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中国石油网消息（记者张峰 通讯员任建科）截至11月26日，长庆油田以深部调驱为主的水平井水驱调控技术，今年已在400余口井规模应用，阶段减少原油递减8.2万吨，自然递减率和含水上升率实现双下降，水驱效果明显提升，实现了老油田水平井主力开发区持续稳产。

近年来，鄂尔多斯盆地油藏开发受储层非均质性强、天然微裂缝发育等因素叠加影响，水平井开发区出现含水上升速度快、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突出问题，严重制约了水平井高效开发。

长庆低渗透油田的水平井普遍采用注水补充能量开发，储层的非均质性强及微裂缝、优势孔道的发育是造成水平井快速见水的主要原因，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，取得积极进展，通过注水井深部调驱提升了水平井开发效果。目前，水平井水驱调控技术已在多个主力油藏水平井开发区规模应用，并逐渐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。

相比定向井开发，水平井可实现“点注面采”，生产井段长、渗流系统复杂，从注水井端调驱控水的治理难度更大。为保证实施效果，按照“立足水驱、改善水驱”的思路，长庆油田实施“注—驱—采”系统工程，开展“堵—调—驱”一体化治理，在开展注水井深部调驱改善水驱效果的同时，对见水水平井实施定点化学堵水治理，改善注入水循环效果，提升水驱效率。

目前，长庆油田形成的水平井水驱调控技术，有效破解了各大主力油区水平井开发的难题，改善了油藏水驱矛盾，支撑了老区水平井持续稳产，也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。

关键词： 长庆油田 控水增油