油田注水开发后期提升采油率的技术措施

胡杨曼曼，鲍 渊，田小燕

（延长油田股份有限公司杏子川采油厂，陕西延安 717400）

石油是人们生产生活中不可或缺的能源，作为石油供给与应用的源头，油田开发一直备受关注。随着油田开发规模扩大及开采时间增长，许多油田都出现了油层压力不足的问题，对石油开采造成极大阻碍，为保障开采质量石油企业往往会选用油田注水方式。不过，油田注水也并非一劳永逸，强化采收技术措施优化，保持注水开发后期的采油率，仍然是油田企业的关注重点。

1 油田注水开发方式概述

1.1 原理与优势

油田注水开发是一种获得较高采收率的采油方法，主要应用于开发时间长、地下亏空严重、油层压力低的油田[1]。这种开采方式的主要原理就是通过注水为地层补充能量，使油层压力保持在稳定可用或实现油层压力提升，最终实现油田高产稳产。在实际应用环节，油田注水时机分为超前注水、早期注水、中期注水和晚期注水，而油田注水方式有边缘注水、切割注水、面积注水之分。当前，油田注水开发已经成为石油开采的常规方法，在各大油田中均有应用。应用油田注水开发方式，可以弥补油田一次开采后的后继无力问题，可基于人为干预重构地层环境和油田生态，进而为提高采油率提供辅助。从现实角度来看，油田注水开发方式展现出了较为突出的二次生产辅助优势，在增强采油效率方面也具有独特价值。

1.2 生产矛盾

当前，岩层沉积情况、水动力条件以及物质供应等方面的差异，会导致石油储层的不均匀变化。在这种特殊情况之下，石油储层的多种性状以及内部结构都会发生变化，而且储层的不同位置之间差异明显，即石油储层具有明显的非均质性特点。基于油田注水开发采油时，石油储层的非均质性特点为技术应用带来阻碍，成为技术应用矛盾的主要诱因。注水开发油田时，非均质性将引发石油储层的层间矛盾、层内矛盾和平面矛盾，随着技术应用时间增加矛盾日益扩大，会对石油开采质效产生直接影响[2]。在实践中，层间矛盾的主要成因是不同油层之间的非均质性差异和笼统注水采油，技术人员可基于控制高含水层注水量、增加低压/差油层注水量、开展差油层酸化、做好高压层堵水等方法缓解矛盾；平面矛盾的主要成因是油层非均质性引起的油层控制能力差异，这一矛盾出现后会出现注水井的局部突进，为有效调整该矛盾，可采取高含油带水层堵水、加大受效差地区注水等措施；层内矛盾的主要成因与储层非均质性有关，更与油层内的岩石表面性质和注水强度有关，在实践中技术人员可采用选择性注水、酸化、压裂、堵水方式调整层内矛盾。

2 油田注水开发后期采油要求

油田注水开发方式的有效应用可以补足油层压力和底层能量，但随着油田注水开发时间增长，难免出现采油质效下降的情况。通常来说，进入油田注水开发后期，采油难度会大幅提升，注水采油的弊端也会逐渐暴露。在这一环节，油井往往拥有极高的含水量，为推动深层原油流动，使其便于捕捉和采收，生产过程中将会耗费大量水资源。不仅如此，油井含水量大增也会对采油设备的使用安全造成威胁，在强大的水压之下设备十分容易受到腐蚀和损坏，长时间密集采油也会加速设备老化、损坏，这样一来，采油成本必然大增。此外，随着油田注水时间和注水量增加，工程改造的频率也会加快，为维持正常安全生产必须持续投入资金和技术，为解决水资源和能源消耗过大问题需要做好技术选用，这些操作都会让油田注水开发的成本增加[3]。

因此，在油田注水开发后期，提高采油率最为重要，也是施工技术管理的关键性要求。通常来说，油田注水开发可实现油田二次生产，高含水量会促进“死油”流动进而提高采油率。在油田注水开发后期，地层含水率会越来越高，为保障注水效果，避免开采事故，必须强调稳油控水。此时，要求石油开采人员重点关注高渗透油层，保障注水量和注水压力合理可控，实现油田综合含水率全面把控。

3 油田注水开发后期采油率提升技术

当注水开发油田进入发展后期时，加强油井管理是提高石油采收率的最主要方法。在此环节，应该强调油层复查，提高三次采油质效；深化油井参数调整与工程改造，做好死井盘活与增产措施应用。目前，可用于油田注水开发后期提高采油率的技术方法较为丰富，对于石油企业而言选择最符合实际需求的降本增效方法最为重要。事实上，无论是传统技术还是新研发的技术，都能满足油田注水开发后期采油的“增效”需求，但在降本方面就各有利弊。

3.1 传统驱油技术

自20世纪20年代起，人工注水开采方法得到普及应用，现如今大部分油田的二次开采都采用此法，所以积攒了大量实践经验。为满足油田注水开发后期提高采油率的需求，研发出了许多专业技术，其中代表性方法分别是热力法和化学法。这些传统技术虽然可以满足采油率提高需求但却存在诸多局限，所以逐渐被新技术取代。为明确传统技术的优势和劣势，对这两种技术的原理和特点进行简要分析：

（1）热力法。在油田注水开发后期，可利用火烧油层技术、蒸汽吞吐技术、蒸汽驱使技术等热力采油法提高采油率。此类型方法的主要原理是向油藏注入热流体，基于热能使原油黏度下降，流动能力提升，从而高效开采地下原油。在实际运用过程中，热力法需要耗费大量能源用以产生热能，所以作业成本相对较高，虽然可以提高采油率但却会让采油经济效益和环保效益受到影响，所以存在较强的局限性。

（2）化学法。化学法就是利用化学试剂驱水，使波及系数扩大，并利用流体改变原油与岩石矿物界面关系的方法；在此方法之下，原油将会在流体与岩石的共同作用下被驱动，最终被采油设备采集。在油田注水开发后期，应用化学法能够有效提升采油效率，但这种方法并不适用于所有油田，不同井下地质条件下化学法采油质效存在明显差异。不仅如此，化学法还存在较强的操作复杂性和时间控制难度，其应用成本和污染性也相对较高，与当前的节能减排、降本增效生产要求不符，所以该方法也逐渐被淘汰。

除此之外，为提高油田注水开发后期的采油率，石油企业也会采取聚合物溶液注入的方式进行施工。此时，聚合物溶液被注入油层当中，可将“死油”驱替到可采集区域并让油层分布面积得到扩大，进而发挥注水开采优势，实现高质高效采油。在这一基础上开发出三元复合驱技术和二氧化碳驱油技术，在一定程度上突破了传统驱油技术的环保困境，但采油成本仍然居高不下。

3.2 注水井控制技术

注水井控制技术是指油田注水开发后期基于注水井高压流量控制技术提升采油率。在应用该技术时，能够有效控制采油层水分含量，增加油田综合含水量，从而为科学控制原油稠度和流动性提供保障。从现实角度来看，在油田注水开发后期采用注水井高压流量控制技术，可以提高采油率，但这种技术的操作过程烦琐、复杂，专业性要求也相对较高。

在实际作业环节，采油人员必须掌握信息技术、自动化控制技术、互联网技术等多种先进技术，并且拥有跨专业操作能力，才能保证注水井高压流量控制技术的有效落实。这一技术应用时，无论是人为操作控制还是机械设备控制都必须基于电脑完成。此时，程序员应根据实际需要，操作电脑向采油技术人员发布正确指令，使其完成标准化、科学化操作[4]。而且，基于注水井高压流量控制技术，应实现管道使用状态的自动化控制，并做好油层注水情况动态监控，以便提高技术应用质效。对于油田注水开发后期管理而言，注水井高压流量控制技术是一种可靠性强、采油率高的专业技术，该技术对计算机以及机械设备要求较高所以并不依赖人工，从成本管理角度来看性价比较高，所以被广泛应用在油田注水开发后期。

3.3 微生物采油技术

微生物采油技术也被称为MOER技术（Microbial Enhanced Oil Recovery），在油田注水开发后期提高采油技术方面，这种技术与油田水驱技术并驾齐驱。在现有的可增强石油采收率的技术中，大部分技术都存在使用范围局限性和经济性局限，相比较而言微生物采油技术的实用性、灵活性和经济性更强，综合性价比更高。

油田注水开发后期，基于微生物采油技术提高石油采收率的主要原理是，基于微生物注入方式实现改进地质构造，加强渗透效果，从而深度调节底层结构和能量，为促使原油流动、提高采油率提供保障。通常来说，采用微生物采油技术时，必须严格控制井下采油指标，保证微生物注入方式合理，且结合地层状态和需求选定充气水类型，大多数情况下可使用磷盐充气水。从技术角度来看，常见的微生物采油技术主要分为内源微生物和外源微生物两种，前者属于稳定性强的油井、油层固有微生物；后者大多为可分离的天然细菌[5]。实际应用环节，需要根据实际需求完成技术选用，但相比较而言外源微生物采油技术的普及率比内源微生物采油技术更广。

微生物采油技术之所以备受关注和青睐，是因为该技术不仅可靠性高且经济性强，是真正可以实现降本增效的采油方法，可以切实提升油田注水开发后期石油开采率。通常来说，注入地层中的微生物物质成本不高，但效用明显，它可以增强储油层渗透率、底层“死油”流动性，可发挥盘活油田的效用。而且，利用这种方法开采石油无须采用大量机械设备，可以有效节约辅助设备采购、使用、运维等管理费用，使生产成本大幅下降。在人力资源成本方面，微生物采油技术操作人员的专业性要求并不高，工作人员未经过专门培训也能够胜任。从这一角度来看，石油开采企业不仅可以节约大量人力资源成本，更能够节省在职人员培训成本；当然，为了保证微生物采油技术的有效应用，适当开展技术培训十分必要。相比于其他的采油率提升技术，微生物采油技术原理简单、操作灵活、适用性高，十分有利于一线生产者快速学习和掌握，能最大限度地节约新技术进入带来的成本支出，为实现经济效益最大化提供保障。而且，技术落实环节还可根据实际情况适度调整技术环节，可实现动态化技术管理，进而从根本上避免失误，减少浪费，提高采油率。

4 油田注水开发后期采油率提升措施

油田注水开发后期依然需要通过持续注水的方式促使底层石油稠度降低，驱动石油流动。但在油田注水开发后期，常常出现油井含水量过高、采油成本过高和设备损坏频率高等情况，将会让油田注水开发备受阻碍。在此环节，采油人员应高度重视采油率监控和采油现场管理，利用合理的注水采油控制措施搭配先进采收技术，为切实提高油田注水开发后期的采油质效做好充足准备。

基于此，油田注水开发后期，采油人员需优化注水措施，以便提高采油率。采油人员可采用酸化处理方式，增强油层渗透率，为机械采油提供辅助[6]。不仅如此，水驱法采油也是十分常见的井下开采措施，不过容易引发油井报废进而影响石油开采安全和经济性。为避免这一问题，相关工作人员可实施反转驱替处理，结合地质条件的特性和油层开采需求，做好注水优化。比如，全面采集油田开采状态信息，建立动态监测分析平台，实时模拟油田注水开发情况；统筹规划，基于油田储油量、地质条件、油层状态等重新划分油层，保障油水井连通。在油田注水开发后期，加强技术与设备配套使用，严格控制注水方式和质量变得十分重要。为妥善解决分布不均的剩余油量开采问题，实现“设备+管柱”优化配置，提高它们与高压自控系统的适配度，从而有效提升采油率。需要注意的是，在这一环节，可视化监控技术、信息技术、模拟分析技术以及计算机软件都可以被应用到注水效果控制管理当中，相关工作人员需要基于先进技术打造科学管理方案，并应用动态化、全面化管理措施，提高注水控制精度和注水采油质效。

5 结语

油田注水开发方式极大提升了油田开采质效，但在注水开发后期也容易出现后继无力的情况，因此对油田注水开发后期提升采油率的技术措施进行深入研究十分必要。基于现有技术理论和实践经验不难发现，油田注水开发后期可通过优化传统技术、应用高压流量控制技术、微生物采油技术、改良注水措施等方式提高采油率。