截至目前，辽河油田兴古7块潜山3月下旬实施注气方案以来，产量递减率由原来的22%降至2%。特别是去年加大注气量后效果凸显，日均产油稳定在550吨，阶段累计增油17万吨。
作为亿吨级储量规模的上产主力区块，经过了6年箭头向上的高效开发，年产量由2012年最高峰的94万吨快速递减。面对稳产压力，辽河油田科研人员迎难而上，探索出了符合实际的注气技术。如今，试验成果进一步验证了潜山气驱增能保压规模开发的可行性。
产量阶梯式下降，气驱接替时不我待
国内外潜山递减规律显示，潜山油藏上产快，稳产几年后就进入快速递减期，年递减率可达到25%至35%左右。
兴隆台潜山于2008年投入开发至今，依靠大规模实施水平井，建成了“纵叠平错”的立体井网，2011年6月达到百万吨生产能力，2012年产油94万吨，达到产量高峰。兴隆台潜山油藏的产量为辽河油田稳产千万吨和调整产量结构做出了巨大贡献。
然而，由于受地层能量亏空和底水侵入的双重影响，油井产量呈阶梯式下降。作为兴古潜山的主力军，兴古7块到2015年年底就有近半数的油井水淹，日产原油损失达780吨。快速递减严重制约整个潜山油藏的稳产，需要新思路、新技术突破瓶颈。
高度是泰山一倍半的兴隆台潜山，单纯依靠天然能量开采是不够的。专家表示，能量补充是潜山实现可控开发的关键。事实上，为保证开发效果，2008年起科研人员就已经启动补充能量研究，但厚度2335米、裂缝发育的潜山油藏，到底如何补充地层能量，国内外没有经验可借鉴，可以说是零基础、零先例、零技术储备，只能摸着石头过河。
前期开展的潜山注水开发试验未见成效。2010年，辽河油田开展了5个井组注水开发试验，1个井组周围3口井见水降产，两口井后期注不进。科研人员发现，单纯靠注水难以为潜山补充能量，上部更是难上加难。区块较强的水敏性，意味着注水不可行。
在天然能量开发递减加快的情况下，迫切需要合适的开发方式稳产。一番求证后，他们将目光锁定在注天然气上。
潜心研究引质变，气驱稳产效应初显
备受瞩目的潜山注气技术尚有多项难题有待摸索、实践和攻关，比如注气机理研究、注气部位、注气参数等，一系列棘手的难题扑面而来。
科研人员深入探索气驱的驱油机理及受效模式。为将理论更好地应用到实践中去，他们对60余口油井的生产曲线逐条分析，随时跟进各井生产动态，分析认识含水规律，对原油生产参数分门别类进行比对；开展一系列室内注气实验，制定多组注气方案，为注气优化设计提供科学依据；个性化建立裂缝型油藏地质模型，模拟真实地层及流体运动，评价不同注入方式气驱效果、优选注入参数，为潜山注气提供理论保证。
在经过长达5年的潜心研究之后，他们终于找到了适合潜山的注气方式：采用顶部注气辅助底部温和注气的方式，不仅可以控制油水界面，补充地层能量，而且可以稳定气驱的初期产能。
考虑到油藏地处城区等实际问题，为快速及时补充地层能量，他们在注入介质上决定先利用老井开展注氮气试验，再注天然气，以降低直接注天然气的开发风险，也能低成本快速见效，并为后续注天然气开发指标预测及校正提供指导。
2014年起，注气正式进入执行阶段。他们采用立体注气调控方法，对油藏进行个性化方案设计，首次建立气窜预判技术界限，可实现对气窜的有效调控，并形成了一套成熟的气驱跟踪评价及调控技术，有效遏制住了快速递减的局面。
据统计，前期开展的8个注氮气井组，见效比例达73%，见效井组产量占区块总产量的93%，日均增油80吨，调控效果显著。
实现高效二次开发，打造潜山注气模式
2015年5月，股份公司审查通过兴古7潜山注气开发试验方案。试验初期，共有10口老井进行氮气转注，当年区块年递减率由22%降为14.5%。2016年以来，区块加大注气量后效果进一步凸显，目前年递减率仅为2%。
截至目前，区块共有注氮气10个井组，区块地层压力实现了稳中有升，达到26兆帕，油水界面得到有效控制，未新增见水停喷井，区块产量规模维持在20万吨。在坚持持续注气、保持潜山产量基本稳定的基础上，辽河油田今年还将继续开展天然气驱，预期较天然能量开发提高采收率10%以上。
“这只是第一步，注天然气效果比氮气更好，目前新井已打完，预计三季度注入天然气。届时会给我们带来更大惊喜。”辽河勘探开发研究院稀油开发所所长司勇表示。潜山氮气驱试验的成功开展，进一步深化了科研人员对潜山油藏开发规律的认识，为潜山二次高效开发打下坚实基础，开创了这类油藏开发新模式，对于油田千万吨稳产、提升中国石油核心竞争力具有重要的意义。
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