氮气增能工艺从单井延伸到井组，适用范围越来越广;智能分注工艺效果逐渐显现，应用油井数量倍增;首口采用全悬浮压裂液体系的油井顺利完成施工……年初以来，河口采油厂聚焦破解老油田效益稳产的瓶颈问题，优选实施氮气增能、注水补能、压裂传能等采油工艺，为老油田效益开发注入新动能。

　　氮气增能

　　大316井累增油近千吨，大81-斜76井累计增油200多吨，埕913-斜62井累增油过百吨。

　　截至六月初，分别属于潜山油藏、断块油藏、角砾岩油藏的三口油井，在实施氮气增能工艺技术后，见到了增油效果。近年来，随着设备完善、技术难关的攻克，氮气增能技术逐渐从实验室走向井场。

　　虽说可以应用实践，但不是所有油井都适合，该技术“有点挑”。比如，技术人员选择大316井的一个关键原因是因为其油层非常封闭，有利于氮气稳定增压增能。俗话讲就是，氮气注进去后，除了能从井口跑出来，别无他路。

　　氮气具有气源丰富、成本低、安全环保等优点，其进入地层关井一段时间后，能够稳定向油层微裂缝扩散，置换出储层中的原油，降低含水，提高开采效益。

　　单井的氮气增能技术正扩大规模，而且通过总结单井经验，技术人员已经优选油藏相对封闭的大24块井组，计划实施氮气、液体、泡沫混相驱油技术，让氮气带着混相液进入油层，封堵优势注水通道，改变地下水驱油方向，调节微裂缝油层，把区块剩余油驱赶出来。

　　“氮气增能技术能堵、能调、能驱，对稠油热采、水驱等开发后期的油藏来讲，都有借鉴探索意义。”谈及技术前景，技术人员信心满满。

　　注水补能

　　配注300立方米，埕18-71井的配注量有了新的调整。与以往测调不同的是，工作人员仅通过旋动旋钮就完成了配注量的智能化调整，且该井的4个注水层都有各自的配注量，1层和2层分别配注50立方米、3层和4层分别配注100立方米，合计配注300立方米。

　　适时、智能调配到注水小层，是今年河口采油厂对多级分段细分注水工艺智能化的新探索。用封隔器把不同的注水层隔开，注水小层各注各的水，原来“吃不饱”的小层解决了“温饱问题”，原来水驱波及不到的油层，有了新的地层能量。

　　目前，埕18-71井所对应的4口油井大多含水降、油量增，比措施前已累增油20多吨。

　　“埕18-71井所采用的智能分注的好处在于测调周期短，可以根据油井生产动态适时进行，省时省力。”技术人员坦言。智能分注必须满足温度、井斜、层间压差等8个井筒方面的选井条件，否则无法实施。

　　除智能分注，技术人员围绕多级分段细分注水工艺展开的创新措施一个接一个。

　　针对不出砂、依靠聚合物驱油的低渗透油藏，由于高温高压深井管柱蠕动造成的封隔器受损失效、注水串层，技术人员将管柱下至人工井底，利用尾管对分注管柱进行整体支撑固定，避免管柱向下蠕动，保护封隔器不受损，让各个注水小层可以顺利完成分注。

　　目前，多级分段细分注水工艺已经在埕东、渤南、大王庄、义东、罗家等5个油田实施7口，井组对应油井初步见效10口，日增油9.4吨，累增油356吨。

　　压裂传能

　　32.68万元。这是采用全悬浮变黏压裂液体系后，义183-X1井省下的压裂液费用。

　　压裂是利用水力压力，在致密的油层形成裂缝的方法。随后，利用压裂液携砂支撑裂缝，提高油层渗透能力。以往，采用胍胶压裂液体系，造缝、携砂施工阶段均采用同样黏度的压裂液。

　　但技术人员发现，造缝阶段，不必采用黏度很高的压裂液，可以适当降低压裂液黏度即可完成造缝，且胍胶液体系受温度影响较大，易变质，不能回收利用。

　　而以增稠剂为主要成分的全悬浮变黏一体化压裂液体系，悬砂能力强，支撑剂沉降速度仅为常规液体的1/3。还可根据施工阶段不同，现场在线混配压裂液，且不易变质。

　　针对该种压裂液体系，油田在义183-X1井开展第一次实验，混配不同黏度的压裂液1000多立方米，造缝阶段配制低黏度压裂液，携砂阶段配制高黏度压裂液，实现不同阶段变黏使用。

　　“义183-X1井目前尚未转抽，在放喷时，若有别的油井需要压裂，该井压裂液可以回收再利用。”技术人员对全悬浮变黏一体化压裂液体系赞不绝口。