12月21日，油田首口小井眼侧钻井纯侧104井开井4个多月后，仍维持在12.5吨的日油水平，含水仅20.79%，测算盈亏平衡点20美元/桶。
“这一技术的突破，为低渗透油藏高效开发打开了一扇新的大门，我们目前已实施三口井，产能达标率162%，为采油厂盘活存量资产、实现低品位储量高效开发提供了技术支撑，近期又摸排出10余口类似井，正加快推进实施。”纯梁采油厂*党**委常委、副厂长徐永辉说。
纯梁采油厂低渗油藏储量占比54%，产量占比61%，不论是年产油还是剩余可采储量都占据了采油厂的半壁江山，且呈现逐年加大的趋势，是采油厂勘探开发的主要阵地。
低渗透油藏一直存在“注不进、采不出”难题，因此导致了采出程度低，采油速度低。“但以往，在对油井实施压裂技术提产能时，仅限于水平井和直井，侧钻井由于固井难度大、井底工艺复杂等问题，在采油厂甚至整个油田都没有先例。”采油厂油气勘探首席专家兼未动用储量产能建设项目部经理陈炳申说。
一边是提产能的迫切需要，另一边却拿不出相适应的开发技术。面对这一“卡脖子”难题，技术人员秉承“资源有限，创新无限”这一理念，持续不断攻关，多次与钻井、完井、测井、压裂等近10余家单位对接协调，经过20余次反复研究讨论，最终在纯侧104井实施小井眼侧钻井压裂工艺技术取得成功。
“该技术的应用可充分利用老井筒实施挖潜，提高储量动用程度，提升区块开发效益，下步我们还要继续探索小井眼侧钻井分段压裂技术，为低渗老油田的剩余油高效挖潜提供更加强劲动力。”陈炳申信心满满地说。
小井眼侧钻井压裂技术是采油厂技术人员“解锁”的又一项低渗透油藏开发“卡脖子”技术难题。近年来，采油厂技术人员不断转变观念理念，打破常规，探索具有纯梁特色的低渗透油藏开发技术。
针对低渗透油藏渗透率低、能量不足等问题，纯梁厂以往实施油井酸化、压裂等措施，可以进一步打通油流通道，让地层“喝饱水”来提升地层能量，再将原油高效采出。但是，即便这样，地层中还有部分微孔隙中的剩余油难以驱扫出来。如何将这些“懒惰分子”完全采出？
技术人员进一步创新工艺技术，研究运用渗吸原理，在地层中注入渗吸剂。渗吸剂通过油层中存在的微裂缝、大孔隙带将储层中微孔隙内不可动的剩油驱替置换到裂缝、大孔隙中，最大限度将微孔隙中的油驱替出来。高891等3口井实施“渗吸增能+压裂改造”后均取得了日产油8吨左右的好效果。目前，采油厂已对100余口井优化实施了“渗吸增能+压裂”“渗吸增能+酸化”等技术。
针对一般低渗透油藏运用“渗吸增能+压裂”“渗吸增能+酸化”等措施驱油增效。技术人员还创新应用注采协同一体化体系进一步攻关特低渗透油藏。他们先进行油水井间扩喉增渗，低注采连通砂体促吸增能，纯26斜54、纯26斜57进行功能性减阻一体化协同提高注采能力矿场试验，解决了注入困难的问题，对应油井产量有效提高20%。
“渗吸增能+”技术成功实施，为低渗透油藏增产开辟了新的思路和方法，有效提高了低渗透油藏单井产能及可采储量。
针对高89、樊142地区，技术人员还实施了CO2高压混相驱技术主要应用在百万吨级CCUS示范工程。通过实施“连续注入保混相”“油水联动建驱替”“注采协同扩波及”的开发技术，实现“提能、扩波及”，采油厂CO2驱见效率达到76.5%，单井日油从2.0t上升至2.4t。下步，还将继续探索适合纯梁低渗透油藏大幅度提高采收率、大幅提高CO2封存率技术。
采油厂低渗透油藏纯47、纯56等主力单元经过多年开发，均已处于“三高”（高含水、高液量、高采出程度）开发阶段。针对这些封闭区块地层压力下降、边底水上升的问题，技术人员积极探索，注入氮气提高驱油效果。纯47-斜25井氮气吞吐驱油后，初期日产油10吨。目前采油厂已运用氮气对3口井实施氮气泡沫驱，初期增加日油能力18吨，为强底水低渗透油藏开发后期治理“解锁了新技能”。（傅深洋 王蕊仙）