□ 文/本刊特约评论员 时光

从会战时期的“注水三年，水淹一半”到如今的特高含水期、“水淹至脖”，大庆油田的开发一直在与水较量。目前，大庆油田综合含水率达91%以上。含水量达90%以上的油田，被石油专家形容为人被淹过了脖子，岌岌可危。按照水驱油田的一般开发规律，可采储量采出程度超过50%就将进入产量递减期。目前，大庆油田喇萨杏等主力油田的可采储量采出度高达70%以上，且剩余油分布复杂，水驱开发面临诸多挑战。因而，油田企业应像抓原油产量一样抓注水，像重视原油产量一样重视注水，使精细注水成为提高油田开发水平、实现可持续发展的必由之路。

《水驱精细挖潜示范区路径探索与模式创新—以大庆油田杏六区东部为例》一文，强调的是水驱精细挖潜优化管理的系统性和科学性。该企业通过构建全程受控优化管理机构和高效运作优化管理体制，为水驱挖潜提供具有规范性的、管控性的、有效性的机制保障，通过推行主动掌控精细地质研究建模功能、联动管控精细挖潜区块开发指标、互动防控精细开发主要环节风险的优化模式，确保油层潜力清晰、注采状况清晰，通过分块治理、分别调整、分类改造，挖掘剩余潜力价值，取得了良好效果，为其他类似油田挖潜提供了借鉴。

深度阅读该文给我们的启示是，创新不一定非得是理论或者技术的完全更迭，老技术的发展和完善同样是创新。没有完全过时的技术，只有不够解放的思想。大庆油田潜力认识观朴实而深刻：油田高含水不等于每口井都高含水，油井高含水不等于每个层都高含水，油层高含水不等于每个部位、每个方向都高含水，地质工作精细不等于认清了地下所有潜力，开发调整精细不等于每个区块、每口井和每个层都已调整到位。

未来很长一段时间，要提高水驱采收率，仍在于抓好精细注水和有效注水。首先，准确认识油藏剩余油潜力是改善水驱开发效果的基础，必须进一步提高精细油藏描述、剩余油定量化表征等技术水平；其次，着力调整注采结构，优化潜力层段的注采对应关系，扩大水驱波及体积，对动用程度较低的薄差油层进行有效压裂改造，同时进一步提高分层注水工艺及测调技术，实现精细注水；最后，根据油藏潜力筛选综合治理重点区块，因地制宜地着力调整注采系统，开展层系井网重组调整，以满足精细注水和有效注水的要求，提高水驱储量控制程度和薄差油层的动用程度，使采油速度恢复到理想水平，并能较大幅度地提高水驱采收率。

从现实成本考量，水驱仍是最经济的技术。水驱投入产出比与注聚合物、注蒸汽、注二氧化碳、二元复合驱、三元复合驱等其他三采技术相比，具有不可替代的经济优势。即使在特高含水阶段水驱开发成本有所变化，三采技术在效益攻关上有所突破，水驱开发的“性价比”仍然高出许多。从技术接替考虑，在当下大庆外围油田难采储量有效动用技术还需进一步成熟、三元复合驱技术加快成熟配套的背景下，突出水驱的支撑作用，增加低成本产量比重，在保证持续稳产总体经济效益的前提下，能为大庆油田整体发展赢得时间。

在新的开发形势下，水驱也正面临全新挑战。我国主力油田经过几十年开采，绝大多数都已迈入或者接近特高含水开发阶段，综合含水率普遍达80%以上。含水不断上升，导致单井产量逐年下降，措施效果呈下降趋势；老井套损严重，开井率低，导致注采井网不完善，损失部分水驱储量。目前，高含水老油田仍然是储量、产量的主体。其产量占我国国内原油总产量70%，分散的未水洗油层段厚度占油层厚度的20%以上。因此，如何进一步挖掘水驱潜力、经济有效地提高水驱采收率至关重要。