補液增能技術試驗在油田中的應用

沈強（大慶油田有限責任公司第七采油廠）

低滲透油田的開發在國內外已經有百年歷史。隨著能源需求的增長和開發歷程的延伸，低滲透儲層和低滲透油田對增儲上產發揮著越來越重要的作用。但低滲透油田由于地質條件的限制，開采難度相對較大，因此，低滲透油田的有效開發已是國內外油田面臨的一個普遍問題。目前，對于低滲透油田的開發，所采取的措施主要包括壓裂、酸化、注水、二次采油、注空氣、MEOR和井網加密調整等采油方法，經濟效益相對較低，探索低滲透儲層有效開發方式勢在必行。因此，針對大慶外圍低滲透油層，開展了補液增能技術試驗[1-4]。

1 技術現狀

已調研大慶油田、吉林油田、勝利油田，為了解決部分區塊因注不進水而導致地層能量不足的問題，開展了15 個井組的大排量高壓注水試驗，43 天注入11 年的水量，單井日產能恢復至初期的0.8 倍。大慶油田有限責任公司井下作業分公司應用壓裂驅油技術，起到了補充地層能量、驅洗剩余油、提高導流能力的作用，為增能挖潛工藝技術提供了指導思路。大慶油田采油一廠應用大排量注入技術，向地層注入8 000 m3表面活性劑溶液，證實了補液增能技術思路的可行性；采油五廠在吸水效果差的注水井中添加表面活性劑溶液，改善了注水效果，停止添加一段時間后，注水效果變差；采油七廠針對長期欠注導致地層能量不足的問題，開展了表面活性劑大排量注入技術試驗，應用液壓活塞注入泵與400型水泥壓裂泵車交替注入的方式，將藥劑注入目的層段，實現了補充地層能量的目的。吉林油田扶余采油區采取了應用新復合表面活性劑吞吐增產的措施，緩解了原油流動性差、吞吐后期出液不出油的問題[5-8]。

2 技術原理

該技術采用液壓式撬裝泵注的方式，向儲層補充增能劑，井下采取分層管柱的方式，針對不同儲層能量虧空程度，有針對性地分別進行能量補充。隨著增能劑的不斷注入，逐漸擴大波及范圍，增加地下存水率，最終達到補充地層能量、恢復地層壓力的目的，為采出端提供水驅動力，現場工藝流程見圖1。

圖1 現場工藝流程

針對儲層條件差、常規措施效果差、與油井溝通效果差的注水井，常規注水壓力難以注入地層；但以高于地層破裂壓力注入，在地層中形成微縫，如果累積注入量較大，容易形成較大規模的微縫結構，減小注水井與油井之間的滲流距離，增加了滲流面積，進而在降低注入壓力的同時，增加了注水井的日注水量。

增能劑體系進入地層之后會降低界面張力，從而降低注水井的注入壓力；而其在高液量注入后深入地層，改善巖石壁面與原油和水的接觸關系，降低油水與巖石之間的相互作用力，進而改善油水井之間的連通關系，達到降壓增注的目的[9]。

3 應用效果

截至2019 年10 月，在大慶外圍葡萄花油田完成現場試驗14 口井，其中油井1 口，水井13 口，平均單井注入增能劑7 468 m3。油井地面平均施工壓力12 MPa，日注入量330 m3；水井平均施工壓力18 MPa，日注入量280 m3。試驗效果對比見表1，平均井組日增油1.8 t，已累計增油6 287 t，取得了較好的應用效果。

表1 試驗效果對比

該項試驗投入費用為394.8 萬元，其中施工費375 萬元，實驗費用19.8 萬元。已增油6 287 t，按照噸油效益3 147元/t計算，累計創效1 583.7萬元。階段投入產出比為1∶5.0，與常規措施投入產出比1∶2.0相比，該項技術投入產出比提高1倍以上。

4 推廣情況

2020年，在單井組治理成功的基礎上，選取采出程度低、欠注比例高且處于管網末端的欠注區塊，優選地層能量不足的9個井組，采用整體補液方式開展集中治理，施工累計補液5.76×104m3。試驗后，平均井組日增油3.7 t，累計增油2 583 t，階段投入產出比為1∶4.1，目前仍然有效。

2021年計劃繼續擴大試驗規模，優選欠注比例高、低產井比例高、常規措施效果差、地層能量不足的A區塊，開展大規模集中治理試驗，預計實施后區塊欠注井比例降低50%，平均單井增油增幅90%。以原油價格50 美元/bbl（不含稅）為基準（匯率6.79 元人民幣=1 美元），原油體積換算系數7.315 bbl/t，原油商品率99.47%測算，預計實施后，累計增油投入產出比超過1∶5.0。

5 結論

1）該技術能夠簡化施工工藝、降低成本，是補充地層能量、增加油井產能的有效手段。

2）增能劑的介入，增加了裂縫的滲透性，改善了原油的流動性，加之大排量注入后，對虧空儲層起到良好的能量補充作用，為低滲透、低壓力井提供大量開采動力。

3）該技術適用于因儲層發育差、物性差、剩余油分布零散的特殊井，能夠經濟有效治理常規措施治理效果差的疑難井。