采收率提高1.5个百分点的背后

□ 孙清华 雷 茜

采收率提高1.5个百分点的背后

□ 孙清华 雷 茜

通过整体治理，文中老三块自然递减率连续三年控制在10%以内，采收率提高1.5个百分点，投入产出比1:1.57，为高采出程度油藏提高采收率蹚出新路。

□ 采油一厂作业七队在文15-91电泵井下打捞管，为该井下步生产做准备。雷茜 摄

“文10块、文15块和文25块东经过三年调整，水驱控制和动用程度分别提高7.21和3.85个百分点，标定采收率提高1.5个百分点。”中原油田采油一厂总地质师郝振宪说。

文10块、文15块和文25块东是最早投入开发的区块，被技术人员称为文中老三块。1979年投入开发，共经历了初步开发、全面细分加密调整、进一步细分调整挖潜、复杂带及厚油层精细挖潜四个开发阶段。1985年至2000年，年采油增速一直保持在2.2%以上，实现了油田的高速高效开发。2010年以后，文中老三块综合含水率已达97.6%，采出程度达44.72%以上，油藏进入特高含水开发后期。

中原油田从2011年开始，通过对文中老三块整体治理，自然递减率连续三年控制在10%以内，水驱控制和动用程度分别提高7.21和3.85分百分点，采收率提高1.5个百分点，累计增油5.33万吨，投入产出比1:1.57，为高采出程度油藏提高采收率出新路。

恢复完善一类层注采井网，增加水驱控制储量56万吨

“目前主力层井网恢复到22注16采12个井组，日产油上升到94.5吨，占老三块日产油的41.2%。”郝振宪骄傲地说。

这些成绩是郝振宪与科研人员恢复完善一类层注采井网取得的成效。文中老三块自2002年以来，随着细分调整，开发对象向二三类层转移，一类层注水开发逐步弱化，注采井网逐渐消失。经过10年的开发，目前二三类层已进入高含水开发阶段，剩余潜力减小，开发效益变差。

在这种情况下，从2011年开始，中原油田通过一类层层内夹层研究、厚油层层内及平面剩余潜力评价，重新建立一类层注采井网，在剩余油富集区，通过大修、侧钻等措施增加注采井点；通过拉大井距、换向注水等恢复注采系统；通过挤堵后选择性射孔、放大生产压差提液、调剖、调驱等方式充分挖掘层内潜力。

他们通过油井换大泵、钻塞归位、泵加深等技术手段，放大生产压力，提高厚油层采液速度。两年来，共实施措施17井次，采液速度由7.4%提高到8.9%。

针对韵律性厚油层，他们采取以调堵措施进行挖潜。通过降低注水井高渗透部位吸水量、减少采油井高渗透部位产液量的方式达到启动低渗部位的目的，采用注水井调剖（驱）、油井化学堵水，调、堵措施一起配套实施。两年来，共实施调堵措施28井次，累计增油8600多吨。

针对带夹层厚油层以选择性射孔和调堵措施进行挖潜，对较稳定的夹层，进行局部细分层系，减小层内干扰；利用夹层封堵高含水层，解放中低渗透段潜力。两年来，通过实施选择性射孔，累计增油2900多吨。

一系列措施，效果喜人。2012年以来，他们共实施主力层工作量68井次，通过转注、大修恢复，增加一类层注采井点12个，恢复主力层井组16个，新增注水方向7个，增加水驱控制储量56万吨，增加水驱动用储量21万吨。

细分二三类层，提高水驱采收率1个百分点

“2012年以来，共实施平面调整工作量44井次，层间调整工作量40井次，增加水驱控制储量109万吨，增加水驱动用储量42.6万吨，提高水驱采收率1个百分点。”郝振宪说。

文中老三块为中渗复杂断块油藏，储层物性相对较好，在二类层高含水、高采出的情况下，他们通过小层水驱动用状况分析与层间潜力研究，寻找层间差异和潜力接替，把二三类层进一步细分为二类层、次二类层和三类层。

经过多年开发调整，二三类层井网动用程度较高，但由于井况不佳，局部二三类层井网不完善。针对油井损坏区，他们通过大修、转注、补孔，进行二三类层恢复，进一步完善注采井网，对剩余油潜力相对富集区增加加水驱方向。2012年以来，共实施三三类层大修6口，转注15口、补孔完善23口，增加水驱控制储量84万吨，增加水驱动用储量30.2万吨，累计增油1.09万吨。

在此基础上，他们以井组综合治理为中心，通过水井分注、调配和油井对应补孔、堵水等措施，进一步挖掘层间剩余潜力，对注水困难的差层井组，缩小层间级差，配套高压分注，实现水驱动用，共实施19井次，见效油井26井次，累计增油4800吨；对层间吸水差异较大的井组，采取分层注水，一级两段、油套分注、卡顶封等措施，共实施一级两段分注10井次，油套分注6井次，卡顶封5井次，见效油井21井次，累计增油6300多吨，降低无效注水量3.9万立方米；开展脉冲注水实施18井次，有效减缓见效井含水上升速度，实现高含水井组增产，对应油井24口，累计增油1100吨，减少无效注水量8.6万立方米。

新型调驱剂为老三块深度调驱找到出路，增油1.81万吨

“我们在文10东块北部文10-86井组和文10-68井组进行聚合物微球试验，对应5口油井见效明显，日增油6.3吨，累计增油2852吨，含水下降3.2个百分点，自然递减率由34.6%降至0.56%。”中原油田采油一厂工艺研究所副所长李小奇介绍。

为进一步提高文中老三块水驱采收率，2000年以来，该油田文10块先后实施了交联预交联颗粒、交联预交联复合凝胶等5轮次调驱，单井增油量由初期的827吨降至2007年的209吨，效果明显减弱。

自2008年，他们开展耐温抗盐深部调驱技术研究，采用三元共聚方法，研发耐温抗盐三元共聚冻胶微球调驱体系。该体系以纳米级冻胶微球为基质，以白油作为分散介质合成水溶性高分子微乳液，通过长侧链对主链的屏蔽作用，提高微球抗水分子热运动对主链的撞击能力。同时，通过长侧链的位阻作用，阻止其主链的蜷曲，提高其抗盐性能。该调驱体系依靠纳米级遇水可膨胀冻胶微球，逐级封堵地层孔喉，达到逐级深部调驱的目的。

这种调驱剂耐温达110摄氏度、耐盐达29万毫克/升，且实现了工业化生产。科研人员还运用“PI+FD”综合决策方法，建立了深部调驱注入参数优化决策体系，确立了产出液中三元共聚冻胶微球含量精确检测方法，该技术填补了国内空白。

三元共聚冻胶微球调驱剂还有一个优点，就是可以在线注入，与其他调驱剂相比更方便。

尝到三元共聚冻胶微球调驱剂的甜头，科研人员又优选了文25东块，进行整体深部调驱。

该技术在文中老三块实施37井次，平均注水压力上升6.7兆帕，增加水驱动用储量232万吨，井组自然递减率由19.6%降至2.2%，对应油井见效60口，日增油88吨，累计增油1.87万吨。其中，文25东区块实施整体调驱，采收率提高1.24个百分点。

（作者单位：中原油田）