□郑松青 李广超 张文彪

    目前，我国综合含水率超过60%的高含水油田动用地质储量256亿吨、年产油量约1.4亿吨，均占全国的70%以上，是我国原油开发的主阵地和原油保供的“压舱石”。但高含水油田的采出程度高、生产成本高，开采难度越来越大，对技术的要求越来越高。

    技术创新是石油工业发展的第一动力。我国始终把“提高采收率”作为开发永恒的主题，根据不同类型油藏面临的主要矛盾，在精细注水、化学驱、注气及稠油热采等开发技术上不断取得突破，为高含水油田控制和降低递减率及提高采收率提供了技术支撑。

    中国石化针对高含水油田特点和开发矛盾，创新形成了整装油藏精细流场流线调整、复杂断块油藏立体开发等精细注水开发技术系列；建立了高温高盐油藏化学驱技术，其中高温高盐聚合物驱、无碱二元复合驱、非均相复合驱已工业化推广应用；稠油开发方面，形成了吞吐转蒸汽驱、多元热复合驱、化学降黏冷采、细分加密等技术；气驱方面，形成了陆相油藏二氧化碳驱油与埋存技术及配套工艺，推动了老油田开发极限不断突破，胜坨、孤岛、埕东、双河等老油田采收率在50%左右，部分开发单元的采收率甚至超过60%。

    目前，高含水油田开发仍面临严峻挑战：一是高含水油田采出程度高，剩余油更加分散，现有开发理论和技术仍不能满足“双特高”老油田效益开发的需求，如何进一步大幅提高采收率、延长油田寿命成为急需解决的难题；二是高含水油田生产成本逐年攀升，必须平衡好产量与效益的关系；三是油田每年注入地下大量化学剂，采出大量污水污泥，同时存在设备老化、能耗高等问题，绿色低碳发展面临挑战。

    针对高含水油田开发，应重点关注以下几方面工作：第一，加大基础研究力度，更加注重多信息融合油藏精细描述、特高含水阶段渗流及剩余油二次富集机理研究，建立特高含水阶段开发理论和模式，指导老油田高效开发；第二，加强低成本控水挖潜及采油工艺技术攻关，开展“水驱+”、新型复合驱、CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）、“热+剂+气”、油藏-井筒-地面一体化等新技术及技术组合的协同研究与试验；第三，加快与大数据、人工智能、物联网、纳米等新技术和新材料跨界融合，探索智能纳米驱油、分子采油、微生物降解残余油生成气等前沿技术，搭建多学科集成化管理平台，建设绿色智能油田，助力老油田可持续发展。（作者单位：中国石化石油勘探开发研究院）