中原油田中渗油藏进入高含水开发期后，现有的调驱体系因耐高温、高盐性差无法满足油藏深部调驱需要，科研人员经过五年攻关，研发出三元共聚冻胶微球调驱剂，为提高中渗油藏采收率蹚出了新路
1月13日，中原油田“三元共聚冻胶微球调驱剂的研究与应用”项目，通过集团公司专家组鉴定，并获集团公司科学技术进步二等奖。专家组认为，该成果丰富了中渗油藏高含水期提高采收率的技术手段，对国内外类似油藏的调整挖潜、提高采收率具有指导和借鉴意义，整体达到国际先进水平，其中，“三元共聚冻胶微球调驱剂及制备方法”达到国际领先水平。
针对中渗高含水油藏深部调驱困境，油田科研人员研制开发出三元共聚冻胶微球调驱剂，创新形成了小粒径耐温抗盐调驱等4项关键技术，解决了高温高盐油藏深部调驱难题。
油田中渗油藏地质储量2.78亿吨，经过多年高速高效开发和多次注采调整，目前已进入高含水后期开发阶段，不但主力油层水淹严重，部分二、三类层采出程度也较高，依靠常规注采调整进一步提高水驱动用程度的难度越来越大，调剖（驱）技术成为高含水油藏控水稳油的重要手段之一。
作为油田最早投入开发的中渗油藏，文中油田地层温度高（85～119摄氏度），地层水矿化度高（20万～29万mg/L）。以往，调驱采用的凝胶颗粒调驱剂粒径大，不能进入地层深部，仅提高了近井地层的注水波及体积，所以多轮次调驱后增油效果逐步下降。
据介绍，国内外现有的调驱剂承受温度最高为90摄氏度、矿化度为10万～12万mg/l，而油田地层温度在90摄氏度以上的储量超过90%，矿化度最高达到25万mg/l。这种调驱剂在高温、高矿化度条件下强度变弱、稳定性较差。进入这样的地层，其化学性质会发生变化，就像“钢筋”变成“面条”，不能运移到离注水井井眼更远的地层深部，对油田多轮次调驱后的高温、高矿化度油藏深部调驱适应性较差。
“我们油田高温高盐地质储量2.78亿吨，必须找到一条适合这种油藏调驱的开发技术，让它们重新加入高产行列。”采油工程技术研究院中高渗油藏研究所所长杨昌华说。
科研人员把这种技术需求比做等米下锅。但没有金刚钻，难揽瓷器活儿。大家只能眼巴巴地看着油田含水不断上升、自然递减不断加大。找到一种能抗高温、高盐的调驱剂，打破僵局，成为油田科技工作者共同的心愿。
2008年3月，科研人员开始针对文中油田开展耐温抗盐深部调驱技术研究。
没想到，三元共聚冻胶微球调驱剂为高温高盐油藏深部调驱带来了曙光。
2000年以来，文10块先后实施了交联预交联颗粒、交联预交联复合凝胶等五轮次调驱，单井增油量由初期的827吨降到2007年的209吨。现场急需粒径小、耐温耐盐性强、能注入地层深部的调驱剂，以满足中渗油藏高含水后期深部调驱的需要。
