（記者張峰 通訊員任建科）截至11月26日，長慶油田以深部調驅為主的水平井水驅調控技術，今年已在400余口井規模應用，階段減少原油遞減8.2萬噸，自然遞減率和含水上升率實現雙下降，水驅效果明顯提升，實現了老油田水平井主力開發區持續穩產。

　　近年來，鄂爾多斯盆地油藏開發受儲層非均質性強、天然微裂縫發育等因素疊加影響，水平井開發區出現含水上升速度快、產量遞減大、來水方向復雜、常規注采調控手段治標不治本等突出問題，嚴重制約了水平井高效開發。

　　長慶低滲透油田的水平井普遍采用注水補充能量開發，儲層的非均質性強及微裂縫、優勢孔道的發育是造成水平井快速見水的主要原因，是制約水平井水驅開發效果的關鍵問題。科研攻關團隊圍繞油藏優勢滲流通道類型判識與尺度量化，開展優勢滲流通道的封堵機理研究和適應低滲透油藏儲層、流體特征的調驅控水劑研發，并從調驅參數優化與工藝模式建立等方面全力開展攻關，取得積極進展，通過注水井深部調驅提升了水平井開發效果。目前，水平井水驅調控技術已在多個主力油藏水平井開發區規模應用，并逐漸成為水平井開發區改善水驅效果、控水增油的主要技術手段。

　　相比定向井開發，水平井可實現“點注面采”，生產井段長、滲流系統復雜，從注水井端調驅控水的治理難度更大。為保證實施效果，按照“立足水驅、改善水驅”的思路，長慶油田實施“注—驅—采”系統工程，開展“堵—調—驅”一體化治理，在開展注水井深部調驅改善水驅效果的同時，對見水水平井實施定點化學堵水治理，改善注入水循環效果，提升水驅效率。

　　目前，長慶油田形成的水平井水驅調控技術，有效破解了各大主力油區水平井開發的難題，改善了油藏水驅矛盾，支撐了老區水平井持續穩產，也對國內陸上同類低滲透油田水平井水驅開發具有示范引領作用。