科学注水载起稳产之舟

■文/本刊记者 吕荣洁

科学注水载起稳产之舟

■文/本刊记者 吕荣洁

特邀嘉宾

中国石油辽河油田欢喜岭采油厂厂长 范英才

中国石油大庆油田采油四厂地质大队副大队长 单 峰

中国石化江汉油田坪北经理部副经理 李新文

延长石油（集团）有限责任公司资源与勘探开发部

只有注够水、注好水、精细注水、有效注水，才能真正实现“降低递减率、提高采收率，降低开发成本、提高企业效益”。

当前，老油田开采面临着三只“拦路虎”：地下资源情况复杂，稳产难度越来越大，成本投入越来越高。

究竟怎样才能突破上述“瓶颈”，使已探明储量实实在在地转化为经济能量？作为实现油田一次采油向二次采油转变的重要标志，注水开发为提高油田采收率提供了一种主要的技术手段。与此同时，做到科学有效注水是明显改善注水油田开发效果的一个重要手段。

如何更好地进行科学注水，实现“在水上下工夫，在油上见效果”的目的，正确处理“油与水”的密切关系，是石油企业正在积极探索的重要课题。就此，《中国石油石化》记者采访了中国石油大庆油田、中国石油辽河油田、中国石化江汉油田、延长石油（集团）有限责任公司等相关负责人。

平衡油水“天平”

记者：油田注水开发是企业转变发展方式、节约能源资源、提高质量效益的一条重要途径。请问，它能针对性地解决油田的哪些突出难题？

单峰：大庆油田40多年的注水开发表明，坚持早期注水、分层注水和精细注水是油田持续稳产的关键，注水开发可以保持地层压力，实现高产稳产。杏北开发区针对特高含水开发面临的油层动用状况不均衡、结构调整余地较小、油藏压力结构不合理等问题，通过精细分层注水，合理进行层系、井网、注采系统调整，缓解层间、平面和层内矛盾，提高油层动用程度，挖潜剩余油潜力。通过成规模、精细化的注水结构调整，加细注水井段，优化调整注水水量。按照地层需要，注够水、注好水，可以有效地控制高含水采出，加强潜力层动用，达到控制产量递减速度的目的。

延长油田：长期以来，延长油田依靠天然能量开采，但存在一定的问题：多数油田的天然能量不充足；能量发挥不均衡，初期能量大，油井高产，后期能量小，产量递减快；油田的开发调整和控制困难；采收率较低，仅5%～8%。

为了弥补原油采出后所造成的地下亏空，保持或提高油层压力，实现油田高产稳产，并获得较高的采收率，必须对油田进行注水开发，补充地层能量。注水开发可以有效解决天然能量开采无法破解的难题，特别是对特低渗透油田来说，更加需要注水开发。这种开发方式有突出的优势：能保持油田高产稳产，控制递减；驱油效率高；容易控制和调整，有利于剩余油的挖潜；可将采收率提高到15%～35%；经济效果好。

记者：注水开发对提高采收率发挥了这么大作用，主要得益于贵单位探索出了哪些科学有效的注水方法从而使原油产量实现了“上得去、稳得住”呢？

延长油田：延长油田在注水开发过程中，注采矛盾突出。在这方面，我们做了大量行之有效的工作，尤其是在研究压裂裂缝与井网部署的关系、优化井网部署、合理规避并利用裂缝上取得了不错成绩。

其中，比较好的做法就是精细井组动态分析，精细注采调控，适时调整配注量，及时调整注水方案，有效弥补了地层亏空，积极补充地层能量。把握注水时机，实施超前注水。低渗透油藏需要采用早期注水、保持地层压力的开发方式，才能获得较高的开采速度和采收率。超前注水可以保持较高压力梯度，改善渗流能力,减小储层应力敏感伤害，改善储层物性。当油层中建立起了有效地注水驱替系统之后，适度降低注水强度继续注水，防止快速水淹，以保持较长时间稳产、高产。对一些注水效果不明显的低渗透油田，选用另一种保持压力的开发方式——注气试验，取得了一定的效果。

单峰：油田要实现持续稳产，注水是关键。我们主要通过发展三项技术实现有效注水。

发展精细油藏描述技术，明确开发调整潜力。大力开展井震联合建模，不断提高构造、断层描述精度，加强点坝砂体内部建筑结构、河间薄层砂体分布研究，不断提高储层描述精度，加快多学科油藏研究步伐，不断提高剩余油描述精度，努力搞清历史剩余油动态变化特点、平面各微相剩余油分布状况、纵向各沉积单元剩余油分布状况，指导注水开发调整，保证开发调整效果。

发展注采系统调整技术，夯实注水开发基础。近年来，杏北开发区以完善单砂体注采关系为目的，通过不断加强井网加密技术、局部区块注采系统调整技术的研究，进一步提高了薄差油层的水驱控制程度，为特高含水期精细开发奠定了坚实的基础。

发展精细高效注水技术，提高油层动用程度。细化注水层段，优化厚层内部调整，实施个性化增注，推进加密分层测试，促进了注水质量的全面提高。

李新文：我们主要以注水优先、油水并重为理念，以精细注采调控为手段，开展了三方面的工作。

提高有效注水量。由于油田采用的是行列注水，当主向油井高含水后，注水井注入水基本被高含水井采出了，而地层存水较少，这就降低了注水效果。所以，为了提高地层存水量，将这部分高含水油井关井或转注，实现有效注水。

改善地层吸水剖面和油井产液剖面。针对油井生产中存在的层间干扰现象，通过对油井实行单层开采，充分发挥单层潜力。对于注水井，由于多层注水井同时注水时存在层间注水矛盾，所以，我们通过对注水井实行分层注水，改善注水层的吸水状况。提高注水驱油面积和注水驱油效果。对于注水井，由于地层注水后地层微裂缝开启，注入水主要沿裂缝驱替，驱油效果差。针对这一现象，我们采取了注水井调剖调驱，通过封堵注水水窜裂缝，改变注水驱油方向，提高注水波及面积。另外，对于部分侧向油井受井网和注水波及能力的限制，我们通过对油井实施暂堵压裂来进行侧向引效，提高注水驱油效果。

抓好源头控制

记者：注水工作也需要创新，贵单位是如何创新工作思路的？

李新文：根据矿场实践发现，油田注水存在滞后效应，而且效果较差。据此我们调整工作思路，由原先的滞后注水向先期注水转变。另外，油田部分侧向油井长期注水不见效。初期我们以为问题出在注水井上，总是在注水井上做工作，但是经过多种手段仍不见效果。所以我们认为，在这种油藏当中，注水井的注水波及能力是有限的，与其改变它，不如改变其他来适应它，开始从井网入手。初期油田井网中排距为150米，我们认为排距过大是导致注水效果不明显的主要原因，于是开展了井网的调整，将井网排距缩小。通过矿场试验，在同样的注水量下，注水效果明显变好。

单峰：油田开发是一个辩证发展的过程，搞好精细高效注水，必须转变思维方式。

转变继承与发展的思维，要强化两者关系，继承注采系统调整、长关井治理等成熟配套调整技术，以及水质管理、高产井管理等优秀管理模式，发展提高采收率、二次开发和配套工艺等技术，促进开发水平不断提高。

转变宏观与微观的思维，要实现二者并举。宏观上，要深入研究潜力，制定工作目标，明确调整方向，部署开发规划，确保原油产量持续稳产。微观上，要深化油藏认知水平，以单砂体为调整单元，深化注采系统调整，优化调整注采结构，进一步改善水驱开发效果。

要转变地上与地下的思维，坚持一体化协调发展。油藏工程系统在产能建设、规划设计、开发调整等方面，兼顾油田配套工艺技术发展现状，符合实际，满足需求，节省投资。采油工程、地面工程系统要紧密围绕油田开发需要，探索和完善配套管理方法，努力推动优质、高效油田的建设。

转变技术与管理的思维，二者要有机结合。技术进步是推动油田发展的核心动力，管理创新是提升开发水平的有力助推，二者相互促进。通过加强科技投入，培养人才梯次，理顺开发职能，强化科研管理，加大新技术推广力度，攻关突破技术瓶颈，努力提高全员创新能力；要不断推进管理创新，探索总结专项管理、水质管理、高产井管理等方面的有益尝试，要深化认识，扩大应用，以管理创新促进开发水平不断提升。

延长油田：每个油田都有自己的特点。延长油田根据自身实际情况，不断求变创新。一是抢抓注水时机，在注水工程建设方面大胆推行施工周期短的橇装注水装置，积极简化工艺流程，为开发新区及边远油区的及时注水、早期注水提供了有力保障。二是管理创新，积极进行注水工作工期倒排，实施节点控制，将注水开发工作纳入油田公司年度目标责任制管理，实行百分制考核，采取挂钩考核办法，严考核、硬兑现。三是创建注水开发示范区，探索高效注水开发的途径，以典型示范带动全局。28年6月以来，我们已经创建了定边东仁沟、西区寨科、子长余家坪等6个注水开发示范区，特别是定边、西区、横山3个示范区在注水开发方面均取得了明显效果。

记者：水质是注水工作的核心。如何才能更好地控制沿程水质，避免造成二次污染呢？

范英才：为了保证水质合格，我厂加强了注水水质管理。加强对水质处理站的管理，保证出口水质指标合格率达到10%。实施“节点管理”法，加强污水处理站各环节的检测，每2小时检测一次，做到每个环节水质达到规定指标。实施“四级检查”制度，成立了采油厂水质监督组、作业区水质检查组、中心站水质检查组和注配水站检查岗，并在各级注水系统管线首末端设立水质监测点16个，随时掌握水质运行情况。实施“分级问责”制，从污水处理站到注水井进口人人负责，加强考核，提高人员的管理意识，保证注入水质。加强注水管线和注水井洗井，减少注入水质的二次污染。

单峰：我们按照“控制来水环节、改进处理环节、保证注入环节，从系统上改善水质”的工作思路，通过节点分析、分段治理、完善工艺等技术手段，有效结合规范化、精细化、科学化的水质管理方法，形成适合精细高效注水的技术和管理体系。

粗细结合，强化水质升级，从源头满足低渗透油层需求。以“细”补“粗”保井，实施单井个性化调整。以“粗”补“细”保站，全面提升普通注水站水质。

依据“修、冲、洗、测、调、控”六字管理方针，技术措施与管理方式有效结合，加强了注入水质的全过程管理。加大过滤罐、电动阀等污水设备的维修力度，抓好注水干线冲洗，对污染严重的过滤罐进行及时的清洗，加强水质的定点、定期监测工作，优化化学药剂的配方、用量及加药位置，对水质管理的关键环节实施节点控制。

通过实施以上措施，促使水质系统实现“进得净”、“沉得下”、“排得出”、“滤得清”，水质指标稳中有升，水质合格率均达到公司规划指标。

延长油田：为了注好水，我们在利用多级沉降、过滤工艺技术的基础上，积极进行沿程水质控制。针对延长油田的油藏条件及采出污水的性质，我们采用物理与化学相结合的办法——注入水高效混凝技术。

注入水高效混凝技术选择针对性的药剂、设计与药剂配套的设备、确定各个处理设备优化组合的处理工艺，系统地解决水质的净化与稳定问题。这是一种治本的方法，通过对污水的某些化学成分进行调整来控制腐蚀、抑制结垢、杀死细菌，提高污水的配伍性和注入性。

用好创新“利器”

记者：要实现科学注水，就得对地质条件进行深入研究，区别对待。贵单位在这方面有哪些好的做法，取得了哪些突破？

范英才：根据我厂油藏地质特点，我们对油藏分类评价，并根据我厂成本投资情况，制定了远期和近期注水工作目标，即加强中高渗透油藏的完善和调整，开展“多元注水”，调整油藏纵向和平面矛盾。

逐步实现和完善复杂断块油藏注水。我厂管辖区域断裂系统发育，油藏破碎，基本上采用点状注水，很难形成完善的注采井网。为此，我们采取了直平组合、一对一注水。

不断扩大低渗油藏注水规模。28年以来，我们通过开展精细油藏描述、优化注采井网、精细水质处理、优化注采工艺和配套的工艺措施，实现了我厂低渗油藏注水开发的突破。

李新文：根据油藏不同部位的井形式、储层物性等不同采取了不同注水开发技术政策，我们主要制定了“四分”温和注水法，即“分时、分区、分层、分井”。

分时是指对不同时期投入开发的储量采用不同的注水开发方式。分区是指平面上结合油藏砂体的剖面连通性和沉积微相等地质模型，以“水动力受效单元”为核心，对高压区域控制注水，低压区加强注水。分层是指结合油井生产动态特点，对注水层位采取不同的注水强度。分井是指对投注井和转注井采取不同的注水强度。

单峰：杏北开发区断层分布复杂、含油井段长、油层数目多、单层厚度薄。为了深入认识储层发育状况和沉积特征，1996年，我们成立了精细地质研究攻关队，逐步形成了一套适合杏北开发区储层发育特点的精细描述方法。“十五”期间，使油藏构造、储层和剩余油描述，向精细化、定量化和可视化方向迈进了一大步。面对进入特高含水期后，近两年，围绕实现“在高含水井中找到低含水层、在高含水层中找到低含水砂体、在高含水砂体中找到低含水部位”的工作目标，集中优势兵力，大力推进精细油藏描述，有效指导了水驱精细调整挖潜。例如，在厚油层内部调整挖潜上，在深化储层及剩余油精细描述的基础上，对下部低效无效注采循环，采取了周期注水、停注、堵水等措施，对上部剩余油富集部位，通过完善水平井注采关系进行挖潜，点坝砂体采用了水平井注、水平井采的方式，水下窄小河道砂采用直井注、水平井采的方式，取得了较好效果。

记者：除了加强研究之外，还得加大注水技术攻关力度，完善注水配套工艺。贵单位有哪些先进的技术和配套工艺来保障注水的科学实施？

李新文：在注水的过程中，我们主要采用三种先进技术和工艺。

油套分注技术。解决了冬季气温低无法测试调配的问题，同时地面计量调配简单，无须投捞测试，且对于小排量分层注水井计量准确率高，使管柱稳定性高。

恒压注水技术。恒压注水控制系统可实现平稳控制泵压，根据注水井情况设定最低注水系统压力，有效降低注水泵压1～2兆帕，杜绝注水泵回流，实现节能降耗目的，避免了因调水影响注水系统压力大幅度地波动，实现恒压注水。

恒流注水技术。坪北油田采用注量计与多功能配水器配套使用，实现恒流注水。在注水压差大于1.5兆帕的条件下，能够自动控制调节注水井瞬时排量，在注水系统压力波动情况下，恒流平稳注水，降低员工劳动强度，提高了管理水平和自动化程度，能够达到配注要求和注水精度；在注水井停注时还可自动关闭水流通道防止注水井返吐水。

范英才：针对油藏注水开发中存在的问题，在工艺上通过研究改进高压注水封隔器密封性，提高了密封效果，保证了洗井质量。通过改进Y341-114高压注水封隔器内通径，成功解决了影响测试工具的顺利起下的问题，提高了水嘴投捞的成功率。

在油藏开发上研究应用了柔性转向剂和复合段塞深度调剖技术，成功解决了特高含水区块注水大孔道明显，注水无效循环加剧的情况，改善水驱开发效果。

在工艺措施方面，对于低渗透油藏，实施油井压裂引效，改变水驱方向，油井加强深抽配套，放大生产压差，提高水驱效果。对于高液高含水油藏，实施螺杆泵增排，提高以水洗油效果。

单峰：我们发展了细分注水配套工艺技术。针对精细分层注水后，隔层卡距变小、注水层段增多等问题，以“能分开、能卡准、能封严、能起出”为目标，积极开展注水工艺技术的研究与攻关，研制出逐级解封细分管柱，发展完善分层注水工艺技术，实现最小隔层厚度0.8米、9级9段管柱上提解封力小于340千牛顿的阶段目标。

自主研制了高效测调技术。应用井下综合测调仪与相应的流量可调式堵塞器在井下进行对接，替代原来的固定式水嘴，采用地面输入指令调节堵塞器水嘴大小控制流量，实现了注水井分层测试流量实时监测、压力同步读取、水嘴连续可调，取得了测试效率提高、资料质量提高、成本下降、耗时下降“两提两降”的好效果。

发展了套管修复技术。加快新技术攻关步伐和推广进度，除应用常规的整形加固、侧斜、取换套技术之外，还改进了小通径套损井打通道技术，研究应用了膨胀管加固技术，提高了修复率和修复质量，在难修井比例逐年增加的情况下，大修修复率保持在86%以上。

配套多管齐下

记者：科学注水的最终目的是实现有效注水，除了加强地质研究和技术攻关外，贵单位还采取了哪些配套措施来保证有效注水？

单峰：加强细分注水管理。厂里成立了细分注水领导小组，由厂总师负责，成员由各技术、生产和管理部门主要领导担任，并制定相关规章制度，加强领导，保障运行。丰富和完善了细分注水标准，加大了推广应用力度。

加强分层测试管理。27年，我厂率先开展杏七区合理测试周期现场试验，研究注水合格率影响因素及变化规律，确定了不同类型注入井合理测试周期，推动了在全油田范围大力推广三次加密测试。在投产井数的增多、工作量大幅度增加的情况下，为了实现加密测试的工作目标，对分层测试工作实施“443”立体监管，即加强“个人、班组、小队、厂”四级培训，完善“测试管理规定、测试资料交接、疑难问题解决、定期研讨”四项制度，把好“硬件关、检查关、验收关”三个关口，保障了注水井分层测试质量。

对注水井洗井工作实施了专业化管理，将原来由采油队负责的洗井工作调整到测试队，实行注水井洗井和测试工作统一管理，通过重组洗井班组，优化设备配置，提高了分层测试效率和质量，测试疑难井明显减少。

延长油田：为实现注有效水、产效益油的目的，我们在不断深化地质研究和技术攻关基础上，主要通过强化日常动态分析，水线推进状况监测、精细注水管理来谋求有效注水。首先依据各井区储层吸水状况、注采连通程度、物性差异、生产动态等，进行井区、井组动态分析，分井区制定注采剖面调整和井组注水强度、注采比等。对压力保持水平过高的区域按照“温和注水开发”的开发政策，进一步做好精细注采调控，降压稳产。对压力低的区域，提高注采比，实现压力场的均匀分布，确保油田的高效开发。对注水强度大、压力保持水平高、但同时含水上升快的井区适当下调注水强度，控制含水上升。