截至10月底，应用分级同步调驱技术，大港油田“双高”断块枣1281现场注入两个半月，这是大港油田第3个应用此项调驱技术的区块。

 

    大港油田调驱技术专家熊英介绍，目前，东部老油田大都进入高含水、特高含水期，层间、层内、平面矛盾突出，稳产难的现状成为共识。分级同步调驱技术是二次开发深部调驱试验的重要成果，也是老油田进一步提高采收率的一条新的技术途径。
 

    作为开发50余年的成熟探区，大港油田的典型非均质复杂断块油藏多。这类油藏地质储量占油田总地质储量半壁江山，年产油量占比达59%。经过长期注水开发，储层非均质性更为突出，水流优势通道发育不均衡，即越优势的通道优势程度越高，越劣势的通道劣势相对越明显；水驱波及体积变小，导致注入水进入低效、无效循环的死胡同，水驱效率低，开发效益差。

 

    “重油必先重水”。油田二次开发工程重要性凸显，调驱技术得到规模应用，“十二五”以来大港油田年平均应用182口井。注水开发的深入和多轮次处理，高效采油的坦途也有坎坷：剩余油高度分散，优势水流通道依然存在且不断发展，常规调驱技术实施效果走低。

 

    如何破冰？2010年，小集油田官979-938断块成为先导试验区，分级同步调驱新技术研究成为破题的“金钥匙”。

 

    典型区块的特质成为试金石。官979-938断块属中低渗高温高盐油藏，1981年投入开发，覆盖面1.31平方公里，共有油井、水井38口。由于注水开发时间长，该断块采出程度达41%，综合含水率高达97%，平面和纵向注采矛盾突出，剩余油高度分散，常规注水措施无法增大水波及系数，增油量逐年下降。2011年至2015年，试验应用分级同步调驱新技术，通过组合运用延缓交联聚合物凝胶、体膨颗粒、柔性分散微凝胶SMG等调驱剂，实现对不同级别优势通道的分级调剖和同步调驱，显著改善了区块开发效果。区块日产油最高上升52%，连续6年产量保持相对稳定，自然递减率下降10个百分点，含水上升率由正变负，提高采收率3.24个百分点，开发水平由良好升级至优秀。

 

    值得一提的是，在研究实践中，技术人员创新思想，提炼总结出“油田高含水≠每口井都高含水”“油井高含水≠每个层都高含水”“油层高含水≠每个部位、每个方向都高含水”3个开发理念，在油藏分析认识的基础上，优选调驱对象，精准确定调驱潜力区块、潜力井、潜力层、潜力部位和方向。

 

    以小5-1-2井组为例。这个井组共有水井1口、油井4口，应用同步调驱技术进行整体井组治理，水井压力上升1.8兆帕，油井日产油增加10吨，含水率下降近2个百分点。

 

    熊英介绍，分级同步调驱是调驱技术从单纯增油措施向提高采收率的一次技术升级。与常规调驱技术相比，该技术立足区块整体治理，优势通道治理范围和深度更大，波及体积扩大更明显，对区块水驱开发效果的改善更显著，能够较大幅度提高区块水驱采收率。

 

    经过5年攻关，大港油田根据不同类型油藏、不同开发阶段、不同油藏温度、不同水质特点、不同优势通道发育情况，研究形成了调驱体系优选技术等六大主要配套技术，及水流优势通道识别方法等4项重要技术创新成果，实现了环保和低成本双赢，试验效果处于集团公司前列。继官979-938断块后，该调驱技术推广应用到官80、枣1281两个断块。

 

    面对油价持续低迷的现状和储层油水关系日益复杂、剩余油高度分散的难题，研究人员将在降低调驱剂和施工成本、提高调驱剂耐温抗盐性能、方案设计优化等方面继续进行技术攻关改进，以持续提高技术水平和实施效益。

 

    “‘十三五’末，深部调驱将规模化应用，可提高采收率2个至4个百分点，年增油6万吨以上。”熊英对这项技术前景满怀希望。