进入高含水开发后期，油田套管损坏井等事故井数量增加，开发矛盾加剧，低油价新常态下措施收益越来越低。
如何花最少的钱，实现效益开发？
文卫采油厂着力低成本开发技术研究，不断优化调水方式，创建高含水期油藏分类调配技术集成挖掘生产潜力模式，今年年初以来，累计实施动态调配651井次，日增油65.8吨，累计增油4430吨，自然递减率下降2.84%，低成本开发取得明显效果。
以“变”应变，压力升降巧驱动
卫22-72井是一口油井，含水率一度高达99%。技术人员下调这口井对应水井的注水量，以降低油井含水率。
“结果含水率非但没有得到控制，反导致井组能量下降，造成进一步降产。”文卫采油厂地质研究所副所长彭代中说，“之后我们采用变强度注水技术对其进行变强度注水，高强度注水和低强度注水交替进行，注水30天后，卫22-72井日增油3吨，累计增油300余吨。”
这是一个典型的采用变强度注水见效的井组。
层间非均质性是影响油藏开发效果及采收率的最大因素，使层间的水驱动用程度差异大。
彭代中解释，因层间启动压力不同，相对高渗层或高渗条带先启动水驱，造成单层突进的现象，且随着注水开发的深入，水驱动用程度差异大，层间矛盾不断“升级”。
为缓解层间压差，启动差层及低渗带，技术人员采用变强度注水，挖掘层间剩余油生产潜力。
变强度注水包括高强度注水和低强度注水。高强度注水是将注水压力升高，达到低渗层的启动压力，一定时期内，高渗带的部分水将在此附加压力场形成的通道内向低渗带流动，驱动油流向油井流动，从而置换出低渗带的剩余油；低强度注水即为降压，高渗层高渗透带渗透率高，压力下降速度比低渗带压力下降慢，形成压力梯度，进而使低渗带油水向高渗段流动，流向生产井。
“在高低压变强度注水作用下，原来未被水波及到的低渗储层得到开发，剩余油被有效利用，提高了水驱效率，改善了油藏驱油效果。”彭代中说。
??矢量调流场，“抑强扶弱”
“我们在明206侧井井组使用了矢量调整技术，具体表现为‘控’‘引’‘调’：下调高含水油井明394井生产参数，降低生产压差；上调次流线油井生产参数，提高生产压差；上调区块水井注水量，加强能量补充。”该厂技术人员介绍。
打出系列“组合拳”，改变井组主流线注水方向，有效动用了剩余油，该井组日增油3吨，累计增油近500吨。
油田进入特高含水开发阶段，由于水驱流线长期固定，经长时间注水冲刷，储层非均质性进一步加剧，造成剩余油驱替不均衡。
技术人员解释，就像河水会很自然地流向经过长期冲刷的河道，长此以往，就会出现水淹和低能两极分化。
低油价形势下，针对平面水动力滞流区和层间动用不均的复合大井组，技术人员引入流线流场概念，重新划分油藏水淹级别，实施立体综合调水调流场，驱替弱流线区和潜力层剩余油。
技术人员采用变流线流场矢量调整方法，以沉积微相约束，将剩余油分布划分为非流线区、流线损坏区、非主流线区和主流线区4个区域，重新绘制各小层平面剩余油分布图，对油藏储层流线进行调整，使原始流线旋转一定角度至原来未波及的储层区域，通过实施分类调水及提液、调参等措施“抑强扶弱”，有针对性地加强弱流线方向注水，削弱主流线方向注水，实现流场转换，进而挖掘零散分布的剩余油的生产潜力。
今年年初以来，该厂共调整流线35条，实施注采调配工作量217井次，见效22个井组，累计增油3700余吨。
??激活“死水”，“边角料”也不放过
“明209井井组位于封闭小断块，技术人员采取‘注采不见面’的注采耦合技术，建立有效驱替流场。”文卫采油厂地质研究所副主任师解连彬说，“‘一潭死水’停滞不动，我们要想办法将它激活，驱替位于复杂油藏封闭小断块内的一注一采井组滞留区和边角带剩余油，注采耦合技术应运而生。”
注采耦合，即间注间采，分为只注不采阶段和只采不注阶段。只注不采阶段，就是关闭一注一采井组中的油井，增加井组中水井注水量，使注采压差提高，液流向边角滞留区驱替；只采不注阶段则关闭井组中的水井，只留井组中的油井进行生产，在前一个阶段未被驱替过的边角滞留区很容易被驱替。
“简单来讲，就是通过改变油水井的生产参数提高注采压差，形成不稳定的驱替压力和渗流场，增加水驱波及体积，降低含水率，提高采收率。”解连彬解释。（中原石油报供稿）
