大港油田：长停井变活 低产井变富

大港油田围绕低动用、未动用稠油油藏，成功开启国内特稠油应用二氧化碳吞吐有效动用，截至8月24日，阶段增油2.5万吨，降水14.7万立方米，措施投入产出比1：3.5，累计创效3000余万元。实现环保与效益双赢。

作为一项采油井增产措施，二氧化碳吞吐技术在特高含水边底水稠油油藏和难动用原状特稠油油藏方面均有明显增油效果。立足于化解产量压力和效益风险，大港油田组建以科研生产为主体、建设及施工单位通力协作的一体化项目团队，运用“一体化”项目管理模式，针对特稠油地层流动参数指标对提采效能的影响，攻克二氧化碳与特稠油极性组分的互溶难题，实现靶向施策，提高投产成功率。

以工程技术为先，突破局限转观念，按照“大油藏地质参数广筛选、小断块地质工程细对比、单井点全流程精剖析”思路，优化选藏选井，对稠油储量逐藏梳理、逐井解剖，支撑优选出5类油藏近200口潜力井，确保投入产出比经济效果。

创新“水平井+二氧化碳吞吐”、井组协同吞吐模式，率先应用于新区产能建设，12口井延长生产周期多增油近1000吨;创新技术经济一体化预测模型，形成自主知识产权，综合增油量与换油率双指标，将单井注入量由平均450吨/井降至400吨/井，平均减少成本4万元/井次。

大港油田实施全过程全要素成本管控，“一井一工程”实现“一提两降”。遵循“加乘工作时效，减除作业成本”原则，深刻挖掘油藏储备潜力，油井生产时率由76%提高到85%，作业费用降低15万元/井次。

技术人员介绍，二氧化碳吞吐技术应用，有效破解了老区高含水稠油稳产控水与新区特稠油增储建产的难题，实现稠油油藏长停井变活、低产井变富，全面实现100%增产和100%高效。

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