油面积64.41平方千米（聚驱动用含油面积59.11平方千米），动用地质储量1.3亿吨（聚驱动用地质储量1.19亿吨），建聚驱井1379口（含采油井754口、注入井625口），聚驱年采油193.75万吨，累积产油2322.37万吨，累积增油1284.87万吨，聚驱提高采收率10.8个百分点，葡Ⅰ1－2油层采出程度达到48.6％。
　　截至2005年底，喇嘛甸油田尚有可采储量33066万吨，共建井4992口（含油井2737口、注入井1957口），年产油432.02万吨，地质储量采油速度0.58％，剩余可采储量采油速度9.33％，累计采油28869.7万吨（1986～2005年累计产油1.4941亿吨），已采出地质储量的35.44％，采出可采储量的87.31％；油田综合含水93.61％，年注水量8698.46万立方米，累计注水21.16亿立方米（1986～2005年累计注水16.98亿立方米），年注采比1.11，累计注采比1.07。聚驱区块累计注入聚合物干粉16.77万吨，吨聚增油82.8吨；累计产油2258.37万吨，占同期总产量的36.9％。