轮采轮注示意图

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    在水驱油田开发中，油与水是一对矛盾。在油田开发初期，油占据矛盾的支配地位，技术人员的主要研究和工作对象是油。随着开发逐步深入，油藏在纵向上被细分层系开发切分，在平面上被注水流线切割，形成了高度分散、局部富集的剩余油，受工作惯性和传统思维影响，技术人员的主要研究和工作对象也还是油，但有效手段越来越少、效果越来越差。技术人员在长期研究实践中逐渐认识到，随着油田含水率越来越高，水的地位越来越重要，因此开始将目光聚焦到水上。面对现阶段老油田普遍进入特高含水期，技术人员的研究焦点从寻找剩余油转向寻找和治理高耗水层带。同时，主要矛盾也在变化，在油田开发初期，主要矛盾是注水量无法满足油藏需求；中期，主要矛盾是精细注水无法满足油藏需求；现阶段特高含水期，主要矛盾则转变为个性化定制注水无法满足剩余油开发需求，技术人员因此对井组和单元定制转流场调流线方案，把水驱到过去驱不到的地方，在有些断块油藏，他们还从边部注水，用面积注水“横扫”剩余油，均收到较好效果。

    ● 老油田不怕高含水，就怕高耗水。

    ● 特高含水期油藏，15%的极端耗水层带消耗了近90%的注水量。

    ● 注水不均衡的根源，是储层非均质。

    ● “劫富济贫”，就是抑制高耗水带的优势通道，扶持剩余油滞留区的弱势通道。

    ● 井越打越多，剩余油却越来越分散，老油田一味靠打新井维持效益稳产难以为继。

    ● 产液结构调整的手段很多，转流场调流线优化的用武之地最大、手段最经济。

    ● 当油层整体高含水、剩余油高度分散时，通过大规模注水让水大面积侵占剩余油滞留区，可把剩余油“敌占区”变成“解放区”。

    □本报记者 王维东

    通讯员 田 真 尹永华

    营13-斜155井组的“内部矛盾”之大，曾经在胜利油田东辛采油厂是数得着的——主流线和弱势流线的油井动液面差达1000米，含水率相差7个百分点。如今，整个井组含水率下降7.7个百分点，高耗水无效液量越来越少，而日产油增加4.3吨。

    帮助营13-斜155井组缓解矛盾的，是胜利油田研发的转流场调流线开发技术。目前，这项技术被广泛应用于整装油田和断块油田，成为特高含水期老油田主导开发技术之一。

    转流场调流线，可有效减缓老油田自然递减、延长经济开发寿命。胜利油田勘探开发研究院首席专家王建算了一笔账，胜利油田中高渗油藏储量近30亿吨，采收率提高两个百分点，老油田的经济开发寿命可延长8~10年。

    从害怕高耗水

    到治理高耗水

    流线是指地层中水流的方向，井组流线组成流场。调流线就是让高耗水带流线的水流分流到剩余油滞留的低耗水带上，增大注水波及体积，提高驱替效率。

    王建说，历经50多年的开发，胜利油田注采井网固定，注水井对应着采油井，水流一直沿着一个方向走，长此以往，主流线就形成高耗水带，油驱得相对干净，而主流线控制不到的区域剩余油富集，却得不到动用。

    老油田不怕高含水，就怕高耗水。王建曾对特高含水期老油田高耗水层带做过跟踪研究。实验数据表明，特高含水期油藏，15%的极端耗水层带消耗了近90%的注水量。

    2019年，胜利油田含水率大于98%的油井年产液1.4亿立方米，占总液量的53.5%；年产油仅136.7万吨，占中高渗油藏水驱产量的13.4%。

    有的层段“吃撑了”，高含水；有的层段“吃不饱”，含水低。注水不均衡的根源，是储层非均质。

    东辛采油厂副厂长卢惠东说，储层受渗透率、厚度、展布、储量及构造高低等非均质性因素影响，阻力小的，水容易流动，易形成水流高速通道；阻力大的，水流量小，有的甚至无法形成水流通道。即使在同一储层，由于平面、层内物性有差异，水流也有差异。

    抑制高耗水带的优势通道，扶持剩余油滞留区的弱势通道，卢惠东把这种控强扶弱的流线调整开发方式比喻为“劫富济贫”。

    为达到这一目的，东辛采油厂探索了轮采轮注技术，油层被分采分注工艺卡分成几段，无须上作业便可自动换层开发，停层不停井、换层不作业，实现效益动用与连续生产的统一。

    辛77斜18井两套开发层系合采生产效益差，油井日产油2.2吨，综合含水率91.5%。实施轮采轮注轮替开发，第一阶段采下层注上层，阶段综合含水率降至87%；第二阶段采上层注下层，阶段综合含水率再降至80%，井组累计增油600多吨。

    和东辛采油厂轮采轮注有异曲同工之妙的是，孤岛采油厂利用老井对上下开发层系进行井网互换，实现上下层系流场调整，有效抑制极端耗水带，提高了低耗水带储量动用程度。

    孤岛油田西区北馆3-4区块两套开发层系动用程度相差2.8个百分点，上下开发层系井网互换、流线整体改变40度后，区块日增油33吨，日产液下降701吨，含水率下降18.1个百分点，吨油运行成本下降183元。

    从加密换层开发

    到重建流场流线

    几个老油田不约而同地走上转流场调流线开发道路，皆因无处下手打新井。

    中高渗油藏是胜利油田开发的主阵地，以整装、断块油藏为主，目前动用地质储量27.76亿吨，占全油田57.8%，年产原油1024万吨，占总产量的44%。储量整体处于特高含水开发阶段，综合含水率高达95.3%，采收率只有35%。

    胜利采油厂的胜坨油田和孤东采油厂的孤东油田是典型的整装油田，采收率只有40%，意味着地下还有60%的储量等待采出。

    为了挖掘剩余油潜力，过去50多年，胜利采油厂通过打新井细分层系，使开发层系从22套增至67套，油水井数增为3000余口。

    同样，以断块油田为主的东辛采油厂也历经了细分开发、层系重组等大规模调整。

    与其他中高渗油田相比，孤东油田早已到了举步维艰的地步。孤东油田发现于1984年，当时，国家急需原油，胜利油田于1986年打响了孤东会战，孤东油田进入高速开发期，短短9年间，含水率便从14.4%快速攀升到91.2%。近30年来，孤东油田注采结构几乎没有发生变化。

    胜利油田的平均注采井距在300~350米，而孤东采油厂的注采井距只有150~212米。孤东采油厂副总地质师崔文福说，孤东油田用30年时间走完了胜坨油田50年的路，其他油田还可以见缝插针地打加密井，而孤东油田几乎没有回旋余地，能够动用的储量几乎全部动用了。

    2013年，孤东油田步入特高含水开发后期，综合含水率高达96.7%，可采储量采出程度高达95.1%。

    井越打越多，剩余油却越来越分散，加之近年油价低迷，老油田一味地靠打新井维持效益稳产显然难以为继。

    2013年，孤东采油厂选择含水率高达98.9%的孤东7-25斜更246井组开展转流场调流线试验，井组里的1口水井变成油井、4口油井转为注水井，井网流线调整了60度。效果立竿见影，井组日增油4吨，含水率下降1个百分点。

    过去，面对极端高耗水带，开发人员的选择有限：要么关井，要么封掉高含水层段，换层开发。无论哪种选择都不是最理想的。卢惠东说，关井，油藏开发和平衡生产无法有效兼顾；换层开发，平均一口井的作业费35万元，而且每作业一次都对油井产生伤害，后期剩余油再次富集，再想开采封堵层时，面临很多未知风险，甚至可能无法打开封堵层。

    “转流场调流线蹚出了一条产液结构优化的精益开发之路。”卢惠东说。产液结构调整的手段很多，可以通过新老区产能结构优化调整，也可通过工艺措施改造，但相比之下，转流场调流线优化的用武之地最大、手段最经济。

    胜利油田日产液量79万立方米，每立方米液量要消耗电费和药剂费20元。近3年，胜利油田通过优化产液结构降本减费3000余万元。

    从追着剩余油打井

    到赶着剩余油走

    原来，追着剩余油打井；如今，油藏高含水，开发人员首先想到的是转流场，赶着剩余油走。

    在孤东采油厂，转流场调流线已成为提高采收率的标配，无论是注水开采单元，还是化学驱开发单元，要想进一步提高采收率，流场调整是“固定套餐”。

    孤东油田一开发单元日产油6.3吨，含水率接近100%，注水、化学驱等开发技术轮番上阵，不见起色。流线调整60度后，整个单元“满血复活”，日增油42.3吨，含水率下降5个百分点。

    经过8年探索实践，目前，针对平面、层间、层内注采矛盾，孤东采油厂形成了3种模式10种类型的转流场调流线开发方案。自2015年以来，孤东采油厂转流场调流线705个井组，增加可采储量268万吨，提高采收率2.3个百分点，平衡油价仅21美元/桶。

    在东辛采油厂，断块油藏持续提高采收率还有另一项“撒手锏”技术——人工仿强边水驱技术。

    该厂永12和辛151单元已开发30多年，一直依靠天然能量开发，采收率分别为75%和65%。

    “如此高的采收率十分罕见。”卢惠东说。两个开发单元集各种优势于一身，稀油、高孔高渗、油层厚，更重要的是强边水，水油体积比200∶1，相当于储层里有1立方米油、200立方米水，原油被大面积的水包裹着，就像大洋里有一座孤岛，剩余油被无穷无尽的水整体向前推进，驱替效率高、扫油面积大。

    当油层整体高含水、剩余油高度分散时，油藏开发转入人工仿强边水驱，油层整体关闭，水井大规模注水，让注入水大面积侵占剩余油滞留区，把剩余油“敌占区”变成“解放区”。

    辛一断块沙-4开发单元是一个采出程度高达48%的单元，由于整体高含水，单元只有1口井正常生产，日产油0.4吨，是一个几近废弃的油藏。采用人工仿强边水驱累计注入16.9万立方米水，单元日产油升至54.6吨，含水率下降37.6个百分点，采收率提高7.5个百分点，截至目前累计增油8.1万吨。