摘要：我国社会经济的发展离不开石油资源。为了摆脱国外进口石油依赖、确保社会经济稳定发展，需要有效地提升油井的出油量。注水开发油田是提高出油量的重要途径，但通过长期的使用，导致很多油田进入了高含水期，如何实现有效控制方法是一个重点研究内容。
关键词：油田开采；注水开发；采收率；控制方法
引言：提高油田的采收率是油田开发整个过程的关键任务，在编制油田开发方案过程中，精心设计和优化，以提高油田采收率作为基本出发点。设计各种采油工艺技术措施，尽可能降低油田生产的成本，实现降本增效的开发效果。
1注水开发油田概述
（1）一次采油阶段基本不需要注入物料，而是通过油藏天然驱动机理展开；（2）二次采油阶段主要使用注水开发模式，也包括注气、注油灯，其目的是为了确保油藏开采的地层部分维持所需要的压力水平；（3）三次采油阶段所使用的方法较多，但整体上是在二次采油的基础上展开，如微生物、化学剂等作为注入物。
2油田含水期的特点
2.1水来源比较复杂。油田含水期的突出特点是水域范围广、水层厚、水的来源比较复杂，如边水、底水等。底水是油田水量上升的主要原因，边水对油田含水量的影响比较小。底水与边水的共同作用在一定程度上也可以对油田的含水量产生比较大的影响，它会提高油层的顶界面，增大油层的浮动性，从而可以减小油田的采收率。
2.2开发规律发生变化。油田含水期时具有其特有的开发规律，如含水上升率、采油速度、采液速度等各种参数的变化规律不同，实际上是反映了地下储层的宏观参数的变化情况。
2.3井网发生较大变化。在油田含水的后期，井网经过多次变化调整，在进行水驱油的过程中，多相流体（油、气、水）在储层之间交互分布，部分地方富集、高度分散的剩余油变成了开采的对象；剩余油主要集中在比较厚的油层顶部。
2.4挖潜的对象发生了变化。随着开发程度的不断深入，油田注采井网经过了多次调整和加密，在开发的后期，剩余油的平面分布发生了很大的变化。井网调整和加密最开始只是为了提高储量的控制程度，而后期的挖潜对象变成了局部剩余油。
3注水开发油田影响采收率的相关问题
一方面，结合油田宏观环境分析，需要关注井网调节是否合理。为了让油井充分地受到注水作业的影响，进一步实现所需要的油层压力、采油速度等需求，油田中油井井距是必然要考虑的要素。另一方面，结合油田注水技术分析，存在大量的细节性影响因素。
4注水开发油田提高采收率的有效控制方法
4.1提高注入水的质量。水质是否“达标”对于油井的可持续开发有着深远影响。实践表明，注入水的质量如果与地层之间存在过大要求偏离，容易导致渗透率变异系数提高，直接降低采收率。进一步，则会导致注水井层出现损害、水驱下降，过于严重的状态下出现地质单元不稳定的现象。在注入水之前，应该对水质进行严格检测，在运输过程中注意水质保护，确保采油不被水质所影响。
4.2控制油田的综合含水率。油田的含水率的增高，导致油井的产液量中大部分是水，影响到油田生产的经济效益。合理控制油田的含水率，能够提高油田的采收率。调节注水结构和采油结构，实现稳油控水的状态，降低油田的综合含水率。当油田开发进入后期，通过控制高渗透油层的注水方式，降低油井的含水率。而加强对低渗透油层的注水，提高剩余油的开采效率，因此而提高了油田的最终采收率。
4.3引进高新采油技术。石油开采本身是技术密集型产业，近年来随着高新技术（设备、材料、工艺等）的不断进步，国内外都开始引进一些新的采油技术，以此结合注水开发油田模式，可以获得更高的采收率。例如，近年来效果比较突出的“注水井高压流量自动控制技术”就是一个典型，该技术不仅促使整个作业更加系统化，同时集成网络化、自动化优势，在提高注水系统效率的同时，也减少了注水总量的消耗，实现水资源的节约。同时，该技术可以延伸到二次采油后期，降低劳动强度、实现科学管理，极大地规避了传统人工控制中存在的误差。
4.4针对油井合理控制。油井本身是一个复杂的容纳体系，在实际开采的过程中，不同类型、不同阶段、不同程度的油井在注水方面存在差异，不可一概而论。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆例如，油田进入后期开采阶段，一些油田仍然存在压力充足的条件，一些压力不足的情况下，地质条件、裂缝发育等对于注水的需求也不同，因此“针对性”是油田合理控制的一个基本原则；同时，延后油井见水时间是提高采收率的一个重要举措，通过合理控制注水压力实现。
4.5水气交替注入。
4.5.1水/二氧化碳气体交替注入。大庆油田在其油田某区域进行了二氧化碳注入试验，两次试验均采用先进行前期水驱，在水气交替注入。结果显示，降低油水比及水驱剩余油饱和度，采收率提高了6.5%，注入二氧化碳能够降低原油粘度，增加原油轻质组分，分子量减少，证明了二氧化碳能够萃取原油中的轻质组分，同时降低原油粘度；注气后储层流体的流度降低，油井的产液量降低；水气交替注入使得地下油、气、水同时存在，储层微观喉道道发生水锁和贾敏效应，阻滞了注入水的移动，提高了注水启动压力和注水压力。
4.5.2水/烃气交替注入。上世纪八十年代末，大庆油田在实施了水/天然气交替注入非混相驱，研究在非混相水气交替注入条件下，向厚油层中注天然气提高采收率的可行性。该试验选取可进行正常的注水开发的油井，试验前油田综合含水90%以上，经过4年多的先导试验，获得了预期的效果。
4.5.3水/氮气交替注入。水驱后油藏注氮气在江汉油田进行注采试验。试验区储层以粉砂岩为主，油藏平均孔隙度24.7%，渗透率526×10-3μm2，原油粘度2.54mPa.s，通过现场试验，收到一定成效。2002年在江汉油田的黄16井区开展的氮气水交替非混相驱先导试验取得一定成功。
5水驱提高采收率技术未来发展趋势
5.1实现极端耗水层带的精准识别与描述。目前油藏大数据采集是油田开发的重要发展方向，即通过发展纳米级感应器、数据存储装置，组合纳米机器人，进入更小空间，采集地质或流体信息。包括沙特阿拉伯国家石油公司在内的一些大型石油公司和服务公司正在开展油藏纳米机器人研究，期望利用纳米机器人探测甚至改变油藏特性，有的公司已经成功进行了油藏纳米机器人的现场测试。
5.2发展特高含水后期流场调整技术。针对特高含水期注采流线固定、注水效率低的问题，未来将重点攻关老井注采井别转换、注采强度调整等方式实现液流转向，避开或利用极端耗水层带，提高注水效率和波及程度。
5.3发展高效封堵极端耗水层带技术。封堵极端耗水层带是遏制注入水无效循环的重要举措。集高强度封堵与深部运移为一体的堵剂体系和定位投放工艺是该技术的攻关方向。法国石油研究院、美国密苏里科技大学等主要开展了微凝胶、可动凝胶颗粒等堵剂研究。中国石油、中国石化已研制应用了耐温冻胶、无机固化剂、膨胀微球等堵剂体系，但集高强度与深部运移性能于一体的堵剂体系尚不成熟。针对堵剂用量大、投入高、需高强度、深度封堵的特点，未来亟需研发有机无机冻胶复合体系、有机高弹性膨胀微球、无机超细固化微粒等堵剂，结合定位注入、径向钻孔等工艺形成调剖一体化技术，实现极端耗水层带的低成本、高强度、深部高效封堵。
5.4发展连续油管快速钻修技术。连续油管快速钻修技术包括连续油管侧钻技术（CTD，Coiled Tubing Drilling）和连续油管快速修井技术（CTW，Coiled TubingWorkover）。贝克休斯、斯伦贝谢等公司已形成成熟的CTD技术，可实现随钻测量、定向、欠平衡钻井，应用1万多口井，降低成本 25% ~ 40%，最大侧钻井深3 800 m，最长水平段1 219 m。国内主要开展大马力电/液牵引器、高效容积马达、小井眼专用钻具等研究，亟需攻关形成自主的CTD技术。常规修井技术与CTW技术相比，弊端明显，一是机械力修复，设备能力要求高；二是常规接单根起下，施工周期长；三是检测与修复分步进行，影响质量和效率等。
5.5发展全流程集成优化水量控制技术。注水井注入环节实施智能精细分层注水技术，减少无效注入，实现按需注入，降低注水成本；井筒采出环节攻关井下油水分离与回注技术、大排量有杆泵举升技术以及智能精细分层采油技术，减少举升液量，降低举升能耗；地面集输环节，通过在油气集输前端（计量站）攻关短流程高效就地分水、就地回注技术，实现分水率达到50%以上，大幅度降低地面全流程处理液量，降低油水处理能耗及运行成本。通过生产流程全过程水量优化控制与集成创新，实现大幅度降低能耗与成本。
结语：综上所述，目前注水开发方式在我国油田开采中十分常见，对于石油产能的影响也很大，积极展开这一方面的研究具有重要的现实意义。
参考文献
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[3]伍世英.特高含水油田提高采收率方法筛选[D].武汉:长江大学,2015.
论文作者:陈选
论文发表刊物:《基层建设》2018年第23期
论文发表时间:2018/10/1
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