本报11月7日讯(记者 顾松 通讯员 张伟 张欢欢) 日增油22.5吨，累计增油1.3万吨……通过稠油热采转化学驱开发方式，胜利油田现河采油厂典型转驱单元草13沙一二单元交出了这样一份成绩单。
当前，现河采油厂加快推动稠油开发转型，探索低耗高效、绿色低碳的开发方式，其中，实施化学驱累计增油1.72万吨，提高采收率9%。
草13沙一二是油田第一个强边水、水平井开发的稠油油藏，含油条带窄，边水入侵快，于2007年采用热采方式开发。随着开发进入特高含水阶段，该油藏面临周期产油量降低、周期油汽比下降速度加快的问题，热采难以进一步提高采收率。
“稠油开发要实现低耗高效、绿色低碳，转方式势在必行。”在现河采油厂厂长焦红岩看来，探索稠油热采转化学驱开发方式，是解决热采后期成本高效益差等问题的有效接替手段。
现河采油厂与勘探开发研究院开展院厂联手，设计研制了适合稠油油藏特点的降黏化学驱油体系。据了解，该体系通过聚合物增加驱替相黏度、降黏驱油剂降低油相黏度，复合降低界面张力作用，扩大波及体积、提高油相渗流能力、提高洗油效率，并在此基础上编制了乐安油田草13块边水稠油油藏三次采油合作开发方案，进一步提高单元采收率。
从工艺技术到开发流程，从细节论证到规划落地，技术人员逐个设定方案细节，严格把控注入质量，定期开展化学驱周例会、月度例会、季度例会，及时对现场浓度、黏度取样监测，保障了注入质量的稳定运行。
在试注井组运行稳定后，草13-201、草13-412、草13-斜111等六个井组相继转驱，最终于2022年2月9日实现全区注聚。
随着注聚时间的增加，地层矛盾也逐渐显现。技术人员发现，部分井组平面聚驱控制程度仅68.9%，远低于全区平面聚驱控制程度的89.8%，注聚井网不完善，不利于化学驱第一段塞扩大波及面积。同时，边水能量强，导致全区边部油井不见效。
技术人员坚持问题导向，明确井网不完善区域，通过扶停和补孔改层，使井组内平面聚驱控制程度由68.9%升至88.9%。针对边部油井聚驱不见效的情况，技术人员对草13边部9口油井进行参数上调，拉流线引效，防边水内推，控腰部油井含水，共计6口油井在调参后含水下降，产量上升。
一波刚平，一波又起。技术人员通过草13沙一二化学驱注入体积及含水关系模型分析，发现当PV(注入孔隙体积数)超0.1时，含水应快速下降，但全区一半井组已超0.1个PV，仅一个井组含水快速下降，其余井组内油井均在见效一段时间后含水快速上升，极易出现窜聚的问题。
“我们根据示踪监测、吸水剖面等监测资料，确定平面上小井距方向易窜聚、下层系吸水性优于上层系，在平面、纵向上吸水能力差异都很大。”草13区块开发管理人员何之明说。
针对这个问题，技术人员选取草13-67井组注入中—强交联剂，堵驱结合，调驱后注入压力由7.88兆帕升至9.2兆帕，吸水剖面监测发现层内吸水趋于均衡，井组含水下降明显，日产量也由5.3吨升至12.7吨。
下一步，现河采油厂将对草13西翼、草13孔店实施降黏驱，对草13沙四下实施微生物驱，正在编制草13沙四3(2+3)层系化学驱方案，预计建产1.2万吨。
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