油田注水开发后期提升采油率的技术措施

王志永，宋文娟，柳青馨(中国石油冀东油田分公司陆上油田作业区，河北 唐山 063200)

0 引言

经济全球化时代中我国石油项目的发展策略逐渐由国内转向国外，面对能源供需格局的全新变化，能源体系的优化能够进一步提高我国在石油项目上的国际综合竞争力。从我国当前石油项目的发展情况来看，未来一段时间内，石油项目工程仍旧具有较大上升空间，因此，对油田注水开发后期采油率的提升至关重要。

1 油田注水开发技术要求

中国石油经济技术研究院信息显示，2019年至2021年，世界石油供应情况分别为10 060.0万桶/每日、9 390.0万桶/每日及9 540.0万桶/每日，基于全球石油需求较快恢复的基本情况，进一步提高油田注水开发采油率迫在眉睫。以下对油田注水开发技术要求进行介绍。首先，采用注水开发工艺的油田，在后期开采阶段中原油含水率将发生较大变化，主要表现为含水率提高。在这种情况下，油田产量将受到显著负面影响，因此，降低油田注水开发后期的含水率是提高采油率的主要技术要求之一。其次，在油田注水开发后期，油田生产对注水水质的要求显著提高，相关技术人员应通过分析注入水水质标准改善油田注水开发环境。一般来说，油田生产注水水质的主要控制指标包括悬浮固体量、悬浮物颗粒直径中值、含油量、平均腐蚀率、点腐蚀、SRB菌、铁细菌、腐生菌等，辅助性指标包括溶解氧、硫化物、侵蚀性二氧化碳和pH。最后，在油田注水开发后期油田采出液含水率可达90%以上。在这种情况下，开采人员需要处理大量的采油污水，而采油污水所具有的水温较高、矿化度较高等特征将直接增加注水堵塞概率，继而影响油田开采率。从这一角度出发，可通过改良采油污水处理方法，加强水质环境分析，有效优化石油开采环境，合理满足油田注水开发的技术要求[1]。

2 油田注水开发机理

国家统计局资料显示，2016年至2021年，我国原油产量分别为19 969.0万吨、19 151.0万吨、18 911.0万 吨、19 101.0万 吨、19 492.0万 吨 和19 898.0万吨；2017年至2021年，我国原油产量增速分别为-4.1%、-1.3%、1.0%、2.0%和2.1%。可知，在未来一段时间内，我国依旧具有较大的原油开采需求。油田注水开发技术在一定程度上缓解了我国的石油开采压力，以下对油田注水开发机理进行介绍。

与其他石油开采工艺相比，注水开发技术具有较高的石油采收率，我国部分油田具有开采时间持续较久、地下亏空环境复杂以及油层压力较低等主要特征，相关技术人员可采用油田注水开发技术对具体油田地层进行能量提升。同时，水资源具有较为稳定的能量比，能够在一定程度上稳定油田的油层压力，保持油田产量的均衡，避免原油损失。在实际应用油田注水开发技术的过程中，相关技术人员可根据油田不同油层的开采条件对其进行超前、早期、中期和晚期注水，对解决油田一次开采后的开采故障以及改善油田开采环境具有多样技术优势。

在油田注水开采工艺中，注水井是注入水从地面进入地层的通道，它的主要作用是悬挂井内管柱；密封油、套环形空间；控制注水和洗井方式，如：正注、反注、合注、正洗、反洗和进行检查作业。除井口装置外，注水井内还根据注水要求(分注、合注、洗井)下有相应的注水管柱，相关技术人员在油田注水过程中，将依靠由干线来水压力表、总截断阀、注水支线截断阀、注水水表、注水控制阀、注水压力表、注水井口装置和洗井水表为主要仪器的专业注水设备完成油田注水，并经由注水站对水进行升压处理，满足注水压力要求。采用油田注水工艺进行原油开采可有效满足油田注水开发对注入水水质、压力及水量的要求，同时，这种工艺流程具有管理方便、维修量小、容易实现自动化以及节省钢材及投资、施工量小的主要优势[2]。

3 油田注水开发后期采油率影响因素

目前，我国石油产业正由追求发展速度转向发展质量，国家统计局资料显示，2016年至2020年，我国原油需求量分别为57 778.0万吨、60 661.0万吨、64 849.0万吨、69 609.0万吨、73 569.0万吨以及111 252.0万吨。经计算可知，2017年至2021年，我国原油需求量增速分别为5.0%、6.9%、7.3%、5.7%和51.2%。面对急速提升的原油需求量，合理提高油田采油率至关重要，以下对油田注水开发后期采油率影响因素进行分析。第一，孔隙类型及结构特征。近年来，我国油田开采水平呈现了明显的上升趋势，相关技术人员在油田开采前进行了油田孔隙类型及结构特征的分析。目前，孔隙类型主要包括粒间孔隙、溶孔、晶间孔、微裂缝和面孔率，不同的孔隙结构又对应着差异性的物性特征。在油田注水开发后期，采油率将直接产生差异性变化。第二，2002年以来，注水开发技术已在我国大部分油田中得以应用，注水压力呈现了明显的上升趋势，相关研究表明，地质因素对注水压力上升具有显著影响。我国地质条件较为复杂，在不同的地质环境中，喉道的功能将直接作用于液流的总流动阻力，继而反映在采油率上。第三，不同地质环境下油田的敏感性伤害也是影响油田注水开发后期采油率的主要因素。目前，敏感性伤害类型主要包括速敏、水敏、盐敏、酸敏、碱敏和应力敏，伤害率分别为22.40%、47.60%、51.80%、26.40%、13.20%、32.90%，伤害程度分表现为弱、中等偏弱、中等、中等偏弱、弱和中等偏弱，因此，敏感性伤害将直接导致油田渗透率下降[3]。

4 注水开发后期提升油田采油率的方法

4.1 改良技术支持

自然资源局信息显示，2015年至2021年，我国石油新增探明地质储量分别为35.0亿吨、35.01亿吨、35.42亿吨、35.73亿吨、35.55亿吨、35.57亿吨和53.93亿吨。2016年至2021年，我国石油新增探明地质储量增长率分别为0.0%、1.2%、0.9%、-0.5%、0.1%和51.6%。由此可知，我国将面临较大的石油开采需求，可通过改良技术支持，提高注水开发后期的油田采油率。

首先，传统采油技术在我国具有较长的应用历史，在油田开采中，技术人员积累了大量的实践经验，在实际应用中，相关人员可根据油田注水开发后期的采油率保证需求及具体的开采要求完成油田的二次开采。例如，可采用热力法有效降低原油黏度，提高液体的流动效率。值得一提的是，在应用热力法的过程中，技术人员应合理控制作业成本。

其次，技术人员还可根据实际开采条件采用注水井控制技术，该技术对原油稠度和流动性的影响较为显著，相关技术人员将通过现代数字技术完成井下开采环境的分析，继而实现注水井流量环境的改善。

再次，采用微生物采油技术，该技术可有效作用于井下环境中的微生物，完成地质环境和地质构造的优化，继而通过提高渗透率，达到采油率提升的目的。

最后，技术人员可积极应用现代信息技术，对采油率的变化情况进行实时掌握，以便通过合理优化井下环境，进一步提高油田井下开采条件控制水平。

4.2 加强环境分析

中国海关资料显示，2016年至2021年，我国石油和天然气出口数量分别为43 536.5万吨、48 882.7万 吨、55 265.2万 吨、60 308.4万 吨、64 461.4万吨和63 661.0万吨。至2021年，我国石油和天然气出口金额已达30 986 769.0万美元，可知石油和天然气资源在我国经济体系内占有重要地位。为有效提升油田注水开采后期的采油率，技术人员应充分认识到环境对具体开采条件和开采效率的影响。以下对加强环境分析提出相关建议。

第一，近年来，国内外高度重视油田的协同注水开发，目前已实现地面集输系统、注水系统、地下油藏系统、采油系统的具体优化，基于油田采油率需求，相关技术人员可利用现代信息技术完成不同井网的注水量计算和平面流动产量计算。例如，在不同井网的注水量计算中，相关人员可针对直线排状注水的井网、交错排状注水的井网、五点法注水井网、七点法注水井网和反九点法注水井网，进行针对性探究，有效掌握注水井与生产井、脚井和边井的压差，确定脚井与边井的产量比、日注水量、油层的绝对渗透率、原油的相对渗透率、油层厚度、排距、井距、井半径、原油黏度等油田井下环境数据信息。

第二，应进一步掌握油田的区块特征，包括地质特征和开发特征。就地质特征而言，技术人员可通过现代勘测技术对油田的构造情况、地层情况进行有效掌握。除此之外，还应完成油藏类型评价，判断储藏的非均质性，从而合理优化注水开采环境，进一步提高采油率[4]。

4.3 调整注采规模

我国是能源持有大国，也是能源应用大国，石油工程在我国具有较大的发展规模，能源是国民经济和社会发展的基础。同时，石油工程是石油沥青产业链的上游产业，主要进行原油开采，而以原油开采为源头的石油沥青产业的中间产业、下游产业覆盖了交通运输、建筑业、农业、水利工程、采掘业和民用工程。由此可知，石油工程具有较大的影响力。在油田注水开发后期采油率的提升至关重要，以下对调整注采规模进行介绍。

在带高渗透层的碳酸盐岩油田注水开发过程中，相关技术人员应合理诊断生产井过量产水情况，开展水平井水淹模式研究，继而在掌握油田区块特征(包括地质特征和开发特征)的基础上，合理建立注水开发区诊断模型，深入分析注水开发水区诊断的单井情况(主要包括主控因素为高渗带的单井诊断、主控因素为裂缝和滴水的单井诊断以及主控因素为高渗带和滴水的单井诊断)，利用R-(wor)R’-(wor)曲线模型判断主控因素对开采率的具体应用，继而针对性调整注采规模。另外，在调整注采规模的过程中，相关人员还可建立水驱规律模型，以高渗带渗透率、裂缝发育程度、注采井的相对位置和注采比作为分析水驱规律、调整注采规模的主要影响因素。

4.4 优化注采方案

国家统计局、中国石油信息显示，2013年至2021年，我国原油净进口量分别为28 033.0万吨、30 778.0万 吨、33 263.0万 吨、37 807.0万 吨、41 471.0万 吨、45 927.0万 吨、50 491.0万 吨、54 239.0万吨、51 298.0万吨；2013年至2021年，中国石油对外依存度分别为58.3%、59.3%、60.3%、64.2%、67.2%、69.7%、72.3%、73.4%和71.9%。由此可知，近年来，我国石油对外依存度较高，同时也意味着在未来一段时间内，我国石油勘探开发力度还将持续提高。基于注水开发技术在油田开采中的应用普遍率较高，可通过优化注采方案有效保障采油率。相关技术人员可根据油田的实际情况，完成不同区块的油藏开发效果分析，分析内容主要包括油藏生产概况、注水开发效果评价、水渠建校特征及评价以及分层注水井组开发效果评价和注CO2试验井组开发效果评价，就油藏生产概况而言，其主要覆盖天然能量开发阶段、实验注水阶段和全面注水阶段，而在注水开发效果评价中，其包括水驱储量控制程度分析、水驱储量动用程度分析、水驱采收率分析、注水利用率分析和能量保持水平分析、开发效果综合评价。在水驱见效特征及评价中，其主要内容为水驱见效情况典型单井见效情况和典型井组见效情况。以此为前提，技术人员能够对开发效果影响因素进行深度掌握，并在此基础上完成注水开发方式的调整。

4.5 注采效果评价

相关研究表明，石油储存的岩石学特征、沉积相特征、物性特征及孔距结构均将直接影响采油率，技术人员可通过完成注采效果评价，实现采油率的有效控制，以下对其进行介绍。在油田注水开采过程中，技术人员应有效利用现代勘测技术对油层开采条件和注水环境进行深度分析，分析内容包括油藏类型、流体性以及压力与温度。以此为前提，技术人员能够确定注水开发指标，并依此完成生产动态分析。在开发指标的确定过程中，注水指标主要包括注水利用率、注水量、注水强度、吸水指数、注采比水驱指数，而采油相关指标主要覆盖采油速度与采出速度、采油液强度和采油液指数以及递减率。

5 结语

总而言之，在“一带一路”建设下，石油工程项目具有了持续开展基础，为切实提高石油开采项目工作质量，相关人员应致力于探究油田注水开发后期采油率的影响因素，基于油田注水开发机理和油田注水开发技术要求，针对性改良技术支持，加强环境分析，调整注采规模，优化注采方案，并有效开展注采效果评价，合理降低油田注水开发成本，加强对采油率的掌控能力。