技术迭代突围水路提高采收率

□ 文/中国石油学会石油工程专业委员会 刘玉章

当前，中国石油企业80%的原油产量来自注水开发，水驱涉及地质储量100多亿吨。采收率每提高1个百分点，可采储量就增加1.3亿吨。可见，油田实现效益开发，水驱是关键。其中，技术创新无疑要唱主角、挑大梁。

大庆油田开发初期，油田注水采取笼统注水方式，出现了主力油层“单层突进”“过早见水”等问题。在这个阶段，油田主要采用固定式分层注水工艺管柱，由K344型封隔器和固定式配水器、球座等井下工具组成，该模式缓解了注入水单层突进，控制了油井含水上升。油田开发后期，层间矛盾加剧导致该模式注水测调效率低。20世纪90年代后期，随着桥式偏心分层注水技术的出现，实现了分层流量和压力的直接测试。桥式偏心分层注水管柱由Y341型封隔器、桥式偏心配水器及球座等组成配水器并带有桥式通道，可实现在测试单层流量和压力时，不影响对其他层段的正常注入。该注水工艺实现了流量单层直接测试，避免了常规测试采用递减法带来的叠加误差，提高了测试精度和效率，测压效率相对常规偏心提高两倍以上。目前，“桥式偏心+电缆测调”因其在测试方面的优势，已成为我国油田注水井的主体分注技术，并不断改进完善配套，向精细化、工艺简化、智能化方向发展。

现有的分层注水技术已经发展到第三代，可以实现多级分层，测调配注。但由于多层干扰及小层渗流阻力变化等导致小层水嘴后压力变化，造成注入该小层的水量与配水量不一致。尽管可以进行测试及调整水嘴，重新达到配注量，但往往很快又发生了“漂移”。在油田大尺度和地层温压条件下，水洗油的微观效率比我们想象得更高。大量取芯证明，强水洗部位岩芯已经洗白，剩余油饱和度接近于零。这一事实同时反证，现在水驱开发的宏观有效波及比我们认为的要差很多。认识到差距就等于发现了潜力。要使注水开发老油田大幅度提高开发效益，如何更有效地提高水驱宏观波及是关键。毕竟，几十年误差累加，会对多层注水开发油田的油藏管理造成严重问题和误导，形成“糊涂账”。因而笔者认为，大数据战略非常好，但大数据首先要是真数据。具体到注水开发老油田，首先要知道注入各小层的水量，才谈得上开发分析和油田管理。

《水驱精细挖潜示范区路径探索与模式创新—以大庆油田杏六区东部为例》一文，最大的亮点是在“不断优化完善水驱配套调整技术”上。事实上，分层注水不必过于强调完成配注量（事实证明也做不到），频繁调整水嘴，加大测试成本，而应该侧重准确记录注入每个小层的水量和压力变化历史，通过数据处理，即可得到各层的水驱流线场和剩余油分布。注水不仅是注水驱油，还可以是对地层的测试，每一次关井、开井造成的压力、流量变化，都可以是一次压力降落和压力恢复测试。但这需要创新研制出高性能、低成本流量计以及数据存取传输技术。

经过几年研究攻关，目前我国已经形成了“分层注水全过程监测与自动控制技术”的第四代分层注水技术。该技术有两套实现方案。一套方案是井下信号无线传输，另一套方案是由井下智能配水器、过电缆封隔器和细长管电缆组成。其中井下智能配水器是整套工艺的核心，包括井下流量计、油管和嘴后两路压力传感器、电机传动总成、水嘴和控制电路等。未来井下分层注水技术将向自充电、井下信号无线传输方向发展。通过自充电保证井下能量，通过压力波、声波、电子标签等无线通信方式，实现井下信号的双向无线传输。

探索仍在继续，创新没有终点。随着智能水驱技术的突破，可使进入开发后期的油田大幅提升经济开采价值。尽管智能技术成熟需要很长时间，但发展过程中的每一步都会给油田企业带来效益。