精细注水技术助力老油田稳产增产

精细注水技术助力老油田稳产增产

随着石油开采进入特高含水开发阶段，如何通过精细注水技术实现老油田的稳产增产，成为石油企业面临的重要课题。本文通过江苏油田、胜利油田等具体案例，详细介绍了精细注水技术在提高采收率、控制含水率、降低递减率等方面的具体应用和效果，为老油田的持续开发提供了有益借鉴。

江苏油田“层层注够水、层层注好水”

11月11日，江苏油田特高含水区块韦2断块的韦2-35井经过半年的精细分注，对应4口油井均见到增油效果，井组日增油2.3吨。

即便进入特高含水开发阶段，老区精细注水仍是实现油田稳产的重要手段。以韦2断块为主的赤岸地区作为典型的中低渗油藏，进入高含水阶段后，生产就按下慢车键，技术人员几经探索，在新井工作量不断减少的情况下，依靠保压提液、精细注水实现效益稳产，产量在江苏油田各区块持续保持首位，老井自然递减率控制在7%以内、综合递减率维持在3%左右，原油产量连续5年保持在12万吨以上，采收率提升3个百分点，含水率上升控制在两个百分点以内。

确保“层层都能注上水”

韦2断块是赤岸地区产量贡献的“重量级选手”，累计产油量占该地区的54.5%。步入开发后期，该断块含水率高达90.7%，也就是说，生产1吨油，同时要采出近10吨水。

技术人员评价韦2断块开发效果发现，平面上受储层物性及沉积微相影响，存在注水流线强弱不均、水淹程度高、剩余油高度分散的问题；纵向上储层非均质性较强，导致层间矛盾变大，层间动用差异也变大。这些问题归根到底都指向了注水。

“我们的注采调整手段很多，但如何做到给地层补充能量的同时，采出更多的油？关键是做到精细注水、层层水驱。”江苏油田勘探开发研究院油藏开发专家孙东升说。

技术人员以全周期建模数模为指导，以动用差层分类评价为重点，定量评价水驱差层的剩余油潜力，开展平面分区治理，持续开展水驱调整。近年来，韦2断块立足精细油藏描述，平面上开展了基于沉积微相的差异化提液、井网优化、注采动态调配等流场调整工作，纵向上按照“层段间细分层系、层系内细分注水”思路，实施精细分注，水井分注率达到100%，实现“层层都能注上水”。

2022年以来，该断块共实施水井措施39井次、油井措施21井次，相比措施前，老井自然递减率从13.31%降至8.6%，平均日增油7吨。

纳米乳液“遇稠不愁”

在赤岸地区，除了典型低渗油藏，还有以韦5断块为代表的稠油油藏。稠油油藏油水矛盾大，精细注水技术在这类油藏开发中容易遇阻。如果说低渗油藏“治水”是经典难题，那么叠加了稠油的属性，提高采收率更是难上加难。

在单靠“治水”很难取得突破的情况下，江苏油田技术人员研发了高界面活性的纳米乳液驱油体系来改善水驱效果。其界面活性高，具有强亲水、降黏、乳化等作用，对普通稠油降黏率在90%以上，随水注入地下可以缓解油水两相矛盾，进一步提升驱油效率、扩大波及体积。技术人员在韦5断块优选了8个井组开展纳米乳液改善水驱效果试验，收到了明显的降水增油效果。

技术人员进一步研究发现，纳米乳液无法有效解决水驱优势通道的问题。纳米乳液的驱油机理是其洗油功能，优势通道就像抄近路，必须把它堵死，才能让后面的水换路驱油。经过反复试验，他们尝试先使用弱凝胶封堵优势通道，再注入纳米乳液，进一步扩大水驱波及范围。目前，韦5断块形成了15注42采驱替井网，阶段提高采收率0.8个百分点，并在韦8断块推广。

一体化综合治理确保注水效果

“层层注上水”的目标逐步实现后，技术人员以“层层注够水、层层注好水”为攻关方向，实施油藏、井筒、地面一体化综合治理。

开发后期井筒腐蚀结垢问题日益严重，影响水驱效果，为确保“层层注够水”，他们采取“生物除硫防腐+化学防腐”方式降低井筒腐蚀程度，通过分注一体化工艺，进一步提升分注质量。韦2断块实施防腐后，平均检泵周期延长200天以上，单井节约作业费用16万元，占井周期缩短6天以上。

为了实现“层层注好水”，技术人员统筹优化注水系统治理，一方面，通过注水泵恒定压力或提高压力，保证注得进水；另一方面，通过自研滤料清洗再生技术、药剂配伍评价优化、微弱酸清洗和量子环除垢，提高注水水质，将技术研究与现场试验紧密结合，保障赤岸地区注水开发效果良好。

胜利油田胜利采油厂“井网是基础、注好水是关键”

“水驱油藏是采油厂开发的底盘，是效益开发的压舱石，水驱开发‘井网是基础、注好水是关键’。”胜利油田胜利采油厂厂长、党委副书记明玉坤说。该厂始终强化注水工作，坚持以水为先，保障注水投入，持续实施基础井网完善、分层注水工艺配套、地面水质系统提升全链条一体化治理，探索出了老油田高质量开发的有效途径。

进入特高含水期，剩余油还是普遍分布、局部富集，到处都有油

水驱控制程度、注采对应率、分注率分别提升10个、7个、10个百分点……胜利采油厂近年来各项开发技术指标持续向好。

该厂主力油田胜坨油田是一个多层砂岩、以水驱为主的整装老油田，历经60多年的开发，早已进入特高含水开发后期，综合含水率高达96.3%，自然递减率上升，产量下滑。

技术人员研究发现，剩余油普遍分布区与差异富集区都有大幅提高采收率的空间，理论预测水驱采收率在60%以上。

通过取芯井追踪、剩余油赋存规律研究、油藏精细描述等工作，技术人员转变了认识，之前认为地下处处高含水、层层高含水、到处都是水，如今认为剩余油还是普遍分布、局部富集，到处都有油。“我们坚定‘老油田仍有大作为’的信心，深刻认识到坚持以水为先、系统治理是实现水驱开发老油田稳产的‘先手棋’。”明玉坤说。

水井井下分注全体系的长寿命，才是真正的长寿命

胜坨油田是多层系、非均质性的水驱开发油藏，井下油管、配水器等分注工具容易失效，尤其是注水井油管类型混杂，可靠性较差，失效水井一度达到223口，导致近1/5的注水无效。

对此，胜利采油厂开展防腐油管研究，经过几年的试验、评价、跟踪、改进，选用镀钨合金油管，油管可靠性年限由1~2年延长到5年以上，失效井数量大幅下降。

“再多的花费只要创造更大的效益也是高效成本，再少的钱不产生价值也是浪费。”该厂采油工程首席专家徐加军说，“如果用普通油管，时间一长就导致失效井增多，影响产量，看似省钱，其实花得更多。”

水井井下分注全体系的长寿命，才是真正的长寿命。除油管外，胜利采油厂致力于实现水井工具的“无短板长寿命”。他们对每口作业井按照制定的标准进行精准描述，年均拆解各类工具150余套，通过大调查找准了问题，坚持工具拆解找问题、反复论证定方向、实验评价性能和下井持续跟踪的四步闭环管理模式，持续改进封隔器、配水器等配套工具，分注管柱有效期达1500多天。

持续提升注水水质，让非主力油层吃上“细粮”

分层注水，是为了满足不同层位的不同需求。胜坨油田共有7套含油气层段、26个砂层组、93个小层，储层非均质性严重。

不同层位，渗透率差别很大。如果不采取分层注水，水会源源不断进入高含水的主力层，达不到对非主力潜力层的驱油效果。

通过结构改进和材料升级，胜利采油厂形成了测调一体化细分注水技术，率先实现陆上油田5层、6层分注。

面对套损加剧、储量失控的严峻形势，技术人员自主研发了贴堵技术，再造新井壁，具有较强的低成本优势，验证有效期超12年。该厂累计应用贴堵技术1133井次，恢复地质储量3500万吨。

主力油层多为高渗透油层，注水可以吃“粗粮”，而非主力油层注水压力高，必须吃“细粮”。注水水质是实现分层注水的关键，对此，他们持续提升注水水质，实现了C级、B级水质100%覆盖，A级水质达到90%覆盖。

地面工程围绕油藏调整持续配套。该厂改造地面注水站点，建设精细水处理系统4套、地面升压柱塞注水站6座，辐射老区综合调整单元、新区产能建设单元34个。

通过综合注水技术不断集成与创新，1~10月，胜利采油厂原油产量箭头持续向上，超产3万吨，自然递减率下降0.6个百分点，含水上升率实现负增长，水驱开发保持良好态势。

未来注水技术：多技术协同增效水驱

注水开发是全球应用规模最大、技术成熟度最高、除天然能量外开发成本最低的采油技术，其原理是通过注入水来增加油藏压力，驱动原油流入生产井。虽然注水开发的提高采收率幅度尚不及三次采油技术，但是仍然以“成本低、简单易行、高效”的技术特点，在油田开发中发挥着主导性作用。目前，国内注水开发产量占原油总产量的80%以上，中国石化注水开发油藏动用储量、产量均在70%以上，仍是原油生产的“压舱石”和主阵地。

当前，我国主要的水驱老油田相继进入特高含水阶段，水驱开发对象正不断向低渗透、极复杂断块、深层、致密等复杂油气领域拓展。注水开发技术不断发展，由早期的笼统注水逐步发展为分层注水、细分层系注水和精细注水。目前，我国形成了精细分层注水、井网优化重组、流场精细调整、“二三结合”、注采耦合、矢量井网等特高含水期精细注水开发技术系列，注水工艺技术进一步一体化、智能化，不断挑战和突破水驱采收率极限，有力支撑了我国2亿吨原油产量规模。

近年来，为进一步提高水驱油藏采收率，国内外开展了智能水驱、离子匹配水驱、压驱注水、活性水驱、微纳米气泡水、纳米颗粒+活性水驱、低矿化度水+表面活性剂等增效水驱技术研究及矿场试验。美国Nano Gas公司于20182022年利用微纳气泡水溶液使堪萨斯州、俄克拉何马州的4口低产油井增产，每口井产量提高100%440%。中国石油针对低渗透油藏提出了“离子匹配水+水气分散体系”协同增效水驱技术，在长庆、大庆、吉林等油田进行了矿场试验和应用，阶段累计增油超万吨。

2020年以来，中国石化开展了压驱注水、微纳米气泡水等增效水驱技术研究。针对低渗透油藏，突破传统思维，攻关形成了压驱注水开发技术，已在59个单元应用累计增油109万吨，解决了低渗透油藏油井产能低、注入难、采收率低等长期困扰的难题，并向压驱+渗吸、压驱+二氧化碳等多技术协同方向发展。针对特高含水期中高渗水驱油藏，开展了微纳米气泡水体系增效水驱技术室内研究，明确了提高采收率机理，收到较好驱油效果。

随着油田开发进程不断深入，越来越多的注水开发油田进入特高含水期，储层非均质性进一步加剧、剩余油分布高度分散，注水开发面临着换油率急剧下降、耗水率急剧上升、成本快速上升的严峻挑战。单一水介质已无法扭转注水效率低的局面，提升注入水介质的精细化和功能化、实现协同增效水驱是注水开发技术大势所趋。未来注水开发技术将向以“低成本、绿色、高效、智能”为特点的多技术协同增效水驱方向发展。微纳米气泡水体系、纳米水驱、离子匹配水驱、“压驱+”、注采智能调控等新型增效水驱技术具有良好的应用前景。

（本文原文来自中石化新闻网）