记者12月1日从有限公司湛江分公司（下称湛江分公司）获悉，2007年至今，该公司累计对涠洲12-1油田中块3井区涠四段油藏注入天然气2.6亿立方米，增油88.6万立方米，该层段采出程度由注气前的7.7%提高到19.5%，预计最终采出程度可达50%以上，相当于新发现和开发一个小油田。
湛江分公司副总工程师马勇新介绍，涠四段油藏是他们1999年开发涠12-1油田时新发现的油藏，与该油田主力油组涠三段同时开发。由于原开发方案设计的井网只针对涠三段注水开发，没有考虑涠四段，因而涠四段投产即面临注采井网不完善、注水量达不到配注要求等问题，地层压力快速下降，产量递减。
如何最大限度“解冻”涠四段剩余油？湛江分公司深入开展地质油藏研究。研究发现，该油藏地层能量之所以快速下降，是因为注水生产过程中油藏低部位的伴生天然气在地层重力作用下向高部位运移，形成次生气顶，使得低部位原油无法继续向高部位的井筒流动。后期如果继续注水开发，该层段的最终采出程度不足19%。为破解难题，湛江分公司创新思维，提出针对性方案：在涠四段高部位注气，针锋相对逆阻天然气向高部位转移，提升地层能量，驱动剩余油。
“相比注水开发，注气更可行。”湛江分公司生产部油藏经理李耀林说，一是因为涠洲12-1所在的油田群伴生气量大，而注水能力有限；二是因为将伴生气回注到油藏，良好的配伍性可有效保护储层，且免除了注水引起的油井管柱腐蚀结垢问题，每年可节约修井费用5000余万元。
“更重要的是，注气开发能实现涠洲12-1油田伴生气的高效利用和涠洲油田群长期平稳生产。”其奥秘在于，涠洲12-1油田的伴生气少部分用于发电，大部分受客观条件所限无法回收，而注气开发，就是将富余伴生气注入地层，形成地下人工气库。“今后万一油田或周边油田伴生气不能满足发电或气举等用气需求，人工气库就可以派上用场。”李耀林信心满满地说。
为此，尽管海上油田注气开发尚属首次，存在风险和难度，但湛江分公司联合国内科研院所攻关，2005年编制先导试验方案，2007年试验成功，随后规模实施。目前，该油田日注气近20万立方米，日增油500立方米，生产中形成的次生气顶实现重力稳定驱提高采收率技术、双管注气管柱分层量化配注工艺等，推广价值极高，目前已享受科技税收优惠780万元。（记者 张光明 通讯员 傅文水）
提升效益需要大思路大方法
涠洲12-1油田涠四段油藏的高效开发，折射出湛江分公司一贯的质量效益观：作为油气生产单位，应把质量效益工作的重点放在油气勘探开发主业上，要立足长远发展，通过大思路大方法提升质量和效益。
涠四段如果按常规思路开发，采出程度低，且会因为修井作业等抬高成本。届时若要降本增效，多数人会不自觉地想到通过自检自修等方式节约费用。湛江分公司开发建设者们却大胆创新思路，首创注气驱油的绿色开发模式，大手笔地实现了涠四段的高效开发——相当于新发现和开发了一个小型油田，还使得整个涠洲油田群伴生气得以高效利用。
涠四段的高效开发同时也说明，科技攻关和创新对企业的质量和效益至关重要。特别是在油气田开发中，我们应根据实际情况强化科研，突破瓶颈技术，这样提质增效才会事半功倍。
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