胡楊曼曼，鮑 淵，田小燕

（延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西延安 717400）

石油是人們生產(chǎn)生活中不可或缺的能源，作為石油供給與應(yīng)用的源頭，油田開發(fā)一直備受關(guān)注。隨著油田開發(fā)規(guī)模擴大及開采時間增長，許多油田都出現(xiàn)了油層壓力不足的問題，對石油開采造成極大阻礙，為保障開采質(zhì)量石油企業(yè)往往會選用油田注水方式。不過，油田注水也并非一勞永逸，強化采收技術(shù)措施優(yōu)化，保持注水開發(fā)后期的采油率，仍然是油田企業(yè)的關(guān)注重點。

1 油田注水開發(fā)方式概述

1.1 原理與優(yōu)勢

油田注水開發(fā)是一種獲得較高采收率的采油方法，主要應(yīng)用于開發(fā)時間長、地下虧空嚴重、油層壓力低的油田[1]。這種開采方式的主要原理就是通過注水為地層補充能量，使油層壓力保持在穩(wěn)定可用或?qū)崿F(xiàn)油層壓力提升，最終實現(xiàn)油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。在實際應(yīng)用環(huán)節(jié)，油田注水時機分為超前注水、早期注水、中期注水和晚期注水，而油田注水方式有邊緣注水、切割注水、面積注水之分。當(dāng)前，油田注水開發(fā)已經(jīng)成為石油開采的常規(guī)方法，在各大油田中均有應(yīng)用。應(yīng)用油田注水開發(fā)方式，可以彌補油田一次開采后的后繼無力問題，可基于人為干預(yù)重構(gòu)地層環(huán)境和油田生態(tài)，進而為提高采油率提供輔助。從現(xiàn)實角度來看，油田注水開發(fā)方式展現(xiàn)出了較為突出的二次生產(chǎn)輔助優(yōu)勢，在增強采油效率方面也具有獨特價值。

1.2 生產(chǎn)矛盾

當(dāng)前，巖層沉積情況、水動力條件以及物質(zhì)供應(yīng)等方面的差異，會導(dǎo)致石油儲層的不均勻變化。在這種特殊情況之下，石油儲層的多種性狀以及內(nèi)部結(jié)構(gòu)都會發(fā)生變化，而且儲層的不同位置之間差異明顯，即石油儲層具有明顯的非均質(zhì)性特點?；谟吞镒⑺_發(fā)采油時，石油儲層的非均質(zhì)性特點為技術(shù)應(yīng)用帶來阻礙，成為技術(shù)應(yīng)用矛盾的主要誘因。注水開發(fā)油田時，非均質(zhì)性將引發(fā)石油儲層的層間矛盾、層內(nèi)矛盾和平面矛盾，隨著技術(shù)應(yīng)用時間增加矛盾日益擴大，會對石油開采質(zhì)效產(chǎn)生直接影響[2]。在實踐中，層間矛盾的主要成因是不同油層之間的非均質(zhì)性差異和籠統(tǒng)注水采油，技術(shù)人員可基于控制高含水層注水量、增加低壓/差油層注水量、開展差油層酸化、做好高壓層堵水等方法緩解矛盾；平面矛盾的主要成因是油層非均質(zhì)性引起的油層控制能力差異，這一矛盾出現(xiàn)后會出現(xiàn)注水井的局部突進，為有效調(diào)整該矛盾，可采取高含油帶水層堵水、加大受效差地區(qū)注水等措施；層內(nèi)矛盾的主要成因與儲層非均質(zhì)性有關(guān)，更與油層內(nèi)的巖石表面性質(zhì)和注水強度有關(guān)，在實踐中技術(shù)人員可采用選擇性注水、酸化、壓裂、堵水方式調(diào)整層內(nèi)矛盾。

2 油田注水開發(fā)后期采油要求

油田注水開發(fā)方式的有效應(yīng)用可以補足油層壓力和底層能量，但隨著油田注水開發(fā)時間增長，難免出現(xiàn)采油質(zhì)效下降的情況。通常來說，進入油田注水開發(fā)后期，采油難度會大幅提升，注水采油的弊端也會逐漸暴露。在這一環(huán)節(jié)，油井往往擁有極高的含水量，為推動深層原油流動，使其便于捕捉和采收，生產(chǎn)過程中將會耗費大量水資源。不僅如此，油井含水量大增也會對采油設(shè)備的使用安全造成威脅，在強大的水壓之下設(shè)備十分容易受到腐蝕和損壞，長時間密集采油也會加速設(shè)備老化、損壞，這樣一來，采油成本必然大增。此外，隨著油田注水時間和注水量增加，工程改造的頻率也會加快，為維持正常安全生產(chǎn)必須持續(xù)投入資金和技術(shù)，為解決水資源和能源消耗過大問題需要做好技術(shù)選用，這些操作都會讓油田注水開發(fā)的成本增加[3]。

因此，在油田注水開發(fā)后期，提高采油率最為重要，也是施工技術(shù)管理的關(guān)鍵性要求。通常來說，油田注水開發(fā)可實現(xiàn)油田二次生產(chǎn)，高含水量會促進“死油”流動進而提高采油率。在油田注水開發(fā)后期，地層含水率會越來越高，為保障注水效果，避免開采事故，必須強調(diào)穩(wěn)油控水。此時，要求石油開采人員重點關(guān)注高滲透油層，保障注水量和注水壓力合理可控，實現(xiàn)油田綜合含水率全面把控。

3 油田注水開發(fā)后期采油率提升技術(shù)

當(dāng)注水開發(fā)油田進入發(fā)展后期時，加強油井管理是提高石油采收率的最主要方法。在此環(huán)節(jié)，應(yīng)該強調(diào)油層復(fù)查，提高三次采油質(zhì)效；深化油井參數(shù)調(diào)整與工程改造，做好死井盤活與增產(chǎn)措施應(yīng)用。目前，可用于油田注水開發(fā)后期提高采油率的技術(shù)方法較為豐富，對于石油企業(yè)而言選擇最符合實際需求的降本增效方法最為重要。事實上，無論是傳統(tǒng)技術(shù)還是新研發(fā)的技術(shù)，都能滿足油田注水開發(fā)后期采油的“增效”需求，但在降本方面就各有利弊。

3.1 傳統(tǒng)驅(qū)油技術(shù)

自20世紀20年代起，人工注水開采方法得到普及應(yīng)用，現(xiàn)如今大部分油田的二次開采都采用此法，所以積攢了大量實踐經(jīng)驗。為滿足油田注水開發(fā)后期提高采油率的需求，研發(fā)出了許多專業(yè)技術(shù)，其中代表性方法分別是熱力法和化學(xué)法。這些傳統(tǒng)技術(shù)雖然可以滿足采油率提高需求但卻存在諸多局限，所以逐漸被新技術(shù)取代。為明確傳統(tǒng)技術(shù)的優(yōu)勢和劣勢，對這兩種技術(shù)的原理和特點進行簡要分析：

（1）熱力法。在油田注水開發(fā)后期，可利用火燒油層技術(shù)、蒸汽吞吐技術(shù)、蒸汽驅(qū)使技術(shù)等熱力采油法提高采油率。此類型方法的主要原理是向油藏注入熱流體，基于熱能使原油黏度下降，流動能力提升，從而高效開采地下原油。在實際運用過程中，熱力法需要耗費大量能源用以產(chǎn)生熱能，所以作業(yè)成本相對較高，雖然可以提高采油率但卻會讓采油經(jīng)濟效益和環(huán)保效益受到影響，所以存在較強的局限性。

（2）化學(xué)法?；瘜W(xué)法就是利用化學(xué)試劑驅(qū)水，使波及系數(shù)擴大，并利用流體改變原油與巖石礦物界面關(guān)系的方法；在此方法之下，原油將會在流體與巖石的共同作用下被驅(qū)動，最終被采油設(shè)備采集。在油田注水開發(fā)后期，應(yīng)用化學(xué)法能夠有效提升采油效率，但這種方法并不適用于所有油田，不同井下地質(zhì)條件下化學(xué)法采油質(zhì)效存在明顯差異。不僅如此，化學(xué)法還存在較強的操作復(fù)雜性和時間控制難度，其應(yīng)用成本和污染性也相對較高，與當(dāng)前的節(jié)能減排、降本增效生產(chǎn)要求不符，所以該方法也逐漸被淘汰。

除此之外，為提高油田注水開發(fā)后期的采油率，石油企業(yè)也會采取聚合物溶液注入的方式進行施工。此時，聚合物溶液被注入油層當(dāng)中，可將“死油”驅(qū)替到可采集區(qū)域并讓油層分布面積得到擴大，進而發(fā)揮注水開采優(yōu)勢，實現(xiàn)高質(zhì)高效采油。在這一基礎(chǔ)上開發(fā)出三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)和二氧化碳驅(qū)油技術(shù)，在一定程度上突破了傳統(tǒng)驅(qū)油技術(shù)的環(huán)保困境，但采油成本仍然居高不下。

3.2 注水井控制技術(shù)

注水井控制技術(shù)是指油田注水開發(fā)后期基于注水井高壓流量控制技術(shù)提升采油率。在應(yīng)用該技術(shù)時，能夠有效控制采油層水分含量，增加油田綜合含水量，從而為科學(xué)控制原油稠度和流動性提供保障。從現(xiàn)實角度來看，在油田注水開發(fā)后期采用注水井高壓流量控制技術(shù)，可以提高采油率，但這種技術(shù)的操作過程煩瑣、復(fù)雜，專業(yè)性要求也相對較高。

在實際作業(yè)環(huán)節(jié)，采油人員必須掌握信息技術(shù)、自動化控制技術(shù)、互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)等多種先進技術(shù)，并且擁有跨專業(yè)操作能力，才能保證注水井高壓流量控制技術(shù)的有效落實。這一技術(shù)應(yīng)用時，無論是人為操作控制還是機械設(shè)備控制都必須基于電腦完成。此時，程序員應(yīng)根據(jù)實際需要，操作電腦向采油技術(shù)人員發(fā)布正確指令，使其完成標(biāo)準(zhǔn)化、科學(xué)化操作[4]。而且，基于注水井高壓流量控制技術(shù)，應(yīng)實現(xiàn)管道使用狀態(tài)的自動化控制，并做好油層注水情況動態(tài)監(jiān)控，以便提高技術(shù)應(yīng)用質(zhì)效。對于油田注水開發(fā)后期管理而言，注水井高壓流量控制技術(shù)是一種可靠性強、采油率高的專業(yè)技術(shù)，該技術(shù)對計算機以及機械設(shè)備要求較高所以并不依賴人工，從成本管理角度來看性價比較高，所以被廣泛應(yīng)用在油田注水開發(fā)后期。

3.3 微生物采油技術(shù)

微生物采油技術(shù)也被稱為MOER技術(shù)（Microbial Enhanced Oil Recovery），在油田注水開發(fā)后期提高采油技術(shù)方面，這種技術(shù)與油田水驅(qū)技術(shù)并駕齊驅(qū)。在現(xiàn)有的可增強石油采收率的技術(shù)中，大部分技術(shù)都存在使用范圍局限性和經(jīng)濟性局限，相比較而言微生物采油技術(shù)的實用性、靈活性和經(jīng)濟性更強，綜合性價比更高。

油田注水開發(fā)后期，基于微生物采油技術(shù)提高石油采收率的主要原理是，基于微生物注入方式實現(xiàn)改進地質(zhì)構(gòu)造，加強滲透效果，從而深度調(diào)節(jié)底層結(jié)構(gòu)和能量，為促使原油流動、提高采油率提供保障。通常來說，采用微生物采油技術(shù)時，必須嚴格控制井下采油指標(biāo)，保證微生物注入方式合理，且結(jié)合地層狀態(tài)和需求選定充氣水類型，大多數(shù)情況下可使用磷鹽充氣水。從技術(shù)角度來看，常見的微生物采油技術(shù)主要分為內(nèi)源微生物和外源微生物兩種，前者屬于穩(wěn)定性強的油井、油層固有微生物；后者大多為可分離的天然細菌[5]。實際應(yīng)用環(huán)節(jié)，需要根據(jù)實際需求完成技術(shù)選用，但相比較而言外源微生物采油技術(shù)的普及率比內(nèi)源微生物采油技術(shù)更廣。

微生物采油技術(shù)之所以備受關(guān)注和青睞，是因為該技術(shù)不僅可靠性高且經(jīng)濟性強，是真正可以實現(xiàn)降本增效的采油方法，可以切實提升油田注水開發(fā)后期石油開采率。通常來說，注入地層中的微生物物質(zhì)成本不高，但效用明顯，它可以增強儲油層滲透率、底層“死油”流動性，可發(fā)揮盤活油田的效用。而且，利用這種方法開采石油無須采用大量機械設(shè)備，可以有效節(jié)約輔助設(shè)備采購、使用、運維等管理費用，使生產(chǎn)成本大幅下降。在人力資源成本方面，微生物采油技術(shù)操作人員的專業(yè)性要求并不高，工作人員未經(jīng)過專門培訓(xùn)也能夠勝任。從這一角度來看，石油開采企業(yè)不僅可以節(jié)約大量人力資源成本，更能夠節(jié)省在職人員培訓(xùn)成本；當(dāng)然，為了保證微生物采油技術(shù)的有效應(yīng)用，適當(dāng)開展技術(shù)培訓(xùn)十分必要。相比于其他的采油率提升技術(shù)，微生物采油技術(shù)原理簡單、操作靈活、適用性高，十分有利于一線生產(chǎn)者快速學(xué)習(xí)和掌握，能最大限度地節(jié)約新技術(shù)進入帶來的成本支出，為實現(xiàn)經(jīng)濟效益最大化提供保障。而且，技術(shù)落實環(huán)節(jié)還可根據(jù)實際情況適度調(diào)整技術(shù)環(huán)節(jié)，可實現(xiàn)動態(tài)化技術(shù)管理，進而從根本上避免失誤，減少浪費，提高采油率。

4 油田注水開發(fā)后期采油率提升措施

油田注水開發(fā)后期依然需要通過持續(xù)注水的方式促使底層石油稠度降低，驅(qū)動石油流動。但在油田注水開發(fā)后期，常常出現(xiàn)油井含水量過高、采油成本過高和設(shè)備損壞頻率高等情況，將會讓油田注水開發(fā)備受阻礙。在此環(huán)節(jié)，采油人員應(yīng)高度重視采油率監(jiān)控和采油現(xiàn)場管理，利用合理的注水采油控制措施搭配先進采收技術(shù)，為切實提高油田注水開發(fā)后期的采油質(zhì)效做好充足準(zhǔn)備。

基于此，油田注水開發(fā)后期，采油人員需優(yōu)化注水措施，以便提高采油率。采油人員可采用酸化處理方式，增強油層滲透率，為機械采油提供輔助[6]。不僅如此，水驅(qū)法采油也是十分常見的井下開采措施，不過容易引發(fā)油井報廢進而影響石油開采安全和經(jīng)濟性。為避免這一問題，相關(guān)工作人員可實施反轉(zhuǎn)驅(qū)替處理，結(jié)合地質(zhì)條件的特性和油層開采需求，做好注水優(yōu)化。比如，全面采集油田開采狀態(tài)信息，建立動態(tài)監(jiān)測分析平臺，實時模擬油田注水開發(fā)情況；統(tǒng)籌規(guī)劃，基于油田儲油量、地質(zhì)條件、油層狀態(tài)等重新劃分油層，保障油水井連通。在油田注水開發(fā)后期，加強技術(shù)與設(shè)備配套使用，嚴格控制注水方式和質(zhì)量變得十分重要。為妥善解決分布不均的剩余油量開采問題，實現(xiàn)“設(shè)備+管柱”優(yōu)化配置，提高它們與高壓自控系統(tǒng)的適配度，從而有效提升采油率。需要注意的是，在這一環(huán)節(jié)，可視化監(jiān)控技術(shù)、信息技術(shù)、模擬分析技術(shù)以及計算機軟件都可以被應(yīng)用到注水效果控制管理當(dāng)中，相關(guān)工作人員需要基于先進技術(shù)打造科學(xué)管理方案，并應(yīng)用動態(tài)化、全面化管理措施，提高注水控制精度和注水采油質(zhì)效。

5 結(jié)語

油田注水開發(fā)方式極大提升了油田開采質(zhì)效，但在注水開發(fā)后期也容易出現(xiàn)后繼無力的情況，因此對油田注水開發(fā)后期提升采油率的技術(shù)措施進行深入研究十分必要?；诂F(xiàn)有技術(shù)理論和實踐經(jīng)驗不難發(fā)現(xiàn)，油田注水開發(fā)后期可通過優(yōu)化傳統(tǒng)技術(shù)、應(yīng)用高壓流量控制技術(shù)、微生物采油技術(shù)、改良注水措施等方式提高采油率。