补液增能技术试验在油田中的应用

沈强（大庆油田有限责任公司第七采油厂）

低渗透油田的开发在国内外已经有百年历史。随着能源需求的增长和开发历程的延伸，低渗透储层和低渗透油田对增储上产发挥着越来越重要的作用。但低渗透油田由于地质条件的限制，开采难度相对较大，因此，低渗透油田的有效开发已是国内外油田面临的一个普遍问题。目前，对于低渗透油田的开发，所采取的措施主要包括压裂、酸化、注水、二次采油、注空气、MEOR和井网加密调整等采油方法，经济效益相对较低，探索低渗透储层有效开发方式势在必行。因此，针对大庆外围低渗透油层，开展了补液增能技术试验[1-4]。

1 技术现状

已调研大庆油田、吉林油田、胜利油田，为了解决部分区块因注不进水而导致地层能量不足的问题，开展了15 个井组的大排量高压注水试验，43 天注入11 年的水量，单井日产能恢复至初期的0.8 倍。大庆油田有限责任公司井下作业分公司应用压裂驱油技术，起到了补充地层能量、驱洗剩余油、提高导流能力的作用，为增能挖潜工艺技术提供了指导思路。大庆油田采油一厂应用大排量注入技术，向地层注入8 000 m3表面活性剂溶液，证实了补液增能技术思路的可行性；采油五厂在吸水效果差的注水井中添加表面活性剂溶液，改善了注水效果，停止添加一段时间后，注水效果变差；采油七厂针对长期欠注导致地层能量不足的问题，开展了表面活性剂大排量注入技术试验，应用液压活塞注入泵与400型水泥压裂泵车交替注入的方式，将药剂注入目的层段，实现了补充地层能量的目的。吉林油田扶余采油区采取了应用新复合表面活性剂吞吐增产的措施，缓解了原油流动性差、吞吐后期出液不出油的问题[5-8]。

2 技术原理

该技术采用液压式撬装泵注的方式，向储层补充增能剂，井下采取分层管柱的方式，针对不同储层能量亏空程度，有针对性地分别进行能量补充。随着增能剂的不断注入，逐渐扩大波及范围，增加地下存水率，最终达到补充地层能量、恢复地层压力的目的，为采出端提供水驱动力，现场工艺流程见图1。

图1 现场工艺流程

针对储层条件差、常规措施效果差、与油井沟通效果差的注水井，常规注水压力难以注入地层；但以高于地层破裂压力注入，在地层中形成微缝，如果累积注入量较大，容易形成较大规模的微缝结构，减小注水井与油井之间的渗流距离，增加了渗流面积，进而在降低注入压力的同时，增加了注水井的日注水量。

增能剂体系进入地层之后会降低界面张力，从而降低注水井的注入压力；而其在高液量注入后深入地层，改善岩石壁面与原油和水的接触关系，降低油水与岩石之间的相互作用力，进而改善油水井之间的连通关系，达到降压增注的目的[9]。

3 应用效果

截至2019 年10 月，在大庆外围葡萄花油田完成现场试验14 口井，其中油井1 口，水井13 口，平均单井注入增能剂7 468 m3。油井地面平均施工压力12 MPa，日注入量330 m3；水井平均施工压力18 MPa，日注入量280 m3。试验效果对比见表1，平均井组日增油1.8 t，已累计增油6 287 t，取得了较好的应用效果。

表1 试验效果对比

该项试验投入费用为394.8 万元，其中施工费375 万元，实验费用19.8 万元。已增油6 287 t，按照吨油效益3 147元/t计算，累计创效1 583.7万元。阶段投入产出比为1∶5.0，与常规措施投入产出比1∶2.0相比，该项技术投入产出比提高1倍以上。

4 推广情况

2020年，在单井组治理成功的基础上，选取采出程度低、欠注比例高且处于管网末端的欠注区块，优选地层能量不足的9个井组，采用整体补液方式开展集中治理，施工累计补液5.76×104m3。试验后，平均井组日增油3.7 t，累计增油2 583 t，阶段投入产出比为1∶4.1，目前仍然有效。

2021年计划继续扩大试验规模，优选欠注比例高、低产井比例高、常规措施效果差、地层能量不足的A区块，开展大规模集中治理试验，预计实施后区块欠注井比例降低50%，平均单井增油增幅90%。以原油价格50 美元/bbl（不含税）为基准（汇率6.79 元人民币=1 美元），原油体积换算系数7.315 bbl/t，原油商品率99.47%测算，预计实施后，累计增油投入产出比超过1∶5.0。

5 结论

1）该技术能够简化施工工艺、降低成本，是补充地层能量、增加油井产能的有效手段。

2）增能剂的介入，增加了裂缝的渗透性，改善了原油的流动性，加之大排量注入后，对亏空储层起到良好的能量补充作用，为低渗透、低压力井提供大量开采动力。

3）该技术适用于因储层发育差、物性差、剩余油分布零散的特殊井，能够经济有效治理常规措施治理效果差的疑难井。