刘合，中国工程院院士，能源与矿业工程管理专家，长期致力于采油工程技术及装备研发、工程管理创新与实践。
年，我国石油消费量6.5亿吨，产量1.91亿吨、净进口量4.6亿吨，对外依存度73%，仍在持续攀升，石油供需矛盾突出，能源安全形势严峻，保障国内2亿吨原油产量红线，对于国家能源安全具有重要意义。
水驱一直是我国油田主体开发方式，水驱产量占总产量的74%，采收率每提高1%，将带来1.2亿吨可采储量，相当于中国石油1年的产油量。随着我国新增储量呈现出劣质化趋势，如何确保我国原油产量2亿吨稳产，让水驱开发的老油田焕发新活力，是个任重而道远的课题。
石油科学传播：我国精细分层注水整体技术一直处于国际领先地位，具体体现在哪些方面？
刘合：我国开发初期借鉴前苏联经验开展水驱试验，上世纪60年代，提出“六分四清”细分注水保持压力开采方式，原油产量快速增长；80-90年代实施细分层系加密调整、低渗透温和超前注水等策略，原油产量突破1亿吨。中国石油上市以来，大力实施开发基础年、二次开发等战略工程，不断挑战高含水界限和渗透率下限，开发上、工程技术上整体处于国际领先地位，实际成效包括以下三个方面。
1.水驱一直是我国油田提高采收率的主要手段，更是原油稳产的“压舱石”。我国油田水驱开发提高采收率技术在世界上应用范围最广。中国石油水驱累计动用储量.5亿吨，分布于中高渗砂岩、低渗透砂岩、砾岩三大领域，占总动用储量75.6%，地质储量采出程度20.4%。
2.水驱是我国最经济有效的开采方式。通过技术的不断进步实现了“降本提质增效”的目标。近些年，我国油田开发方式由水驱单一介质走向水驱、化学驱、热采、气驱和准自然能量等多元复合开发格局，但水驱仍然是主体方式。年，中国石油水驱产量万吨，占总产量的68.8%，且完全成本43.9美元/桶，比平均完全成本低8美元/桶。
3.分层注水技术不断取得突破，为精细水驱开发提供工程利器。我国分层注水技术在装备设计、数字化建设、智能化发展方面发展较早，不断取得突破，处于领先地位。为实现注好水、注够水、有效注水、精细注水，几代石油人凝聚心血与汗水，坚持不懈开展研发、现场验证、完善等工作，研发出一项项先进的分注技术，从起下管柱调整发展到投捞水嘴调整、地面直读测调、无人值守，资料录取从单参数发展到多参数、从卡片画线发展到电子存储、地面直读、办公室自动监测。总的来说，分层注水技术无论从技术水平、细分程度还是应用规模上都达到了很高的水平。
石油科学传播：水驱开发一直是我国的主体开发技术，取得了傲人成绩，是否可以说科研投入就可以缓一缓？
刘合：还不能这么说，相反还需要投入更多的人力和物力，持续攻关核心技术。现阶段我国水驱开发在国际上已无任何借鉴和参考，必须走我们自己的路，走好我们自己的路。
任何技术都在不断地满足现在和未来的生产需求，也就是我们常说的“生产问题导向”。前面提到，中国石油水驱开发已动用地质储量为.5亿吨，标定采收率27.7%，采出程度为20.4%，其中大庆油田喇萨杏油田动用储量27.7亿吨，标定采收率为51.0%，目前采出程度为48.3%。除喇萨杏外，动用储量.7亿吨，标定采收率为22.6%，采出程度为14.2%，两项指标均与喇萨杏有较大差距，可见水驱开发具有大幅度提高采收率的空间，但同样也存在诸多挑战。
1.随着油田开发程度进一步加深，我国油田整体处于“双高”后期，低效无效水循环问题突出。年到年，中国石油已开发油田可采储量采出程度从70.7%增加到77.3%，综合含水从83.0%上升到89.4%，处于“双高”后期；处于“双特高”阶段的地质储量91.6亿吨，占比45.6%，可采储量采出程度91.3%，综合含水94.2%。这是个什么样的概念，简单地说，吨油耗水由年4.9立方米上升到年的12立方米。以大庆长垣油田水驱为例，其含水95%以上，含水每上升0.4个百分点，增加注水量万立方米，增加产液量吨，增加水循环费用6.5亿。可见，中高渗油藏低效无效水循环加剧，操作成本大幅攀升，必须对其加以治理。
2.对于低、特低渗油藏，水驱开发中高含水开发期后，纵向非均质性加剧，驱替体系效率较低。水驱动用程度仅60%-70%，采出程度小于10%。以长庆油田为例，98%以上原油产量来自水驱，低、特低渗储量22.7亿吨，占比为51.2%，常规注水标定采收率仅20.3%，采油速度0.5%-0.8%，必须开展层系的有效注水系统技术研究，达到效益开发。
3.生产矛盾日益突出，严重影响管理和油藏精细分析水平。从两个方面看，一方面分层注水井逐年增加，分段日益精细，年年底中国石油注水井口，分注井口，年调配约13万井次，调配层段数约45万；另一方面，分层注水工艺每年仅有的2-4次定周期测试工作制度，无法为油藏分析提供精准连续的数据支持，开发效果实时化、精细化评价与优化成“无米之炊”。总的来说，就是有限的测试队伍和服务能力与精准数据需求、开发成本压力之间形成不可调和的矛盾，要打破这一局面，就要转变观念，加快数字化/智能化水驱开发油田的建设。
石油科学传播：看来我国水驱开发油田挑战依然存在，难度巨大。能否结合刘院士团队目前的工作，谈谈水驱下一步具体的科研方向呢？
刘合：这是一个系统工程，总结为四个化，即层段划分精细化、配注调整实时化、井型井况复杂化、油藏分析智能化。现阶段我们的科研团队开展此项工作已经有十几年了，研发了第四代分层注水技术，初步实现了井筒数字化，可实时监测注入状态层段的生产数据，也实现了层段调整的自动化，并探索水驱油藏的智能化分析与优化技术，建立了11个示范区，取得一定的成效。但仍需持续攻关采油工程中注水技术核心难题，包括针对苛刻的小尺寸井下环境，大力发展低成本高效井筒无线通信、耐高温等系列技术。同时，强化注采一体化，研制分层采油实时监测与控制技术及其配套装备，形成先进的分层注采数字化井筒控制技术，实现分层注采监测数据多而精、测调效率高而成本低、注入水量调整准而快、工艺工具适用范围广，为水驱的精细化、智能开发提供大数据支持。
除了工艺技术外，“十四五”时期，我们需要聚焦于云数据平台建设、物联网建设、智慧化建设，智能化精细分层注水技术将发挥更重要的作用。对于油藏分析智能化，应该说认识油藏是根本，应以油藏为中心，不断修正、优化地质模型和参数，动态、实时、精准掌握地下油藏真实赋存状态，目前还面临两方面的挑战：多源数据时空尺度不一，造成“数据大、样本小”；油藏地质条件和流动机理的高度不确定性，造成实时、精准油藏动态预测难度大。所以，首先需要建立均匀、稠密的全信息样本库，为人工智能大数据分析提供充分有效的数据基础，即不同尺度空间和不同频率时间数据的规整，根据不同数据的几何及物性分布，研究自适应、无结构、非均匀背景网格的算法；根据不同数据的密集程度和可靠性，研究自适应、非均匀背景时间轴的算法，建立监测数据与模拟计算结果的混合样本。其次，研发全数据驱动下的高精度油藏模拟算法，为实时、精准油藏预测提供智能化计算手段。对于科研工作，任何时候都离不开人才，因此，要重视人才培养。由于石油勘探开发和人工智能这两个领域涵盖的学科太广，复合型人才培养难度大、周期长，应采取近期发展战略和远期发展战略相结合、点和面相结合的原则，做好顶层设计，加强校企合作、石油企业与IT企业的深度合作来培养复合型人才，有了不断接续的人才，技术才能持续发展。现在国家、油企越来越重视技术人才的培养和任用，我相信中国石油工业必然会迎来灿烂的明天。
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