3月10日获悉，长庆油田浅层油藏二次开发试验区取得重要突破：试验区累计投产投注50口新井，初期单井产能达2.1吨，较老井提升40%，综合含水降至41.0%。此次突破为油田连片套损区二次开发开辟全新路径，为同类油藏效益开发提供了新范式。

开发难题：套损严重影响开发效益

长庆镇北油田浅层油层普遍发育边底水，产出液中的二氧化碳含量较高，导致套管腐蚀问题严重，随着套损井常规治理效果逐年减弱，近半数注采井套损套破，单井日产油一度下降至0.7吨，严重影响开发效益与产能水平。

技术攻克：科研团队创新二次开发

面对以上开发难题，低渗透油气田勘探开发国家工程实验室（以下简称低渗透国家工程实验室）组织科研团队以精准剩余油认识为突破口，创新形成涵盖井网重构、储层保护、储层改造、注采调控的全流程技术体系，以一套开发“组合拳”破解开发瓶颈。

精准识别，剩余油表征符合率突破85%

科研团队建立低饱和度油层测井识别方法，精细刻画砂体和隔夹层展布规律，构建高精度地质模型。在此基础上，集成应用“虚拟示踪剂模拟、虚拟井井筒窜流模拟、考虑储层时变特征的精细数值模拟”等技术，精准描绘注入水、边底水、套损井浅层回灌水的渗流路径。同时，融合检查井分析化验与饱和度测井资料联动校验，使剩余油表征符合率提升至85%以上，为二次开发绘就“藏宝图”。

效益优先，精准匹配，形成开发新格局

坚持效益优先原则，科研团队建立“五参数、三级别”调整潜力评价标准，依据剩余油分布特征及潜力评价，提出“不规则井网整体重构+局部老井再利用”的调整思路。在井网整体重构的框架下，一方面针对剩余油富集区创新方法精准部署新井，让每一口井都打在“甜点”上；另一方面统筹考虑老井利用，对具备潜力的老井实施侧钻，对尚能发挥功能的注水井优先修复利用，使存量资产重新焕发生机，最终形成整体重构与局部利用相融合的开发新格局，实现井网与剩余油精准匹配。

从钻井到投产，进行全链条技术攻关

全流程实施技术提质增效：钻井环节，采用超前注水补能、低密度屏蔽暂堵钻井液，最大限度减少储层伤害，并配套防腐管材及内防腐工艺，延长套管寿命。储层改造环节，建立水淹层测井识别方法及解释图版，优化射孔位置，采用水力喷射定点压裂，实施差异化，激活储层产能。注采政策优化方面，综合考虑渗透率差异、剩余油厚度、注采井距等因素，实施“一井一策”差异化政策，促进“注入水、边底水”能量协同发力，让油藏“活起来”。

来源：开发实验研究室