江苏油田 油气开发（油气藏）专家 唐湘明

河南油田 开发地质专家 刘峥君

中原油田油气开发 管理部副总地质师 王 磊

    问：水驱开发的优势和局限性分别体现在哪些方面？

    唐湘明：水驱开发在江苏油田复杂断块油藏中有独特的优势，一是技术成熟，成本可控，江苏油田经过近50年注水开发，水驱技术体系完善，相比气驱或化学驱成本较低；二是补充能量，延缓递减，针对天然能量不足的复杂断块油藏，水驱能维持地层压力，延缓产量递减；三是适应性强，应用面广，水驱开发适用于不同类型油藏和不同开发阶段，可灵活采用多种水驱方式，或水驱+其他驱油剂，有效提高水驱采收率。

    截至2024年，江苏油田水驱动用储量2亿余吨，占全部动用储量86.8%，水驱开发仍是当前油田稳产上产主导技术。

    然而，水驱开发也面临复杂地质条件挑战、复杂地面条件限制、高含水期变井网改善水驱难度大等明显局限性。

    刘峥君：河南油田水驱储量占总储量的66%，产量占河南油田总产量的60%，是河南油田开发的主阵地，也是稳产上产的“压舱石”。经过40余年开发，河南油田水驱技术系列日臻成熟，配套监测和动态调控手段丰富，吨油操作成本低、水驱采收率高，是河南油田有效提高采收率的主要技术方法。

    目前，水驱油藏整体进入特高含水（95.5%）、高采出程度（34.5%）开发阶段，受三角洲砂砾岩体沉积储层非均质性强的影响，易产生水窜现象，注入水沿已经形成的高耗水层带流动，持续扩大水驱波范围及受限，同时难以驱动呈膜状、颗粒吸附状等类型的微观剩余油，特高含水后期进一步提高采收率幅度有限。

    王 磊：水驱开发优势一是体现在研究上，精细油藏描述技术迭代进步，极复杂构造模型符合率由80%提高至95%，剩余油潜力认识精度逐步提升；二是体现在技术上，极复杂断块油藏高含水期适配工艺技术日趋配套，低渗油藏压驱注水技术应用规模有序扩大，水动学+调控技术逐步发展完善，为精准水驱高效补能提供了支撑。

    目前，水驱开发的局限性主要体现在井网、井筒、技术“三老”问题，虽然有所缓解，但仍未得到根本有效解决，在注采结构优化调整、注采流线优化、低效循环治理等方面，难以实现效果和效益的最大化。

    问：目前，油田在水驱开发中形成了哪些核心技术？收到哪些显著效果？

    唐湘明：江苏油田一是建立了特高含水油藏“三重”技术，针对长期水驱开发的老油田存在的套损严重、层系井网不适配、低速低效等问题，通过精细油藏描述，深化“模式重构、井网重建、层系重组”系列技术研究与应用，实现了老油田自“十二五”以来的产量硬稳定。

    二是形成了“三个边界”描述与水驱挖潜技术，针对主体部位高倍水驱后剩余油高度分散、调整井普遍“高含水低产油”的情况，将挖潜对象转向水驱不完善的油藏边界（断层、油水、岩性边界）。通过精细刻画边界及剩余油量化评价，优化适配经济高效的水驱挖潜技术。“十四五”以来现场应用90口井，新增优质高效可动用储量380万吨，新增可采储量114万吨。

    三是深化了流场调整技术研究与应用，建立了适应江苏复杂小断块油藏的流场快速定量表征方法，深化发展了流场调整技术，总结形成“三转四调五引”流场调整新模式，“十三五”以来现场应用近1.1万井次，累计增油近39万吨。

    四是发展低效难动用储量效益开发技术，针对深层致密油藏，积极探索了“人工气顶+注水双向驱”、微压驱、超前压驱技术；攻坚了针对稠油油藏的纳米乳液驱油及特殊岩性油藏零散砂体精巧注水等特殊类型油藏开发技术，实现稠油及岩性油藏效益开发。

    刘峥君：一是重整流线流场，跨层系井网重构实现多层油藏均衡动用。传统开发模式按照就近组合的原则划分开发层系，开发后期层系间采出程度差异大，层系内主力层与非主力层储量动用不均。近年来，河南油田创新提出了跨层系井网重构技术，实现均衡动用。按照这种技术思路，将双河437块原6套层系重组为11套开发单元，层系内渗透率级差由5降低到3、采出程度差异由20%降到8%，现场实施后，自然递减由16.28%降至6.27%，提高采收率1.8个百分点，形成了非均质多层油藏“跨层系井网重组+渗流场重构”立体开发新模式。

    二是重选技术路径，探索薄层长水平井技术实现薄差层高效开发。河南油田通过动静结合深挖潜力，提出了长水平井开发思路，利用薄层砂体预测技术，砂体连续预测精度达到1.5米以内，采用“近钻头测量系统+螺杆+LWD（随钻测井）”高效导向钻具组合，将测量工具的盲区长度由15米缩短至0.6米，实现了在2米薄层内水平段长度达到1000米以上。现场实施10口长水平井，投产初期平均单井日产油10吨以上。

    王 磊：中原油田形成了中渗薄互层复杂断块油藏细分重组、极复杂断块油藏精细流场流线调整、厚层非均质油藏深度调堵精细注水、高含水期中渗油藏井网重组重构、低渗油藏井网完善一体化治理、低幅度油藏不同边水差异化挖潜等水驱开发技术，建立了“油藏描述+技术政策+工艺配套”一体化解决方案，为油田老区切实成为油田稳产压舱石提供了有效支撑。

    例如，针对濮城油田文51块层系多、高含水期层间干扰严重、纵向动用不均等难题，技术人员精细刻画单砂体窄薄河道，深化开发层系、注水层段、层内韵律段“三级细分”，建立了中渗薄互层复杂断块油藏细分重组开发技术模式，建成中国石化精细注水示范区，推广应用10个单元，覆盖地质储量5168万吨，产量提升14.2%。

    问：当前油田水驱开发面临哪些挑战？应采取哪些应对措施？

    唐湘明：江苏油田已步入特高含水“深水区”，主力油田水驱低效循环加剧，导致换油率下降，吨油成本持续攀升；剩余油分布高度隐蔽、复杂，传统水驱难以精准有效驱动；高含水期油水井套损问题日益突出，现有层系井网适应性变差，含水上升加快，稳产形势严峻；特殊油藏与低品位储量效益开发，仍是亟待攻克的技术高地。

    对此，江苏油田将以“增能、控水、提产、降递减”为抓手，持续强化以“三个边界”“三微”技术为核心的复杂断块精细油藏描述，加大力度实施高含水油藏的“模式重构、井网重建、层系重组”水驱调整，持续深化“三转四调五引”流场调整技术，积极推进基于人工智能注采优化、差异化压驱、注水+等新技术研究与试验，发扬“钉钉子”精神攻克关键技术难关，持续提升油田水驱开发理论水平和油藏采收率。

    刘峥君：当前，河南油田水驱开发的主要矛盾由平面、层间转移到层内，面临着储量动用不均衡、剩余油表征难度大、吨油耗水高、自然递减居高不下等挑战。

    因此，要重新认识油藏，聚焦历史上强非均质高产单元，在非均质储层中找非均衡动用，在非均衡动用中挖潜剩余油富集区；要重新评价潜力，树立“油水并重”的理念，梳理效果变差单元问题及潜力，根据油藏特点分类施策。

    王 磊：当前中原油田水驱开发挑战一是油田水驱动用程度偏低，目前油田水驱控制程度75.8%，但水驱动用程度仅52.6%；二是近几年自然递减率控制在10%以内，收到了较好效果，但进一步减缓难度加大。

    因此，应重点加强基础注采井网的恢复完善，加强注水配套技术攻关和成熟技术集成应用，优化注采结构，提升注水有效率。断块油藏重点抓多级细分分注率及分注质量提升，低渗油藏着力抓好注采井网的优化调整和配套降压增注、提压提注工作，实现分类油藏潜力层有效水驱，提高水驱动用程度，扩大注水见效规模，控制自然递减。

    （常换芳 赵 薇 杨 敏 整理）