孤岛采油厂向注聚、采油一体化协同要效益

孤岛采油厂注聚技术服务中心15号配注站内，员工正在加密检查一口注聚井的注入参数。同样都是注聚井，这口井却待遇特殊——压力、浓度、黏度，样样精打细算。

为何区别对待？“这口井对应的井组日产油8吨，抵得上普通井组三四倍的贡献，好钢要用在刀刃上，”注聚技术服务中心经理于世强说，“不能只管注，得看对面油井增油多少，算清投入产出账。”

这个账不小。孤岛采油厂化学驱注聚井年产油150万吨，占全厂原油产量的60%以上，增量目标直指70万吨。要扛起这份产量，注聚和采油必须携手向一体化协同要效益。

不久前，胜利油田“二次创业、奋斗有我”一体化研学班暨科产融创攻坚战动员会传递出：“科产融创是二次创业的根本路径，地质工程一体化是推动二次创业的载体和抓手。”这为孤岛采油厂正在探索的注聚工程—采油地质一体化协同模式，提供了最有力的战略注脚。

注聚采油联学联动

生产运行不断优化

专业化改革后，注聚、采油一度形成“注聚多管注、管区多管采”的思维定式，沟通少、协同难。

转机出现在去年。孤岛采油厂强化注聚技术服务中心技术管理职能，技术人员每周对接管理区数据，中心经理每月参加管理区油藏动态分析例会；管理区人员受邀参加化学驱工作例会，联学联动机制开始运转。

“大家坐在一起分析油藏、调方案，效果确实不一样。”采油三区经理刘兴文说。通过联合调整注入方案，管理三区2025年三采药剂费用同比下降超千万元，化学驱自然递减率同比下降3.1%。

生产运行也在优化。双方整合无人机巡线等资源，工农关系和电力问题统一协调，保证注入不停。GDD5-18井投产中，管理区负责地面流程铺设、注聚技术服务中心承担阀组优化设计，投产周期由两周缩至一周。

与此同时，采油厂取消对注聚技术服务中心的注入量考核，改为增油量和成本控制指标；管理区既要看增油量也要管药剂成本，中心绩效直接与管理区增油效果挂钩。利益绑在一起，大家自然往一处使劲。

打破惯性思维

挑战指标极限

“过去讲地质工程一体化，更多是地质‘提需求’、工程‘做服务’，现在是走向‘价值一体化’。”孤岛采油厂化学驱开发首席专家、地质所所长王冉冉认为，注聚技术服务中心不能只当“输液大夫”，要当“健康管理师”；管理区也不能只当“收粮户”，要懂“营养液”的配方。双方共同对油藏采收率负责，才是科产融创在开发末端的直接体现。

工作中，采油厂指导注聚技术服务中心对注聚井分类管理——连通性好、增油量高的井优先投资，对应性差、渗透率低的井降低投入。采油管理三区提出15口重点分层井，注聚技术服务中心专人“重点关照”，优先配置资源，确保配注完成率、注入精度均保持99%以上。

黏度和水质是核心指标。注聚技术服务中心建立全流程保黏降黏体系，与管理区形成“好水配好聚，好聚多增油”的共识，全力实现“清硫净水”。同步建立水质应急预案，上下游联动，水质波动影响时长由平均7天降至不超过3天。

界面张力技术也有突破。“原理跟刷锅一样，把洗洁精配方工艺优化好，就能更好地把原油洗出来。”于世强说，通过完善投加工艺，界面张力符合率提升10个百分点。

油田注采工程高级专家韩保锋评价道：“通过注聚—采油一体化，把技术指标变成效益指标，形成地质—工程—生产联动的快速响应机制，推动油藏高效开发。”

协同再发力

内外齐开花

“目标同向就是回归本质，不分彼此，共同为油藏服务。”于世强说，注聚与采油是一条战壕里的队友。

注聚技术服务中心与采油管理三区的协同发展已见成效，孤岛采油厂正将《注聚—采油一体化操作规范》固化为标准化流程。今年，采油管理五区、六区抛出加入协同发展的橄榄枝，他们可直接复制成熟经验：技术对接用同一套模板、数据分析用同一个平台、考核激励用同一把尺子。

事实上，一体化协同正从“个案”走向“常态”，协同效应正从生产环节向管理、技术、人才等全维度延伸。

注聚技术服务中心技术人员定期下沉到各管理区驻点服务，管理区骨干分批赴注聚技术服务中心轮岗实训，双向流动让“专业壁垒”悄然消融。数据显示，协同区域全年平均层段合格率保持在95.6%，问题响应时效缩短40%。

内部制度化的同时，外部市场也在深耕。目前，注聚技术服务已覆盖厂外9个化学驱项目。其中，江汉油田清河采油厂面4区的非均相复合驱试验项目，是孤岛采油厂承接的重要跨油田技术服务项目，不仅实现关键指标稳定达标，更获得了甲方对孤岛采油厂“注采一体、责任同担”服务模式的认可。

两年下来，协同成效初显：产量稳住了，队伍顺畅了，路越走越宽。下一步，孤岛采油厂将继续聚焦化学驱增油技术攻关，加快一体化标准的迭代输出，让“孤岛经验”为更多油田的化学驱开发提供可借鉴的样本。（大众新闻记者 顾松 通讯员 李超君 肖传平）