克拉玛依融媒记者 叶子 通讯员 文洋
在广袤的准噶尔盆地，低渗透油藏开发一直是横亘在石油人面前的一道行业性难题。历经40余年的开发，新疆油田公司准东采油厂所辖油藏大多步入开发中后期，低渗透油藏“注不进、驱不动、采不出”的痛点愈发凸显，成为制约老油田稳产增效的最大瓶颈。
面对发展困局，准东采油厂历经多轮技术攻关，成功推出注液增能3.0技术体系，通过“技术突破+管理升级”双轮驱动，实现补能强度、加砂规模与驱油效率的三重跨越，显著降低操作成本，全生命周期投入产出比提升至1：3.0，为老油田稳产增效与低渗透油藏效益开发提供可复制、可推广的“准东方案”。
直面困局
攻坚路上启新程
准东采油厂所辖油藏多为低渗透类型，长期面临补能强度不足、驱油效率低下、开发成本高企的三重挑战。
在此之前，该厂先后应用注液增能1.0、2.0技术开展油藏补能开发，但受技术条件、成本管控等多重因素限制，两代技术均存在难以突破的短板。在补能方面，前两代技术注入量仅1000立方米，地层亏空比不足10%，远远达不到有效补充地层能量的标准；在造缝方面，采用无砂或低砂比注入方式，无法在油层中形成稳定的导流通道，原油难以顺畅流出；在驱油方面，所用驱油剂界面张力较高，洗油效率仅45%，剩余油动用程度极低，油藏开发效益始终在低位徘徊。
更为严峻的是，经过40多年的开发，该厂所辖油藏高成本与低效益的矛盾日益突出，亟需通过技术迭代与管理创新打破发展僵局。
锚定目标
双轮驱动谋突破
问题是创新的起点，也是创新的动力源。准东采油厂在启动注液增能3.0技术研发之初，便明确了“技术迭代破瓶颈、成本管控提效益”的双重核心目标，为整个技术攻关与试验工作划定了清晰方向。
在技术目标上，该厂聚焦三大核心突破，全力攻克低渗透油藏开发技术壁垒。一是补能强度实现质的飞跃，注入量大幅提升，亏空比最高可达100%，确保地层能量充分恢复；二是造缝能力显著增强，形成“注液增能+小排量全程加砂”新模式，满足有效造缝与导流需求；三是新研发的驱油剂驱油效率全面优化，界面张力降至接近超低水平，洗油效率提升至75%，同时实现从单井作业到多井集团协同的升级，波及系数提升50%—60%。通过深度融合压驱、驱油、渗吸等多重机理，构建起“驱替—吞吐”能场协同开发模式，彻底重建油藏流场，从根本上破解低渗透油藏开发技术难题。
在效益目标上，该厂紧扣低成本开发主线，以2024年措施吨油成本为基准，结合该厂的技术能力与管理潜力，设定了显著降低吨油操作成本的目标，通过全链条降本措施实现成本大幅下降；同时追求投入产出比的高效提升，依托技术与管理的双重升级，实现投入产出比达到1:3.0的良性循环，为低渗透油藏开发注入经济效益活力。
精研技术
三重跨越筑新篇
技术迭代的核心在于突破，注液增能3.0技术体系以“补能—造缝—驱油”协同发力为核心，在三大关键技术环节实现颠覆性突破，补能强度突破，让油藏“元气满满”。
在补能强度突破方面，该厂彻底改变前两代技术“补能不足”的现状，注入量从1000立方米大幅提升，亏空比从不足10%提高到最高100%，实现地层能量的有效恢复与补充，为剩余油动用奠定能量基础。技术团队通过优化注入参数与工艺设计，确保补能过程精准适配油藏孔渗特性，避免能量浪费与地层伤害。
在造缝技术创新方面，该厂完成从“无砂”到“高砂量”的跨越，加砂规模从5立方米低砂比升级至50立方米，成功实现有效造缝与导流；自主研发并迭代小型混砂装置至2.0版，具备更强的输砂能力与稳定性，打破了对传统压裂车组的依赖，开启了自主加砂作业的新模式，为造缝技术的推广应用提供了设备支撑。
在驱油效率优化方面，该厂采用“超低界面张力驱油剂+变浓度注入”的组合方案，界面张力降至接近超低水平，洗油效率从45%大幅提升至75%。同时突破注采井别限制，实现多井集团协同作业，形成能场协同“驱替—吞吐”模式，重构油藏流场，波及系数提升50%—60%，显著扩大了驱油波及体积，提升了剩余油动用效率。
综合“微压造缝+驱油乳化+渗吸置换+集团协同”四大技术优势，准东采油厂注液增能3.0构建起“驱替—吞吐”一体化开发模式，实现了增油机理的全面升级，核心差异化优势凸显。
管理协同
全链降本增效益
技术创新为效益开发筑牢根基，管理升级则为成本管控保驾护航。准东采油厂深知，一项好的技术不仅要技术过硬，更要实现效益最优。为此，该厂配套推进全链条管理升级，与技术创新形成协同效应，构建“技术+管理”的降本增效体系。
在设备迭代与标准化方面，该厂完成注液设备的三次升级：从压裂车组到撬装电驱注水泵，再到撬装电驱加砂泵，彻底解决了压裂车“大马拉小车”导致的水马力浪费问题，设备逐步向轻量化、固定化转型，显著降低了调度与使用成本。自主研发的小型混砂装置，替代小规模施工用的压裂车组进行加砂，单井可节约车组费用8万元，为造缝环节降本提供了关键支撑。
在注入介质与供液方式方面，该厂采用联合站回注水替代清水作为注入介质，单井节约入井材料费3万元；供液方式从罐车拉运逐步升级为“管线+蓄水池”，最终实现固定管网供液，减少了拉运环节，实现连续供液，提升了作业效率；
在管柱工艺优化方面，该厂自2.0版起全面推行“不动管柱”注入工艺，避免起下管柱作业，单井节约2趟管柱提下费用，减少修井费用12万元，同时降低了作业频次与管柱更换成本。
在平衡技术效果与成本控制的矛盾方面，该厂注液增能3.0采用全新作业模式，在保障工作量与技术效果的前提下，通过设备替代、工艺优化、资源整合等方式，使供水成本大幅下降，单井可节约供水费用约24万元，单井最大可实现综合降本43万元，成本下降幅度显著。实现了“降本不降效”的目标，构建起技术先进、成本可控的良性开发格局。
成效彰显
数据见证硬实力
经过多轮试验与优化，准东采油厂注液增能3.0技术已取得显著的阶段性成果，技术可行性与经济效益得到充分验证。
在技术成效方面，截至2025年，该厂已累计实施84口井，试验数据显示：补能强度达标率100%，地层能量恢复效果显著；造缝成功率稳步提升，自主混砂装置运行稳定，输砂能力与稳定性满足现场需求；驱油效率全面改善，洗油效率从45%提升至75%，波及系数提升50%—60%，多井集团协同作业模式有效扩大了波及体积。核心创新技术已形成知识产权成果，自主研发小型混砂装置于2023年申报发明专利，目前处于审核受理阶段，为技术标准化奠定了基础。
在效益成效方面，该厂超额完成成本管控目标，通过设备迭代、工艺优化、资源调配等全链条措施，吨油操作成本实现大幅下降，单井综合降本效果显著；投入产出比达到1:3.0的预期目标，该数据基于油井措施全生命周期统计，通过增油量与施工成本的科学测算得出。与1.0、2.0阶段相比，投入产出比的提升主要得益于成本的大幅降低，其中蓄能成本、拉运成本等关键环节费用显著下降，核心驱动因素在于技术升级与管理优化的双重协同。
此外，技术应用在延长油藏寿命、提高采收率方面已显现积极效果，通过补充地层能量、释放未动用剩余油，为低渗透油藏长期稳产提供了有力支撑，间接效益逐步凸显。
深耕不辍
迭代升级向未来
当前，注液增能3.0技术正处于深化推广、持续完善的关键阶段，准东采油厂并未停下创新的脚步，而是以现有成果为基础，持续聚焦技术迭代、标准完善与风险防控，全力推动技术成熟升级，为油田高质量发展筑牢根基。
下一步，该厂技术迭代将重点推进自研小型混砂装置3.0版升级，在提升加砂能力的基础上，强化自动化、智能化监测与控制功能，实现作业过程的精准调控与效率提升；同时探索药剂配方升级方向，进一步优化驱油效果。
在成本管控方面，该厂的核心目标是推动注液增能固定管网的全覆盖，实现管网化供液与撬装化注入的常态化运行，进一步降低单井运行成本，提升规模效益。
在标准体系构建方面，针对不同区块低渗透油藏的应用差异，该厂持续优化工艺参数，形成以“撬装设备+固定管网+不动管柱+集团协同”为核心的标准化作业流程，增强技术的可复制性与适配性。同时，持续积累试验数据，凝练技术创新点与管理经验，为后续技术成果转化与推广应用提供坚实支撑。
准东采油厂注液增能3.0技术的迭代与试验，不仅破解了低渗透油藏开发的多重困局，更构建了“技术—管理——成本”一体化的高效协同模式。通过试验阶段的持续深耕，将逐步形成适配区域低渗透油藏的降本增能开发范式，为千万吨级储量盘活与油田高质量发展提供有力支撑，也为国内同类油藏的经济高效开发提供了可借鉴的技术路径与管理经验。
责任编辑：沙露
本期编辑：杨艺佩杉
