安塞油田是全國第一個億噸級的整裝低滲油田，靖安油田亦然，此后的西峰、姬塬等油田同樣探明儲量巨大，而低滲、低壓、低產的特點沒變。整個鄂爾多斯盆地三疊系似乎是一個巨大的石油寶庫。但打開這座寶庫，長慶人付出了極其艱辛的努力，最終獲得了豐厚的回報。
　　
  定向井小水量分層注水工藝及配套技術就是在這種情況下誕生的一項關鍵技術。通過這一技術的實施，達到了改善儲層吸水剖面、提高水驅儲量動用程度、延長分層注水工藝有效期、提高對應油井產量的目的。

　　水驅中的無奈

　　在對低滲、低壓、低產的三疊系油藏進行重認識的過程中，長慶人發現，在大面積低滲透的背景下，存在相對高滲的區塊和層系，這無疑是件好事。油田開發初期，這些高滲的區塊或層系被親切地稱為“甜點”。通過對這些“甜點”的開發，可以迅速提高原油產量，但好事在一定條件下又會轉化為壞事，正是這種相對高滲區的存在，對提高水驅動用程度并最終提高油藏的采收率構成了威脅。

　　隨著油田開發時間延長及新區塊的開發，尤其是三疊系“三低”儲層的大規模開發，油層縱向上非均質性矛盾日益突出，合層注水導致注入水沿高滲層突進，低滲層不能有效吸水，層間矛盾突出。也就是說，以驅油為目的注入的水，沿著高滲層自由流動，而低滲層不能受水，從而使得注水開發水驅儲量動用程度低。在這種情況下，如何提高低壓、低滲油田整體采收率和開發水平，是擺在長慶人面前的一個重大難題。

　　在探索的道路上，長慶人也走過彎路。長慶油田地質儲層特征以及開發模式決定了分層注水工藝技術必須滿足“小水量”、“定向井”的技術要求。但2003年以前，長慶人在油田開發中注水采用的偏心配水分層注水工藝在定向井中存在的分層注水有效期短、投撈成功率低，油套分層注水工藝存在的不能測上層吸水剖面，不能反洗井等問題。而定向井數在長慶油田的開發井中所點的比例高達80%%以上，如何有效地解決上述矛盾，適應油田精細化注水要求，需要科研工作者集思廣益。

　　為此，一場針對“低滲透”儲層、“定向井”開發、“小水量”注水的科研攻關在長慶展開。在現場試驗改進完善的基礎上形成了配套主體技術，配合地質方案要求推廣應用，達到改善儲層吸水剖面、提高水驅儲量動用程度、延長分層注水工藝有效期、提高對應油井產量的目的。

　　分層小注成大道

　　針對長慶油田在用的偏心配水分注工藝在定向井中存在的分注有效期短、投撈成功率低，油套分注工藝存在的不能測上層吸水剖面不能反洗井等問題，首先是通過對長慶油田分層注水技術的系統研究，優選出了空心分注及以Y342封隔器為支撐的偏心分注兩種分注工藝。在試驗研究的基礎上，把空心分注和偏心分注形成配套工藝技術，對比了同心集成式分層注水工藝、空心分層注水工藝和Y342偏心分層注水工藝，通過現場試驗、室內評價研究，優選出空心分注及偏心（Y342封隔器）分注兩種分注工藝。

　　其次，是對兩種分注工藝進行了系統配套研究，完成了配套工具、測試調配工具的改進與完善。通過對兩種分注工藝的配套工具設計、強度要求、性能試驗研究及工藝管柱優化，配套形成了適應長慶油田分注特點的分注工藝。對應用的分注工藝在其適應性、配套投撈測試及密封性能等方面進行改進與完善，適應井斜由國內250增加到長慶油田井斜450的定向井分層注水工藝及配套技術。

　　通過對工藝的試驗評價、改進完善研究，形成了具有長慶油田特色的定向井小水量分層注水主體配套技術。在2004年和2005年針對部分注水區塊層間矛盾突出、注水井吸水剖面不均勻，部分層位未得到有效動用、水驅儲量動用程度低等問題大面積推廣應用空心分注工藝和Y342偏心分注工藝，結果測試調配成功率80%%以上，分層配注合格率80%%，分注有效期達到360天以上。至此，適合長慶低滲透油藏開發的“定向井小水量分層注水主體配套技術”獲得初步成功。

　　截至2005年12月30日，推廣應用的空心分注井,剖43-11井分注有效期已達1090天以上。在推廣應用偏心分注井中，盤40-56井分注有效期已達941天以上。分注井平均有效期由2003年的337天上升到2005年的469天，2006年以來又有所上升。

　　自然遞減降下來

　　定向井小水量分層注水工藝及配套技術自開發成功以來，在油田得到大規模推廣，應用238口井，科技成果轉化率100%%，實現了技術產業化。分層配注合格率達到82%%，很大程度上緩解了儲層剖面矛盾，提高了水驅儲量動用程度，對應油井產量提高。

　　注水調配成功率大為提高，一次測試投撈成功率由2003年的65.8％上升到2005年的94.4％。同時，分層配注水合格率由2003年的71.3％上升到2005年的82％。更重要的是，分注區塊水驅儲量動用程度也明顯提高，而自然遞減卻明顯降低。杏北區塊實施分注后，水驅儲量動用程度由76.53％增加到91.56％、地層壓力由2004年的8.61MPa上升至2005年的10.01MPa，區塊的自然遞減率由2004年的7.67％下降為2005年的2.24％。

　　2005年采油二廠在老區7個區塊實施分注20口井，實施后2個重點區塊水驅儲量動用程度由2004年的79.2%%提高到88.0%%，總體上7個區塊的地層壓力由去年的13.65MPa上升到目前的13.77%%。自然遞減率由去年的12.4%%下降到4.5%%。2004年在塞39井區實施空心分注后，水驅儲量動用程度51.1%%增加到53.8%%，地層壓力由7.5上升7.8MPa、保持水平由88.7%%上升到91.8%%，自然遞減率由6.3%%下降到4.6%%大路溝二區在2004、2005年實施分注后，水驅儲量動用程度由65.1%%增加到66.7%%，地層壓力由10.7MPa上升到10.9MPa，保持水平由102.8%%上升到104.8%%，自然遞減率由10.99%%下降到8.7%%。對應油井產量提高2004年—2005年推廣應用層注水工藝238口井，對應見效油井421口，累計增油4.1萬余噸。

　　一項創新終于解放了大批儲量，遏制了自然遞減，使低滲透油田實現了穩產，再次驗證了“科技是第一生產力”的英明論斷。

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