新增可采储量815万吨，水驱采收率提高8.3%，其中老君庙油田的水驱采收率要达到51.3％

　　作为中国石油新二次开发的试点单位，玉门油田老区块无论从产量规模、剩余可采储量、采收率的提升空间、储量的动用与接替，以及通过提液增油和技术进步等，都证实了老区依然是玉门油田稳产上产的基石，这就需要对老区块重新认识，进行二次开发，使老油田焕发青春。

　　“以老君庙油田为代表的玉门油田在开发了68年后，目前已全面进入多井低产时期，地下油水状况更加复杂，大量油水井套管变形、破裂，套坏率高，致使油田井网很不完善，套坏造成的井点损失使得区域储量难以有效动用，许多地下井网已‘名存实亡’，实施二次开发后，利用重新建立地下地质认识体、重新构建新井网、运用新工艺、新技术为契机，可以真正实现老区失控储量的有效动用，让老油田焕新颜，最终大幅度提高现有生产能力。”9月16日玉门油田公司总经理助理刘战君在接受记者采访时说。

　　玉门油田作为中国石油工业的摇篮，在近70年的开发历程中，经历了建产、高产、递减、稳产、后期开采五个阶段，是中国石油工业发展的缩影。

　　玉门油田提出要以精细油藏描述和剩余油分布规律认识为基础，以水平井规模应用为主要调整手段，重新构建部署适合目前地下油水分布的注采井网，并以先进的配套技术带动地面工艺流程的重建和优化，最大限度增加产量，挑战采收率极限，实现安全、环保、节能、高效的老油田新二次开发战略。

　　目前，玉门油田已组织专业技术人员加强对老区块油藏的地质认识，采取井震结合、运用动态分析研究和新的油田监测技术更进一步精细认识油田基本构造和剩余油分布规律。在老君庙、鸭儿峡、白杨河等老区块，首先对井网进行重组，废弃原有的老开发井网，重新建立“直注平采”的开发井网。在开采方式上，玉门油田广泛应用水平井、定向井、丛式井和氮气欠平衡钻井技术，使新建井网更适应新二次开发的需要。

　　二次开发是一个系统工程，玉门油田针对老区块地面系统流程老化、能耗高、产油低、适应性差等实际，重新建立符合新二次开发要求的地面系统，将所有工艺流程简化为一级和一级半的布站方式，优化工艺设计方案，广泛应用高效节能设备，大幅度降低油田开发能耗，集成新的地面工程工艺技术，使新工艺、新技术、新材料较好地运用到二次开发中，把老油田建成真正的数字化、可视化油田。

　　据悉，在二次开发一期工程实施后，玉门油田老区块的产量将要从目前的30万吨，上升至50万吨，可采储量达到815万吨，水驱采收率提高8.3%。

　　正如中国石油股份公司副总裁胡文瑞所说：“玉门油田老区块的高效开发是中国石油开发史上的一座丰碑，一个开发了近70年的老油田能够做到30年含水基本不升，30年没有新增储量依然保持稳产，保持了较高的采收率，是世界水平，体现了玉门精神。”

　　玉门油田公司总经理孔繁瑾告诉记者：“在以水平井技术、精细油藏描述技术、精细三维地震技术、高精度动态监测技术等为代表的当代先进油田开发技术支撑下，新二次开发的全面启动将使玉门油田进一步挑战水驱采收率极限，为玉门油田原油产量重上百万吨贡献力量。”