截至9月6日，冀东油田高浅北区应用聚合物驱后，试验区16口油井全部见效，综合含水率最高下降24个百分点，增油4.17万吨，开发效果得到明显改善。

　　冀东油田老区块浅层油藏综合含水高达95%以上，高含水率、低采出程度、高递减率等矛盾凸显。通过高浅北区聚合物驱先导试验，冀东油田开展三次采油技术攻关，探索复杂断块油藏特高含水开发阶段延缓递减、提高采收率的技术，形成了3项配套技术系列，为冀东油田稳产提供技术储备。

　　找准油路 做深油藏研究

　　冀东油田地下状况极为复杂，油田后期开采难度越来越大。如何寻找这些剩余油并将其经济地开采出来，成为高含水油田亟待解决的问题。2010年开始，在股份公司的指导下，冀东油田与大庆油田组成联合研究团队，针对关键技术难题和预期目标，共同编制了《冀东油田高浅北区聚合物驱先导试验方案》。

　　油田开发高含水期，地下油水分布发生了巨大变化，开采挖潜的主要对象转向分散、不再大片连续的剩余油。如何有效确定这些剩余油区域的位置及分布范围，是高含水油田剩余油分布研究的重点。

　　研究人员拿着牙签“剔肉”。他们深“钻”地下，分层系对不同沉积时期的古地貌进行全面精细刻画研究，细化沉积方向。依托新处理高精度三维地震资料，将储层预测精度缩小到5米内，大幅提高构造解释准确度；将开发地质与油藏工程、数值模拟和统计分析、示踪剂法等技术相结合，多学科、多方法协同配合，从成因机理、研究方法、油水分布预测等方面进行全面探索。

　　针对构造复杂的断块油藏，研究人员有重点、分层次完成所有单元的精细地质研究工作，建立了油藏精细描述的配套方法和技术。精细油藏描述技术的研究单元已从小层细化到单砂体，逐步实现了单砂体精细表征及其剩余油分布预测，对地下情况的掌控精度好比医学检查从X光发展到CT。

　　通过研究，冀东油田形成了大孔道识别与封堵技术、精细注采跟踪调控两项重要技术。研究人员通过对渗透率、出砂量等8种静动态参数，计算每口井的优势渗透通道综合指数。利用大孔道识别与封堵技术，确定了无效注采循环的形成时间、重点区域、具体层位及突进方向，并对渗流通道空间进行刻画，以井组为单元勾勒出优势渗流通道三维空间展布。

　　研究人员还将油藏按照方案实施分为空白水驱、含水下降期、含水稳定期等5个阶段，精细注采跟踪调控，根据指标调整对策，优化注入参数提高油层动用。在空白水驱阶段，提高水井注入排量，平衡压力场。在含水回升期，封堵大孔道、控制含水，提高油井产量。

　　摸清水路 建立驱油体系

　　聚合物驱先导试验于2012年3月开始现场施工，9口井全部进入现场施工。施工期间，并不是一帆风顺，从空白水驱数据来看，注入地下的水，大多走了高耗水条带的水路，而没有走科研人员希望它走的油路。

　　虽然采出来的98%是水，但并不意味着地下没油，在已经发现的储量中，还有一多半在地下“睡大觉”。研究团队并没有气馁，在如何有效治理高耗水条带的工作中下足功夫。技术人员通过对渗透率、聚合物浓度、出砂量等多项参数，建立九标度法判断矩阵，确定高耗水条带综合指数，识别出试验区内西北部和南部有两条较发育的高耗水条带。

　　如何让驱油体系按照设计者的设想实现定位放置？研究团队研制了全新的可用于驱油的缓膨颗粒，并将其加入聚合物等液体中，形成固液共存的堵剂，依靠其黏度与堵塞共同作用，解决聚合物驱油藏注入流体窜流问题，进一步增大流体波及体积。

　　“缓膨颗粒遇水溶胀，并具有较强的黏弹性，膨胀后像橡胶一样有韧性，能够有效封堵油层中的大孔道。”钻采院采收率工艺室主任刘怀珠介绍说，“注入压力低时，它能够封堵孔道，扩大波及面积。因为有弹性，在压力增大到一定程度时，它能变形通过孔隙，在油藏中运移，到达油藏更深的部位。”

　　研究人员将研究方向放在新型价廉质优的聚合物上，目前已形成了4项聚合物室内评价体系，能够为不同类型油藏筛选优质、高效、经济的驱油体系；建立聚合物体系与储层配伍图版，优选化学剂参数；结合物理模拟、数值模拟确定配方体系，指导驱油方案编制。

　　截至目前，通过水驱曲线预测，试验区综合含水98.7%时，聚合物驱可采储量增加32.1万吨，采收率提高10.5个百分点。

　　拓宽思路 完善工艺技术

　　开发工作枯燥烦琐，每天要从错综复杂的图纸中理清思路，从深奥繁多的动态数据中找到突破点。在钻采院技术人员路海伟的办公桌上，一摞摞测井组合图和动态资料堆满了整个桌面，而他要把这些数不清的线条，一条条整理清楚，反复对比分析。

　　针对中心井高315-6井，方案论证了近20次。为及时掌握该井动静态资料，技术人员春节期间主动跑到现场，进行全程跟踪论证，后来这口井日产量由1.3吨提高到9.4吨，共增油4000多吨。

　　2015年11月，聚合物驱先导试验区原油产量明显下降，“宝贝井”突然病倒，让路海伟彻夜难眠，立即开展下降原因排查。通过对聚合物溶液输送环境的物理和化学因素进行全过程排查分析，认为造成聚合物黏损偏高的主要原因是细菌含量超标。

　　针对细菌含量超标，优选合适的杀菌剂，开展杀菌作业，从现场取样检测来看，管线杀菌剂处理后，井口、静混器出口样品无细菌，恢复正常生产。遇到问题的还有高115-5井，在正常生产时，杆断、驱动杆接箍断裂、驱动杆脱扣。经过现场分析，螺杆泵井注聚见效后，供液能力下降，加深泵挂，导致扭矩增大、偏磨严重，技术人员结合问题研究出油水自然分离油润滑防偏磨技术，成功解决了高含水井管杆偏磨问题。

　　为了能够顺利开采石油，研究人员在采油工艺、注入工艺、解堵工艺、封堵工艺上等技术上下足了功夫。目前，研究形成大流道扶正防偏磨等10余项工艺技术，满足了聚合物驱对工艺的要求。

　　此外，在地面工程上，进一步优化聚合物配制及注入工艺，配制采用“分散—熟化—外输”的短流程配制技术，采用“单泵对单井”注入；制定聚合物驱采出液原油脱水工艺及操作规程，明确了采出水处理工艺及操作参数；自主研制了能够自动采集施工数据的数字化采集设备，及时准确传输施工参数，并大大降低了人工成本。