□本报记者 常换芳

    今年上半年，河南油田自然递减率为7.05%，同比降低2.09个百分点；化学驱区块累计增油6.1万吨；投产新井65口，完成全年计划的136%。

    这一串令人振奋的数字，是河南油田水驱精细调整控递减、化学驱差异调整扩阵地、老区精心部署建产能的成效。

    经历50年开发，河南油田缺少新的资源接替阵地，处于“吃老本”的状态，存量资源又处于高含水、高采出程度的状态。“寻找剩余油就像大海捞针，难度系数很大。”河南油田油气开发管理部经理李岩说。

    河南油田针对不同的“细针”，量身定制不同的“捞取”方式，今年上半年生产原油实现时间过半、产量过半，持续保持稳产上产态势。

    有的放矢扩大产能建设阵地

    弥补老区产量递减，必须保持一定的产能建设规模。而河南油田老区剩余油分布零散、复杂，针对这一现状，他们使出“撒手锏”。

    在高采出程度的开发老区，河南油田针对主体区水淹复杂的现状，精细储层描述、精细构造研究、精细高耗水和汽窜条带描述、精细剩余油描述，开展剩余油识别和产能建设部署，部署高效零散调整井60口。

    在长周期吞吐后期稠油油藏，河南油田采用组合吞吐+井网加密+热化学复合驱技术，通过地面—井筒—地下一体化管理，实现稠油储量效益动用。

    在难动用储量区，他们优选储层与产能“双甜点区”，开展工艺技术集成应用，采用“从式水平井+复合降黏”开采技术，实现了春17井区和泌浅29井区40万吨难动用储量的效益开发。

    量身定制提高不同类型油藏采收率

    河南油田油藏类型多，不同类型油藏的采出程度、储量动用程度差异大。要实现特高含水期油藏效益开发，必须对症下药。

    针对聚驱后高含水高采出程度油藏，河南油田形成了砂砾岩聚驱后油藏井网调整+非均相复合驱大幅度提高采收率技术，在双河油田IV1-3层系实施，覆盖储量390万吨，提高采收率7.53个百分点。“该技术可在6个单元推广应用，覆盖储量1727万吨，预计增加可采储量164万吨，提高采收率9.5个百分点。”李岩说。

    中高渗小规模断块油藏储量规模小，新建地面注聚系统投资大、效益差，难以大幅提高采收率。对此，河南油田配套形成了低成本化学驱+橇装化注入技术，在古城油田泌124断块上层系应用，区块日产油量增长176%，综合含水率由92.6%降至88.2%。

    强化“治水”减缓老区自然递减

    双河437区块采出程度仅48.51%，但综合含水率已达97.9%，日产油仅0.9吨，且产量递减快。针对该区块油层多、井网不完善、油井吸水程度差异大等问题，河南油田优选该区块的1-2层系，调整主力层的井网，重组非主力层的层系，实现了“靶向”注水，单元自然递减率由20.39%降至5.02%。

    做好“水文章”是减缓老区自然递减的有效手段。针对水驱油藏，该油田深化水驱精细调整，推进双河437块、魏岗四区、赵凹区和南38断块4个典型示范区建设，区块自然递减率较去年同期降低3.5个百分点。同时，他们加大细分注水、增注注水等“治水”力度，确保潜力层段注上水、注够水、注好水。上半年，油井注水见效35井次，自然递减率降低0.6个百分点，恢复水驱控制储量24万余吨。

    在渭北油田，他们攻关氮气驱、注入端增注增能、采出端解堵降水提效等技术，自然递减率下降17.8个百分点。在春光油田常采区块，剩余油滞留在油藏顶部和侧翼，技术人员应用氮气人工气顶驱油技术，把油从顶部“赶”下来，有效动用“阁楼油”。