扎实推进“四个专项行动” | 读懂老油田水路突围的“加减法则”
2022年以来，玉门油田以中国石油开展老油田“压舱石”工程为契机，因地制宜采用堵水调剖技术对鸭西6区块开展综合治理，综合递减率由2021年的14.51%下降到2025年的5.5%，日产油稳定在20吨。
解剖鸭西6区块
【病症】鸭西6区块面临十分复杂的“水路”难题，核心在于注入水难以有效驱动原油。
这个区块地下情况复杂，多套含油水系统被断层切割，油和水的分布没有明显规律。2020年实施注水开发后，注水井鸭6-9井和鸭6-14井周围受效油井，不但产液量上升，含水率也迅速攀升。
由于注入水在地层中会优先沿着阻力小的高渗通道流动，导致个别井含水率迅速上升，大部分井却受效很差，地层能量得不到有效补充。“注水就水窜，不注水就减产”成为这个区块长期难以摆脱的困局。
【诊断】老君庙采油厂技术人员逐井“把脉问诊”，发现问题集中在两个方面。一是部分欠注井地层物性差、井筒结垢，吸水能力不足，地层能量得不到及时补充。二是注入水单向流动，只沿高渗通道走，导致部分油井持续高含水。这些难题成为制约油藏稳产增效的核心瓶颈。
面对开发困局，采油厂齐心协力，要努力实现“注够水、注好水、精细注水”。但“注够水”只是第一步。SEC储采比的核心是“经济可采性”和“持续开采能力”。这意味着，老油田稳产不是简单的“多注水、多采油”，而是要让每一吨水都有效注入、每一吨油都采得经济。
在全面分析后，技术人员进一步认识到：要把水“注进去”，首先要对注水井实施解堵增注、井筒除垢、防垢治理，提升吸水能力；其次要改善地下流场，提高注水效率。同时，他们发现，在非均质性加剧的老区块，要想让水驱把此前波及不到的剩余油“请”出来，或许可以采用堵水调剖技术。
从SEC储采比的角度看，堵水调剖的价值，正是用化学手段“重调”地下流场，激活被“锁死”的储量。
1957至1959年，玉门油田曾利用原油、松香皂等堵剂在老君庙油田开展堵水调剖试验，成功率超过60%。进入21世纪后，深部堵水调剖技术成为解决鸭西6区块开发矛盾的关键技术路径。
【药方】诊断明确后，技术人员采用“CSA（自聚集胶粒）与CPA（驱油增注剂）助调剂段塞组合”堵水调剖技术，破解区块“水路”难题。
CPA驱油增注剂与CSA段塞组合使用，可以在封堵高渗通道的同时提高洗油效率，从而进一步提高水驱波及区域和采收率。基于这一原理，技术人员选择注采对应关系明显的鸭6-14井组、鸭6-9井组为重点治理单元，设计“CSA前置段塞—CPA主段塞—CSA保护段塞”组合注入方案开展治理。
同时，技术人员依托“增加有效注水能量补充”精益管理项目，走出了一条“冲检根治疑难井、增注盘活欠注井”的双向攻坚之路。
【疗效】鸭西6区块通过实施堵水调剖技术，实现了从“水窜”到“水驱”，从“无效循环”到“有效波及”。
2021年，该区块的综合含水率为82.1%，2025年降至79.83%，4年下降了2.27个百分点。在高含水老油田，含水率每下降1个百分点，意味着每100吨液量中就多产1吨油。
堵水调剖技术助力鸭西6区块年增油量超500吨，水驱控制程度4年增幅达28.5个百分点，投入产出比达1∶5.4，堵水调剖技术取得新突破。
从一口井到一个油田
单井、井组的堵水调剖，依靠化学药剂便可实现治理见效，但治理难题放大到油田区块层面，就成为普遍性难题。
老油田普遍采出程度高、含水率上升快，如不采取针对性治理措施，储采比将面临双重承压。玉门油田纵深推进注水专项治理，牢固树立“水驱是最经济有效的地层能量补充方式”理念，统筹实施井网完善、欠注治理、水质提升等重点工程。经统计，油田日注水量由年初的8135立方米提升至目前的9270立方米，自然递减率从14.9%下降至12.9%，油田稳产基础持续夯实。
这一治理实践蕴含着一套清晰的“加减法则”。
——做加法：运用解堵增注、精细注水、井网重构等技术手段，提高水驱控制程度，盘活油藏存量资源，推动更多地下储量转化为经济可采储量。
——做减法：持续优化注水结构，开展堵水调剖压减无效水循环，进一步提高水驱动用程度；坚持“一藏一策”精准施策，降低吨油操作成本。
注水量达标只是前提，还要依靠精细化管理，让注入水精准抵达目标储层。技术人员紧盯油藏动态变化，不断完善水量调配方案，保障每一吨注入水注得进、注得实、注得有效。同时，严格执行注入水水质标准，构建从注水站出口到注水井井口的全流程水质监控体系。
从鸭西6区块堵水调剖试点落地见效，到老君庙采油厂日注水量突破5000立方米，老油田“水路突围”的路径愈发清晰：稳产就是稳储采比。老井多采出的每一吨原油，无须新增勘探投入，直接实现经济可采储量的补充，推动存量油藏挖潜增效。
记者：高屾 许盛洁
通讯员：张长津
编辑：姚婕娜 赵云磊
审核：刘泓波 肖程释
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