進入高含水開發后期，油田套管損壞井等事故井數量增加，開發矛盾加劇，低油價新常態下措施收益越來越低。

如何花最少的錢，實現效益開發？

文衛采油廠著力低成本開發技術研究，不斷優化調水方式，創建高含水期油藏分類調配技術集成挖掘生產潛力模式，今年年初以來，累計實施動態調配651井次，日增油65.8噸，累計增油4430噸，自然遞減率下降2.84%，低成本開發取得明顯效果。

以“變”應變，壓力升降巧驅動

衛22-72井是一口油井，含水率一度高達99%。技術人員下調這口井對應水井的注水量，以降低油井含水率。

 “結果含水率非但沒有得到控制，反導致井組能量下降，造成進一步降產。”文衛采油廠地質研究所副所長彭代中說，“之后我們采用變強度注水技術對其進行變強度注水，高強度注水和低強度注水交替進行，注水30天后，衛22-72井日增油3噸，累計增油300余噸。”

這是一個典型的采用變強度注水見效的井組。

層間非均質性是影響油藏開發效果及采收率的最大因素，使層間的水驅動用程度差異大。

彭代中解釋，因層間啟動壓力不同，相對高滲層或高滲條帶先啟動水驅，造成單層突進的現象，且隨著注水開發的深入，水驅動用程度差異大，層間矛盾不斷“升級”。

為緩解層間壓差，啟動差層及低滲帶，技術人員采用變強度注水，挖掘層間剩余油生產潛力。

變強度注水包括高強度注水和低強度注水。高強度注水是將注水壓力升高，達到低滲層的啟動壓力，一定時期內，高滲帶的部分水將在此附加壓力場形成的通道內向低滲帶流動，驅動油流向油井流動，從而置換出低滲帶的剩余油；低強度注水即為降壓，高滲層高滲透帶滲透率高，壓力下降速度比低滲帶壓力下降慢，形成壓力梯度，進而使低滲帶油水向高滲段流動，流向生產井。

 “在高低壓變強度注水作用下，原來未被水波及到的低滲儲層得到開發，剩余油被有效利用，提高了水驅效率，改善了油藏驅油效果。”彭代中說。

矢量調流場，“抑強扶弱”

 “我們在明206側井井組使用了矢量調整技術，具體表現為‘控’‘引’‘調’：下調高含水油井明394井生產參數，降低生產壓差；上調次流線油井生產參數，提高生產壓差；上調區塊水井注水量，加強能量補充。”該廠技術人員介紹。

打出系列“組合拳”，改變井組主流線注水方向，有效動用了剩余油，該井組日增油3噸，累計增油近500噸。

油田進入特高含水開發階段，由于水驅流線長期固定，經長時間注水沖刷，儲層非均質性進一步加劇，造成剩余油驅替不均衡。

技術人員解釋，就像河水會很自然地流向經過長期沖刷的河道，長此以往，就會出現水淹和低能兩極分化。

低油價形勢下，針對平面水動力滯流區和層間動用不均的復合大井組，技術人員引入流線流場概念，重新劃分油藏水淹級別，實施立體綜合調水調流場，驅替弱流線區和潛力層剩余油。

技術人員采用變流線流場矢量調整方法，以沉積微相約束，將剩余油分布劃分為非流線區、流線損壞區、非主流線區和主流線區4個區域，重新繪制各小層平面剩余油分布圖，對油藏儲層流線進行調整，使原始流線旋轉一定角度至原來未波及的儲層區域，通過實施分類調水及提液、調參等措施“抑強扶弱”，有針對性地加強弱流線方向注水，削弱主流線方向注水，實現流場轉換，進而挖掘零散分布的剩余油的生產潛力。

今年年初以來，該廠共調整流線35條，實施注采調配工作量217井次，見效22個井組，累計增油3700余噸。

激活“死水”，“邊角料”也不放過

 “明209井井組位于封閉小斷塊，技術人員采取‘注采不見面’的注采耦合技術，建立有效驅替流場。”文衛采油廠地質研究所副主任師解連彬說，“‘一潭死水’停滯不動，我們要想辦法將它激活，驅替位于復雜油藏封閉小斷塊內的一注一采井組滯留區和邊角帶剩余油，注采耦合技術應運而生。”

注采耦合，即間注間采，分為只注不采階段和只采不注階段。只注不采階段，就是關閉一注一采井組中的油井，增加井組中水井注水量，使注采壓差提高，液流向邊角滯留區驅替；只采不注階段則關閉井組中的水井，只留井組中的油井進行生產，在前一個階段未被驅替過的邊角滯留區很容易被驅替。

 “簡單來講，就是通過改變油水井的生產參數提高注采壓差，形成不穩定的驅替壓力和滲流場，增加水驅波及體積，降低含水率，提高采收率。”解連彬解釋。