“水驱采油技术的应用，不仅大幅提高了采收率和采油效率，降低了资源开发强度，延长了开发年限，而且由于驱油过程所用水可以回收处理并回注，实现了水资源的循环利用和采油污水零排放。由此减少了石油开采对生态环境的污染与破坏，实现企业经济效益与社会效益、环保效益的多赢。”在前不久召开的油田注水开发工作会议上，陕西延长石油集团总经理张积耀这样评价注水驱油技术。
得益于注水驱油技术的推广应用，延长石油集团2010年原油产量将再创历史新高，有望超过1200万吨。目前，延长石油集团油田公司注水区平均单井日产量较非注水区提高50%，原油采收率较非注水区提高6.52%。这意味着在相同原油产量情况下，企业无须开挖更多新油井，从而延长了油藏区开发年限。“按目前的注水效果分析，延长油田只要有效实施注水开发，预测采收率可由当前的11.8%提高到17%以上，增加石油可采储量1亿多吨。”延长石油集团董事长沈浩亦说。
为确保含油废水不污染环境，延长石油集团将分区块对含油废水收集、存放并集中处理，含油废水经过两级除油、三级过滤、微生物除油、膜过滤、旋流絮凝、精细过滤等一系列处理，对环境无污染后再回注油田，增加地层能量，防止地质塌陷。
为了攻克鄂尔多斯盆地特低渗透油田的开采难题，延长石油公司从1952年就开始了注水试验。目前该公司油田注水面积达到1331.8平方千米，水驱控制原油储量5.9611亿吨，单井日产油量大幅攀升。“十二五”期间，他们将在“十一五”投资69.6亿元基础上，大幅追加投资。到2013年末，延长油田注水面积将达到2984.1平方千米，注水能力达到21.63万立方米/日，综合递减率降至7.1%以下，适宜注水区块70%以上实现注水。2015年，适宜注水区块90%以上实现注水驱油，综合递减率进一步降至6.5%以下。
据西安石油大学何光渝教授介绍，相对于气体驱油以及混合驱油技术需要使用大量化学助剂，水驱技术只要针对当地地质构造与油田渗透特点，量体裁衣，并科学合理地使用，均能取得增产、增收、有利于环境的效果。目前，美国、俄罗斯、澳大利亚等国不仅全面推广注水驱油技术，而且开始推广早期注水、分层注水等多种注水开发方式。在国内，注水驱油的原油产量更占到全国石油总产量的85%。
大庆油田连续27年保持原油稳产5000万吨的最大“功臣”就是注水驱油。同处鄂尔多斯盆地的中石油长庆安塞油田，注水技术的应用使其石油采出程度达35%以上，综合递减率降至4.5%。中石化江汉坪北油田在安塞县一块50平方千米区块内实施科学精细注水后，该区块连续10年稳产原油17万吨，达到国内油田开发的最高水平。
“由于鄂尔多斯等地区的特低渗透油田单井原油产量特别低，后期开采几乎没有边际效益。无论采用气体驱油或混合驱油技术，都将大幅增加其开采成本。在这种情况下，看似原始的注水驱油技术，反而以其成本低、无环境污染而成为特低渗透油田二次采油的首选驱油技术。同时，企业应使用超前注水和温和注水技术，提前培育油田地质能量并使其缓慢增加。待能量达到要求时开采，不仅出油量大，出油率高，而且能够节省人力、运输、电力、废水处理与环境治理等各项费用，实现经济、节能、环保三丰收。”何光渝这样建议。
