国内外油田开发进入中后期后，老井低产低效、水患加剧、剩余油滞留等问题日益突出，已成为制约油田稳产增产的核心瓶颈。针对老井综合治理面临的控水增油、稠油动用、剩余挖潜三大核心难题，创新构建了涵盖智能凝胶选择性堵水、稠油冷采、可控轨迹超短半径侧钻水平井钻完井的老井综合治理系列技术体系。以选择性堵水精准控水为基础，通过智能凝胶堵剂实现高含水油气井的选择性封堵，有效降低产水、恢复产能；以稠油冷采技术为突破，通过超支大分子降黏剂实现稠油绿色高效开采，大幅拓展稠油冷采应用边界；以可控轨迹超短半径侧钻为手段，依托高柔性超高造斜率专用钻具实现老井井周剩余油精准动用，低成本盘活搁置储量。三项核心技术协同互补，形成“控水—降黏—挖潜”三位一体的老井综合治理技术矩阵，全面支撑老油田控水稳油、稠油资源绿色开发与低效井二次增产，为老油田延寿增效提供核心工程－地质一体化技术支撑。

【核心技术突破】

智能凝胶选择性堵水技术：针对高含水油井和气井选择性堵水需求，创新研发了基于特种聚合物的智能凝胶选择性堵水体系，具备遇水成胶、遇油分散的选择性响应特征。该堵剂通过温度激活固化反应，固化温度范围覆盖15~200℃（产层温度），可适配不同埋深储层条件；成胶前体系粘度通常为10~20mPa·s，最高可达2000mPa·s，具有良好的注入性能；成胶后承压强度>30MPa，有效期超过10年，满足长期封堵需求。堵剂在90~120℃条件下，搅拌20min后呈均匀分散状态，24小时进入初步成胶，48小时达到初凝状态，成胶进程可控可调。该堵剂在不同含水率（fw：0→95%）的轻质油及重油混合溶液中，含水率越高封堵强度越大，精准实现对水流优势通道的选择性封堵。该技术已在国内多个油气田现场成功应用100余口井，堵水成功率高达95%以上，其中2025年完成长庆油田重点探井塬页1H井选择性堵水施工，封堵段出水量由施工前的300m³/d显著下降至20m³/d，产水量降幅超过93%，获甲方高度评价。

稠油冷采技术：针对稠油热采面临的多轮注汽后油气比骤降、蒸汽窜层、储层水敏伤害、边底水吸热损耗、薄储层热损失大等核心瓶颈，基于稠油致黏机理系统研究，创新设计了一种含有高活性功能基团、具有长链结构的超支大分子降黏剂。该药剂具备三重协同功能：增加水相黏度、降低油水流度比，具有聚合物驱替功能；乳化分散原油、增加混合相流动性；降低界面张力、提高洗油效率。通过实验室QCM测试、AFM原位观察、药剂性能测试等系统实验验证，在超支大分子降黏剂溶液条件下，水相增黏倍数≥10，油相降黏率≥80%，界面张力低至10⁻¹mN/m。以超支大分子降黏剂为主剂的稠油冷采技术将稠油冷采适用黏度上限提升至30000mPa·s，耐盐度达到20×10⁴mg/L，大幅拓展了应用范围。该技术已先后在胜利油田、江汉油田、新疆油田等国内主要稠油区块成功应用，覆盖普通稠油、黏度超30000mPa·s特超稠油、黏土含量超30%敏感性稠油、孔隙度超50%疏松砂岩稠油、渗透率不足10mD低渗稠油、层间级差大于10非均质油藏等多类型复杂稠油油藏，形成从降黏剂研发设计、实验评价、冷采工艺方案设计到现场施工保障的整套技术体系。

可控轨迹超短半径侧钻水平井钻完井技术：针对常规直井、长半径侧钻造斜段进尺长、综合成本高、易穿透水层、靶前距离过大等固有缺陷，创新研发了可控轨迹超短半径侧钻（CMUR）成套技术。核心突破包括三大体系：一是超高曲率柔性造斜钻具体系，专用4.75″双弯螺杆最大造斜率可达3.24°/m（97.5°/30m），工具长度仅3m，额定连续工作时长≥180h；轻量化钛合金柔性钻杆密度仅为普通钢材56%，弹性模量优异，有效解决常规钢钻杆弯曲卡阻与钻进托压难题。二是微型柔性随钻测量（MWD）技术，仪器外径仅35mm，额定耐温175℃，最大耐压25000psi，集成伽马、井斜、方位同步测量模块，测量精度±0.5°以内，零长3～6m，实现地面实时地质导向与动态工具面调整。三是一趟式套管开窗系统，集成斜向器、开窗铣鞋、液压锚定器一体化钻具组合，单趟完成刮管、坐封、开窗、修窗全流程，适配7″、9-5/8″大尺寸套管，大幅缩短建井周期。该技术已在塔河、辽河、大庆、胜利、南海文昌等陆地及海上油田完成百余口井工业化施工，井下复杂事故率降低60%，整体钻井周期缩短15%～20%。

【成果支撑】

本系列老井综合治理技术研究获得省部级及油田公司级科研项目等多项经费支持。智能凝胶选择性堵水技术已在国内多个油气田现场成功应用100余口井，堵水成功率95%以上，其中2025年完成长庆油田重点探井塬页1H井选择性堵水施工，封堵段出水量由施工前的300m³/d下降至20m³/d，获得甲方高度评价。稠油冷采技术已先后在胜利油田、江汉油田、新疆油田等国内稠油区块成功应用，覆盖普通稠油、黏度超过30000mPa·s的特超稠油、黏土含量高达30%的敏感性稠油、孔隙度高达50%以上的疏松砂岩稠油、渗透率不足10mD的低渗稠油、层间渗透率级差大于10的非均质油藏等多类型复杂油藏，已形成从降黏剂研发设计、实验评价、冷采工艺方案设计到现场施工保障的整套技术体系。可控轨迹超短半径侧钻水平井钻完井技术已在塔河、辽河、大庆、胜利、南海文昌等陆地及海上油田完成百余口井工业化施工，形成标准化井位筛选模板、分段钻具组合及配套完井管柱设计规范，配套井壁稳定、风险智能预警、绿色钻井液全套辅助技术，井下复杂事故率降低60%，整体钻井周期缩短15%～20%。

【应用前景】

本系列老井综合治理技术涵盖选择性堵水、稠油冷采、超短半径侧钻三大方向，在油气田开发中后期治理领域具备极强的实用性与综合性，全方位破解老井低产低效核心难题。智能凝胶选择性堵水技术可有效应对主力油田“特高含水”开发阶段控水稳产需求，以及主力气田出水阶段排水采气难题；稠油冷采技术为稠油热采低效区块、水敏及边底水活跃油藏提供绿色低碳开发新路径，适用黏度上限达30000mPa·s、耐盐度20×10⁴mg/L；可控轨迹超短半径侧钻技术可低成本精准动用井周剩余油，覆盖套损井修复、低渗致密储量动用、海上平台边际零散油开发、注采井间死油区挖潜等多类应用场景。三项技术既可独立应用，亦可组合实施——侧钻新井眼配合堵水或冷采工艺，形成综合治理方案，最大限度挖掘老井潜力。多项技术已成功应用于中石油、中石化、中海油旗下多个油田，覆盖陆地与海上、常规与非常规、稀油与稠油等多种开发场景，在数百口井现场落地见效。面向未来，依托材料科学、智能算法与井下工具持续升级，该系列技术将持续优化迭代，进一步向地热开发、天然气水合物试采、地下储气库建设等新能源与储能领域拓展，为老油田延寿增效、行业绿色转型与能源安全保障提供持续技术赋能。