截至目前，华北油田采油三厂采用压驱注水技术已完成3个井组的注入，其对应油井日增油达到29.5吨，阶段累计增油1.26万吨，创造经济效益达3437万元。
经过40余年开发，采油三厂大部分油藏进入高含水开发阶段，面临资源接替不足、稳产难度增大、开发成本上升等一系列挑战。同时，采油三厂低渗透储量规模大，采出程度较低，一直“沉睡”地下，靠传统的认识方法、开发方式、开采技术难以支撑持续效益开发。采油三厂转变开发思路、创新技术举措，通过实施压驱注水技术，破解低渗油藏“注不进、采不出”的难题，有效动用低渗油藏，推动高质量发展。
突破认识 “转”出全新路径
采油三厂路46断块整体属于低渗-特低渗透储层，采出程度低，先后经历多种措施，一直难以建立有效驱替。技术人员打破“注水压力不能过地层破裂压力”的传统认识，通过调研其他油田同类油藏开发经验，*终确定在路46断块应用压驱注水技术。
这项技术是通过近破裂压力条件下大液量快速注水，然后焖井使压力传导平衡，利用压力驱动原油向采油井运移，形成以“压、驱、焖、采”为核心的水力增能驱替技术，从而改善低渗透油藏注水效果，提高油井采收率，具有快速补充能量、高效改造储层、受效井多、有效期长、清洁环保的优势。技术人员按照储层连通较好、剩余油饱和度高、井网完善水驱效果好、具有一定储量规模的标准，于2022年1月在路46-80X井组进行试验，历经254天顺利完工，累计注入量达2.81万立方米，见效井2口。其中，路46-82X井见效尤为明显，初期自喷日产油达7.2吨，井组累计增油达3675.3吨。
首战告捷大大增强了技术人员的信心，也为采油三厂在低渗透油藏转变注水方式方面开辟了新路径。
技术创新 攻克关键难题
为尽快实现压驱注水技术的推广应用，采油三厂强化工程地质一体化，迅速组建技术攻关团队，正式开展探索性先导试验。
攻关团队将储层物性相对较好、油层分布稳定、平均井距180米的井组作为实施对象，精细计算井组地层亏空，合理设计注入量、注入周期，加密井组产液量和液面监测。工程技术人员从设备选型、工艺管柱优化、辅助化学药剂*等方面进行论证。
“路46断块注水启动压力高、压力爬坡快的特点十分鲜明。如何保证高压注入情况下的井筒完整性，是这项技术在低渗透油藏规模应用的关键难点。”采油三厂工程技术人员司东旭说。
为提高注入施工中管柱的长期稳定性和安全性，技术人员进行了大量技术比对，明确了串接套管保护封隔器的管柱组合，对封隔器重点开展耐压差、耐温、固定方式、坐封方式、胶筒性能研究，*终确定PHP-2-SR型号的封隔器。这种封隔器耐压差达70兆帕，耐高温达150摄氏度，密封性好，可确保高压注入条件下管柱的稳定性。2023年4月，在路46-17X井试验*，见效井增油达6576.7吨，压驱注水技术在低渗透油藏规模应用的关键技术难点被攻克。
降低成本 推动效益开发
“目前，路46断块的日产油由8.6吨上升至57.3吨，且使用的增压设备直接放置在井场，仅需2人即可在现场实现操作和监控，在降低前期投入的同时，大幅精简了注水流程。”采油三厂技术人员结合前期投入成本等方面的情况，综合评估该工艺带来的效益后说。
效益开发不仅是实现老油田持续稳产的需要，而且是增强抵御风险能力、提升发展动能的需要。
采用压驱注水技术后，技术人员算了一笔账：压驱井组目前日增油29吨，相当于6口新井的产量，相比产能建设节约钻井费用4800万元；相比传统压裂技术，压驱工艺平均单井费用降低33%，措施有效期延长52.4%，单井日增油上涨71%，且占地面积小，生产过程无废液，对脱水系统无影响，投入产出比达到1∶7.8。昔日的“难点”区，如今已变身为效益开发的“甜点”区。
“随着开发时间的延长，老油田剩余资源的开采难度和开发成本会越来越高。我们将继续借鉴低渗油藏*注水经验，不断完善措施，*终形成适用于采油三厂的精细注水技术体系，为油田的可持续发展注入强劲动力。”采油三厂工程技术研究所副所长郑建锋说。
在石油开采的复杂环境中，原油含水率是衡量油藏开发效率与经济效益的关键指标，*掌握原油含水数据，是优化生产策略、提升采收率的前提。杭州飞科电气有限公司研发生产的在线原油含水分析仪，很早就进入华北油田下属采油厂应用，2024年8月，飞科公司参加公开招标的华北油田2024年38大类智能含水率测量仪集中采购（招标编号HBYT-ZBZX-WZZB-2024-0349）项目，经评标委员会评审，*中标该项目三个标段。
（FKC01插入式原油在线含水分析仪在华北油田应用）
