本报讯（记者 张峰 通讯员 吴天江 任建科）9月5日记者采访获悉，长庆油田水平井化学调堵技术在环江、合水及华庆等重点油藏工业化应用1300余井次，累计少递减原油23万吨、减少采出水21.5万立方米，实施区自然递减和含水上升率双下降，水驱效果明显提升，实现了老油田水平井主力区的高效开发。
　　鄂尔多斯盆地低渗透油藏天然微裂缝、优势孔道普遍发育，储层非均质性强，主力油藏水平井规模开发区中高含水期含水上升速度快、产量递减大、来水方向复杂、常规注采调控手段治标不治本等问题突出，严重制约了水平井的效益开发。
　　对此，长庆油田科研人员针对低渗透重点油藏水平井含水上升快、产量递减大的问题，坚持以“控水稳油、精细挖潜、技术创新”为主线，聚焦重点、精准发力、系统布局、综合施策，持续攻关水平井化学调堵技术，创新形成了适应油田开发特点的注水井深部调驱提升水平井开发效果技术、见水水平井定点化学堵水技术，以及油水井双向调堵技术体系，全力助推老油藏控水增油和老井挖潜，以此全面提高采收率。
　　长庆油田相关技术专家介绍，低渗透油田水平井普遍采用注水补充能量开发，储层非均质性强，微裂缝、优势孔道发育是造成水平井快速见水的主要原因，也是制约水平井水驱开发效果的关键问题。科研攻关团队围绕油藏优势渗流通道类型判识与尺度量化，开展优势渗流通道的封堵机理研究和适应低渗透油藏储层、流体特征的调驱控水剂研发，并从调驱参数优化与工艺模式建立等方面全力开展攻关，通过注水井深部调驱提升了水平井开发效果。目前，注水井深部调驱提升水平井开发效果技术已在多个主力油藏规模应用，成为水平井开发区改善水驱效果、控水增油的主要技术手段。
　　现场技术人员介绍，相比常规定向井，水平井开发“点注面采”，生产井段长、渗流系统复杂，水驱调控难度更大。在开展注水井深部调驱改善水驱效果的同时，对生产潜力大、见水层位明确的见水、水淹水平井实施定点化学堵水治理，采用“小剂量高强度”堵剂，通过固井车混配挤注、过塞面顶替工艺，实现出水层段的精准封堵，改善注入水循环效果，提升水驱效率。该项技术具有施工安全性高、固化时间可控、析水率低及固化强度高等优势，已定型为适合长庆油田水平井开发特点的自主工艺。
　　在水平井双向调堵技术上，科研人员按照“立足水驱、改善水驱”的思路，实施“注—驱—采”系统工程，开展“堵—调—驱”一体化治理，创新确立了“油井定点化学堵水+对应注水井深部调驱”的“点面结合、立体治理”的双向调堵治理模式。通过治理注采两端，解决低渗透油藏水驱开发储层非均质性强、渗流系统复杂的问题，显著延长措施有效期并提高增油效果。在陇东环江油田的扩大试验中，已实施井日增油近11吨，综合含水下降超过20%，单井日增油最高达到6吨上，实现了低渗透重点油藏见水水平井产能恢复、水淹关停井盘活、失控储量的重新动用。
　　同时，科研人员通过迭代升级、创新研发等手段，形成了系列化堵水材料，成套的井下工具、作业管柱和堵水调驱工艺方法，建立了3大系列5项核心工艺技术，为现阶段见水水平井的治理提供了新途径。
　　目前，长庆油田形成的水平井化学调堵技术体系，有效破解了各大主力油区水平井开发难题，缓解了油藏水驱矛盾，支撑了老区水平井持续稳产，成为油田老区见水水平井挖潜增效、实现水淹井复产和油田绿色低碳发展的特色技术，对国内陆上同类低渗透油田水平井水驱开发具有示范引领作用。