海上油田中后期控水增油技术研究与现场效果评价

刘诚傲

中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459

摘要:海上油田进入开发中后期后，普遍面临地层能量衰减、含水持续上升、油井产能递减等开发难题，高含水问题严重制约油田整体开发效益与稳产周期。为改善中后期油田开发现状，控水增油成为海上油田提质稳产的核心技术方向。本文结合海上油田特殊开发环境与中后期油藏动态变化特征，分析油田中后期水淹加剧、产能下降的内在机理，分类梳理主流控水增油关键技术体系，探究各类技术的适用条件与技术优势，建立系统化的现场应用效果评价体系，为海上油田中后期高效开发、长效稳产提供科学的技术参考与实践支撑。

关键词:海上油田；中后期开发；控水增油；油藏治理；效果评价

引言

海上油田开发环境复杂，受海洋工况、地质条件、开发方式等多重因素影响，油田进入中后期开发阶段后，油藏水驱规律发生显著变化，无效水循环加剧，储层非均质性进一步增强，导致油井含水快速攀升、原油产量持续递减、开发成本逐年升高。相较于陆上油田，海上油田作业难度大、施工成本高、调整空间有限，传统治理方式难以适配中后期复杂的油藏开发需求。因此，系统性研究适配海上工况的控水增油技术，建立科学的现场效果评价机制，能够有效改善油藏开发状态，延缓产能递减速度，对提升海上油田采收率、保障油田稳产增效具有重要工程意义。

一、海上油田中后期开发特征与水害成因

（一）中后期油藏动态变化特征

海上油田长期持续水驱开发后，地层原始压力体系被打破，储层内部孔隙结构与渗流规律发生明显改变。长期注水冲刷会导致高渗透层孔道持续扩大，形成优势水流通道，造成注入水沿固定通道快速推进，无法有效驱替剩余原油。同时，储层非均质性进一步加剧，层间、层内物性差异持续扩大，剩余油分布呈现零散化、复杂化特征，常规开发手段难以有效动用剩余油资源，整体油藏开发潜力难以充分释放。

（二）油田高含水问题形成机理

海上油田中后期高含水问题的形成，是地质条件与开发因素共同作用的结果。从地质层面来看，海上油藏储层整体物性差异较大，夹层分布不稳定，天然存在水流窜通的基础条件。从开发层面来看，长期高强度注水开发会持续扩大储层渗流差异，造成水窜通道发育，引发大面积层间水窜、边底水突进问题。随着开发周期延长，水体不断侵入油层，含水占比持续提升，最终出现油井高含水、低产油的开发困境。

（三）中后期开发核心制约因素

海上油田中后期开发的核心制约体现在油藏治理难度与海上作业限制两个方面。油藏层面剩余油分布零散、水窜通道复杂，常规调控措施针对性不足，难以实现精准控水与高效采油。作业层面受海洋平台空间、施工工况、海洋环境等条件限制，大规模、高难度的井下改造作业实施难度大，传统陆上成熟的控水技术无法直接适配海上开发场景，导致中后期油田控水增油治理工作难度大幅提升。

二、海上油田中后期控水增油核心技术体系

（一）深部调剖控水技术

深部调剖控水技术是针对油藏深部优势水流通道发育问题的核心治理技术，主要通过向油藏深部注入适配性调剖剂，对高渗透水窜通道进行有效封堵，改善储层吸水剖面，优化地下水流场分布。该技术能够突破近井治理的局限，实现油藏深部的整体调控，有效遏制无效水循环，促使后续注入水转向低渗透含油区域，提升剩余油驱替效果，从根源上缓解油田含水上升过快的问题，适配中后期非均质性较强的海上油藏开发治理。

（二）化学堵水增油技术

化学堵水增油技术依托功能性化学堵水剂的物理封堵与化学改性作用，实现出水层位精准封堵、含油层位有效保护。根据海上油井出水类型与层位分布特征，可针对性选择不同类型堵水剂，精准封堵层间水、底水及窜槽水体，在有效控制油井出水的同时，最大限度保留原油渗流通道。该技术作业流程简洁、施工适配性强，能够适配海上平台有限的作业空间与施工条件，适合中后期各类高含水油井的常态化治理改造。

（三）动态注水调控技术

动态注水调控技术以油藏动态监测数据为依托，通过优化注水结构、调整注水强度、细分注水层段，实现精细化水驱管控。针对中后期油藏层间矛盾突出、水驱不均衡的问题，通过差异化配水、间歇注水、周期调水等动态调控方式，抑制高含水层无效注水，强化低渗透含油层水驱效果，均衡地层压力体系，改善地下油水运动规律。该技术无需大规模井下作业，可控性强、实施成本低，是海上油田中后期长效控水增油的基础配套技术。

三、控水增油技术现场应用效果评价体系

（一）油藏水驱效果评价

水驱效果是评价控水增油技术应用成效的核心维度，重点围绕油藏水流场改善情况、无效水循环治理效果、储层动用程度开展综合评价。通过对比技术实施前后油藏吸水剖面、水驱波及范围、层间动用差异的变化情况，判断控水技术对油藏非均质性的改善作用，评估优势水窜通道的封堵治理效果，精准判定各类技术对油藏水驱体系的优化能力，为后续技术方案优化提供核心依据。

（二）油井生产动态评价

油井生产动态评价聚焦油田实际生产状态，围绕含水变化规律、原油产能稳定性、产能递减趋势开展系统化分析。重点考察技术应用后油井含水上升速率的控制效果、稳定生产周期的延长情况以及单井产能的恢复与保持状态，综合判定控水增油技术对油井生产状态的改善作用。该评价维度能够直观反映技术的现场实用价值，是衡量油田稳产增效效果的关键指标。

（三）油田开发效益评价

开发效益评价立足油田长期开发角度，综合考量技术应用的适配性、长效性与经济性。结合海上油田开发特征，评估技术施工适配度、后期运维难度、措施有效期以及整体开发投入产出匹配情况，判断技术是否适配海上中长期开发需求。通过多维度效益分析，筛选适配海上油田工况、治理效果稳定、综合效益突出的控水增油技术模式，构建适配中后期海上油田的长效治理技术方案。

结束语

海上油田中后期高含水、低产能的开发难题，是制约油田高质量、可持续开发的核心瓶颈，依托专业化控水增油技术开展油藏综合治理，是改善油田开发状态、提升采收率的关键路径。本文通过分析海上油田中后期油藏变化规律与水害形成机理，梳理适配海上作业场景的调剖堵水、动态注水调控等核心技术，构建涵盖水驱效果、生产动态、开发效益的全方位效果评价体系。各类控水增油技术各有适配优势与应用场景，能够针对性解决中后期油田水窜严重、水驱不均、产能衰减过快等问题。在后续海上油田开发治理中，需结合油藏实际特征与海上施工条件，科学搭配各类技术手段，持续优化技术应用方案，完善现场效果评价机制，充分发挥控水增油技术的治理效能，有效延缓油田产能递减节奏，提升海上油田中后期整体开发质量与综合开发效益，为海上油气田长效稳产、高效开发提供坚实的技术保障。

参考文献

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[3]刘敏. 基于数字系统控制理论的控水增油技术创新及规模化应用. 天津市, 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司, 2023-12-10.

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