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中国石油网消息（记者 杨军 特约记者 温雪婷）冀东油田采用二氧化碳吞吐技术作为浅层油藏挖潜剩余油的核心技术，通过构建“精准注碳—协同增效—规模激活”三位一体的技术体系，在南堡2-3区块浅层油藏取得明显开发效果。截至目前，南堡2-3区块今年已实施二氧化碳吞吐措施31井次，注碳量达1.16万吨，增油0.26万吨。
针对南堡2-3区块浅层油藏剩余油分散、隐蔽、难动用的特点，技术人员创新构建“剩余油精准描述—注气参数优化—动态调控”技术链条，运用数值模拟技术，精准识别优势渗流通道，采用控堵与吞吐结合的复合工艺，封阻水线突进，挖潜主流线侧缘剩余油。根据单井潜力大小及边底水突进速度，调整不同轮次的二氧化碳用量和注入速度，逐步扩大二氧化碳的作用范围。同时，技术人员进行生产动态数据反演，最大程度发挥吞吐效果。其中，南堡23-平2306井复合吞吐开井后，初期日产液达10.4吨，日产油达4.24吨，综合含水率为59.2%，充分展现出精准调控的技术优势。
针对吞吐半径受限、井间剩余油未能有效动用的难题，技术人员创新推出“协同吞吐”模式，将相邻多口油井组合成开发单元，集中注入液态二氧化碳，形成区域压力场，利用气体“降黏增能、驱替运移”的特性，将相邻油井串联起来，使零散油滴汇聚成流。这种模式使单井增油量较传统单井吞吐增油量提升一倍，有效期延长50%，形成“井组联动、低碳提效”的老油田开发新模式。
针对低产低效井治理难题，技术人员创新实施“老层新采+吨碳增效”的技术路径，通过精细梳理油井生产动态与储层物性数据，结合测井解释，精准定位未充分动用层段的甜点区。对于储层未充分动用的低产井，基于岩性识别与含油性评价，优选高部位、高含油饱和度层段实施精准回采，并配套多轮次吞吐作业，扩大储层波及体积。下一步，冀东油田将进一步升级二氧化碳吞吐技术，优化方案，将气体吞吐打造为浅层边底水油藏特高含水期提高采收率的利器。