东北油气针对低渗透油藏常规注水突出问题，打破固有认识、引进压驱注水技术，创新形成均衡压驱注水技术，并以深化油藏认识为基础，攻关难动用储量，创新注入模式，逐步迭代形成均衡压驱+特色技术路线，为油田开发注入新动能。2022年以来，累计实施均衡压驱注水17个井组，覆盖储量379万吨，日增油28.3吨，累计增油近3万吨，提高采收率4.1个百分点，吨油耗水34.1立方米，投入产出比1∶5.6。
□本报记者 张万东 通讯员 王科战
东北油气所辖油气田低渗透油藏占比83.5%，注水开发有“三难”，即注不进、能量低、采收差。面对困局，该公司技术人员坚持以效益产量为目标，多方学习调研，打破常规注水压力不能超过地层破裂压力的认知，引入微压驱注水技术。
他们结合油田地质特征、井网、井距、主应力方向、注水注气见效情况等，进一步量体裁衣、迭代提升，创新形成均衡压驱注水技术。
该技术以近破裂压力、变排量注水产生微裂缝网，全过程同步注采、动态调控，从而实现能场协同、均衡驱替。
2022年，他们在SW801井开展先导试验，注水压力由30兆帕升至39.6兆帕，日注水量由5立方米提高到300立方米，实现大井距有效建驱，最高日增油14.6吨，首年即增产1786吨，成果喜人。
先导试验取得突破后，技术人员深入解剖油藏，强化基础研究，针对不同油藏类型建立选井标准，形成“建驱增油、扩大波及、补能促混相”三种压驱模式，全力推动增储上产。
在SN142块，技术人员通过在边部大量快速注水增加水路，使各水路匀速推进，实现日增油3.7吨，累计增油超3700吨。
在SW8+SW10块，均衡压驱在实现增油的同时出现水窜问题，技术人员通过合理的注入-停注-再注入周期循环调控，给能量均衡留出时间，有效控制含水上升，9个井组累计增油1.7万吨，提高采收率4.9个百分点。
在DB33块，技术人员提高注水压力、加大注水量，补能时间较常规注水缩短达12.8年，地层压力提升5.7~10.4兆帕，达到混相压力的1.2倍以上，为后续拉大井距、开展气驱补足能量。
在此基础上，东北油气组织技术人员继续深入研究压驱机理、优化迭代升级技术。他们开展对外合作，优化完善均衡压驱数值模拟方法，依托建模数模开展压驱气水协同技术及应用研究，明确了气水协同对剩余油分布的影响机制，再通过优化注入参数，形成有效控制含水上升、扩大波及范围的均衡压驱+技术，进一步提高采收率。
2024年以来，针对腰英台油田特低渗双重介质油藏二氧化碳难混相、七棵树油田均衡压驱水窜等问题，东北油气探索实施转常规注水、均衡压驱+调驱、均衡压驱+二氧化碳等复合增效技术共6个井组，迭代均衡压驱技术，提高采收率1.9个百分点。
其中，DB33-4-2井组应用均衡压驱+二氧化碳技术见到初步效果，注入二氧化碳段塞0.93万吨，有4口井见效，平均单井日增油1吨，含水率下降6.3个百分点。
均衡压驱注水技术在低渗透油藏应用以来，东北油气注水产油量占比逐年提升，成为稳产增产主力军。未来，东北油气计划结合风光绿电，推进均衡压驱柔性注水，探索大排量二次压驱技术经济可行性，为油田开发持续注入新动能。