中高渗透油藏

  [中国石化新闻网2024-05-19]中高渗透油藏经过长期注水和多次加密调整后，低效无效水循环严重，剩余油分布复杂，井网井况和地面管网、设施老化问题突出，开发成本控降难度大。
  治理高含水、延长油井寿命是中高渗透油藏提高采收率的重点任务，包括层系、井网、液流方向调整等二次开发技术，需要持续深入精细研究和应用。
  智能分注与调剖、调驱技术
  针对长期水驱储层非均质性加剧，注水低效、无效循环严重的生产难题，中国石油推动第三代分注技术在复杂油藏、特殊井型的升级，推广第四代智能分注技术的矿场应用；形成了适合不同类型油藏的均衡波及控制技术和化学体系。其中，空气泡沫驱、深部调驱平均提高采收率4个百分点以上，水驱开发油藏自然递减率、综合递减率分别下降2.7和3.1个百分点。
  中国海油也形成了以有缆智能测调为代表的智能分注技术，实现单层800立方米/日大排量条件下的长效实时测调和远程通信控制，海上智能分注井现场应用超700口，智能分采井应用超40口，有力支撑了老油田自然递减率下降至10%以内、含水上升率控制在2%以内，助力老油田稳油控水。
  变流线井网立体重构技术
  针对老油田长期开发油水关系极其复杂、套损套变问题突出、地面设施老化严重等系列矛盾，中国石油提出“五重”（重新评价油藏、重选技术路径、重构层系井网、重调油藏流场、重组地面流程）技术路线，发展形成了变流线井网设计新理念新技术，通过构建立体式“二三结合”层系井网，增加了井的效能、延长了生命周期，实现了提高采收率技术组合发力。
  大庆油田南一区西部深化河道间和窄小河道刻画，构建层系重组、井网重构、流场重建的“三重”开发调整模式，优化水驱+三次采油注采精准调控，年产量由30.4万吨跃升至119万吨。大庆油田南二区、三区东部综合含水率高达97.7%、地质储量采出程度达71.7%，立足变流线井网综合优化调整、水驱和三次采油提效，方案预测年产量100万吨以上稳产14年。
  同井注采技术
  同井注采是通过特殊装置对产出液进行井下油水分离，将分离出的水在井下直接回注至注水层系，将含油相对较高的油水混合液举升至地面，实现在生产井筒内注水与采油的同步作业。其关键核心技术是注采工艺管柱结构设计和分离水的回注，中国石油经过多年研究，形成了重力沉降式井下油水分离同井注采工艺及配套技术和工具。
  大庆油田在水驱和聚驱区块开展了同井注采技术现场试验，31口同井注采井平均单井产液量下降94.5%，产油量基本保持不变，含水率下降34.1个百分点，地下回注水单耗降低83%，平均井下管柱寿命超过1.5年，最长达4.9年，收效显著。
  袁士义认为，该技术可以延缓特高含水井的关井停产时间，将开辟“井下工厂”开发新模式，有望发展成为一项有效延长老油田寿命的关键技术。他建议进一步深化该技术适应性研究，特别是在地下形成注采回路以消纳分离出的水、区块整体实现地下分离及地下驱油等方面持续完善整体功能，扩大应用规模。