【石油工业网】近日，中原油田东濮老区马66-2井在补孔作业后实现自喷生产，日产油13.4吨，含水率仅10.5%。这口部署在深层特低渗油藏的油井能够高效建产，得益于中原油田超前注水补能的做法。

东濮老区低渗、特低渗油藏的储量占比接近一半，且地质条件复杂，受此制约，常规注采模式和三次采油技术在此类储层中难以发挥作用。“为此，我们必须做细注水开发这篇‘大文章’，打出一套高效补能的‘组合拳’，让低渗、特低渗油藏‘动’起来。”中原油田勘探开发研究院专家王志宝说。

变“被动补能”为“主动造场”

马66区块是一处典型的深层特低渗油藏。长期以来，由于埋藏深、物性差、自然产能低，未动用储量一直难以实现效益开发。

面对挑战，科研团队创新采用“水井超前注水补能、油井后投产”的开发模式，化被动为主动，激活特低渗油藏。

超前注水补能就是在采油之前先把地层“灌饱”，让地层压力维持在高位。实施超前注水补能，高压水会撑开岩石中微小的孔隙和裂缝，为原油铺好“高速公路”，充足的压力能把油从孔隙里“挤”出来，驱动它流向井底，相比直接压裂开发，超前注水使地层压力更平稳，油井稳产周期也更长。

地质人员精细刻画储层展布、含油性等关键参数，制订科学的注水计划。水井马66-3井于今年1月进行注水，平均日注80立方米。随着稳定的油水井间驱替系统建立，单井产能有效提高，稳产期明显延长，对应油井马66-2井在实施补孔作业后即实现自喷高产，日产油13.4吨，开发效果显著。

差异化注水防止“水窜”

压驱是低渗特低渗油藏注水开发的主要手段之一。它通过接近地层破裂压力的大排量注水，快速补充地层能量，让原本无法流动的剩余油“动”起来。然而，对于东濮老区典型的低渗薄差层型油藏，大排量压驱易水窜，难以有效动用。

“这类储层岩石致密，流体流动阻力极大，而且不同区域的物性差异明显。”勘探开发研究院东濮开发研究所主管邓彩云介绍，“既要让低渗油藏‘喝得饱’，又要防止局部‘水窜’导致驱替失衡。”

在储层精准刻画技术的基础上，技术人员制定了差异压驱技术策略，指导注水方案优化。

文72南区块有两套薄油层，但它们的“吸水能力”相差悬殊。如果采用传统的笼统注水，吸水快的那层“喝撑”了，吸水慢的那层还在“渴着”，能量根本补不进去。

为此，技术人员采用了分层压驱注水的方法：用封隔器将两层隔开，再根据各自的吸水能力分别配水。该区块共部署5口注水井和7口采油井，在物性较差区域采用大排量压驱快速补能，在物性较好区域采用高压泵小排量持续补能。实施分层压驱注水后，该区块日产量由22吨提升至46吨。

“压驱+”打出提效组合拳

6月12日，位于文138断块区的“孤井”文138-45井完成了一次特殊作业，技术人员通过压驱向井中注入1.3万立方米添加渗吸剂的水。

针对这类井后期能量不足、微孔隙中原油难以采出的难题，技术人员将压驱与渗吸剂合二为一，让水更容易撬动附着在岩石上的剩余油。

“压驱+”在东濮老区南何家区块结出硕果。近日，何3-1井压裂施工后喜获高产油流。技术团队以高压建驱为目标，坚持超前压驱、快速补能的思路，共部署4个压驱井组。目前已在2个井组实施措施，累计注水8.33万立方米。在超前蓄能的基础上，对油井实施压裂改造，让前期注入的能量得以充分释放。技术人员对何3-1井优化卡封分层压裂工艺，合理控制改造规模，压裂后增油效果显著。

按照“边研究、边实践，迭代提升”思路，中原油田持续推动“压驱+”技术的推广与应用。该油田将持续在文179东、南何家等新区推广应用超前压驱，在极复杂断块文138老区探索“反向压驱+渗吸提采”模式，部署压驱井组16个，推动东濮老区高效开发。