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　　产量递减是油气田生产过程中不可抗拒的自然规律， 会导致油气产量下降、生产成本上升、效益下降。产量自然递减率反映了油气田稳产形势，是衡量油气藏经营管理水平的主要指标之一。

　　中国石化以提升能源安全保障能力为己任，持续加大老油田效益开发力度，依靠科技创新和精细化管理，在油藏研究、开发调整、配套工艺、精细管理、示范区建设等环节全链条协同发力，精细研究、精准挖潜，控制和降低油气产量自然递减率，持续增强开发效果，夯实油气田稳产基础。本期介绍相关企业在降低自然递减率方面的经验和成绩，敬请关注。

　　“十三五”以来，中国石化通过持续加强基础地质研究、加大稳产基础投入，以完善注采井网、补充能量为核心，以示范区建设和推广为抓手，全面增强开发效果，实现了自然递减率持续下降，由2016年的11.2%下降到2023年的10.3%，其中，胜利油田9.5%、西北油田14%、9.5%、河南油田12.6%、江苏油田8.9%、江汉油田10.3%。

　　持续加强油藏精细描述。针对不同类型油藏描述难点和重点，持续加强基础地质研究，不断扩大精细油藏描述规模。整装油藏主要加强高耗水层带识别、储层构型分析和流场描述，断块油藏主要加强低序级断层识别，低渗油藏主要加强滩坝砂薄互层预测和砂砾岩有效储层预测。“十四五”以来，成果应用到老区调整、提高采收率、注采调整等方案编制，其中2021~2023年老区整体调整累计新建产能161万吨。

　　持续加强精细注水管理。一是加大注采完善力度、投转注力度，重点围绕提高东部老油田复杂断块、低渗油藏的水驱控制程度和地层压力保持水平，进一步加强注采井网完善；强化停产停注井治理，2021~2023年实施大修扶停、套损井治理4050口，恢复产能125万吨，恢复可采储量1620万吨。二是加强精细分注，针对不同油藏、不同工况精细注水需求，按照“应分尽分、韵律细分”思路，配套系列化精细分层注水技术；针对深层分注、压驱分注、智能分注需求，加强配套技术攻关。三是加大流场精细调整力度。进一步完善不同类型油藏产液结构调整思路及方向，加大流线流场调整、周期注采等低成本技术应用，控减低效无效水循环，减缓自然递减率，降低能耗与生产成本。四是加强精细注水示范区建设与推广，针对不同类型油藏注水开发的突出矛盾，建立了五类精细注水开发示范区，引领同类油藏开发工作水平的全面提升。中国石化水驱油藏开发效果持续增强，水驱控制（动用）程度、压力保持水平持续提升，综合含水率稳中趋降，自然递减率持续降低。水驱控制程度由2018年的67%上升到2023年的70.2%，水驱动用程度由2018年的58.3%上升到2023年的61.6%，压力保持水平由2018年的72.4%上升到2023年的72.7%，含水率稳中趋降，自然递减率由2018年的10.8%降至2023年的10.2%。

　　狠抓稠油提质增效。持续加强全过程热效管理和蒸汽流场调整，推进小井距加密、化学辅助蒸汽驱、降黏冷采技术应用，产量、油汽比总体保持稳定，产油量稳定在480万吨左右，油汽比稳定在0.57左右。

　　狠抓缝洞型碳酸盐岩油藏高效调整。针对断控油藏进入含水快速上升阶段、风化壳油藏低注高采注气效果变差的矛盾进行分类调整治理，持续精细注水、优化注气，持续扩大注水注气规模。风化壳油藏主要实施重构井网、水驱流场流道调整、规模气顶驱，断溶体油藏主要实施完善井网、“核部堵水+提前注气、翼部采油”的一体化调整治理方式。注水增油量从2016年的58万吨提高到2023年的79万吨，注气增油量从2016年的44万吨提高到2023年的109万吨，自然递减率由2016的22.3%降至2023年的14%。

　　为了持续夯实老区稳产基础，持续降低自然递减率，要以保持层系井网完整性为目标、以恢复地层能量为核心，根据不同类型油藏开发矛盾，分类调整和治理。

　　第一，针对整装油藏平面流线固定、驱替不均衡、高耗水带发育、产液结构矛盾突出的特点，要以转流线、调流场、层系轮替、层系互换等流线流场调整技术为主，实现控含水、降能耗。

　　第二，针对断块油藏构造复杂、井网不完善、纵向剖面动用程度低、水驱动用程度低的矛盾特点，要在加强精细油藏描述基础上，以精细分注、重构注采完善技术为主，实现控强扶弱、均衡驱替。

　　第三，针对低渗透油藏水井注不进、水驱控制程度低、压力保持水平低、油井液量低的矛盾，要在加强精细油藏描述基础上，以恢复注采井网、压驱增能技术为主，实现提高能量、提升注采能力。

　　第四，针对热采稠油油藏整体处于“高含水、高轮次、低采出”阶段，要持续加强全过程热效管理、蒸汽吞吐加密和降黏冷采。

　　产量递减是油气田生产过程中不可抗拒的自然规律， 其结果是使油气田产量下降、生产成本不断上升、效益不断下降。产量自然递减率反映了油田稳产形势，是衡量油藏经营管理水平的主要指标之一。影响自然递减率的因素主要有储层特征、流体性质、含水上升、天然能量等油藏内在因素，以及采液速度、注水补能强度、开发调整等外在因素。

　　近年来，在全球油气新增储量以品位较差的低渗、深层、非常规等为主的状况下，老油田仍贡献了全球原油2/3以上的产量。采取各种方式降低产量递减率成为国内外老油田开发的一项极为重要的工作。

　　国外控制和降低产量递减一般通过注水或注气补充油藏能量、保持油井旺盛的生产能力，并采取多种开发调整措施。

　　苏联罗马什金油田和美国东威明顿油田是典型案例。20世纪50年代，苏联首次在罗马什金油田采用内部切割注水方式，70年代产量达到高峰8000万吨规模后开始递减，90年代以来通过多措并举、综合调整，保持了近30年含水率87%不升，产量稳定在1500万吨不降。

　　美国东威明顿油田近30年保持产量递减缓慢，其主要做法是保持强化注采和多举措挖潜：一是少钻新井、增加注采比，保持高液量高强度开发；二是在高含水期变流线调整，通过钻少量新井、老注水井重新投注、油井转注等方式改变井网类型和液流方向；三是储层改造，压裂高渗油藏中的相对低渗层段提高导流能力。

　　老油田是保障我国能源安全和油气供给的中坚力量，我国老油田控制和降低递减率的做法和思路与国外基本相似，又有自身特色。

　　当前，我国主要老区油田相继进入特高含水开发阶段，剩余油分布高度分散，水油比急剧上升，稳油控水、降递减的难度极大。为了增强开发效果、控制和降低老油田递减率，油藏研究越来越精细化，储层刻画精度不断提高，2500米深度以内的3米以上小断层断点组合率达到95%，精细砂体表征精度到3级构型；开发调整越来越精准化，通过精细分层注水、井网优化重组、流场精细调整、“二三结合”、轮采轮注、周期注水、深度调堵等手段增强开发效果，控制递减率；工艺配套更加一体化、智能化，如大庆油田发展到第4代智能分层注水工艺技术，实现了“实时、精细、智能”一体化注水调控，分注合格率在90%以上，有效补充油藏能量，递减率平均下降2.76个百分点。

　　中国石化以提升能源安全保障能力为己任，牢记“端牢能源饭碗”殷切嘱托，持续加大老油田效益开发力度，依靠科技创新和精细化管理，从油藏研究、开发调整、配套工艺、精细管理、示范区建设等全链条协同发力，精细研究，精准挖潜，控制和降低递减率和含水率上升速度，持续增强开发效果。

　　实践表明，控制和降低老油田产量递减率是一项长期系统工程，必须依靠科技创新，加强专业融合研究，多举措协同调整，精细化油藏管理。随着技术不断进步，老油田依然具备长期稳产的潜力，为我国能源安全和企业可持续发展再立新功。

　　西北油田塔河油田通过升级“注水+”“注气+”等技术手段，有效应对断控型油藏含水上升、碎屑岩油藏调驱调流效益变差等难题，2023年自然递减率控制在15.3%，比2022年降低1.5个百分点。

　　塔河油田以碳酸盐岩缝洞型油气藏为主，勘探开发20余年，累计生产原油近1.4亿吨、天然气390亿立方米，面临着自然递减率高的难题。前几年，油田自然递减率曾近20%，相当于每年要被“吞噬”超100万吨产量。

　　近年来，西北油田科研人员不断深化油藏认识，在量化注水、精细注气等方面持续研发和应用新技术、新工艺，控制自然递减率取得显著成效。

　　2019年12月开始，科研人员通过精细研究平面分布、纵向展布、缝洞关系、控制程度及注采关系的优先级，在该单元选择油源充注点部署深部注水井TP281X井，同时，对井网开展适应性评估，构建出新的空间矢量注采井网，推动实现了缝洞储量控制最大化，TP281X井单元日产油能力由96吨提高至147吨。

　　他们综合地质和地震资料，应用结构张量、相控反演、断裂面叠加地应力等手段，同步考虑断裂指示因子，精细描述出断裂面连通及分隔关系，将整体刻画进一步细化至内部结构刻画描述，再结合油藏工程方法和油藏数值模拟技术，刻画出油气通行的主要优势通道和次要通道。

　　此外，他们还对注水强度、注水周期和分水率等指标进行模拟量化、优化，引导井组分水量达到均衡，化解了单元水窜风险。2024年初，TP12-5CX单元日产原油保持在130吨以上，稳定生产。

　　“塔河油田控制自然递减是一项长期而艰巨的工作。我们坚持紧密结合基础研究与关键技术突破，持续加大建模数模一体化研究力度，推动‘注水+’‘注气+’技术迭代升级，解决好控递减攻关中遇到的各类问题，为老区长期稳产作出新贡献。”西北油田高级专家刘学利说。

　　随着塔里木盆地油气开发不断深入，塔河油田缝洞型油藏开发对象在由大尺度走向中小尺度缝洞、近井走向远井、平面走向立体、宏观剩余油走向微观剩余油的过程中，常规控制递减的手段已显现适应性不足等问题，亟待转变思路，重新构建降递减开发体系。

　　“十三五”以来，我们通过开展缝洞型油藏注气提高采收率机理、缝洞型油藏注气数值模拟技术、规模注气参数油藏工程快速设计方法等方面的研究，攻坚克难，逐步形成了一套以氮气为媒介、适用于缝洞型油藏的注气提高采收率技术体系。

　　目前，这项技术体系已成为塔里木盆地缝洞型油藏降递减、提采收的主导技术，其中“注气+”低效治理技术实现了“注有效气”的目标。针对水窜导致单井注气低效的问题，利用油藏工程方法，计算出水窜屏蔽压差，按照“压差匹配-能量博弈”的基本思路，开展注气配套堵水方案设计。目前，这项技术应用达500井次，增油50万吨，成为注气降递减提采收、治理低效无效井的主要技术。

　　虽然目前取得了一定的成果，但仍有很多难题制约着塔里木盆地控制自然递减效果，因此需要持续加强在深化基础理论研究、强化注气地质工程一体化研究、探索提采新技术等方面的工作。

　　“经过20年的开发，大牛地气田和东胜气田已拥有2000多口气井。当前，气田开发进入中期阶段，必须对已建成的老井全生命周期精心维护，控制好气井递减，才能延长气井经济寿命。”华北油气采油气工程专家吴伟然介绍。

　　一般来说，气井要经历自主携液期、依靠泡排剂帮助携液期、“泡排+”多项排水工艺技术及依靠机械排水等几个阶段。气井的自喷期是最经济的生产期，越长越好。

　　前几年，东胜气田上产压力较大，新投产的气井配产偏高，造成产量递减较快，较短时间内就进入依靠泡排工艺阶段。为使新井自喷期延长，技术人员经过反复探索，根据气井不同的压力、产水量等参数进行差异化配产。2023年，华北油气选择东胜气田19口气。