华北主力油田采收率超过36%

　　[石油商报2011年5月26日] 华北油田开发已进入中后期，油田采收率现状如何？华北油田公司勘探开发研究院4月份的一份资料给出的数据喜人。
　　通过精细油田地质研究和开发生产管理，油田公司油气生产规模保持稳定，油田采收率达到28%，居中国石油天然气股份公司第4位；潜山油藏采收率达到30.8%，处于国内外同类油藏开发领先水平；别古庄、留楚、河间、岔河集、阿尔善、大王庄、车城等七大砂岩主力油田的重点区块采收率均在36%以上。
　　华北油田已开发油藏主要有碳酸盐岩油藏和砂岩油藏两大类，目前主体已经进入开发中后期，剩余油分布日趋零散，提高油藏采收率难度非常大。
　　针对各类油藏的地质特点和剩余油分布规律，油田公司采取了开发方式调整、层系优化、井网加密、注采系统完善等措施。特别是持续深化调水增油，注水井调整坚持“多向、细分、适压、平衡注水”原则，采油井调整遵循“堵高、疏低、有效提液”原则，完善了配套注采工艺技术，地质研究细化到单砂体，开发调整细化到单井组。
　　“十一五”以来，油田调水增油重点区块共覆盖地质储量4亿吨，可采储量1.2亿吨。油田公司以项目管理形式，在砂岩老油田精细油田地质研究，强化开发生产管理，取得了显著效果：累计增油102.8万吨；滚动增加地质储量1693万吨；油藏水驱控制程度由59.5%提高到72.2%；自然递减由18.3%降到13.8%，综合递减由11.2%降到5.2%；含水上升率由2.8%降到0.8%；油水井措施结构明显改善，增加可采储量1204万吨，采收率提高3.4个百分点，主力油田采收率达到36%以上。
　　今后，华北油田公司将以精细描述技术为基础，以剩余油研究为手段，结合开发技术政策研究，借助有效的开发综合调整技术，以配套采油工艺技术为支撑，形成注采系统调整技术系列，逐步提高采收率。