中国石化油气开发企业探索在三次采油高峰期实施井网二次优化，变传统的“找剩余油富集区”为“造剩余油富集区”，通过“网-剂-油”协同增效，实现大幅度提高采收率

“3+2”技术的提出

传统化学驱期间井网和驱油体系相对固定，含水变化呈现漏斗形，谷底平台期是提高采收率的主导阶段，通常持续3~5年。胜利油田孤岛东区南Ng3~4化学驱矿场实施过程中，见效初期优化注采、谷底平台期局部加密新井、平台延续期侧钻避水，含水谷底期延长至8年，采收率突破60%，达到61.7%，由此提出“3+2”（三次采油高峰期实施井网二次优化）协同提高采收率技术。

“3+2”技术内涵

针对传统化学驱井网和驱油体系相对固定、谷底平台期短的问题，变化学驱前一次井网调整为化学驱期间适时井网调整，变全程固定驱油体系为动态多段组合体系，变常规小段塞为强化大段塞，主动培育、优化壮大及高效动用“油墙”，见效初期、谷底平台期、含水回返期全过程“网-剂-油”协同增效，保持全生命开发期流场处于最佳状态，最大程度延长谷底平台期，实现三次采油和二次采油协同增效，大幅度提高采收率。

“3+2”技术协同增效机理

剂-网协同增效：剂强化网的控油效果，网扩大剂的动用范围。数值模拟研究发现，井网加密调整可以转变液流方向、增加驱替压力梯度，在高波及程度条件下，波及体积提高5%。可视化物理模拟实验表明，驱油剂可强化井网流线对剩余油的携带效果。剂-网协同作用提高采收率5.6个百分点。

油-网协同增效：“油墙”是井网调整的基础，井网是“油墙”高效采出的条件。化学驱过程中剩余油分布呈现“分散-聚集-再分散”的动态变化特征，抓住“油墙”聚集形成的时机，优化调整井网提高采收率。

剂-油协同增效：剂驱替培育壮大“油墙”，“油墙”增阻强化剂波及作用。随着驱油体系波及范围扩大，孔喉中的剩余油被驱替聚集形成“油墙”。储层动态非均质性得到改善，“油墙”保持壮大和稳定，进一步增加了渗流阻力，促进驱替相扩大波及。

“3+2”技术矿场实施效果

胜利油田胜二区东三5单元2018年8月实施二元复合驱。该单元在实施二元驱前，综合含水率高达97.6%，水驱调整新井初产每日只有1~2吨。化学驱累计注入0.27PV（孔隙体积倍数）后，综合含水率下降到89.8%，整体进入谷底平台期。矿场实行“3+2”调整，油井间、水井间加密新井，将五点法井网转变成行列式井网，井距由360米加密为180米，排距由254米加密为150米，井网储量控制程度由89.6%提高至98%。新井平均单井初产每日8.8吨，是水驱调整井的4倍以上，平均综合含水率64.1%（老井平均综合含水率91.1%）。油井排上新钻井的含油饱和度上升9.0~14.2个百分点。同时，驱油体系由二元复合驱转变为非均相复合驱，数模预测谷底平台期由3年延长到8年，采收率在原二元复合驱方案提高8.1个百分点的基础上再提高7.5个百分点，最终采收率达到60.5%。

2022年以来，中国石化在13个单元应用“3+2”技术，在化学驱基础上再提高采收率3~7.5个百分点，整体提高采收率15~20个百分点，成为采收率突破60%的主导技术。

“3+2”技术攻关方向

如何抓住“油墙”形成的有利时机，实现全周期“网-剂-油”协同增效，还需要攻克几个难题：一是摸清化学驱不同阶段“油墙”在什么地方，需要明确“油墙”的动态演变规律和分布特征；二是针对不同阶段主要矛盾，通过驱油体系-工艺-注采一体化优化减缓含水率回返，培育、壮大及高效动用“油墙”，需要攻关全过程“网-剂-油”协同增效技术政策界限和协同优化措施；三是不同见效阶段驱油体系变化、段塞增大及井网调整等均会影响“油墙”的培育和壮大，需要深化“3+2”协同提高采收率机理研究，指导技术优化提升。

石勘院提高采收率技术研究所 张 莉 提供

胜利油田：人造“甜点”，延续黄金采收期

□张道宇

开发60多年的老油田，如何打破“自然递减魔咒”？胜利油田胜利采油厂采油管理二区胜一区沙二1~3单元给出了答案：去年至今，通过“3+2”井网精调技术，该单元综合含水率从94.28%降至92.63%，峰值日增油44.3吨，数模预测采收率提高16个百分点。

数据背后，是老油田开发范式从“广种薄收”到“精雕细琢”的革新。

胜一区沙二1~3单元自1965年投入开发，历经天然能量、注水开发、加密调整、聚合物驱等多轮开采。2016年实施聚后非均相复合驱开发后，单元迎来见效高峰，同时也面临含水回返的严峻挑战。如何扼住含水回返，延续黄金采收期？

“老油田不是开发末期的‘鸡肋’，而是藏着剩余油的‘富矿’，关键要找对开采的‘金钥匙’。”采油管理二区经理、党总支副书记冯益富点出了技术革新的核心。

面对聚驱后含水率回升的难题，他们开展油藏精细描述联合攻关。技术人员从海量动态数据中发现：注聚在0.15至0.45PV区间，油井排剩余油饱和度可达35.5%以上。如果在这个时间段加密新井，初期单井日产油可稳定在5.5吨以上，是常规阶段采油的2.2至4.5倍。“就像找到了油藏的‘代谢旺盛期’，此时加密，事半功倍。”管理区副经理曹翠指着数模成果图解释。

基于这一规律，该管理区“3+2”井间加密方案精准落子，即在原井网基础上，优选剩余油滞留位置增布新井，进行二次井网调整，将剩余油富集优势转化为产能增长优势。

对于东部主力区块，技术人员实施“井网加密战”，300米井距内新增井数达原井网的60%，注采强度提升42%，单井控制储量优化至5.9万吨，快速释放高峰产能。在西部边际区块，他们开展“流线重塑战”，通过调整注采方向，使驱替波及半径扩大20%，唤醒沉睡的边部剩余油。纵向上，他们则实施“靶向狙击”，在280米井距的“盲区”中，优选双潜力层厚度超6米的“甜点”区布井，实现“开钻一口，成功一口，增效一口”。今年初，新井ST12XN154投产后喜获日产油12.7吨。去年至今，他们共部署新井14口，累计产油1.51万吨。

“每口井的坐标都精确到米，就像给油藏做微创手术。”技术管理室经理骆培说，这种分区分层策略，让新井成功率达100%。

“3+2”精调技术不仅是井数的增加，更是流场体系的重构与升级。12口新油井与9口调整井组成“新骨架”，配合5口油井补孔改层、4口水井重分层，注采井网实现从“双向驱替”到“多向包围”的转变。

与此同时，他们推行“三线管理法”：对老流线实施“限流降压”，减少无效循环；对弱流线采取“增注提能”，激活低效区域；对新流线开展“定向培育”，打通深层通道。“现在注入水像有了导航，直奔剩余油富集区”，在技术员宋广龙展示的流线模拟图上，红色驱替带已深入储层腹地。

采油管理二区“3+2”精调技术的实施，使油水井数比从2.8优化至2.2，三向及以上注采对应率提升24个百分点，含水率曲线成功由快速回返的“V”形转为稳步下降的“W”形。“这不仅是技术的胜利，更重塑了老油田开发的思维。”冯益富坦言。

■点评

胜利油田胜利采油厂专业顾问 李健康:

化学驱“3+2”调整技术是胜利油田的重点攻关项目，体现了极致开发的思路创新。通过主动培育、壮大动态剩余油富集区（油墙），适时调整井网、重构流场、均衡注采，高效动用、采出“油墙”，实现三次采油和二次采油的协同增效。胜一区沙二1~3单元精细调整取得成功，探索出一条提高老油田采收率的新途径。

中原油田：变“寻”为“造”，建剩余油富集区

   □杨静丽 王 璇 郭焕玲

截至目前，位于中原油田明16块的明225侧2井已平稳生产14个月，日产油6吨，从一口关停井成功逆袭为高产井。这是“3+2”协同提高采收率技术带来的显著成效。

“通俗来说，该技术就是做两件事：聚油成墙和调网采油。”中原油田勘探开发研究院提高油气采收率研究所副所长卢久涛解释，“我们先注入聚合物，把分散的油像‘赶羊’一样聚集起来，形成一道富集的‘油墙’，在此基础上，适时调整井网布局，改变地下流体流动路径，实现均衡开采。”

“油墙”是井网调整的基础，而合理的井网又是高效采出“油墙”的关键。在聚合物驱油过程中，剩余油会经历“分散-聚集-再分散”的动态变化。“聚合物驱油并不是注入量越大效果越好。”卢久涛说，明16块聚合物驱不同阶段的剩余油数值模拟分布图清晰显示了这一过程。

在注入0.12PV的聚合物溶液时，零散的原油开始汇集，形成初步的“油墙”；当注入量达到0.25PV时，“油墙”达到最厚、含油浓度最高；此后继续注入，“油墙”会逐渐被推散。因此，精准掌握注入时机和剂量至关重要。

针对明16块非均质性强、层间差异大、常规配水器机械剪切严重的难题，工艺技术团队研制地面分注器、井间差异化注入工艺、大压差分层注聚工艺，确保聚合物注入更精准。

此外，地质人员通过数值模拟发现，井网优化调整能够改变地下液流方向，聚合物可进一步提高驱替压力扩大波及体积，即使在较高水淹条件下，仍可使波及体积提升5个百分点，实现“剂-网”协同发力。

明225H井因套管破损关停，聚合物驱促使地下剩余油重新富集。2024年7月，该井侧钻后日产油达7吨。

目前，明16块聚合物驱已进入“6注9采”整体实施阶段，日产油增加7.7吨，综合含水率下降6.7个百分点，开发形势持续向好。

中原油田油藏大多高温高盐，中高渗油藏水驱开发油田平均含水率达96.17%，与其他驱油技术相比，二氧化碳驱油具有适用范围大、提高采收率幅度大等显著优点。

“在地层中注入二氧化碳，形成剩余油‘二次富集’区域，再通过部署新井或实施补孔措施等，重构注采井网，从而达到增产目的。”提高油气采收率研究所副所长郑晶晶解释。

通过对濮1-64井、濮1-66井两口井稳定注气，形成了剩余油的二次富集，再通过补孔、调整优化流线方向，濮70井初期日增油10吨，目前仍保持5吨以上的稳定日产量。

针对二氧化碳驱易气窜、增油差异大等问题，科研团队深化增油机理认识，同时与石勘院联合攻关二氧化碳多元封窜技术，确定封窜提效方向及对策。他们还依托参数优化和矢量调整，创新提出“五段差异调控”理念，形成涵盖油、气、地质、工艺等多方法协同的全流程调控体系，并编制了复杂断块油田注二氧化碳开发技术规范。

目前，基于“3+2”模式的高温高盐油藏二氧化碳驱油技术已在中原油田19个区块、46个井组推广应用，覆盖地质储量2100余万吨，累计注气87万吨、增油19万吨。

■点评

中原油田勘探开发研究院数值模拟专家郭立强：

特高含水老油田水驱可动剩余油大幅减少，传统且被动的“找剩余油、采剩余油”的方式已逐渐不适应进一步提高采收率的需要。而变被动为主动，通过“3+2”协同开发模式，由“找剩余油富集区”变为“造剩余油富集区”，将是大幅提高采收率的主要方向。目前油田三采效果均印证了这一点。随着研究不断深入，“3+2”协同提高采收率模式将会有更大的应用空间，也会收到更好的效果。

河南油田：“聚鱼成群”，高效采出剩余油

□本报记者 常换芳 通讯员 杨光辉

“H3-137井原来日产油只有0.4吨，应用‘3+2’技术后，日产油增加到了5.1吨。看来，思路一调整，新技术应用成效就会显著增强。”近日，河南油田水驱油藏工程研究专家张连锋和科室人员一起分析“3+2”技术的阶段应用成效，强调转变开发思路的重要性。

“3+2”技术，就是在三次采油过程中利用二次井网重构技术定向动用剩余油，充分延长增油高峰期。

目前，河南油田有化学驱动用区块29个，覆盖储量9500多万吨。历经30多年三次采油开发，三次采油区块的剩余油分布更加零散、隐蔽。在剩余油富集时，依靠传统的三次采油技术，通过给油藏注入化学剂，可以等“鱼”入网。但是，经历多年三次采油开发，地下通道发生了很大变化，有的像“高速公路”畅通无阻，有的像“羊肠小道”崎岖坎坷，导致注入的化学剂顺着优势通道窜流，有的地方被“淹”，有的地方“旱情”严重，继续等“鱼”入网，往往等来一场空，探寻新的开发技术势在必行。

从去年开始，河南油田转变开发思路，一边优化驱油体系，提高驱油性能，一边运用“太极拳法”，通过“推、拉、压”等方式，调整地下的流线流场，使驱油剂均衡推进，从而将零散分布的剩余油引导、培育、壮大，直至形成“油墙”，达到“聚鱼成群”的目的。

“最终目的是集中捕鱼，也就是高效采出剩余油。采的时机也非常重要，不能急，也不能慢。”张连锋介绍。

“聚鱼成群”为顺利采出剩余油创造了良好的环境和条件，但是，受地下油藏复杂条件的影响，采油时机也因井、因层、因油藏而异。只有实现“网-剂-油”全程协同配合，才能实现“油墙”动用最佳、均衡驱替最优、效果保障最强。

在井井高含水、层层高含水、剩余油高度分散的单元，河南油田在优化驱油体系促进均衡驱替、扩大化学剂波及面的基础上，通过注入和开采交叉进行的耦合注采方式调井、调层，主动封堵高含水、高窜流层段，在剩余油重新富集形成“油墙”且尺度最大时，重新打开油井采出“油墙”。其中，下二门H2Ⅳ油组双5-420井日产油由0.8吨上升到7.2吨。

针对剩余油尺度小、高度分散、无井控制的区域，河南油田通过控强提弱、耦合注采等技术，主动培育、壮大“油墙”，根据“油墙”富集位置，部署靶向调整井、侧钻井，高效动用“油墙”。其中，调整井T6-249井日产油达16吨、侧钻井K4521井日产油达7吨。

该技术在先导试验区取得成功后，应用范围不断扩大，有效延长了三次采油增油高峰期，助力三次采油区块产量持续攀升。截至今年8月底，河南油田累计实施“3+2”技术22井次，日增油62.9吨，阶段增油1.12万吨。

■点评

河南油田水驱油藏工程研究专家 张连锋：

地下剩余油是动态变化的，而且呈日趋复杂的态势。只有研究透剩余油的富集规律，才能有的放矢采出效益油。河南油田创新应用“3+2”协同增效技术，正是根据剩余油的变化规律，动态匹配井网与驱油剂协同作用，有效破解了剩余油分布零散、驱替效率低的难题。这也启示我们，延长增油高峰期、提升开发效益，不能一味走传统路径，必须解放思想，持续开拓新路径。