草长莺飞，万物苏醒。寒冬过后，地处黄河三角洲的胜利油田依旧活力充沛。在连续6年稳产2340万吨基础上，2023年，胜利油田原油产量再次实现新的增长。
这其中，有一半产量是从水里“捞”出来的。水中捞油是无奈之举，也充满科技含量，是胜利油田努力“端牢能源饭碗”、实现可持续发展的必然选择。
几个月前，胜利采油厂采油管理四区注采401站有口油井“病”倒了。让站长寇江发愁的是，这口含水率99.3%的电泵井，一天采出270立方米液体，只有2吨是油，剩下的全是水。
这种情况都会存在，胜利油田每日采出液82.5万立方米，其中76万立方米都是水。“高含水”似乎慢慢的变成了老油田开发的“标配”。
胜利油田东部油区有50亿吨探明储量。其中，整装油藏和断块油藏储量加起来占一半以上，含水率也是最高的，平均接近95%。
这些水是哪来的？胜利油田高级专家王建说：大部分是油田在开发过程中注进去的。
1964年发现的胜利油田，在开发初期依靠的是地层天然能量弹性开发，随着开采时间越来越久，地层能量开始下降，能量不足最直接的影响就是采不出油。为了保持产量规模，胜利油田从上世纪70年代开始推行注水开发。
给地层注水，既可以把油藏里的原油驱替出来，也起到给地层补充能量的作用，避免地下能量亏空。
大量的水注入地下，加剧了油藏含水率的上升，加上胜利油田地下油藏本身条件复杂，20世纪90年代胜利油田进入了特高含水阶段。
不过水在地下并不是一片汪洋，而是油水共存。王建解释：“石油往往是藏在砂子或泥岩的微小孔隙里，当水把油置换出来后，它们就被留在了里面。”
水，不注不行，注多了也不行。在帮助采油的同时，也给开发带来影响，最直接的表现就是随着油一起采出的水更多了，增加了开发的成本。
怎么从整装油藏“捞”出更多油，稳住这块产量的“压舱石”，是从事整装油藏研究与开发16年的胜利油田勘探开发研究院整装油田开发研究室主任刘丽杰日夜思考的问题之一。在她看来，水多不代表地下没油，目前胜利油田的采出程度只有25.3%，也就是说，仍然有近3/4的油藏在地下。
综合含水率高达97.8%的胜坨油田坨142单元曾遇到开发瓶颈，研发人员利用建模数模一体化构建精细三维地下模型，通过精细油藏描述，刻画储层展布特征，准确刻画地下水流路径和剩余油分布情况，实施调整措施后综合含水率下降1.2个百分点，增加可采储量26.3万吨。
在含水率如此高的情况下还能发现这么多可采储量实属不易，这离不开油田对剩余油的精细研究。
20世纪90年代起，胜利油田开始加强剩余油研究，开发油藏描述技术，并专对于储层结构、非均质性、断层、夹层等进行研究。“在研究中，我们得知剩余油受这一些因素控制。找到这些主控因素，就找到了油。”王建说。
胜利油田创新形成“陆相水驱油藏剩余油富集区研究与开发”理论，有效指导了水平井开发等技术的应用，增加可采储量520万吨，这项成果获得国家科学技术进步二等奖。
然而仅靠这一技术作用有限，经过一个阶段规模发现后，好找的剩余油基本被“吃干榨净”，剩余油变得更分散和隐蔽。如何持续稳产的问题再次摆在科研人员面前。
为满足油田开发需要，胜利油田逐渐完备剩余油描述技术。如今，科研人员通过油井取芯观察油层的特点和结构，利用测井的电测曲线、动态监测，观察和识别油水在地下的分布情况，利用建模数模一体化技术把油藏嵌入模型，并根据事先设置好的地质数据、生产数据，模拟油水在地下的分布情况，为老油田高效可持续开发奠定了坚实基础。
黄河三角洲国家级自然保护区是我国沿海最大的新生湿地自然植被区，也是数百万只鸟儿的栖息地。
1976年，黄河口发现油田，人们对黄河实施了人工改道，形成今天的流路，从而促进了胜利油田的开发。
刘丽杰没想到参加工作多年后，他们也借鉴这种人工改河道的方式在地下给水改道。
2013年，孤东7-25斜更246井组被选中作为油田试验区，开展转流线口油井转注，科研人员改变了地下的注采关系，把井网流线度。转流线吨。
王建称，以前水在地下形成大的流路通道后变成“高速公路”，就像人开车一样，出门一定会先选择好要走的路。水如果光走这条路，其他波及不到的地方，油就采不出来了。
科研人员创新形成的这套流场调整技术，通过改变液流方向，通开储层中原来不通的“路”，把水调到原来波及不到的地方，进一步提升采收率。
直到今天，注水开发依然是胜利油田开发的主要手段，依靠水驱开发出来的油，占全年产量的70%以上。“十二五”以来，胜利油田对“特高含水期提高采收率技术”持续攻关，针对效益开发及油田“老龄化”问题，形成系列配套技术，为油藏持续高效开采“延长寿命”。
埕东油田东区曾是高速高效开发的典范，由于油藏水油比高、极端耗水层带规模发育，生产无效益，处于近废弃状态。埕4南区块通过卡封极端耗水层，实施变流线个百分点，实现效益开发。
目前，该技术已在整装油藏推广应用，覆盖地质储量1.8亿吨，增加可采储量270万吨，提高采收率1.5个百分点。
针对断块油藏，胜利油田采用分类治理的对策，对含油面积大于0.5平方千米的断块油藏采用类似流场调整的分区调控技术，实现复杂断块均衡开发。目前，该技术已在胜利油田20个单元推广实施，覆盖地质储量6900万吨，增加可采储量125万吨。
对于单块含油面积小于0.5平方千米的极复杂断块，因其没有完整的注采井网，油田创新形成注采耦合开发技术，“注时不采，采时不注”，通过交替注采，配套分层注采工艺技术，合理补充地层能量，大幅扩大水驱波及范围，实现小断块油藏经济有效开发。
目前，我国综合含水率超过60%的高含水油田动用地质储量256亿吨、年产油量约1.4亿吨，均占全国的70%以上，是我国原油开发的主阵地和原油保供的“压舱石”。但高含水油田的采出程度高、生产所带来的成本高，开采难度慢慢的变大，对技术的要求越来越高。
技术创新是石油工业发展的第一动力。我国始终把“提高采收率”作为开发永恒的主题，根据不一样油藏面临的主要矛盾，在精细注水、化学驱、注气及稠油热采等开发技术上不断取得突破，为高含水油田控制和降低递减率及提高采收率提供了技术支撑。
中国石化针对高含水油田特点和开发矛盾，创新形成了整装油藏精细流场流线调整、复杂断块油藏立体开发等精细注水开发技术系列；建立了高温高盐油藏化学驱技术，其中高温高盐聚合物驱、无碱二元复合驱、非均相复合驱已工业化推广应用；稠油开发方面，形成了吞吐转蒸汽驱、多元热复合驱、化学降黏冷采、细分加密等技术；气驱方面，形成了陆相油藏二氧化碳驱油与埋存技术及配套工艺，推动了老油田开发极限不断突破，胜坨、孤岛、埕东、双河等老油田采收率在50%左右，部分开发单元的采收率甚至超过60%。
目前，高含水油田开发仍面临严峻挑战：一是高含水油田采出程度高，剩余油更加分散，现有开发理论和技术仍不能够满足“双特高”老油田效益开发的需求，如何进一步大幅度提高采收率、延长油田寿命成为急需解决的难题；二是高含水油田生产所带来的成本逐年攀升，必须平衡好产量与效益的关系；三是油田每年注入地下大量化学剂，采出大量污水污泥，同时存在设备老化、能耗高等问题，绿色低碳发展面临挑战。
针对高含水油田开发，应着重关注以下几方面工作：第一，加大基础研究力度，更看重多信息融合油藏精细描述、特高含水阶段渗流及剩余油二次富集机理研究，建立特高含水阶段开发理论和模式，指导老油田高效开发；第二，加强低成本控水挖潜及采油工艺技术攻关，开展“水驱+”、新型复合驱、CCUS（二氧化碳捕集、利用与封存）、“热+剂+气”、油藏-井筒-地面一体化等新技术及技术组合的协同研究与试验；第三，加快与大数据、人工智能、物联网、纳米等新技术和新材料跨界融合，探索智能纳米驱油、分子采油、微生物降解残余油生成气等前沿技术，搭建多学科集成化管理平台，建设绿色智能油田，助力老油田可持续发展。（作者单位：中国石化石油勘探开发研究院）
河南油田采油一厂赵凹油田的赵泌83-1井含水率高达83.6%。3月初，河南油田研究院双河地质研究所技术人员对该井所在的厚层油藏分析后，实施抑水措施，该井含水率从83.6%降至60.3%，日产油量从0.8吨升至5吨，截至目前累计增油360吨。
对高含水油藏实施控水稳油措施，河南油田一直在探索。赵凹油田控制地质储量超千万吨，开发40多年后，采出程度仅24.23%，综合含水率却高达96.1%，近5年，产量快速下滑，控水稳油迫在眉睫。
高含水油藏的主体问题是注水通道不畅通、井网密度不够，导致需要“大水流”的油井“喝”不够水，甚至“喝”不上水，而不需要“大水流”的油井却被水淹，井网密度不够又导致剩余油无法被有效“捕捉”。
对此，河南油田在技术攻关、注水通道、井网三方面发力，想方设法打通高含水油藏控水稳油路径。
以前，地质人员主要承担油藏研究工作，地质工作到位，但工艺技术应用不精准，既影响工作效率，又影响井位部署的成功率。对此，河南油田成立赵凹油田高含水油藏控水稳油一体化项目团队，形成了特高含水阶段厚层油藏矢量流场调整技术、耐高温长效堵调+大幅度动态技术等，井位部署成功率达96.5%。
高含水油藏含水高、采出程度低的问题大多分布在在厚层油藏。此类油藏厚度二三十米，在这么厚的油藏内要精确找到抑“涝”抗“旱”的方向，必须重新布局水通道。
河南油田技术人员从识别地下的注水流线开始，对油井水淹层段详细对比，绘制了16幅注水和采油流线万个数据比对，明确了剩余油分布方向，据此在油藏内建起了分别通往“旱、涝”区域的14条宽窄不一的注水通道，堵住“涝”口，畅通“旱”渠，确保水注到需要的位置。
建好水通道后，河南油田根据剩余油分布方向，重新梳理现有井网，该加密的加密、该“挪位”的“挪位”，用密实、针对性强的“捕油网”将“大鱼小鱼”一网捞尽。
自2021年全力解决高含水油藏控水稳油问题以来，河南油田在赵凹油田部署16口油井、3口侧钻油井和5口注水井，完善了注采井网，补充了地下能量，增加水驱动用储量116万吨，提高采收率3.59个百分点，实施注采调整67井次、流线井次，老井自然递减率降低12.45个百分点，初步探索出了高含水油藏控水稳油的路径。
截至目前，广4-14井组采用压驱技术后，累计增油超870吨，有效期超过2年。当前，压驱注水技术在江汉油田的运用已常态化、日常化，成为老区原油增产的又一利器。
压驱技术也叫压驱注水补能技术，即运用超高压注水迫使低渗储层大量吸水，在极短时间内升压增能，然后焖井使压力传导、平衡，驱动原油向油井运移，最后油井开井生产，释放压力，达到增产目的。相较常规注水，该技术突破了不能超地层破裂压力注水的传统认识，解决了常规注水存在的配套难、注不够、注不进等困难。
经过60年开发，江汉油田综合含水率达90.85%，平均单井日产量不足1吨，处于高含水低产状态，采出程度为21.12%，怎么样提高采收率是效益开发的一大难题。江汉油田不断调查研究、反复论证，探索压驱注水能量补充技术，并在广4-14井组和总3斜-5-5井组开展试验，均收到良好效果。
“提高采收率的方法有多种，但核心是加强剩余油认识，明确油水分布，把好脉才能对症下药。”江汉油田开发管理部油藏室主任朱守力说，“江汉油田中高渗油藏自上世纪90年代初就进入综合含水90%以上的特高含水开发期，要想吃干榨净，必须在细节上下功夫。”
科研人员对油藏全面系统分析，把研究对象细化到每个小层、每口油井，通过密闭取芯、室内试验等手段，总结了不一样剩余油富集规律，形成了具有特色的特高含水期剩余油分布新认识和新模式，并因藏施策、差异化治理，让高含水油藏焕发新的活力。
在广华油田，科研人员持续开展非主力层潜力评价与挖潜技术探讨研究，发现广华油田上段潜323层系剩余油潜力大，通过分砂体能量评价，在高部位部署新井广3-斜19井，日产油8.5吨，含水率仅5.3%。
针对八面河稠油油藏，科研人员借鉴相似油藏开发的成功经验，实施面1区聚合物驱现场试验，目前正在探索降黏复合驱和非均相复合驱，为老油田延长经济寿命寻找多条途径。
在此基础上，2024年，江汉油田大力推行地质工程一体化，优化组织运行，积极构建上下联动、左右协同、齐抓共管的工作机制，一体化推进工程技术迭代升级，破解复杂地质工程项目施工难题，降低施工成本。
近年来，江汉油田通过科研创新，引进新工艺、新技术，降含水、提产能，综合应用井网均衡注采调整技术，连续3年综合含水率不升反降，年自然递减率控制在10.5%以内。