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把水注对：老油田三次采油的技术底盘

中国能源产业发展网发布时间：

2026-10-26 17:31

【中国能源产业发展网】原创【作者】高志龙

油藏开发的账，最终记在采收率上。一次采油靠地层能量自喷，二次采油靠注水补压，等到含水率爬到高位，剩下的油并不是没有，而是被毛细管力与油藏非均质性"锁"在孔隙里。三次采油的使命，就是把这些被锁住的油驱出来。

国内老油田的主体早已进入高含水阶段，稳定产量的手段从"打新井"转向"提采收率"。提高采收率全国重点实验室的公开研究给出了技术脉络：一类是改善驱替介质的物理化学性质，降低油水界面张力、改变润湿性，让油更容易被水带走；一类是改善流场，把注入水从高渗通道里"赶"向低渗区域；还有一类是把两者叠加，形成复合驱体系。三条路径，指向同一个目标——提高波及体积与驱油效率。

微纳米气泡功能水驱是近几年受到关注的一条技术路线。常规注入水在孔隙中流动时，受界面张力影响，容易沿阻力最小的通道突进，形成优势通道，低渗区的油很难被动用。把微纳米尺度的气泡随水注入，气泡在孔隙喉道处产生贾敏效应，增加流动阻力，迫使水流改向，波及范围随之扩大；同时气泡的表面电荷与界面活性会改变油水界面性质，使附着在岩石表面的油膜更容易剥离。工程上，这套技术的难点不在"造泡"，而在"稳泡"与"布泡"——气泡在长距离管输与地层运移中会聚并、会上浮，如何保持粒径分布、如何与控制注入速度匹配，直接决定现场效果。

深部液流转向是另一条更"工程化"的路。油藏经过长期注水，会形成若干条高渗通道，注入水沿着通道直奔采出井，形成无效循环。液流转向的思路是向高渗通道注入可交联的体系，形成具有一定强度的封堵体，迫使后续注入水转向低渗区。难点在于"深部"两个字：近井地带的封堵容易，但要封到油藏深处，体系必须具备可控的成胶时间、足够的运移能力与长期的稳定性。分类分级的意思是，不同通道发育程度、不同温度矿化度条件下，用不同配方与不同段塞组合，而不是一套配方打天下。

界面扩展型表面活性剂则代表了化学驱的精细化方向。传统表面活性剂驱的关键是超低界面张力，但单一指标并不足以保证效果——在地层中，表面活性剂会吸附损耗、会色谱分离、会受盐度与温度影响而失效。界面扩展型体系的思路是让界面张力与乳化能力协同发挥作用，在驱替过程中形成可运移的油水乳状液，把残余油"带"出来。配方设计的核心是适配：适配油藏温度、适配地层水矿化度、适配岩石表面性质。

把这些技术放到现场，衡量标准只有一条：增油量与投入的比值。公开报道显示，长庆油田在五里湾等区块开展的功能水驱与调驱试验，以十余口注水井、数十口采油井的井组规模推进，累计增油达到万吨级水平。这个量级放在单个井组上并不惊人，但放到上万口井的存量资产上，放大效应可观。老油田的增产逻辑，本就是"小比例、大基数"。

采收率提升还有一个被低估的维度：能量与碳的效率。注水、注聚、注气都要耗能，驱替效率低意味着无效循环——注进去的水大半沿着优势通道又回来了，泵耗、处理费、管输损耗全部白白支出。把波及体积做大，等于用同样的注入量换更多产出，单位产油的能耗随之下降。这也是提高采收率与节能降碳在工程上天然重合的地方。

二氧化碳驱油是另一条并行路径，但它的定位需要说清楚。驱油与封存结合的项目，其价值一半在增产、一半在减排，商业化程度取决于气源成本、管网条件与碳价。对多数油田而言，化学驱与功能水驱仍是覆盖储量最大、适应性最广的基础手段，二氧化碳驱更适合在特定区块做示范与规模化验证。两条路不是替代关系，而是分层配置。

技术之外，制约因素往往在组织与数据上。三次采油是典型的"长周期、慢反馈"工程：注入体系的效果要几个月甚至更久才显现，中途的调整依据来自动态监测——产液剖面、含水率变化、压力传导、示踪剂试验。监测数据不密、不准，方案调整就只能凭经验。老油田的井网密度大、历史资料多，恰恰是数据资产最厚的地方，把这些资料数字化、把动态反演做起来，比再上一套新工艺更划算。

成本是最后一道关。化学驱的药剂成本占大头，药剂价格波动直接影响项目经济性；功能水驱的装置投入集中在气泡发生与注入设备，运行成本主要是电耗；液流转向的材料成本高，适合做"点状"治理而非全面铺开。合理的技术组合是"分级治理"：对优势通道做定点封堵，对大面积低效区做功能水驱，对高价值区块上化学驱，把钱花在边际效益最高的地方。

从行业趋势看，提高采收率正在从"单项技术"走向"技术组合+智能调控"。注采参数的实时优化、井组的动态配注、驱替前缘的监测反演，这些过去依赖人工经验的环节，正在被模型接管。老油田的二次开发，本质上是把地下的不确定性一点点变成可计算的确定性。

石油行业的产量曲线，从来不是靠单一发现支撑的。新区块带来增量，老区块贡献存量，而存量的寿命，取决于采收率的天花板被推到哪里。把水注对地方，把药剂配对地层，把通道堵在该堵的位置——这些看起来并不"前沿"的工作，构成了能源安全最实在的底盘。

井网与注采关系的调整，往往比换药剂更见效果。老油田的井网经过多轮加密与调整，注采对应关系可能已经紊乱：某些注水井的水窜到不该去的方向，某些采油井长期见不到注水效果。通过示踪剂试验、产液剖面测试、压力干扰试井，把"哪口注水井对应哪口采油井"重新标定，再做分层配注、堵水调剖，注入水的利用率能明显提升。这类工作技术含量不算高，但需要密集的测试与耐心的资料分析。

经济评价的方法也需要说清楚。三次采油的投入包括药剂、设备、作业与监测，产出是增量油量，评价指标通常是增量油与投入的比值、以及单桶增量成本。这个账对油价高度敏感：油价高时，边际项目也能上；油价低时，只有增量大、成本低的项目才划算。这也解释了为什么油田在推进新技术时普遍采用"先小规模试验、再扩大"的节奏——用真实的增油数据校准经济模型，再决定投入规模。

（来源：提高采收率全国重点实验室公开研究成果、中国石油长庆油田公开报道、中国石油吉林油田二氧化碳驱油与埋存示范项目公开资料）

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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作者：

高志龙