截至10月底，大港油田“双高”断块枣1281现场应用分级同步调驱技术注入两个半月，这是大港油田第3个应用此项调驱技术的区块。

    大港油田调驱技术专家熊英介绍，目前，东部老油田大都进入高含水、特高含水期，层间、层内、平面矛盾突出，稳产难的现状成为共识。分级同步调驱技术是二次开发深部调驱试验的重要成果，也是老油田进一步提高采收率的一条新的技术途径。

    作为开发50余年的成熟探区，大港油田的典型非均质复杂断块油藏多。

    这类油藏地质储量占油田总地质储量半壁江山，年产油量占比达59%。经过长期注水开发，储层非均质性更为突出，水流优势通道发育不均衡，即越优势的通道优势程度越高，越劣势的通道劣势相对越明显；水驱波及体积变小，导致注入水进入低效、无效循环的死胡同，水驱效率低，开发效益差。

    “重油必先重水”。油田二次开发工程重要性凸显，调驱技术得到规模应用。注水开发的深入和多轮次处理，高效采油的坦途也有坎坷：剩余油高度分散，优势水流通道依然存在且不断发展，常规调驱技术实施效果走低。

    如何破冰？2010年，小集油田官979-938断块成为先导试验区，分级同步调驱新技术研究成为破题的“金钥匙”。

    典型区块的特质成为试金石。官979-938断块属中低渗高温高盐油藏，1981年投入开发，覆盖面1.31平方公里，共有油井、水井38口。由于注水开发时间长，该断块采出程度达41%，综合含水率高达97%，平面和纵向注采矛盾突出，剩余油高度分散，常规注水措施无法增大水波及系数，增油量逐年下降。

    2011年至2015年，试验应用分级同步调驱新技术，通过组合运用延缓交联聚合物凝胶、体膨颗粒、柔性分散微凝胶SMG等调驱剂，实现对不同级别优势通道的分级调剖和同步调驱，显著改善了区块开发效果。区块日产油最高上升52%，连续6年产量保持相对稳定，自然递减率下降10个百分点，含水上升率由正变负，提高采收率3.24个百分点，开发水平由良好升级至优秀。

    值得一提的是，在研究实践中，技术人员创新思想，提炼总结出“油田高含水≠每口井都高含水”“油井高含水≠每个层都高含水”“油层高含水≠每个部位、每个方向都高含水”3个开发理念，在油藏分析认识的基础上，优选调驱对象，精准确定调驱潜力区块、潜力井、潜力层、潜力部位和方向。

    经过5年攻关，大港油田根据不同类型油藏、不同开发阶段、不同油藏温度、不同水质特点、不同优势通道发育情况，研究形成了调驱体系优选技术等六大主要配套技术，及水流优势通道识别方法等4项重要技术创新成果，实现了环保和低成本双赢，试验效果处于集团公司前列。继官979-938断块后，该调驱技术推广应用到官80、枣1281两个断块。

    面对油价持续低迷的现状和储层油水关系日益复杂、剩余油高度分散的难题，研究人员将在降低调驱剂和施工成本、提高调驱剂耐温抗盐性能、方案设计优化等方面继续进行技术攻关改进，以持续提高技术水平和实施效益。

    “2020年末，深部调驱将规模化应用，可提高采收率2个至4个百分点，年增油6万吨以上。”熊英对这项技术前景满怀希望。