“上半年，我们不拼投资、不拼产能，把措施主攻方向放在了水井增效上。”近日，现河采油厂注水分析会上通报了今年的注水情况。1至9月，该厂实施注水结构调整措施221井次，增加水驱储量754.9万吨，提高了水驱动用程度，累计增加效益油1.62万吨。目前，水驱油藏占比全厂产量79%。

　　认识到位 “点水成油”

　　从存量里做增量，考验的是精细注水的真工夫。现河厂坚持以水为先不动摇，认真落实油田“注水基础3年提升工程”，开展“练好注水基本功，开发管理上水平” 3年大调整活动，强化水驱油藏精细注水管理，完善井网补能量，确保油藏喝上水、喝好水、喝对水、喝饱水，以新技术激发油藏开发新活力，有效提高水油井数比，提升注采三率，夯实效益稳产基础。

　　水足才能油丰，注上水是前提。早在2020年下半年，该厂地质技术人员就提前摸清油藏开发现状，落实油层构造及储层连通关系，搞清开发中的油水运动规律。2021年一开始，在不增加新井的前提下，立足于原有存量开展油井转水井完善注采井网，形成50口分油藏类型转注井计划表，按测算效益和井网需求开始“排队”实施。1至9月共实施投转注39口，增加日注8615.9立方米。现有17个注采井组见效油井39口，累计增油1427吨。其中，史3-8-10井转注后，对应两口油井见效，井组日增油2.7吨，动液面回升98米。

　　“实践证明，一切井都具有注水潜力，只要认识到位、方法得当，就能实现‘点水成油’。”地质研究所所长刘中伟说。通过成立注水项目组，完善组织架构、细化职责分工，地质所、生产部室、采油管理区共担责任，让注水工作大事化小、责任落实。

　　研发到位 增油有力

　　油藏开发能否水到渠成，见到效益，关键是要注好水、注够水，发挥每一滴水的最大潜能。注水压力不能超过地层破裂压力，现在这一教科书上的“金科玉律”正在被改写。压驱技术是突破传统注水压力不能超过破裂压力的理念，通过超高压快速注入，提高生产压差及油井产能，同时提高水驱波及系数和驱油效率，为地下油藏注入“强心剂”。开发技术人员针对长期不吸水增注无效的井，加快压驱矿场实施，重点在史128、牛35等9个重点单元21口水井实施，已开油井52口，日增油79吨，累计增油5521吨。

　　不止是压驱，现河厂还加大自主研发力度，利用油水井生产曲线、地层能量指示曲线、吸水指示曲线“三线合一”，针对不同油藏的地层特性，研究不同的酸液技术，增强沙三段低渗油藏注水能力;试验并应用活性增注、分级溶蚀等增注技术应用。按照水质级别及轻重缓急程度部署水井增注计划，确保二类层、三类层的有效动用。1至9月计划增注58口，目前完成增注68口，日增注2935立方米，对应油井14口见效，累计增油916吨。

　　调整到位 激活潜能

　　“吸水好不代表注水效果一定好，必须让需要注水的层吸水才算是有功注水，不需要的则要控好水，否则可能适得其反。”这是开发技术人员必须时刻关注的问题。理论上按计划建立的注采对应关系，实际生产中可能会“任性”运行。有的高渗透层段吸水性强，会出现水淹水窜，而低渗透层长期“吃不饱”，产能低。因此，建立合理的驱替关系是提高水驱波及体积的关键。

　　现河厂加强极端高耗水层带治理，加大特高含水单元产业结构调整力度。2021年优选6个中高渗单元进行治理，目前完成172井次，增加油量1127吨，减少无效注水2.6万立方米。同时持续推进水井调驱治理。针对低渗油藏水淹水窜井区，扩大高温高盐沥青体系、胶束乳液体系调驱应用规模，完成调驱井组7个，累计增油1312吨。在此基础上，周期注水、调产调配、注采耦合等手段协同作战，逐步提升层段合格率。

　　“一注三采”的小井距水窜井组河11-43正是因为开发理念转变，利用注采耦合、次流线调参拉流线井组流线发生了反转，次流线油井河11-32井液量上升、日产油从1.8吨上升到5吨，单井增油超300吨，主流线油井河11-侧斜33井含水大幅下降、日产油从水窜的0.3吨上升到4.2吨，增油372吨，水井耦合停5个月后，小排量多配点调配激动地下流场，保障了井组能量的补给，达到延长措施有效期和提高措施效益的目的，井组注采均衡并持续见效。

　　在现河厂9月的注水报告中，衡量水驱油藏注水效果的三个指标，即注采对应率、分注率、层段合格率均有明显提升，效益油产量节节攀升。