本报记者 石建芬 通讯员 汪 睿

新79-斜9井是江汉油田新沟油区一口被“唤醒”的低产低液井，江汉采油厂3月对其实施渗吸吞吐技术，截至5月21日，日产油量增长明显。

随着开发深入、实施多轮治理，江汉油田江汉采油厂低渗透油藏产量占比已达到21.1%。为啃下低渗透油藏这块“硬骨头”，该厂持续加大攻关力度，采用渗吸吞吐、蓄能压裂、高能气体压裂等新技术，大力挖潜低渗透油藏，截至5月21日，今年共现场应用新技术6井次，累计增油1800余吨。“这个增油量不大，但这只是新技术的‘热身’，展现了良好的应用前景。”该厂地质研究所副主任师万杰说。

油藏长期开发后能量会流失，需通过注水等方式补充能量。然而，对低渗透油藏来说，注水补能这一常见方式效果却不理想。低渗透油藏孔隙度、渗透率远低于一般类型油藏，一味加大注水量，地层并不能充分吸收。

新沟油区、广北油区是典型的低渗透油藏，呈现油井初期产量较高、后期递减较快的特点，加上受制于地面、成本等因素注采井网不够完善，传统的注水补能方式更是有心无力。

为解决这一难题，该厂技术人员研究大量国内外相关资料，找到了渗吸吞吐技术这样一把解题的“钥匙”。“低渗透油藏中的细小缝隙就像插进油层的一根根吸管，只要想办法将原油从岩石上剥离下来，就能利用缝隙产生的毛细管作用开采出来。”万杰介绍，这样一来，即使没有附近水井补充能量，油井也能实现自发渗吸，将剩余油带出来。

经过可行性研究，该厂最终决定引进渗吸吞吐技术。

新技术、新工艺最怕“水土不服”。技术人员对全厂低产低液井实行区间划分，结合地质资料、作业井等情况，开展效益评价，筛选出6个具有实施渗吸吞吐技术良好条件的井区。

周12-斜6井于2023年10月压裂投产，后因地层能量不足、低产液量关停。今年3月，他们在这口井上开展渗吸吞吐现场试验。作业期间，技术等人员紧盯关键环节，优化作业方案，保障试验顺利进行。措施实施后，该井恢复至日产液5.1吨、日产油1.1吨。

截至目前，该厂实施渗吸吞吐技术3井次，累计增油80吨，为江汉油区同类油藏开发积累了宝贵经验。

对待“营养不良”低渗透油藏，他们因“藏”施策。

由于能量不足，王场北区、广北等产建区部分油井实际产能低于预期。为此，技术人员通过改善层间吸水效果、注入补能液等手段为油藏“补气血”，采用蓄能压裂技术，应用“压前造缝-焖井改造”模式，大幅提升单井产能。

相比传统水力压裂，蓄能压裂技术会在压裂前先向井底注入驱油液体。今年2月，他们先向钟8斜-38井注入800立方米补能液，补充地层能量的同时驱洗孔隙剩余油，随后实施压裂措施，取得良好成效。截至目前，累计增油210吨。

当油藏的潜力油层与邻近水淹层的隔层较薄时，常规压裂易引发水淹，如果出现水淹油井开采后含水率就会居高不下。为此，技术人员引进高能气体压裂技术，利用特种推进剂作为动力，在弹体内燃烧产生高温高压气体，作用于地层岩石上。由于弹道可控，裂缝几乎“指哪打哪”，能够顺利避开水淹层。

王场中区油井普遍需要压裂才能获得产量，但王西5-6B侧井对应油层与上部水淹层距离仅有1.4米，无法实施常规压裂。该厂于4月5日对其实施高能气体压裂措施，实施措施后日增油1.7吨，取得良好成效。