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大庆油田实施注水调整“0.1吨工程”，创新发展并规模推广近阻注水优化调整技术，高质量推动长垣水驱开发，有效减缓水驱自然递减，构建起一套系统化的注水优化体系，推动分层注水技术跨入第四代发展阶段——
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| 喇东块二区是大庆油田水驱精准挖潜示范区。喇东块二区通过推广应用新技术，改善开发效果，今年年初以来，综合含水率和综合递减率均低于计划指标。王博 摄 |
10月16日清晨，大庆油田采油六厂地质研究所动态室副主任姜海燕轻点鼠标。在注水优化调整软件上，注水井不同深度的小层如错落楼层，其吸水情况、油藏情况一目了然。姜海燕随即精准调整各小层注水量配比。“油田在长垣老区实施近阻注水优化调整技术，像给水装了‘智慧导航’，精准流向最需要的地方。”姜海燕说。
水驱是油田开发的核心，注水效果直接关系地下原油的“唤醒”效率。大庆油田长垣老区已步入特高含水开发后期，层段间渗流阻力差增大，传统注水方式效果欠佳。为此，大庆油田部署注水调整“0.1吨工程”，以近阻注水优化调整技术为核心，通过“双四”层段量化配水模式实现精准配水，并依托智慧平台实现全周期管理，构建起一套从技术突破到模式创新再到数智赋能的系统化注水优化体系，让每一立方米水都注得准、注得好。
理念：从“按渗透率”到“精准计算”的思维革命
“以前注水，主要看哪个油层‘孔大缝粗’就多给。就像给老房子的管道分水，只看哪个管子粗就多开阀门，却不管有的管子内壁结垢，有的管子磨出了细缝，影响到注水效果。”大庆油田勘探开发研究院开发研究一室副主任王治国通过比喻，道出了注水理念转变的迫切性。
采油一厂的区块，以往按渗透率分层注水时，高渗层水窜严重，低渗层注水效率却上不去。这是长垣老区特高含水开发后期的普遍问题，有的层段吸不动水，有的层段存不住水。这时候再单看“孔”多大，已经算不准水能不能顺畅流到油藏深处了。
为破解困局，大庆油田勘探开发研究院技术团队把注水调整的“放大镜”从井网、井组、单井，聚焦到层段、小层等这些“细枝末节”，整合小层厚度、渗透率、含水率等参数，经上万次单井层段划分，计算不同层段的“水流难度”，最终构建出动态渗流阻力明细图。这就像给老房子的每个房间装了“水流计”，算清哪段堵、哪段漏，再精准调节水量，让每一滴水都能稳稳地推着原油往井口跑。
“近阻组合标准及优化调整流程的形成，突破了常规近渗调整极限。”王治国说，在注水优化试验区应用近阻注水优化调整技术后，比以往多增加15%以上调整潜力，大幅拓展了注水结构调整的深度与广度。
提质：“双四”模式让每一立方米水“物尽其用”
“现在注水，我们都是按每一段油层的‘喝水计划’，按需配水。”采油二厂地质研究所的动态人员指着大屏幕上的吸水剖面说道。“喝水计划”正是油田勘探开发研究院技术团队，以注采平衡为核心打造的“双四”层段量化配水模式，实现注水强度与地层需求的有效匹配。
“双四”里的“四参数”就像给油层做的“体检表”：看哪还藏着剩余油、之前注的水效果好不好、水和油的搭配是否均匀以及含水上升的速度如何。把这4项“体检结果”算清楚，就知道该给每个油层分多少水才合适。
与之配套的“四层级”，则像一套精准的“配送网络”：从整个区块—井网—单井—层段，明确各层级调整原则及界限，持续提升整个注水系统调整的精细化和系统性，一层一层把水配到位。有了这套模式，水量调整实现了由经验分析向定量优化、从定性判断向精准决策、从局部调整向系统协同的科学跃升，解决了注水井、注水量、注水层段的量化分布、分配问题，使每一立方米水都用在了“刀刃上”。
跃升：智慧平台成为全周期“数字管家”
过去分析调整一口井的注水方案，翻资料、查曲线、算数据，没两三天完不成。现在用注水优化调整软件，动动鼠标几分钟就能出方案。这套数智化工具，成了注水调整的“加速器”。
“软件集成了无效循环分类评价、层段近阻组合优化、水量定量优化等3大核心功能模块，实现注水调整方案的批量快速生成，使单井方案编制时间缩短80%以上，大幅降低了动态分析人员的劳动强度。”大庆油田勘探开发研究院开发研究一室综合调整及潜力评价组组长杨冰冰说。
为让数据“跑起来”，2023年，该软件被整合至大庆油田综合调整方案编制系统，构建起涵盖数据层、工具层、业务层的3层软件架构。目前，核心组件已在采油一厂至采油六厂落地，统一了动静态数据、监测数据的存储结构与接口标准，跨厂、跨院数据能无缝对接，打破了信息壁垒。
该软件在长垣水驱规模推广后，已指导水井方案调整超1.1万井次，控制无效注水1980万立方米，连通油井单井日增油由0.09吨提升至0.14吨，含水率下降0.21个百分点，累计增油27.5万吨，注水调整效果提升20%，推动分层注水技术跨入第四代发展阶段。预计全面推广后，可减缓水驱自然递减0.25个百分点以上，全面赋能油田高效开发与精细管理。
实践者说：注水开发将向多技术协同增效迈进
马亮亮（大庆油田开发事业部副总地质师）
注水开发是全球当前应用规模最大、技术成熟度最高、除天然能量外开发成本最低的采油技术。回顾大庆油田60多年的开发史，可以说就是注水技术的发展史。从油田开发初期的“早期内部注水、保持压力开采”到“六分四清”“加密调整、稳油控水”，再到“精细挖潜、多元驱替”，注水开发技术成本低、简单易行、高效，在油田开发中发挥着主导性作用。即使在目前“双特高”开发阶段，注水开发产量仍然占大庆原油总产量的60%以上，是原油生产的“压舱石”和“主阵地”。
随着油田开发进程不断深入，越来越多的注水开发区块进入特高含水期，储层非均质性进一步加剧，剩余油分布高度分散，注水开发面临着换油率急剧下降、耗水率急剧上升、成本快速上升的严峻挑战。常规注水技术已无法扭转注水效率低的局面，提升注入水的精细化和功能化，实现协同增效，是注水开发技术发展的大势所趋。大庆油田注水开发技术将向以“低成本、绿色、高效、智能”为特点的多技术协同增效方向发展。
一是注水井网要向优化重组、流场调控等方向转变，持续提升全生命周期井资产利用率。面对特高含水后期两驱井网开采对象平面上交错、纵向上交织的状况，按照细分对象为核心的井网加密调整方式，潜力已达到极限。为此，急需攻关“细分层系、转变流场，两驱协同、立体演化”的井网重构模式，逐步发展“全层段均衡动用、全过程易于调整、全周期保证效益”的层系井网发展格局，进一步适配注水开发的需求。
二是注水工艺要向一体化、自动化转变，不断提高效率和效益。近年来，随着分层注水井数量逐年增多，单井层段划分也越来越精细，周期内层段注水变化也越来越频繁，测调工作量及难度也在逐年加大，一旦调整不到位，会导致合格有效的注水时间较短。所以，以往通过人工测调实现的分层注水工艺已不能满足油田开发的需求。要持续完善缆控智能分注工艺，不断改进与完善智能配水工具，实现远程调控水量、实时精准注水的目标。
三是注水方案优化要向人工智能方向转变。随着大数据、AI等技术快速发展，油气行业逐渐开展数字化与智能化转型，传统油藏开发正朝着更加信息化、智能化的方向发展。我们要将大数据、机器学习以及深度学习与油藏工程分析方法相结合，并充分利用实时监测的生产动态数据，让注水开发方案进一步优化。