1976年，轰鸣的钻机声打破了盘古之乡长期的沉寂，蛰伏千年的油龙喷薄而出，拉开了双河油田开发的序幕。作为河南油田的主力油区，双河油田在其后的30多年间，一次次地演绎了提高采收率的神话：从开发初期的32.5%，一步步地提高到44.66%，比中石化油田平均水平高出16.66个百分点。至2007年末，双河油田已累计采出原油4027.89万吨，采出程度39.02%双河油田被命名为全国陆上“高速高效开发油田”。

到上个世纪80年代后期，双河油田进入递减期，产量下降幅度增大，注水效果变差。河南油田1991年适时开展双河油田注水效果研究，对水淹层解释方法、扇三角洲地质建模方法、储层非均质性与水淹特征、厚油层层内剩余油分布、高含水期综合调整方法等8个专题进行攻关。应用该项研究成果编制的双河油田Ⅳ1～4油藏二次加密方案，实施后采油速度由1.3%提高到1.9%，含水由90%降到81%，采收率提高4个百分点。

2001年，由河南油田主要领导牵头，组织精兵强将开展了“特高含水主力油田提高采收率研究与应用”这一重大课题研究。通过艰苦攻关，全面解剖了扇三角洲储层内部结构要素，建立了流动单元模型和三维定量地质模型，形成了以流动单元为基础的井网综合调整、注水结构调整、改善中低渗透层开发效果等一系列挖潜技术，取得了一批专利成果。该项被集团公司评为科技进步一等奖的研究项目推广应用后，增油68.4万吨，提高采收率3.16个百分点。

近年来开展的双河油田高含水期提高开发效果配套技术研究，通过井网适应性分析、开发后期水淹层机理、剩余油形成的宏观机理等攻关研究，形成了一套注采井网局部完善、强化注采系统和注采井网重新细化优化组合为主要内容的适应砂砾岩厚油层特高含水期的井网综合调整技术。该技术达到国内领先水平，推广应用36个开发单元，累计增油82.93万吨，提高采收率0.8个百分点。

基础研究和开发试验，为科学预测油田稳产趋势、明确油田潜力和稳产途径、正确制定油田整体部署和分阶段的调整计划提供了依据，有效促进了油田开发水平的提高，推动了采收率的持续攀升。

双河油田位于南阳盆地泌阳凹陷西南部，含油面积34.36平方公里，地质储量10322万吨。构造基本形态为一由西北向东南倾伏的鼻状构造，西北抬升为单斜。主要含油层为古近系核桃园组核三段，划分为九个油层组。储集层为典型的湖盆陡坡型扇三角洲沉积，具有距物源近、流程短、坡度陡、沉积快、湖水进退频繁等特点，厚层发育，旋回复杂，非均质性十分严重。

基础研究是提高采收率的一项关键性工作。双河油田开发一上手及其在以后的开发过程中，始终把加强地质综合研究和工艺技术攻关放在重要位置。

双河油田开发伊始，即着手开展了油藏非均质和沉积相研究。以小层为单元，编制渗透率图版，定量计算非均质参数；定量计算表征微观孔隙结构特征参数，研究与驱油效率的关系；研究厚油层韵律特征，划分韵律类型；进行油层物理模型试验及水驱油研究；开展细分沉积相研究，搞清油层与沉积砂体的关系。通过研究，得出了双河油田层间、层内非均质性均比国内其他油田严重；微观孔隙分布极不均匀，水驱油效率低；韵律多变，油水运动规律复杂等重要的结论。在室内研究的基础上，开展了双河地区438断块Ⅲ3小层高速开采实验、厚油层细分开采试验等多个开发试验，解决了双河油田长期高产稳产的根本性和长远性问题，为后续开发调整积累了经验。

科学调整，提高收率

油田开发过程就是对油田不断调整，使人们的主观认识逐步接近油层客观实际的过程。油田开发调整工作不仅是一项综合性的研究工作，同时也是一项科学性、技术性很强的管理工作。河南油田在开发调整中，始终坚持首先开辟先导试验区，取得经验，指导全油田的调整工作，从而保证了调整一块、完善一块、稳产一块。

及早细分层系

双河油田以七套层系、面积注水井网、注水开发方式全面投产，生产能力达到了设计要求，但由于所划分层系油层层数多，厚度大，单井控制储量高，层间干扰严重，各类油层生产能力发挥不均衡，部分单元含水上升快，稳产效果差。

为实现油田进一步稳产，从1981年开始进行以细分层系为主的综合调整，双河油田7套开发层系10个开发单元细分为14套开发层系24个开发单元。通过细分调整，平均单井控制层数由7.2层降到4层，单井控制储量由67.7万吨降到39万吨，增加可采储量887万吨，采收率达到39.8%。

适时加密，井网先导

国内外油田开发实践表明，在非均质油层中，井网密度对产量和采收率有很大影响，对开发效果起着决定性的作用。为解决部分单元单向受效厚度比例大、含水上升快的矛盾，在加密井网先导试验区的基础上，1987~1990年对双河油田进行一次井网加密，共钻各类调整井225口。加密后，双河油田井距由500～600米缩小至400米，井网密度由每平方千米4.18口增加到6.19口，单井控制地质储量由39.2万吨下降到27.5万吨，标定可采储量3694万吨，增加可采储量185万吨，采收率提高到41%。

井网一次加密后，层间、层内动用差异大、稳产困难的问题凸显出来。为进一步提高采收率，于1991~1994年开展二次井网加密，又钻加密井242口。加密后，双河油田平均井距由431米缩小到345米，井网密度由每平方千米5.38口增加到8.39口，单井控制地质储量由26.04万吨降低到19.58万吨，双河油田可采储量增加到3853万吨，采收率提高到42.8%。

局部细分，局部加密

双河油田开发后期剩余油分布具“薄、散、小、差、低”的特征，开采对象由层间转向层内、由主体部位转向边部和上倾尖灭区、由主力层转向非主力层。1995年以后，重点实施以厚油层层内流动单元和非主力油层为对象的局部细分加密调整。先后组织实施了《双河油田北块及Ⅷ、Ⅸ油组井网二次加密后局部完善调整方案》等29个方案，增加可采储量624.4万吨。

双河油田之所以能够以2%以上的采油速度稳产12年，得益于准确地把握了不同开发阶段暴露的主要矛盾，制定了切实可行的相应措施。这个油田在1990年以前平均每5年进行一次大的综合调整，之后平均每3年就进行一次大的综合调整。通过调整，增加可采储量1855.4万吨。

做好“水”字文章

向科学注水要采收率

“看‘油’字的结构，没有‘水’旁是写不成的。我们要巧用‘水’旁写好‘油’字。”河南油田采油一厂地质研究所的技术人员形象地道出了水在油田开发中的重要作用。注水是提高采收率最经济的手段，但如何向地层科学注水、合理注水，却远不是一句话这么简单。

早期注水补充能量，奠定长期稳产基础

双河油田试采表明，每采出1%地质储量地层压力下降3.46兆帕，天然能量不足。因此，在投产当年即把注水补充能量做为实现高产稳产的根本措施来抓，并且实现了“三个当年”（即当年投产、当年注水、当年达到注采平衡），及时扭转了产量递减的局面。

从1978年10月开始，相继组织了以注水量上1万立方米为目标的“77-1”会战、以分层注水合格率达到60%为核心的“62-6”会战和主力油层调配会战。注水会战持续了两年，主力开发单元全部实现了注水开发，地层压力恢复到原始地层压力的85%以上。早期分层注水，奠定了双河油田长期稳产高产的基础。油田开发当年就全面实现分层注水，这在全国是首屈一指的。

注采井网，改善效果

对于非均质性油层，改变液流方向和注入条件，是提高储量动用程度、改善水驱效果的有效方法。在二次井网加密中，双河油田共转注采油井78口，注水井总数由1990年底的168口增加到268口，注采井数比由0.46提高到0.6，年注水量也由742.27万立方米提高到1140.15万立方米，使月注采比达到1.0。这不仅使采油井多向受效厚度大大增加，水驱控制程度也由75.96%提高到88.57%。

油水并重，稳油控水

对于非均质严重的砂岩油藏来说，注水工作像河内行舟一样，水可载舟亦可覆舟，具有两重性。为充分发挥注水对持续稳产的支撑作用，河南油田全面推行注水“三培育一跟上”的工作思路，牢固树立“油水并重”理念，深入落实“一井一策”精细管理法，以注水由层间向层内转移、由高渗透层段向中低渗透层转移、由少井高强度向多井分散均衡注水转移等“三个转移”为载体，致力于注水、产液和压力结构的优化调整，强力打造分层位、分类型、分渗流特征、分开发阶段的“四分”精细注水核心技术。

向三次采油要采收率

“六五”期间，当河南油田还处于上产阶段时，即着手进行三次采油可行性研究。“七五”期间进行了聚合物驱潜力分析和聚合物性能评价。1994年在双河油田Ⅱ5层开展厚油层高温聚合物驱先导试验，1998年在双北Ⅱ4~5层系进行聚合物驱工业化推广应用。“九五”期间，双河油田适合聚合物驱的一类储量全部动用，437Ⅱ1~2、437Ⅱ3、双北Ⅰ5Ⅱ1~3层系先后实施聚合物驱，并取得了较好的增油效果。

该油田2004年在双河V上层系开展了二类储量高温聚合物驱先导试验，后于2006、2007年扩大到双河Ⅲ油组、Ⅳ1~3层系。为了充分动用三类储量，2006年8月在双河Ⅶ1~3层系开展了高温耐盐交联聚合物驱先导试验。截至2007年底，双河油田共有7个区块投入聚驱工业化应用，覆盖地质储量3759.62万吨，累积增油56.09万吨，增加可采储量132.25万吨，提高采收率4.8个百分点。

在三次采油过程中，河南油田逐步形成了整体深度调剖技术、注聚全过程调剖技术、低剪切井下分注工艺技术等配套技术，总结、提炼了“调、堵、分、解、修”三次采油动态调整技术体系。双河油田厚油层高温聚合物驱油技术1996年被原中国石油天然气总公司评为科技进步一等奖，1998年又获国家科技进步一等奖。

双河油田自1977年12月投入开发以来，河南油田人坚持“注重效益、提高质量、协调发展、稳定增长”的方针，立足砂砾岩油藏地质特征，把工作的基点放在不断加深对油田地下情况的认识上，干好当年，准备来年，联系五年，设想十年，始终把握油田开发的主动权，多项开发指标跨入同类油田先进行列。1986年，双河油田被原石油部宣布为全国第一批实现开发良性循环的三个油田之一；1988年，双河油田被原中国石油天然气总公司评为高效开发油田；2002年，双河油田被中国石油化工股份有限公司评为高效开发油田。

持续提高采收率是一项极其复杂的系统工程，任重道远，需要多管齐下，坚持不懈。目前，河南油田正在朝着集团公司所期望的目标奋力拼搏。据测算，双河油田的采收率如能达到50%，可增加可采储量551万吨，在目前采油速度条件下，其稳产期将延长9年。相信在不远的将来，双河油田的采收率一定能够实现既定目标，成为中国石化中高渗透整装砂岩油藏采收率首先达到50%的第一家。

双河油矿南部陡坡带泌304区蒸汽热采项目作为油田2009年的重点工程，担负着全局增储上产的重要任务。为此，该矿领导高度重视，专门成立了以生产副矿长为组长、机关各岗位专业技术人员共同参与的投运小组，按照超前谋划、超前组织、超前运行的生产机制，加快投运建设步伐，狠抓新井投产及配套设施建设、工农关系协调、管网合理调配等工作，及时组织油建施工和作业运行，力争做到了早跟踪、早介入、早投产、早管理、早见效。

蒸汽热采是油矿首次运用的开发方式，在建设过程中遇到了各种生产难题。在困难面前，油矿充分发扬“急难险重任务面前无所畏惧、敢拼能赢、剑锋所指、所向披靡的‘亮剑’精神”，集中所有人的智慧，群策群力，攻克了一个又一个生产难题。

天然气量是否充足是关系此次热采投运成败的一个重要因素。为了准确了解锅炉用气量和安棚来气供给量，该矿先后4次使用制氮车进行管线吹扫验证，及时发现了影响供气量不能达到投运要求的原因，通过主动连接安3003至安棚5号计量站输气管线、调整安棚6号转油站与安棚8号转油站的电动调节阀、更换注汽站进锅炉前的自力式调节阀，保证了锅炉供气压力和流量稳定，为投运工作顺利进行提供了气源保障。项目建设期间，该矿还紧盯施工建设的每一个环节，及时发现了管线与法兰焊接处存在的砂眼，消除了事故隐患，保证了投运工作的安全运行。

保生产平稳

为了能够及时发现和处理日常生产中遇到的各种突发事件，该矿各采油队紧盯原油过表数，根据油水井出现的异常状况，以最快的速度查清原因，采取措施，做到问题处理不过夜，保证了油水井生产平稳运行。3月4日，采油12队过表数出现异常，该队立即启动生产应急预案，并对每口油井进行量油，经过2个多小时的认真排查，终于发现了日产10.3吨的415井不出液。队上及时安排施工队作业，并利用作业机会加深泵挂，对运行参数进行优化，同时紧盯施工进度，仅用1天半的时间就使该井施工完毕，开抽后该井产量上升至14.8吨。

3月份以来，油矿多条输电线路检修，停电使全矿的原油产量受到一定的影响。为把产量的损失降到最低，该矿提前着手，制定出详细的检修计划表，做到有计划、有步骤地开展检修工作。同时，严格执行设备保养规定，按照“十字作业法”等设备管理要求组织开展检修工作，指派专人负责设备的检修和保养，不留死角，杜绝隐患，为以后的生产奠定了坚实基础。

面对严峻的原油生产形势，该矿还牢固树立过紧日子的思想，千方百计对油井作业、管线穿孔及日常生产的各个环节产生落地原油进行回收。仅前两个月，该矿就回收各类落地原油近30吨，确保了产出的每一滴原油“颗粒归仓”，减少了环境的污染。