石油勘探与开发 >

2026 , Vol. 53 >Issue 2: 398 - 407

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20250627

油气田开发

青海油田智能化分层精细注水高效稳产关键技术体系

  • 张永庶 , 1, 2 ,
  • 伍坤宇 1, 2 ,
  • 王全宾 3 ,
  • 袁永文 2 ,
  • 朱秀雨 2 ,
  • 王付勇 4 ,
  • 贾德利 , 3
展开
  • 1 青海省高原咸化湖盆油气地质重点实验室， 甘肃敦煌 736202
  • 2 中国石油青海油田公司， 甘肃敦煌 736202
  • 3 中国石油勘探开发研究院， 北京 100083
  • 4 北京科技大学， 北京 100083
贾德利（1980-），男，黑龙江哈尔滨人，博士，中国石油勘探开发研究院正高级工程师，主要从事分层注采井筒工程控制技术等方面的研究工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院采油采气装备研究所，邮政编码：100083。E-mail:

张永庶（1974-），男，四川南部人，中国石油青海油田公司正高级工程师，主要从事石油与天然气勘探开发等方面的研究与管理工作。地址：甘肃省敦煌市七里镇，青海油田1号机关楼，邮政编码：736202。E-mail:

Copy editor: 唐俊伟

收稿日期: 2025-08-15

  修回日期: 2026-03-18

  网络出版日期: 2026-03-20

基金资助

国家科技油气重大专项“高效智能采油采气工程关键技术及装备”(2024ZD1406505)

国家自然科学基金基础科学中心项目“数字经济时代的资源环境管理理论与应用”(72088101)

收起

Key technologies for efficient and stable production through intelligent zonal fine water injection in Qinghai Oilfield, NW China

  • ZHANG Yongshu , 1, 2 ,
  • WU Kunyu 1, 2 ,
  • WANG Quanbin 3 ,
  • YUAN Yongwen 2 ,
  • ZHU Xiuyu 2 ,
  • WANG Fuyong 4 ,
  • JIA Deli , 3
Expand
  • 1 Qinghai Key Laboratory of Plateau Saline Lake Basin Petroleum Geology, Dunhuang 736202, China
  • 2 PetroChina Qinghai Oilfield Company, Dunhuang 736202, China
  • 3 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
  • 4 University of Science and Technology Beijing, Beijing 100083, China

Received date: 2025-08-15

  Revised date: 2026-03-18

  Online published: 2026-03-20

Fold

摘要

针对青海油田因油藏地质条件复杂而导致的注水效果不理想问题，创新升级第4代缆控式分层注水技术，构建“油藏精细刻画—智能分注精准监测—远程动态调控”三位一体的精细注水开发技术体系。通过耐高温测控电路设计及小流量井下流量测试技术研发，研制适用于高温、高压、高盐复杂工况的小直径缆控配水器，开发分层注水远程监控与管理系统，实现分层注水生产参数的全过程实时监测与注水量动态调控。该技术体系在花土沟和英东示范区开展应用，现场实践表明，智能分层注水能够有效改善注水剖面，提升水驱动用程度，控制井组自然递减，提高分注合格率并减缓含水上升速度。经济评价结果表明，与常规分注工艺相比，该技术在降低作业成本和提升开发效益方面具有明显优势。升级后的第4代缆控式分层注水技术能够显著提升注水开发效果，为复杂断块油藏的精细注水与高效稳产开发提供了可复制、可推广的工程范式。

关键词： 青海油田; 智能分注; 精细注水; 缆控式配水器; 远程监控

本文引用格式

张永庶 , 伍坤宇 , 王全宾 , 袁永文 , 朱秀雨 , 王付勇 , 贾德利 . 青海油田智能化分层精细注水高效稳产关键技术体系[J]. 石油勘探与开发, 2026 , 53(2) : 398 -407 . DOI: 10.11698/PED.20250627

Abstract

In response to the unsatisfactory water injection performance in Qinghai Oilfield caused by complex reservoir geological conditions, the fourth-generation cable-controlled zonal water injection technology was innovatively upgraded. A three-in-one fine water injection technology system was established, integrating fine reservoir characterization, intelligent zonal water injection with precise monitoring, and remote dynamic regulation. Through the design of high-temperature-resistant measurement and control circuits and the development of low-rate downhole flow measurement technology, a small-diameter cable-controlled water distributor suitable for complex conditions characterized by high temperature, high pressure, and high salinity was developed. In addition, a remote monitoring and management system for zonal water injection was established, enabling real-time monitoring of production parameters and dynamic regulation of injection rates throughout the entire layered water injection process. The technology system has been applied in the Huatugou and Yingdong demonstration areas. The intelligent zonal water injection can effectively improve the injection profile, enhance waterflood sweep efficiency, control the natural production decline of well groups, increase the qualification rate of zonal water injection, and slow down the rise of water cut. Economic evaluation results show that, compared with conventional zonal water injection technology, the proposed intelligent zonal fine water injection method demonstrates significant advantages in reducing operational costs and improving development efficiency. The results indicate that the upgraded fourth-generation cable-controlled zonal water injection technology can significantly improve waterflood performance and provides a replicable and scalable engineering paradigm for fine water injection and efficient, stable production in complex fault-block reservoirs.

Key words： Qinghai Oilfield; intelligent zonal water injection; fine water injection; cable-controlled water distributor; remote monitoring

0 引言

青海油田已开发油藏普遍呈现“长、薄、多、变、窄、散”的复杂地质特征，即平均含油井段长、有效砂体薄、砂体数量多、物性变化大、有效砂体窄、油藏分布散等[1-4]。经过近50年的水驱开发，油藏表现出单层突进比例高，水驱动用程度低，采出程度低，自然递减率持续处于高位等特征。同时，储层纵向动用不均、大规模无效水循环问题导致开发矛盾明显，究其核心根源，主要原因在于笼统注水技术的适应性不足：笼统注水导致高渗层水窜，低渗层注不进；层间矛盾突出，无效水循环量占比高[5-7]。因此，如何突破当前技术瓶颈，实现精细注水，减少无效水循环，控制自然递减率，进而提高油田采出程度成为青海油田提升开发效益的关键[8]。
第4代分层注水技术的提出和应用[9-11]，为解决上述问题提供了有效的技术思路。该技术无需现场作业车便可以实现井下精细分层注水、实时监控与动态调控，结合监测的层段动态生产数据可针对不同层段的动用效果进行优化，精确调节各层的注水量，减少水窜和注不进等问题，大幅提高水驱开发效果[12-13]。
中国第4代主体分层注水技术有缆控式、流体波无线式两种[14-20]。青海油田注水井具有高温、高压、高盐、多层、注水量低、注水井套变率高等问题，现有第4代分层注水技术在该油田将面临适应性差、可靠性低、寿命短、生产成本高等问题。因此，亟需升级中国第4代分层注水工艺技术，突破复杂工况下注水井层段参数精准监测与动态调控面临的一系列关键技术瓶颈：①高温、高压、高盐环境中井下永置式流量计易出现零点漂移及传感器腐蚀失效问题；②低注水量工况下流量信号极弱，受管柱振动与噪声干扰影响，信号识别与提取难度大问题；③井筒空间受限情况下，小直径、多功能集成配水工具的结构可靠性设计问题；④层间强非均质性显著制约注水量智能调控，易导致调控模型收敛性差问题。
本文创新升级了第4代缆控式分层注水技术，构建了适用于高温、高压、高盐复杂工况的“油藏精细刻画—智能分注精准监测—远程动态调控”一体化精细注水技术体系。该体系以分层实时监测为核心，实现高渗通道识别与层间动用差异判识，通过分层注水优化层间流场、提升调控稳定性，为青海油田强非均质油藏高效稳产提供可复制、可推广的工程化技术方案，并为中国类似复杂油藏的注水开发提供技术参考。

1 青海油田注水开发矛盾分析

1.1 油藏基本特征

青海油田已开发油藏主力储层平均含油井段长约1 000 m，单层有效厚度仅1~2 m，砂体数量逾5 000个，且呈零散分布；渗透率级差高达260，变异系数1.21，岩性差异大，泥质含量高，储层强水敏，含油饱和度普遍较低[21-24]。宏观上，盆地河道砂体多呈狭窄带状分布，平均宽度50~100 m，并与复杂断裂系统耦合，形成具有多套独立渗流单元的小断块型油藏，整体连通率仅为48%。微观上，储层微构造单元破碎，裂缝与泥质夹层交错，层系内流道的分化严重，微观流通通道复杂。青海油田注入水矿化度高达12×104~15×104 mg/L，储层内通道堵塞严重，注水通道稳定性差，压力传导效率低。
青海油田长井段、薄互层油藏广泛分布，水驱开发单层突进率高、水驱动用程度和采出程度低。目前，青海油田已开发水驱油藏25个，油田平均采出程度仅为12.3%，远低于中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）油田平均采出程度28.8%。其中15个油藏采出程度为11.9%，低于青海油田平均水平；8个油藏采出程度24.1%，介于青海油田与中国石油油田平均水平之间；2个油藏平均采出程度42.6%，高于中国石油油田平均水平。

1.2 水驱开发特征与开发矛盾

青海油田储层纵向非均质性强，流场分布极度不均，不同油藏动用效率差异大，主要表现为高渗砂体形成连通性强的优势通道，注水易发生水窜；低渗层注水阻力大，水注不进。青海油田水驱开发全区单层突进比例32.3%，整体水驱动用程度54.5%，自然递减率达10.86%，年均无效注水量约10×104  m3。
花土沟油藏断层复杂，小层井网不完善，套损井占比高，水驱效果差。该油藏某注水开发区以油井为中心的注采对应率为44.8%，而以水井为中心的注采对应率仅为31.0%，表明小层尺度下注采关系不对称、控制能力不足，能够形成双向或多向注采对应的井组比例偏低。尽管近5年油藏整体配注符合率始终维持在95%以上，分注合格率由60%提升至70%，但分注率仍仅为82.3%，表明在井网与层间非均质条件制约下，常规分层注水难以有效改善小层水驱动用效果。
英东一号构造上盘砂体分布广泛，但纵向分层差异显著，不同层段的渗透率呈现较大离散性，进而形成多套独立油气水系统，层间矛盾尤为突出。开发初期，该区域吸水动用程度达61.3%、产液动用程度达75.5%，整体动用态势良好，为油田初期产能释放奠定了基础。然而，随着开发进程的不断深入，传统笼统注水模式的弊端日益凸显，高渗层吸水过量，低效、无效循环现象持续加剧，直接导致英东油田当前吸水动用程度下滑至45.4%，产液动用程度降至60.1%；与此同时，低渗层吸水严重不足，储量动用潜能难以释放，逐步成为制约油田高效开发的瓶颈。

1.3 剩余油分布规律及注水开发调整对策

为解决油田水驱开发矛盾，需通过精细地质描述与动态监测优化井网与注水方案、提升分注技术水平，实现高渗通道动态封堵与低渗层定量补给，从而均衡流场、扩大波及体积，提高整体动用率和采出程度。
油藏精细刻画以小层砂体为基本单元，综合应用测井、录井、地震、生产动态及数值模拟等多源动静态资料，对层系结构、砂体连通性及注采关系进行分类分层精细表征，通过井组动态分析与小层砂体井组对比，建立以注采对应关系和流场演化为核心的精细刻画流程，并结合动态剩余油评价与数值模拟结果反复校正，提高单井产量劈分及剩余油识别的准确性和可靠性。油藏精细刻画结果表明，青海油田剩余油主要分布在岩性圈闭边部（占23.0%）、断层遮挡区（占20.5%）以及井网未覆盖区（占21.0%）。这些区域由于注采对应差、储层非均质性强，导致流体动用效率低下，成为剩余油富集区。青海油田全区总井数9 317口（油井7 157口、水井2 160口），年产原油235×104 t，采油速度0.39%，平均采出程度11.9%，可采储量采出程度55.6%，开井率74.1%，含水率67.96%，注采比0.88，压力保持水平64.8%，表明油田整体压力维持水平偏低、能量支撑不足。
针对剩余油富集区注采对应差和储量动用不足的问题，综合实施分层井网优化与精细分注动态调控2类措施：①剩余油富集区域小层加密注水井，提高局部注采对应率，基于注采响应识别有效连通通道，优化井间驱替方向与控制范围；②依托缆控式分层注水，实现分级注水与动态监测调控，构建“分注-监测-优化”闭环管理模式。

2 缆控式分层注水技术优化设计

2.1 缆控式分层注水技术实施架构

针对青海油田复杂储层的注水开发需求，基于功能模块化与层级优化原则，提出了“分注管柱-数据融合-智能管理”三层级技术架构实施与优化：①分注管柱层。集成小直径缆控配水器、高压差过电缆封隔器和地面控制主机等关键工具，形成缆控式分层注水工艺。该层全面实现井下工具电力驱动和生产参数（流量、油管压力、油套环空压力、温度、水嘴开度）的动态实时精准感知、配注方案的精确执行。②数据融合层。基于物联网和边缘计算，开发远程实时监控与管理系统，通过云边端，高速获取并处理从井筒到地面的多源异构数据，支撑油藏工程师油藏精细分析和注水方案优化。同时，通过远程的测调、验封、静压测试、吸水指示曲线测试，保障分层注水合格率长期处于90%以上，并为井筒完整性评价、地层压力保持水平评价和洗井周期优化提供支撑。③智能管理层。建立数据标准、主数据和元数据等数据管理体系，通过标准化数据接口，打通多业务、多职能部门数据链条，构建缆控分层注水井从“设计与作业”到数据“监测与应用”，再到“维护与起井”的六维综合管理体系，实现水井管理从作业、分注到测调、运行和决策的全面贯通，进而打破从油藏到工程、从作业到管理的信息孤岛，将缆控分层注水井管理从“单井滞后管理”转变为“区块协同实时管控”。

2.2 小直径缆控配水器研发

针对青海油田高温、高压、高盐、层段低注水量和套管内径小等工况，优化设计了缆控式分层注水技术的井下关键工具——小直径缆控配水器，该工具是一套集成井下永置式流量计、压力传感器、温度传感器和注水量调节总成的机电一体化装备，可实时检测分层注水井层段流量、油管压力、油套环空压力和温度，并按配注方案实现注水量的自动控制。其核心技术在于设计了耐温150 ℃测控电路和全密封小流量井下永置式流量计。

2.2.1 耐高温测控电路设计

测控电路是缆控式配水器检测生产参数和调控流量的控制中枢，主要用于将地面电缆传输的高压直流电（70~100 V）转化为配水器所需的低压直流电，实现传感器数据的采集和流量调节微电机的驱动。在高温井中，因电子元器件性能退化、电源转换功率损耗高等技术难题，配水器极易失效。本文主要从3个方面进行配水器测调电路优化设计，提高其高温下工作的稳定性。

2.2.1.1 基于主动降温与被动散热的测控系统设计

优先选用符合高温等级要求的工业级或军品级元器件，确保其基本耐温能力。在此基础上，利用红外测温仪器对测控电路中关键器件进行温升测试，结果表明：微电机驱动板电路单元和载波电路模块是配水器工作过程中的主要发热源。为此，本文引入半导体制冷技术作为主动降温手段，在载波电路和微电机驱动电路中设计多级串联N/P型半导体回路作为单元，实现对局部热点的定点冷却，有效降低配水器工作时的核心结温。利用高温烘箱，在130 ℃下同时开展优化前后测控电路系统的温升测试。测试结果对比表明：与未采用半导体制冷的测控系统相比，优化后测控系统可短时间内实现最高降温20 ℃（见图1），保证配水器水嘴可以顺利打开，进而通过注入水与配水器间的流固热交换使配水器长期工作。为避免配水器长期工作中测控电路持续升温，在印制电路板（PCB）设计与结构散热方面，采用被动强化散热措施。针对瞬时功率较大的电机驱动电路模块，专门增设独立的测温电路，实现实时温度监控与过温预警。同时，通过增大与高发热器件相连的PCB焊盘尺寸，并密集布置导热过孔，构建从器件至内部铜层及外部散热片的高效热传导路径。此外，在关键芯片与配水器壳体之间填充高导热硅片，进一步降低了接触热阻。
图1 测控电路系统优化前后室内温升测试对比曲线

2.2.1.2 基于应力缓解的关键器件降额设计

配水器在井下高温环境中工作时，不仅存在热应力，还伴随着电压波动产生的电应力。降额设计是应对综合应力、提升电路整体寿命的有效手段。本文对电容和电阻两类基础元器件的选型与应用进行了降额优化。对于电容类元器件，高温会加速介质老化并降低元器件击穿电压，笔者认为电容类元器件实际工作温度应比上限温度低10~15 ℃，以保留充足的热余量；同时，针对电压应力，应实施50%的额定电压降额，即电容的额定电压至少为实际工作电压的两倍，这不仅能有效防止电压尖峰导致的击穿风险，还能显著降低电容在高温下的漏电流，提高电源滤波的稳定性。对于电阻类元器件，其允许功耗随环境温度升高而显著下降。设计过程中，严格依据制造商提供的功耗温度曲线进行选型与应用。通过精准的热点计算与选型，可有效控制电阻自身的温升，避免因电阻过热导致的阻值漂移乃至烧毁，从而提升电路的整体可靠性。

2.2.1.3 基于多重保护的安全性设计

测控电路直接与70~100 V高压电缆接口相连，且需要驱动电机等感性负载，开关电源高频开关引发的浪涌冲击极易造成测控电路的失效。本文在安全性设计上采取多重防护策略。针对高压与浪涌敏感电路部分，摒弃易受振动和高温影响的表贴封装，全面采用直插式电子元器件，同时在耐压选择上，关键半导体的额定电压值均保证高于实际工作电压的1.0倍以上，以防止击穿。此外，为构建完善的电源防护体系，在电源输入端、微电机驱动、载波等关键支路分别设置了过压保护、过流保护与过温保护电路。过压保护采用瞬态抑制二极管与气体放电管组合，快速钳位电缆引入的浪涌；过流保护通过精密采样电阻与自恢复保险丝实现，防止后级短路故障扩大；过温保护则利用热敏电阻监测关键部位温度，一旦超过阈值立即切断电源或降低工作频率。三重保护机制互为冗余，极大地提高了电源系统的安全性与鲁棒性。
通过测控系统降温设计、优选陶瓷电容增大输出电容容量和电感、优化开关频率，降低了测控电路的电压波动，进而设计出配水器耐高温测控电路系统（见图2），可实现电源输出功率20 W，转换效率85.5%，输出电压的纹波峰峰值为89 mV。
图2 配水器耐高温测控电路系统（CPU—中央处理器）

2.2.2 小流量井下流量计设计

井下永置式流量计是配水器实现层段流量实时检测的核心模块。在青海油田高温、高压、高盐、低注水量复杂工况下，存在高温条件零点易漂移、高盐条件易腐蚀、低流量条件因测试信号微弱测量准确率低等问题。针对上述问题，基于超声波时差法测速原理，开发一种小流量井下超声波流量计，主要由一对集成在配水器过流通道进水口与出水口两端的超声波换能器（见图3）以及流量信号采集与处理电路组成。
图3 流量计与配水器结构示意图
换能器是超声波信号发射与接收的核心敏感元件。为适应井下高温、高压及强腐蚀性工况，采用金属全密封结构，其壳体由调质17-4PH不锈钢加工而成，作为声波发射/接收面，通过静力学模拟仿真，厚度设计为3 mm，以保证具有良好强度、抗腐蚀和声波穿透性。换能器能量转换核心部件换能器晶片选用改性钛酸铅压电陶瓷材料，该材料居里点高于400 ℃、有效机电耦合系数高、银镀层结合力强，可确保在150 ℃环境下长期稳定工作，避免出现退极化、老化或焊点剥离等问题。针对晶片与壳体传统粘接工艺在高温下易出现胶层老化、热膨胀不匹配导致粘接强度下降进而引发信号衰减与零漂的问题，本文通过筛选高导热、低蠕变、耐高温的特种胶黏剂，结合精密涂覆与真空脱泡技术，实现粘接层厚度均匀可控（误差控制在±5 μm以内），有效消除气泡与局部应力集中；同时优化胶层固化温度曲线，使其在固化过程中逐步释放内应力，在高温高压下仍能保持优异的粘接强度和声学耦合性能，从而降低因温度压力变化引起的界面变形与信号畸变，从源头上减小零漂。
为实现低注水量下的精准测试，研究超声波在一对换能器中穿透“压电陶瓷晶片—声阻抗耦合粘接层—不锈钢外壳—水”的传输机理。基于数字信号处理全波形采集技术（DSP）和快速傅里叶变换（FFT）频域滤波方法，建立超声波全波衰减自适应修正与时差补偿算法（见式（1））。通过对换能器谐振频率、灵敏度的标定与配对，结合信号采集电路的对称性优化设计及零点漂移校准补偿，研发适用于低注水量工况的超声波流量计信号采集与处理电路。采用0.2级电磁流量计，对研发的流量计进行性能标检，结果表明，流量计测试流量范围达到3~30 m3/d，精度在±1.59%以内（见表1）。
$F\left(t\right)=A\mathrm{sin}\left(\omega t+\varphi \right)+B$
式中 A——信号幅值，与传感器灵敏度及放大电路增益有关，V；B——直流偏置（零位），与传感器特性及电路基线漂移有关，V； $F\left(t\right)$——经数字信号处理后的信号函数，V；t——信号传播时间，s；ω——角频率，与激励信号频率一致，rad/s；ϕ——信号相位，反映信号传播时差，rad。
表1 流量计检定测试数据
检测
序号		 标准流量计/
(m3·d−1)		 待检流量计/
(m3·d−1)		 误差值/
(m3·d−1)		 精度/
%
1 3 2.57 −0.43 −1.59
2 5 5.19 0.19 0.70
3 10 10.12 0.12 0.44
4 15 14.96 −0.04 −0.15
5 20 19.98 −0.02 −0.07
6 30 30.05 0.05 0.19

注：精度为满量程误差，即误差值与满量程之比

为提升配水器在复杂井况下的集成化程度与长期可靠性，满足110 mm内径强腐蚀性小井筒工况的施工需求，本研究设计了流量计与配水器一体化结构（见图3）。该结构通过将流量计与配水器执行机构高度集成，在有限空间内实现了层段注水量的精确计量与调控，缩小了工具外径。基于这一设计，研制了外径105 mm、内径42 mm的小直径缆控配水器，既保证了工具顺利下入和后期起出，又满足了测试仪器正常通过需求。同时针对注入水富含腐蚀介质、高速冲刷易导致管壁与部件失效的问题，配水器关键零部件（包括中心管、过液通道、水嘴组件等与注入水直接接触的部件）采用了“淬火-抛光-淬火”盐浴复合防腐技术进行处理，有效提升了零件的抗点蚀、缝隙腐蚀及冲刷腐蚀能力，使其在高温、高盐复杂环境下仍能保持长期结构完整与密封性能。

2.3 分层注水远程监控与管理系统研发

青海油田地处高原荒漠，高寒缺氧、风沙肆虐恶劣自然条件下，发展分层注水井远程实时监测与调控技术是油田数字化转型的重要支撑。通过构建远程监控统一化数据库模型，同时基于边缘计算和云协同开发了精细分层注水远程监控与管理系统，实现了注水参数的秒级采集和轻量化集中管控。

2.3.1 远程监控统一化数据库模型

注水动态监测数据与井网静态基础数据关联性强，同时注水工艺多工具耦合性极强，数据远程管理难度很大。为实现数据的统一化管理，建立了分层注水井异构数据统一化数据库模型，包括静态数据管理的基本实体包、层段实时监测动态数据的管理包、不同岗位人员操作权限包与工况预警与验封、静压等测试的代码包。

2.3.2 基于边缘计算的远程监控与管理系统

分层注水远程监控与管理系统（见图4）需深度融合井下生产网、地面办公网与移动互联网。基于现场工况和人员职责划分，提出了轻量化边缘计算的系统架构，主要由注水管理客户端、油藏分析客户端、实时测控客户端及中心服务器组成。
图4 远程监控与管理系统构架（LoRa：低功耗广域无线通信技术；4G DTU：4G无线终端传输；VPDN：虚拟专用拨号网络）
前端主机是单井多层段同步调配的边缘设备，采用嵌入式系统设计，内置基于强化学习的智能算法[25]，层段生产参数实时采集、数据动态存储、注水合格率分析、调控策略下达形成闭环，保证注水井分注合格率长期保持在90%以上。针对层间强非均质性导致调控模型收敛性差的问题，通过引入压差约束、分层开度独立计算及流量误差反馈机制，实现层间解耦与动态校正，将多层强耦合调控问题转化为分层闭环控制过程，从而提高模型收敛性与调控稳定性。
实时测控客户端部署于办公网，面向注水井测试调配人员，涵盖注水井生产动态监测、远程调控2个核心单元，具有全井参数监测与云存储、分层参数监测与云存储、测试调配、验封测试、吸水指示曲线测试和静压测试等6大功能。
远程管理系统中，注水井管理客户端与油藏分析客户端部署于地面办公网络，主要面向技术与管理人员，设置井静态基础数据管理、权限管理及历史动态数据综合分析3个核心功能模块。通过技术迭代，构建了深度融合井下生产网、地面办公网与移动互联网的智能远程控制系统。实践表明，该系统可保证数据完整传输与指令精准执行，相较传统SCADA（监控与数据采集系统）运维效率大幅提升，为缆控分层注水示范区数字化运维提供了可靠保障。

2.4 基于数据驱动的精细注水智能优化方法

依托缆控式分层注水与远程监控系统获取的分层流量、压力等实时数据，构建了面向复杂非均质油藏的数据驱动型精细注水智能优化方法，该方法形成了“数据治理-效果评价-优化决策”3层架构（见图5）：①融合油藏静态、生产动态与分层监测等多源数据，通过清洗、补全与异常识别构建高质量数据集。②建立涵盖注采比、水驱动用程度和含水变化率等的指标体系，采用主成分分析与模糊C均值聚类（C为聚类数）实现注水效果的智能分级。③在工程约束条件下，引入随机森林判识调整方向，结合多目标模拟退火算法对分层注水量进行定量优化，形成兼顾增油与控水的最优配注方案，实现分层注水由经验调控向智能决策的转变。
图5 基于数据驱动的精细注水智能优化流程

3 现场试验与开发效果评价

3.1 花土沟智能分注示范区

花土沟示范区井距平均202 m，层间非均质性强，单层突进问题突出。传统分层注水方式主要采用定期测调与静态配水参数，分层流量与压力信息获取滞后，调控响应周期长，注水合格率衰减快，难以满足精细化开发需求。应用第4代缆控式分层注水技术后：①实现了分层流量与压力的连续在线监测，测调效率较传统方式提升了20倍以上，测调周期则由4个月缩短至1个月，显著提高了分层注水调控的时效性与精准性。②基于连续监测数据，构建了以分层压力离散系数、水驱动用程度与井组含水上升速率等为核心的动态评价指标体系，实现了对层间能量差异与高渗通道的定量识别，为周期注水和分级调控提供了可靠依据。③依托边缘计算远程监控系统实现了智能分注井的集中管理与自动调控，并结合油藏精细刻画实施“一井一策”动态优化，显著提升了精细注水的智能化与协同水平。
2023—2024年，花土沟示范区基于27口井、99个层段的静压测试结果，结合分层压力离散系数、吸水剖面及井组动态响应分析，优选智能分注井开展层段周期注水6井次，并实施酸化5井次。以新N9-62井为例，其Ⅵ5小层自2020年2月发生单层突进（见图6），层间吸水差异显著，水驱动用程度仅为30.6%。2023年9月下入缆控式智能分注工具后，实现了分层压力与流量的实时监测，分层静压离散系数达到0.21，反映出层间能量分布不均。随后利用缆控式智能分注工具对Ⅵ5小层实施周期注水调控，2023年10月26日关闭Ⅵ5层配水器，至2023年11月8日，Ⅵ8小层、Ⅵ11小层、Ⅵ13—Ⅵ14小层配水器已正常注水。2024年3月22日重新开启Ⅵ5小层配水器后，除Ⅵ8小层配水器未能正常注水外，Ⅵ11小层、Ⅵ13—Ⅵ14小层配水器继续正常注水，吸水剖面显著改善，新吸水层段被有效启动，水驱动用程度提升至59%。同时，井组含水上升速度明显放缓，单层突进得到有效抑制，验证了缆控式智能分注能够实现层间流场重构与注采优化。
图6 新N9-62井分注前后吸水剖面
缆控式智能分注技术已在花土沟示范区应用68口井，现场应用中取得显著开发效果，主要体现在4个方面：①显著改善了次/非主力层的有效动用程度，整体水驱动用水平明显提高。在正在使用的20口缆控式分注井中，10口井水驱动用程度提升，7口井水驱动用程度下降，3口井基本保持平稳；累计吸水厚度增加38.3  m，整体水驱动用程度上升5.1%，较智能分注实施前有明显改善。②井组产量稳中有升，实现了油田效益增产。2022—2024年，已下入智能分注管柱的48个井组中，11个井组产量明显上升、日产油增加11.52 t，累计增油10 519.4 t（见表2），实现了效益增产。③自然递减得到有效控制，开发效果持续改善。对37个未增产井组，虽然日产油量略降（降低6.68 t），但日产液量增加33.4 m3，递减速度和幅度明显减缓（产量变化曲线斜率下降），自然递减率为7.32%，显著低于油田整体自然递减率10.86%，表明该技术在控制递减方面具有明显优势。④地层压力有序恢复，地层能量得到有效补充。2022—2024年，已下入智能分注管柱的48个井组中，26个井组的动液面总体保持稳定，15个井组地层压力出现回升，7个井组略有下降。对11口具有连续测压资料的油井分析表明，6口井地层压力呈上升趋势，2口井下降，其余井基本稳定。总体来看，示范区地层压力保持稳定并呈小幅回升态势。
表2 花土沟油田缆控式分注井组产量变化
序号 井组 分注前平均
日产油/t		 分注后平均
日产油/t		 平均
日增油/t		 累计
增油/t
1 N13-10-5 7.03 7.52 0.49 276.7
2 N4-23-401 4.65 7.01 2.36 1 048.1
3 N3-23-401 5.56 6.27 0.71 142.2
4 S2-33-2上更2 10.47 12.94 2.47 421.8
5 N10-7-5 8.31 8.81 0.50 835.7
6 更S4-15-2下 3.68 4.13 0.45 999.0
7 新N5-3-1 5.54 6.44 0.90 1 869.6
8 新N8-5-2 2.02 2.90 0.88 2 121.0
9 新N8-5-3 3.53 3.92 0.39 755.0
10 更N1-1-1下 1.56 2.48 0.92 831.3
11 N8-5-4上 1.23 2.68 1.45 1 219.0
总计 53.58 65.10 11.52 10 519.4
区块内缆控分注井均接入远程控制系统。通过对井下参数的连续监控，实现了分层水量的实时跟踪、优化与调整。应用效果显示，示范区分注合格率提高9.2个百分点，含水上升速度下降0.2个百分点，自然递减率下降7.1个百分点，表明第4代缆控式分层注水技术在工程应用中具有显著综合优势。

3.2 英东油田智能分注示范区

英东示范区针对层间矛盾突出、水驱动用程度低的特点，将测调精度由±30%提升至±10%，确保高渗层精准注水。目前，该示范区已实施缆控式分注井24口，其中7口为转注井。对17口已实施缆控式分层注水的井（不含7口转注井）开展注水前后井组产油对比分析（见表3）。结果表明，下入缆控式分注工具前17个井组日产油总计为164.6 t，分注后提高至191.3 t，日产油增加26.7 t，累计增油7 794 t。
表3 英东示范区17个井组分注前后产油效果对比
序号 井组 分注前平均
日产油/t		 分注后平均
日产油/t		 平均
日增油/t		 累计
增油/t
1 英9-4-B2 10.3 14.3 4.0 2657.30
2 英试10-1 19.0 22.1 3.1 1354.32
3 英27-2-A3 4.6 6.3 1.7 751.52
4 英6-6-B1上 12.0 14.7 2.7 660.28
5 英2-2-B1 19.6 22.0 2.4 479.33
6 英41-4-B3 5.6 7.6 2.0 340.93
7 英9-1-B3 4.9 6.6 1.7 273.12
8 英5-8-A4 13.9 14.8 0.9 267.51
9 英9-8-A3下 7.3 8.9 1.6 242.58
10 英5-5-B6 8.7 10.2 1.5 238.33
11 英2-4-B1 17.7 18.9 1.2 171.82
12 英41-4-B4 4.4 5.7 1.3 161.51
13 英5-1-B2 4.5 5.4 0.9 152.12
14 英31-10-A3 7.2 8.1 0.9 22.55
15 英38-8-A3 14.0 14.7 0.7 14.89
16 英3-8-A2 2.3 2.4 0.1 5.73
17 英9-10-A3 8.6 8.6 0 0
合计 164.6 191.3 26.7 7793.84

3.3 现场应用经济效益

经过多年优化攻关，智能分注技术平均单层分层工具成本由先导试验阶段的13.81×104元降至2024年的6.947×104元。按单井平均3个分注层段计算，单井工具费用为20.84×104元，整体降幅超过50%，费用的下降使得该技术的推广应用将进一步加快。近3年智能分注技术在油田现场应用92井次，现场试验从2个方面验证了该技术在降本增效上的潜在效果：①智能分注技术的应用在显著提升测调效率的同时，可有效减轻劳动强度、减少用工成本、降低施工风险。油田一体化多功能测试车单车验封测调施工能力约为每年30口井，每班配备3名人员。按照单井测调周期为3个月、验封周期为6个月计算，92口井每年需完成约552井次作业。通过应用智能分注技术及远程监控系统，作业车测调环节得以完全取消，花土沟和英东两个示范区3个采油厂的测调验封人员由原来的9人减少至3人，实现了用工成本优化。②智能分注技术可有效降低作业成本。虽然智能分注在工具费用方面存在一次性投入，但与常规分注工艺相比，可节省测试遇阻通井/洗井费用（2×104元/次）、开关水嘴作业费（0.728 7×104元/层）、验封费用（0.707 6×104元/层，按3个月验封周期）以及测调费用（0.860 1×104元/层，按3个月测调周期）。在测调周期为3个月的条件下，2年累计可节约成本23.96×104元（见表4）。当测调周期分别为1个月、2个月和4个月时，常规工艺2年总成本分别为86.12×104，55.12×104，39.64×104元；相比之下，采用智能分注技术可分别节约成本65.28×104，34.28×104，18.80×104元。
表4 智能分注工艺与常规工艺2年成本对比表
项目 智能分注/104元 常规工艺/104元
工具费 20.84 3.00
测试遇阻通井/洗井费 0 2.00
开关水嘴作业费 0 2.18
分隔器验封费 0 16.98
测调费用 0 20.64
合计 20.84 44.80
近3年该技术累计推广应用92井次，按测调周期3个月计算，可节约成本2 204.32×104元。与传统注水测试工艺相比，在3个月测调周期条件下，投资约0.9年即可收回成本。随着分注层段增加及测调周期加密，智能分注技术在技术和经济方面的综合优势将更加显著。

4 结语

针对青海油田“长、薄、多、变、窄、散”的储层分布特征及高温、高盐、高压等复杂地层环境，通过耐高温测控电路设计及小流量井下流量测试技术研发，研制了适用于复杂工况的小直径缆控配水器，开发了分层注水远程监控与管理系统，构建“油藏精细刻画—智能分注精准监测—远程动态调控”三位一体的精细注水开发技术体系，实现分层注水生产参数全过程实时监测与注水量动态调控。
花土沟和英东示范区现场应用证实，智能分注技术的应用在提升整体水驱动用程度、控制井组自然递减、增加井组产量、提高分注合格率、降低含水上升速度等方面均具有显著效果。此外，经济效益分析表明，与常规分注工艺相比，智能分注可以节省通井/洗井费、开关水嘴作业费、封隔器验封费及测调费，且投资回收期仅为约0.9年。升级后的第4代缆控式分层注水技术能够适应青海油田复杂地质环境，显著提升注水开发效果，为复杂断块油藏的精细注水与高效稳产提供可复制、可推广的工程范式。
尽管智能分层注水技术应用成效显著，但复杂工况下的注采调控仍依赖人工经验，实时数据驱动的智能化自动调控能力仍需进一步提高。展望未来，智能分注技术将聚焦于：①注采协同与智能动态优化，突破高压差条件下层段周期注水与动态调控机制，构建“感知-分析-决策-执行”一体化闭环优化体系。②结合注采系统在变配注、变产量条件下的非稳态运行特征，发展注采协同与源荷匹配（新能源发电与注采用电需求匹配）控制方法，实现多目标平衡与高效能量利用。③深化数字孪生与现场实时数据的融合，提升系统的智能感知、自主学习与动态决策能力。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
[1]
李国欣, 石亚军, 张永庶, 等. 柴达木盆地油气勘探、地质认识新进展及重要启示[J]. 岩性油气藏, 2022, 34(6): 1-18.

DOI

LI Guoxin, SHI Yajun, ZHANG Yongshu, et al. New progress and enlightenment of oil and gas exploration and geological understanding in Qaidam Basin[J]. Lithologic Reservoirs, 2022, 34(6): 1-18.

DOI

[2]
张道伟, 马达德, 陈琰, 等. 柴达木盆地油气地质研究新进展及勘探成果[J]. 新疆石油地质, 2019, 40(5): 505-512.

ZHANG Daowei, MA Dade, CHEN Yan, et al. Research progress on oil and gas geology and exploration practice in Qaidam Basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2019, 40(5): 505-512.

[3]
付锁堂, 马达德, 陈琰, 等. 柴达木盆地油气勘探新进展[J]. 石油学报, 2016, 37(增刊1): 1-10.

FU Suotang, MA Dade, CHEN Yan, et al. New advance of petroleum and gas exploration in Qaidam Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(S1): 1-10.

DOI

[4]
祝钰明. 青海油田破解勘探开发难题[J]. 中国石油石化, 2024(17): 70.

ZHU Yuming. Qinghai oilfield solves exploration and development problems[J]. China Petrochem, 2024(17): 70.

[5]
邹剑, 刘长龙, 张璐, 等. 渤海油田智能分注技术研究现状及新进展[J]. 中国海上油气, 2024, 36(5): 170-177.

ZOU Jian, LIU Changlong, ZHANG Lu, et al. Research status and new progress of intelligent layered injection technologies in Bohai Oilfield[J]. China Offshore Oil and Gas, 2024, 36(5): 170-177.

[6]
王东, 王良杰, 张凤辉, 等. 渤海油田分层注水技术研究现状及发展方向[J]. 中国海上油气, 2022, 34(2): 125-137.

WANG Dong, WANG Liangjie, ZHANG Fenghui, et al. Research status and development direction of separated layer water injection technology in Bohai Oilfield[J]. China Offshore Oil and Gas, 2022, 34(2): 125-137.

[7]
曹力元, 林刚, 刘晓文, 等. 注水井无缆智能分注技术在苏北油田的应用[J]. 新疆石油天然气, 2022, 18(1): 38-41.

DOI

CAO Liyuan, LIN Gang, LIU Xiaowen, et al. Application of cableless intelligent separate injection technology for water injection wells in subei oilfield[J]. Xinjiang Oil & Gas, 2022, 18(1): 38-41.

[8]
杨满平, 赵晓晶, 邓爱居, 等. 多层砂岩油藏分注效果评价方法及应用[J]. 内蒙古石油化工, 2015, 41(20): 106-109.

YANG Manping, ZHAO Xiaojing, DENG Aiju, et al. Evaluation method and application of the effect of separate layer water injection for multi-layer sandstone reservoirs[J]. Inner Mongolia Petrochemical Industry, 2015, 41(20): 106-109.

[9]
LI Y, JIANG Z Y, SUN L. Application of artificial intelligence in water injection development of oil fields[J]. Advances in Resources Research, 2024, 4(3): 263-279.

[10]
李艳春, 贾德利, 王素玲, 等. 基于深度生成网络的时变井控下油藏动态预测代理模型[J]. 石油勘探与开发, 2024, 51(5): 1114-1125.

DOI

LI Yanchun, JIA Deli, WANG Suling, et al. Surrogate model for reservoir performance prediction with time-varying well control based on depth generative network[J]. Petroleum Exploration and Development, 2024, 51(5): 1114-1125.

[11]
贾德利, 刘合, 张吉群, 等. 大数据驱动下的老油田精细注水优化方法[J]. 石油勘探与开发, 2020, 47(3): 629-636.

DOI

JIA Deli, LIU He, ZHANG Jiqun, et al. Data-driven optimization for fine water injection in a mature oil field[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(3): 629-636.

[12]
WANG W T, ZHANG H W, YANG T C, et al. Research and application of fine intelligent injection technology of cable type in Dagang Oilfield[J]. Journal of Physics: Conference Series, 2020, 1549: 042062.

DOI

[13]
ABDI A, BAHMANI Z, RANJBAR B, et al. Chapter 7: Smart water injection[M]// HEMMATI-SARAPARDEHA, SCHAFFIEM, RANJBARM, et al. Chemical methods. Houston: Gulf Professional Publishing, 2022: 313-356.

[14]
AGHAEIFAR Z, STRAND S, PUNTERVOLD T, et al. Smart water injection strategies for optimized EOR in a high temperature offshore oil reservoir[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2018, 165: 743-751.

DOI

[15]
梁丽娟, 汤天国, 汤延帅, 等. 缆控智能分层注水一体化工艺的创新应用[J]. 石化技术, 2024, 31(7): 42-44.

LIANG Lijuan, TANG Tianguo, TANG Yanshuai, et al. Innovative application of cable controlled intelligent layered water injection integrated process[J]. Petrochemical Industry Technology, 2024, 31(7): 42-44.

[16]
ZHANG W C, GUO M R, LI J H, et al. Daqing Oilfield cable controlled intelligent separate injection technology process optimization[J]. Journal of Physics: Conference Series, 2024, 2706(1): 012080.

DOI

[17]
陈征, 张乐, 张志熊, 等. 缆控分层注水技术标准化在海上油田的应用[J]. 标准科学, 2023(增刊2): 142-148.

CHEN Zheng, ZHANG Le, ZHANG Zhixiong, et al. Application of the standardization of cable control layered water injection technology in offshore oilfields[J]. Standard Science, 2023(S2): 142-148.

[18]
乔志学. 缆控智能分注技术现场试验与应用[J]. 石油石化节能, 2023, 13(3): 18-23.

QIAO Zhixue. Field test and application of cable intelligent sub-injection technology[J]. Energy Conservation in Petroleum & Petrochemical Industry, 2023, 13(3): 18-23.

[19]
刘合, 裴晓含, 贾德利, 等. 第四代分层注水技术内涵、应用与展望[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(4): 608-614.

DOI

LIU He, PEI Xiaohan, JIA Deli, et al. Connotation, application and prospect of the fourth-generation separated layer water injection technology[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4): 608-614.

DOI

[20]
刘合, 裴晓含, 罗凯, 等. 中国油气田开发分层注水工艺技术现状与发展趋势[J]. 石油勘探与开发, 2013, 40(6): 733-737.

LIU He, PEI Xiaohan, LUO Kai, et al. Current status and trend of separated layer water flooding in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(6): 733-737.

[21]
唐建代, 杨宏, 陈伟, 等. 测调联动测试分层注水工艺及在青海油田的应用[J]. 石油地质与工程, 2013, 27(1): 106-108.

TANG Jiandai, YANG Hong, CHEN Wei, et al. Testing and adjustment linkage test of stratified water injection technology and its application in Qinghai Oilfield[J]. Petroleum Geology and Engineering, 2013, 27(1): 106-108.

[22]
刘国勇, 吴松涛, 伍坤宇, 等. 柴达木盆地西部坳陷古近系全油气系统特征与油气成藏模式[J]. 石油勘探与开发, 2024, 51(5): 951-961.

DOI

LIU Guoyong, WU Songtao, WU Kunyu, et al. Characteristics and hydrocarbon accumulation model of Paleogene whole petroleum system in western depression of Qaidam Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2024, 51(5): 951-961.

[23]
刘国勇, 薛建勤, 吴松涛, 等. 柴达木盆地柴西坳陷古近系-新近系石油地质特征与油气环带状分布模式[J]. 石油与天然气地质, 2024, 45(4): 1007-1017.

LIU Guoyong, XUE Jianqin, WU Songtao, et al. Petroleum geology and ring-shaped distribution of the Paleogene-Neogene hydrocarbon resources in western Qaidam Depression, Qaidam Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2024, 45(4): 1007-1017.

[24]
侯栗丽, 王兆兵, 龙国徽, 等. 柴西地区中新世致密油藏源储特征及其组合特征[J]. 非常规油气, 2024, 11(5): 70-81.

HOU Lili, WANG Zhaobing, LONG Guohui, et al. Source-reservoir characteristics and combination characteristics of Miocene tight reservoirs in western Qaidam Basin[J]. Unconventional Oil & Gas, 2024, 11(5): 70-81.

[25]
刘合, 贾德利, 李国欣, 等. 一种分层注水井多层段流量控制系统和控制方法: CN202411143476.0[P]. 2024-09-17.

LIU He, JIA Deli, LI Guoxin, et al. A multi-layer flow control system and control method for a stratified water injection well: CN202411143476.0[P]. 2024-09-17.

Options
文章导航

/

〈 〉

版权所有：《石油勘探与开发》编辑部；《石油勘探与开发（英文）》编辑部
地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院数据中心605室　

京ICP备15044687号    技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司