高含水油田开发技术 现状及超高含水分析仪的应用
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、生产成本高，开采难度越来越大，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，根据不同类型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满足“双特高”老油田效益开发的需求，如何进一步大幅提高采收率、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，应重点关注以下几方面工作：第一，加大基础研究力度，更加注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。
为了提升对于高含水率单井含水率测量的精度需求，杭州飞科电气有限公司在常规ALC05型井口含水仪的基础上，研发生产了适应超高含水工况的超高含水原油含水分析仪(型号:ALC05-II-X-HW)，其工艺管道通过两个DN50(其它规格定制)法兰直接连接，实现了在线实时取样、非实时测量的功能。
该含水分析仪在结构及测量方式上消除了原油中含气或者其他杂质对含水测量结果造成的影响，提高了测量精度（测量精度：±3%；含水率90%以上时±1%）。此外，为适应热采及高温蒸汽扫线等采油措施，该含水分析仪还具有过温保护功能，介质温度达到或超过“过温保护”设定值时，关闭测量管道，不进行取样，起到保护探棒的作用。
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