6月26日，在华北油田采油三厂留西油田路46-10X井，该厂工程技术人员正在检查压驱注水技术应用情况。该技术实施后，仅用20天就让这口曾经“滴水不进”的井“喝”掉了3000立方米水，这一个数字，相当于路46断块3个注水井组过去10年的注水总量。地层能量得到充分补充后，其对应油井也展现出强劲生产势头，日产油38吨。

  “压驱这一新技术的实施，彻底打破了低渗透油藏注不进水的魔咒，截至目前，已完成3个井组的注入，阶段累增油1.15万吨，创经济效益3117.65万元，为盘活油藏资源、实现效益开发提供了技术支撑。下步将按照立足先导试验井区、聚焦主力井组、建立有效水驱、逐步扩大规模、持续优化调整的思路，聚焦沙三段二三油组储层，在路46断块整体部署10个压驱井组，进一步提升低渗透油藏水驱动用程度，完善低渗油藏开发技术序列，逐步拓展到其它低渗油藏。”该厂副总工程师朱治国说道。

  人可以一天不吃饭，但不能一天不喝水。注水油藏也一样，长期缺水会使油藏处于能量缺失的“亚健康”状态。多年的实践证明，注水是保持油层压力，实现老油田效益稳产最基础、最成熟、最经济的技术之一，因此，怎样让老油田“补足元气”，是当下技术人员面临的首要问题。

  然而，对于一些常年“注不进，采不出”的低渗油藏来说，由于储层岩石质地坚硬、孔隙度低、孔道狭窄，使得油藏“健康饮水”成为一种奢望。水注不进、地层压力低、油井能量补充不上一系列连锁反应，导致储量动用程度极差。以采油三厂低渗油藏为例，储量高达3100万吨，技术人员先后开出压裂、酸化、气驱等一系列“药方”，不仅成本高昂，且效果低微缓慢，数千万吨储量依旧在地下沉眠。

  作为连续27年保持百万吨规模的采油厂，一边是保持百万吨规模的迫切需要，另一边却拿不出相适应的开发技术。近在咫尺的油藏却像“上了锁”，怎么办？

  该厂留西油田为砂岩油藏，是典型的低渗透油藏，储量2675万吨，而采出程度仅10.8%。以该油田路46断块为例，构造位置属冀中坳陷饶阳凹陷中南部的留西构造带，开发层系为沙三段，区块孔隙度11.0%，渗透率2.45毫达西，整体属于低渗-特低渗透储层，断块面积4.2平方公里，地质储量954万吨，采出程度仅1%，采油速度0.1%，开井率34.7%，平均单井日产液不足1.5吨。先后经历多种措施，一直难以建立有效驱替。

  “该断块长期没办法实现有效注水，地层能量得不到补充，油层压降大，油井普遍供液不足，是其始终处于低产状态，甚至关停的关键原因。”该厂工程技术人员王政国说道。

  挣脱思想束缚，方能激发行动力量。技术人员不甘放弃此处资源，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断块开展压驱注水工艺可行性分析。

  不同于常规注水的慢慢渗入，该技术是通过近破裂压力条件下大液量快速注水，使“瓷砖”形成大量微裂缝，注水从“渗”变成“灌”，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，形成了以“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。

  明确思路后，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，选择在路46-80X井组做试验。对压驱层段组合设计、注入方式、注采周期等关键参数优化设计后，于2022年1月进入现场实施，历经254天顺利完工，累计注入量28149方，见效井2口，东西向路46-82X井见效尤为明显，初期自喷日产油7.2吨，井组累增油3675.3吨。

  首战告捷，在大大增强技术人员信心的同时，也为该厂在低渗透油藏转变注水方式方面提供了新的可能性。

  压驱注水技术在地下“破冰开道”的同时，也打开了技术人员的思路。为尽快实现技术“本土化”，该厂强化工程地质一体化，本着边实施、边研究、边完善的原则，迅速组建技术性攻关团队，技术人员在学习消化的基础上，结合压驱机理及路46断块油藏认识，正式开展探索性先导试验。

  将储层物性相对较好、油层分布稳定、平均井距180米且处于中心井组作为实施对象，地质技术人员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的监测；工程技术人员从设备选型、优化工艺管柱、辅助化学药剂优选等方面做论证。

  “参照路46断块注入数据，该断块注水启动压力高、压力爬坡快的特点更加鲜明。如何保证高压注入下的井筒完整性，是制约该技术在低渗透油藏规模应用的关键性难题。”该厂工程技术人员司东旭说道。

  为提高注入施工中管柱长期稳定性和安全性，技术人员进行大量技术比对，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，最终确定了型号为PHP-2-SR的封隔器。该封隔器耐压差70兆帕、耐高温150度、在氢化丁腈胶为材质的基础上采用端密封胶筒内置钢丝，强化了端胶筒的强度，有效保护中间胶筒的密封性。同时棘轮锁环装置使卡瓦和胶筒坐封持久有效，配套SAH高压水力锚防止管柱蠕动，多种叠加措施确保了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，累计注入258 93方，见效井累增油6576.7吨，顺利攻克了压驱工艺在低渗透油藏规模应用的关键性技术难题。

  “目前，路46断块日产油由8.9吨上升至65.6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”6月25日，该厂技术人员正在结合前期投入、人员成本等方面综合评估该工艺带来的效益。

  在当前复杂多变的环境下，老油田的生存与发展面临着严峻挑战，在此背景下，低成本、高效益不仅是实现老油田持续稳产的需要，更是增强抵御风险能力、提升发展动能的需要。

  不同于老油田开发后期常规作业带来的开发成本水涨船高的问题，技术人员算了一笔账，压驱井组目前日增油30吨，相当于6口新井产量，相较产能建设节约钻井费用4800万元，实现了“少打井、多出油，提高采收率”的预期目标；相较传统压裂技术，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，生产的全部过程无废液，对脱水系统无影响，投入产出比达到1：7.8，昔日吃不下的“难点”，如今已华丽变身为效益开发的“甜点”。

  压驱注水技术以超高压快速注水，短期内升压增能的优势，让效益开发“立竿见影”。然而，面对节节攀升的产量与效益，技术人员从始至终保持清醒头脑，充分识别、消减其带来的高压、噪音、井控等重重风险，牢牢把住安全底线。

  针对注入施工全套工艺流程中高压刺漏及连通井井控风险较高的现状，该厂联合有关部门成立应急处置小组，全面评估潜在施工风险并编写现场应急处置预案，明晰各单位职责，突出突发状况下各单位协同配合，确保处置的及时性、合理性。根据注入井井口压力超出50兆帕的情况，配套1000型井口，地面汇管耐压105兆帕，提升注入井耐压等级，同时应用远程控制+视频监控的方式实现设备启停、排量调整室内操作，减少进入高压区域频次，降低人身伤害风险。此外，充分预判压驱见效后可能带来的井控风险，针对对应采油井，先后采取更换高压防喷盒、安装放喷池、安装远程监测压力表等措施，确保其生产安全受控。同时，在现场设置隔音板，避免影响周边村民生产、生活秩序。

  “今后，老油田剩余资源的开采难度和开发成本将会慢慢的高，我们将继续借鉴低渗油藏成功注水经验，把一次次技术创新不间断地积累、逐渐完备、慢慢地增加，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。”该厂工程技术研究所副所长郑建锋说道。（通讯员 魏璐 郭鹤 夏慧 李伍玲）