截至目前，華北油田采油三廠采用壓驅注水技術已完成3個井組的注入，其對應油井日增油達到29.5噸，階段累計增油1.26萬噸，創造經濟效益達3437萬元。

經過40余年開發，采油三廠大部分油藏進入高含水開發階段，面臨資源接替不足、穩產難度增大、開發成本上升等一系列挑戰。同時，采油三廠低滲透儲量規模大，采出程度較低，一直“沉睡”地下，靠傳統的認識方法、開發方式、開采技術難以支撐持續效益開發。采油三廠轉變開發思路、創新技術舉措，通過實施壓驅注水技術，破解低滲油藏“注不進、采不出”的難題，有效動用低滲油藏，推動高質量發展。

突破認識 “轉”出全新路徑

采油三廠路46斷塊整體屬于低滲-特低滲透儲層，采出程度低，先后經歷多種措施，一直難以建立有效驅替。技術人員打破“注水壓力不能超過地層破裂壓力”的傳統認識，通過調研其他油田同類油藏開發經驗，最終確定在路46斷塊應用壓驅注水技術。

這項技術是通過近破裂壓力條件下大液量快速注水，然后燜井使壓力傳導平衡，利用壓力驅動原油向采油井運移，形成以“壓、驅、燜、采”為核心的水力增能驅替技術，從而改善低滲透油藏注水效果，提高油井采收率，具有快速補充能量、高效改造儲層、受效井多、有效期長、清潔環保的優勢。技術人員按照儲層連通較好、剩余油飽和度高、井網完善水驅效果好、具有一定儲量規模的標準，于2022年1月在路46-80X井組進行試驗，歷經254天順利完工，累計注入量達2.81萬立方米，見效井2口。其中，路46-82X井見效尤為明顯，初期自噴日產油達7.2噸，井組累計增油達3675.3噸。

首戰告捷大大增強了技術人員的信心，也為采油三廠在低滲透油藏轉變注水方式方面開辟了新路徑。

技術創新 攻克關鍵難題

為盡快實現壓驅注水技術的推廣應用，采油三廠強化工程地質一體化，迅速組建技術攻關團隊，正式開展探索性先導試驗。

攻關團隊將儲層物性相對較好、油層分布穩定、平均井距180米的井組作為實施對象，精細計算井組地層虧空，合理設計注入量、注入周期，加密井組產液量和液面監測。工程技術人員從設備選型、工藝管柱優化、輔助化學藥劑優選等方面進行論證。

“路46斷塊注水啟動壓力高、壓力爬坡快的特點十分鮮明。如何保證高壓注入情況下的井筒完整性，是這項技術在低滲透油藏規模應用的關鍵難點。”采油三廠工程技術人員司東旭說。

為提高注入施工中管柱的長期穩定性和安全性，技術人員進行了大量技術比對，明確了串接套管保護封隔器的管柱組合，對封隔器重點開展耐壓差、耐溫、固定方式、坐封方式、膠筒性能研究，最終確定PHP-2-SR型號的封隔器。這種封隔器耐壓差達70兆帕，耐高溫達150攝氏度，密封性好，可確保高壓注入條件下管柱的穩定性。2023年4月，在路46-17X井試驗成功，見效井增油達6576.7噸，壓驅注水技術在低滲透油藏規模應用的關鍵技術難點被攻克。

降低成本 推動效益開發

“目前，路46斷塊的日產油由8.6噸上升至57.3噸，且使用的增壓設備直接放置在井場，僅需2人即可在現場實現操作和監控，在降低前期投入的同時，大幅精簡了注水流程。”采油三廠技術人員結合前期投入成本等方面的情況，綜合評估該工藝帶來的效益后說。

效益開發不僅是實現老油田持續穩產的需要，而且是增強抵御風險能力、提升發展動能的需要。

采用壓驅注水技術后，技術人員算了一筆賬：壓驅井組目前日增油超29噸，相當于6口新井的產量，相比產能建設節約鉆井費用4800萬元；相比傳統壓裂技術，壓驅工藝平均單井費用降低33%，措施有效期延長52.4%，單井日增油上漲71%，且占地面積小，生產過程無廢液，對脫水系統無影響，投入產出比達到1∶7.8。昔日的“難點”區，如今已變身為效益開發的“甜點”區。

“隨著開發時間的延長，老油田剩余資源的開采難度和開發成本會越來越高。我們將繼續借鑒低滲油藏成功注水經驗，不斷完善措施，最終形成適用于采油三廠的精細注水技術體系，為油田的可持續發展注入強勁動力。”采油三廠工程技術研究所副所長鄭建鋒說。

在石油開采的復雜環境中，原油含水率是衡量油藏開發效率與經濟效益的關鍵指標之一，精準掌握原油含水數據，是優化生產策略、提升采收率的前提。杭州飛科電氣有限公司研發生產的在線原油含水分析儀，很早就進入華北油田下屬采油廠應用，2024年8月，飛科公司參加公開招標的華北油田2024年38大類智能含水率測量儀集中采購（招標編號HBYT-ZBZX-WZZB-2024-0349）項目，經評標委員會評審，成功中標該項目三個標段。

（FKC01插入式原油在線含水分析儀在華北油田應用）