中国石化新闻网讯（杨建晖 王鹏飞）随着油田的持续开发，如何优化储层结构，提高采收率，实现高效开发？如何有效治理“水患”，破解“水进油退”的艰难处境是塔河采油一厂油藏开发面临的大难题。今年以来，该厂持续开展科技攻关，在储层改造，治理“水患”上取得了新进展，使科技创新成为油田开发的新亮点。
储层改造掌控油藏开发主动权
碳酸盐岩缝洞型油藏储层的强非均质性为油井的挖潜提供了很大的可行性。2010年该厂通过精细挖潜，对斜直井段有一定规模且前期累产较低油井，配合碳酸盐岩堵水工艺，实施上返酸压斜直井段，作业4井次，累计增油2350吨，取得较好效果，为碳酸盐开发创新了思路。
随着碳酸盐岩油藏开发时间延长，近井区域剩余油含量逐渐降低，常规酸压难以难以沟通远部储集体，而当侧钻出原井眼平均300米的距离时，油井就可以获得较好工业油气流。因此，用大规模液量进行酸压作业，可以沟通较远处的储集体，提高储层动用程度。2010年该厂实施大规模酸压1井次，施工规模达3900方，施工顺利完成，累计增油2038吨，为碳酸盐岩油藏储层改造提供了新手段。
砂岩油藏储层敏感性较强，在修井过程中容易受到压井液的伤害，部分砂岩井在修井作业后油井产能降低明显。为降低作业对储层的污染，采油一厂引进并试验了无渗漏固化水压井液体系，对地层有较好的配伍性，通过其暂堵作用实现了储层保护，目前已取得较好效果，同时也为凝析气藏治理提供了基础技术保障。
针对凝析气藏已污染储层治理，采油厂加大了研究力度，初步形成解水锁工艺技术。2010年开展注复合气井增产剂解水锁新工艺试验，总共实施4口井，有效2口。储层污染治理效果初见成效。
油藏分类开发治“水患”
水，是油藏开发的伴生品，也是油藏开发的主要障碍。今年，塔河采油一厂深入开展“分类油藏”开发理论和开发技术配套完善，对缝洞型油藏注水、底水砂岩油藏水平井堵水、弱能量砂岩油藏注水和凝析气藏开发规律的认识和开发技术的创新已成为该厂原油上产的重要支撑点。
今年，采油一厂深化了缝洞型油藏注水开发模式，注水压锥技术得到新发展。缝洞型油藏溶洞储集体中流体的流动主要表现为管流特性，在开发过程随油体压力的下降，底水锥进导致油井水淹，由于底水水体的能量巨大，水锥不易回落，通过高含水溶洞型油井的注水，短时间内增加油体能量，使底水水锥回落，起到注水压锥的作用。
在对注水压锥政策及各项参数进行探索之后，该厂缝溶洞型油井实施了14口井、27轮次注水压锥，累积注水16.54万方，累增油2.7万吨。S48井在1月6日开始注水压锥，三轮注水压锥累增油2743吨，日增油最高达50吨/天。
针对底水砂岩油藏的开发特点，该厂大力开展通过底水砂岩油藏水平井多次堵水提高采收率技术。底水砂岩油藏底水能量充足，在开采中底水易锥进，水锥范围小，油井控制范围小。水平段渗透率非均质严重，底水主要表现为与高渗透段相关的“点状水锥”。当渗透率级差大于4倍时，出现低渗段的“屋檐油”，可通过多次堵水，降低高渗段渗透率，抑制水锥，使油水界面均匀抬升到水平段，最终提高底水砂岩油藏的采收率。今年，该厂先后实施各类型水平井堵水49井次，日产油由措施前的165吨上升到266吨，累增油达12315吨。
在弱能量砂岩油藏开发方面，该厂建立了超深、高压、高温和高矿化度油藏的注水开发配套技术。西达里亚、GK2区白垩系、3区石炭系油藏注水配套建设完成，达到了设计注水能力，进入到了全面的注水开发阶段。
为了鼓励科技创新，该厂还逐步完善并制定了《塔河采油一厂生产科研项目管理实施细则》、《塔河采油一厂科技创新成果鉴定及奖励管理办法》、《职工合理化建议与技改创新活动优秀组织奖及金点子能手奖评比办法》等近十项管理规定和实施方案，有效调动了干部职工科技创新的热情。
今年，该厂还开展了科研论文交流、动态分析大赛、技改成果评选等科研活动，先后有18余篇论文参加了分公司“青年论坛”交流会，有3项专利提交申请国家知识产权局。
