孙宜丽 河南油田 水驱油藏开发高级专家

朱守力 江汉油田 开发管理部油田专家

    问：在油田生产中，水驱是什么地位？

    孙宜丽：目前，河南油田东部水驱储量占河南油田总储量的80%，产量占河南油田总产量的60%。要实现老油田高质量发展，必须牵住效益开发“牛鼻子”，夯实水驱稳产的“压舱石”。

    朱守力：水是油田开发中必不可少的因素。油田开发初期，可以利用油藏原始能量，实现弹性开发。当地层能量持续下降，就要通过注水补充能量，把储藏在岩石孔隙里的石油“驱赶”出来。水驱开发是最经济、最有效的技术，广泛用于油田开发。江汉油田水驱开发地质储量占比87.32%，在相当长的时间内仍将占据主导地位，特别是在开发中后期，通过不断提升水驱技术，可以有效保障老油田持续稳产。

    问：近年来，水驱开发有哪些创新举措？

    孙宜丽：目前，河南油田处于特高含水期，加之油藏的差异性和复杂性，决定了该阶段的效益开发没有固定模式，更没有标准答案。河南油田持续深耕现有水驱油藏，系统性对水驱油藏进行整体“解剖”，整体上调养治理油藏，实现内调外养、协同驱油。

    河南油田优选不同油藏类型水驱示范区，坚持地质工程一体化、技术经济一体化，寻求产效“最大公约数”，形成了一套指导老油田水驱开发的做法经验和技术规范，引领老油田可持续高质量发展。

    河南油田现有开发油藏长期以来采用一套井网兼顾所有层系。由于纵向上开采层段多，层间干扰严重，造成各层注水旱涝不均、动用层差不齐。要捕捉漏网之鱼，必须“大鱼用大网、小鱼用小网”。为此，河南油田重构层系井网、重整油线流场。东部老油田井网密度大，可以利用井网优势，在不打井、少打井的情况下低成本实现“两个重新”。该技术2021年以来在整装、断块等不同类型油藏推广应用，治理单元13个，覆盖储量超1亿吨，占水驱储量的60%；水驱自然递减率由13.83%降至12.38%，吨油操作成本降低124元。

    朱守力：一是建设一体化治理示范区，优选双高、双低、含水加速上升的单元为治理对象，油藏提需求、工程找对策，层系井网调整、井筒治理、地面配套改造并行，形成同类型区块开发可复制、可推广的技术经验。

    二是发展压驱注水技术，针对低渗油藏“注不进、采不出”问题，积极探索江汉油田特色压驱注水技术，按照边研究、边实践、边推广的模式，人造高压、裂缝油藏，通过“造缝建驱”加大生产压差，提高油井初期产能，7个微压驱井组日增油达到36吨，产量实现翻番，目前摸查压驱潜力储量超过2500万吨。

    三是形成特低渗透油藏周期注水技术，重点针对特低渗透油藏，围绕脉冲注水开展了室内研究与数值模拟相结合的技术政策制定研究，在坪北SP199井区应用，自然递减率下降5.4个百分点。

    四是加强了高含水阶段流场调整与修复技术的应用，总结形成了江汉油田变流场、引流场、均流场三种流场调整模式，“十三五”以来在344个井组应用，调整地质储量3248万吨，增加可采储量28.4万吨。

    问：实施水驱过程中遇到了哪些难题？下一步应加强哪方面工作？

    孙宜丽：河南油田东部稀油已投入开发40多年，水驱效益稳产目前存在“两高”问题：采出程度高，主力油田采出程度高达45%；含水高，综合含水率达97%，基本上井井高含水、层层高含水，处于以水带油生产状态，平均单井日产油1.1吨、日产水30立方米，吨油操作成本85%的费用用于处理循环采出水的提升及注入。

    为实现老区长效稳产，河南油田将着力推进水驱“压舱石工程”，一方面形成良好的开发秩序，每年建立四五个水驱示范区，通过一体化治理，逐步压茬推进，5年实现主力油田全覆盖，形成稳产的规模效应；另一方面，加大流场调控力度，降低耗水与培育见效并重，确保水驱自然递减率逐年下降1个百分点。

    朱守力：老区提质提效难度依然较大，每年新增异常管柱井多，治理难度大，费用高，油井多为单向对应，水驱效率偏低；油藏特征限制了新技术运用规模，包括智能分采分注技术、多级细分注水技术、全支撑压裂技术、调剖调驱技术等；长期注水和多次加密调整后，剩余油呈“碎片化”，可动油、残余油赋存状态不清。

    下一步，江汉油田将坚持实施“注水三年行动计划”，以清欠账、提质量、增效益，全面改善水驱开发效果为目标，从存量欠账治理、稳基础治理、单元综合治理等三个方面开展水井治理工作，打造油藏能量、井筒长寿命两大工程；针对不同油藏类型开发特点，厘清重点难点问题，明确主导开发技术，深化地质工程一体化，破解难关；三是扩大压驱应用范围，老技术新化再集成，压驱技术迭代升级，快速形成新质生产力。（常换芳 夏 梅 整理）