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华北油田采油三厂:难动用区块变身“甜点”区截至目前,华北油田采油三厂采用压驱注水技术已完成3个井组的注入,其对应油井日增油达到29.5吨,阶段累计增油1.26万吨,创造经济效益达3437万元。经过40余年开发,采油三厂大部分油藏进入高含水开发阶段,面临资源接替不足、稳产难度增大、开发成本上升等一系列挑战。同时,采油三厂低渗透储量规模大,采出程度较低,一直“沉睡”地下,靠传统的认识方法、开发方式、开采技术难以支撑持续效益开发。采油三厂转变开发思路、创新技术举措,通过实施压驱注水技术,破解低渗油藏“注不进、采不出”的难题,有效动用低渗油藏,推动高质量发展。突破认识“转”出全新路径采油三厂路46断块整体属于低渗-特低渗透储层,采出程度低,先后经历多种措施,一直难以建立有效驱替。技术人员打破“注水压力不能超过地层破裂压力”的传统认识,通过调研其他油田同类油藏开发经验,最终确定在路46断块应用压驱注水技术。这项技术是通过近破裂压力条件下大液量快速注水,然后焖井使压力传导平衡,利用压力驱动原油向采油井运移,形成以“压、驱、焖、采”为核心的水力增能驱替技术,从而改善低渗透油藏注水效果,提高油井采收率,具有快速补充能量、高效改造储层、受效井多、有效期长、清洁环保的优势。技术人员按照储层连通较好、剩余油饱和度高、井网完善水驱效果好、具有一定储量规模的标准,于2022年1月在路46-80X井组进行试验,历经254天顺利完工,累计注入量达2.81万立方米,见效井2口。其中,路46-82X井见效尤为明显,初期自喷日产油达7.2吨,井组累计增油达3675.3吨。首战告捷大大增强了技术人员的信心,也为采油三厂在低渗透油藏转变注水方式方面开辟了新路径。技术创新攻克关键难题为尽快实现压驱注水技术的推广应用,采油三厂强化工程地质一体化,迅速组建技术攻关团队,正式开展探索性先导试验。攻关团队将储层物性相对较好、油层分布稳定、平均井距180米的井组作为实施对象,精细计算井组地层亏空,合理设计注入量、注入周期,加密井组产液量和液面监测。工程技术人员从设备选型、工艺管柱优化、辅助化学药剂优选等方面进行论证。“路46断块注水启动压力高、压力爬坡快的特点十分鲜明。如何保证高压注入情况下的井筒完整性,是这项技术在低渗透油藏规模应用的关键难点。”采油三厂工程技术人员司东旭说。为提高注入施工中管柱的长期稳定性和安全性,技术人员进行了大量技术比对,明确了串接套管保护封隔器的管柱组合,对封隔器重点开展耐压差、耐温、固定方式、坐封方式、胶筒性能研究,最终确定PHP-2-SR型号的封隔器。这种封隔器耐压差达70兆帕,耐高温达150摄氏度,密封性好,可确保高压注入条件下管柱的稳定性。2023年4月,在路46-17X井试验成功,见效井增油达6576.7吨,压驱注水技术在低渗透油藏规模应用的关键技术难点被攻克。降低成本推动效益开发“目前,路46断块的日产油由8.6吨上升至57.3吨,且使用的增压设备直接放置在井场,仅需2人即可在现场实现操作和监控,在降低前期投入的同时,大幅精简了注水流程。”采油三厂技术人员结合前期投入成本等方面的情况,综合评估该工艺带来的效益后说。效益开发不仅是实现老油田持续稳产的需要,而且是增强抵御风险能力、提升发展动能的需要。采用压驱注水技术后,技术人员算了一笔账:压驱井组目前日增油超29吨,相当于6口新井的产量,相比产能建设节约钻井费用4800万元;相比传统压裂技术,压驱工艺平均单井费用降低33%,措施有效期延长52.4%,单井日增油上涨71%,且占地面积小,生产过程无废液,对脱水系统无影响,投入产出比达到1∶7.8。昔日的“难点”区,如今已变身为效益开发的“甜点”区。“随着开发时间的延长,老油田剩余资源的开采难度和开发成本会越来越高。我们将继续借鉴低渗油藏成功注水经验,不断完善措施,最终形成适用于采油三厂的精细注水技术体系,为油田的可持续发展注入强劲动力。”采油三厂工程技术研究所副所长郑建锋说。在石油开采的复杂环境中,原油含水率是衡量油藏开发效率与经济效益的关键指标之一,精准掌握原油含水数据,是优化生产策略、提升采收率的前提。杭州飞科电气有限公司研发生产的在线原油含水分析仪,很早就进入华北油田下属采油厂应用,2024年8月,飞科公司参加公开招标的华北油田2024年38

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