油田开发中解决高含水油井问题

生产油井含水突升原因分析及处理措施摘要：针对渤海油田某油井生产过程中出现的含水突升、产液量及井底流压上涨等情况开展了要因分析，通过要因分析认为是该井管柱原封堵工具（防上顶工具时效，丢手管柱上移）失效，原生产层位水窜所致，这也通过作业中起出丢手管柱后得到了验证。

基于此，为彻底解决油井含水突升问题，采取了现场对管柱组合由普合管柱+丢手管住更改为Y分管柱的应对措施，作业结束后启泵投产，通过跟踪生产数据分析，措施应用达到了目的要求，该油井含水恢复到了常规水平，成效显著。

同时也为后续类似情况的产生提供了相关参考依据。

关键词：生产油井；含水突升；防上顶工具；丢手管柱1油井生产现状渤海油田某口油井目前日产液93m3，日产油0.5m3，含水99%，流压11.3MPa。

1.1补孔前后数据对比该井自上返补孔作业后生产状况如下表1、表2所示：（1）该井自上返补孔作业后井底流压缓慢下降，于A年6月11日明显上升。

表1 上补孔作业前井底流压变化曲线表2 上返补孔作业后井底流压变化曲线（2）该井上返补孔前含水一直较高，上返补孔作业后含水明显下降后趋于稳定，于6月11日突然上升，如下表3、表4所示。

表3 上返补孔作业前含水率变化曲线表4 上返补孔作业后含水率变化曲线（3）该井自上返补孔作业后电机温度缓慢上升，于A年6月11日明显下降，如下表5、表6所示。

表5 上返补孔作业前电机温度变化曲线表6上返补孔作业后电机温度变化曲线（4）该井自上返补孔作业后产液量基本稳定，于A年6月11日明显上升，表下表7所示。

表7 上返补孔作业后产量变化曲线本井于A年6月11日00：30到1:10期间，井温由40℃下降至38℃，在4:00左右上升至50℃，后继续缓慢上升，目前稳定在54℃。

油压由3.5MPa上涨至4.5MPa，套压稳定在3MPa左右。

A年6月10日化验含水分别为2.3%和1.9%，平均化验含水2.1%，在现场发现参数异常后，多次取样，发现含水较高，平均含水99.1%，同时倒入计量后，产液量由40m3/d上涨至92m3/d。

酸洗工艺在高含水油田增注增产的关键作用摘要：受海上油田开发经济等因素影响，Z油田注采井网不够完善，井网调整难度大；受注入水水质、储层非均质性、钻完井及注采过程中造成的储层伤害等因素影响，水井注入能力下降、注水压力上升的特点愈发显著。

如何在安全注水压力限制条件下实现高效注水，通过调整产液结构、油井提液、恢复开井等实现稳产增产，有效控制老井递减，是Z油田亟待解决的问题。

本文通过油水井伤害机理分析，酸化实验研究，优选了酸液类型及浓度、酸液添加剂，适时对油水井实施酸洗解堵，增产增注效果显著，为油田高质量效益开发奠定了基础。

关键词：海上油田；酸洗工艺一、酸洗工艺简介酸洗是油、气、水井增产增注的重要措施之一，利用酸液溶解岩层中的盐类或者堵塞物，来达到提高近井地带油层的渗透率，改善渗流面积，从而增加油气井的产量和注水井的注入量。

二、酸洗技术体系1、油水井伤害机理分析1）注水过程中带来的杂质、碳酸盐等无机垢堵塞。

2）微粒运移，岩心地层物性分析，重伊利石、蒙脱石、粘土混合物为主，经过多年注水导致地层岩心疏松。

3）少部分井存在钻完井液污染。

4）粘土膨胀产生地层堵塞。

2、酸液体系选取思路根据Z油田实际需求，优选前置酸+主处理酸，其中前置酸设计主要针对存在的各类堵塞问题，主处理酸设计主要针对缓速和强溶增效问题。

1）酸液中的盐酸、醋酸溶解碳酸盐垢，防止产生CaF2沉淀，营造酸性环境。

2）酸液中的氟硼酸、改性硅酸，溶解铁锈等无机垢，溶解黏土。

3）酸液中添加的防膨剂，抑制酸化后裸露出来的黏土膨胀。

4）酸液能有效解除泥浆、完井液等外来流体造成的储层无机伤害。

5）酸液中加入沉淀抑制剂，防止氟化钙、氟硅酸钾、氟硅酸钠二次沉淀。

表1 酸液设计思路3、酸液体系实验调整（1）N80钢片腐蚀实验开展静态挂片实验，标准参照SY/T 5405-1996计算腐蚀速率，反应时间为2小时，反应温度为65摄氏度，实验表明腐蚀速率符合行业一级标准。

表2 N80钢片腐蚀实验表（2）岩屑粉溶蚀实验开展岩屑粉有机酸溶蚀模拟实验，以Z油田明化、馆陶两口不同层位油井岩屑为例,在60摄氏度条件下反应4小时,对比不同酸型对岩屑溶蚀作用的强弱,结果表明10%HCl+8%HBF4+2%HF酸型对岩屑溶蚀效果最好。

长庆油田开发过程中的问题及相关地质面工艺技术长庆油田作为我国最大的陆上油田之一，其开发过程中面临了许多问题。

下面我将从地质面、工艺技术两个方面介绍长庆油田开发中的问题及相关解决技术。

一、地质面问题及技术解决方案1. 复杂的地质构造：长庆油田地质构造复杂，油层储集条件差异较大，油藏对比较差，存在复杂的断层、节理、溶蚀裂缝等地质结构，造成油井开采条件复杂和井口堵塞、洞缝腐蚀等问题。

解决方案：采用地质勘探技术和地震勘探技术，进行详细的地质勘探和储量评估，分析油藏结构和岩性特征，选择合适的开采方式和方法，确保油井开发的成功率。

2. 油井堵塞和洞缝腐蚀：长庆油田开采过程中，油井普遍存在堵塞和洞缝腐蚀问题，导致油井产能下降和油井失效。

解决方案：采用油井酸化、酸洗、酸化堵水、酸化护壁等技术手段，清除管道和岩石中的沉积物和垢层，防止管道和油井的堵塞和腐蚀，提高油井的产能和使用寿命。

3. 油层压力下降：长庆油田油层压力下降较快，导致油井产能减退和油田开采效果下降。

解决方案：采用压裂技术和注水技术，提高油层有效渗透率和孔喉连通率，增加油井井筒周围的有效采收面积，提高油井的产能和采收率。

1. 油井完井工艺问题：长庆油田油井完井工艺缺乏统一规范，导致油井完井质量参差不齐，油井产能低下。

解决方案：制定统一的油井完井工艺规范，从油井设计、固井、完井液体配方、封堵材料选择等方面进行控制和优化，确保油井的良好完井质量和较高的产能。

2. 油井防砂工艺问题：长庆油田地下水含砂量较高，油井开采过程中易受砂砾侵蚀，导致油井砂砾控制难度大，防砂效果不理想。

解决方案：采用先进的油井防砂技术和装置，包括防砂滤管、井底滤配合、梯级止砂器等，阻止砂砾进入油井，保护油井设备的安全和正常工作。

3. 油田环境保护问题：长庆油田位于华北干旱半干旱地区，油田开采过程中，可能会造成土地退化、水资源污染等环境问题。

解决方案：加强环境保护监测和管理，合理规划油田开发区域，采取涵养植被、防护措施，减少污染物排放和地下水污染，保护长庆油田及周边环境的可持续发展。

质砂岩油田。

大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。

特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。

因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。

以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。

上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。

步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。

在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。

比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。

当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。

该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。

见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。

为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。

但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。

如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。

高含水油井井口密封失灵的原因分析与管理措施【摘要】高含水油井井口密封失灵是导致油井生产受阻的一个重要问题。

本文主要从高含水油井井口密封失灵的原因分析和管理措施两方面展开探讨。

在分析原因方面，主要包括注水压力过大、地质条件恶劣、井口设备老化等方面。

针对这些原因，本文提出了四点管理措施，包括定期检查维护井口密封、优化注水压力控制、加强对地质条件的认识和更新井口设备等措施。

通过实施这些管理措施，可以有效预防和解决高含水油井井口密封失灵问题。

总结了文章的研究成果，并展望了未来可能的研究方向，为相关领域的进一步探索提供了借鉴和参考。

【关键词】高含水油井，井口密封，失灵原因，管理措施，研究背景，研究目的，总结反思，未来研究方向。

1. 引言1.1 研究背景高含水油井井口密封失灵是一个影响油田正常生产的重要问题。

随着我国油田开采深度的不断加深和开采难度的增加，高含水油井的数量逐渐增多，高含水油井井口密封失灵的问题也日益突出。

井口密封失灵会导致井口周围环境污染、安全隐患增加，严重影响油田的安全生产和经济效益。

目前，国内外对高含水油井井口密封失灵的研究还比较有限，对于其具体原因和解决方法尚未形成系统的理论体系。

有必要对高含水油井井口密封失灵的原因进行深入分析，并提出有效的管理措施，以保障油田的安全生产和环境保护。

本文旨在通过对高含水油井井口密封失灵的原因分析和管理措施探讨，为进一步解决这一问题提供参考和借鉴，同时促进相关领域的学术研究和技术应用的发展。

1.2 研究目的高含水油井井口密封失灵是造成油井液体泄露和环境污染的重要原因之一。

本研究的目的旨在分析高含水油井井口密封失灵的主要原因，并提出相应的管理措施，以降低油井失效的可能性，保障油田生产安全和环境可持续发展。

通过深入研究高含水油井井口密封失灵的机理和影响因素，为油田管理者和工程技术人员提供科学的参考依据。

本研究旨在引起相关行业对高含水油井井口密封失灵问题的重视，促进相关技术的更新和改进，提升油田生产的整体效率和可持续性。

油田特高含水期开发调整的几点认识随着全球能源需求不断提高，油田开发已成为各国能源政策的重要组成部分，但同时也面临着诸多的挑战，如油田特高含水期的开发调整。

本文将介绍油田特高含水期开发调整的几点认识。

一、特高含水期的概念特高含水期指在油田开发生产中，水含量超过20%以上的阶段，这种水岩相对比较松散，产生的渗透率低，油藏储层破坏程度大，直接影响了油藏渗流性能和稳定性。

1. 油藏压力下降2. 水驱过程中水的运移和排水不利3. 油井采油厂的运行效率有限1. 采用提高单口产能的方式，增加采出的石油量，减少分离的含水量；2. 采用水平井技术，提高储层有效采收率；3. 采用新技术、新工艺，如水源井充排技术、燃气调剂技术等；4. 通过开展水驱动势力恢复实验，了解水驱动力衰减机理，为特高含水期的治理提供科学依据。

1.合理调整开发方案在特高含水期，合理调整开发方案是非常重要的，不合理的开发方案不仅会增加开发难度，而且对油田的整体产出效率也有很大的影响。

2. 加强储层管理储层管理是在油田开发过程中不可忽视的一环，只有加强储层管理，才能有效地控制油井的含水量，从而提高油井的产出效率。

3. 推进技术创新技术创新是解决特高含水期难题的关键，新的技术手段可以有效提高油田的开发效率和产出效率，实现油井的高产、低耗、高效开发。

四、加强环保意识在开发油田的同时，也要保护和改善环境，加强环保意识，推广环保技术，实现经济效益与环境保护的双赢。

结论：通过实践证明，特高含水期对油田开发造成了重大的影响，但只要采用合适的开发策略，加强储层管理，推进技术创新，加强环保意识，就能够有效地降低含水量，提高油产效率，为油田的可持续发展提供保障。

高含水期油田提高采收率的有效措施随着石油资源的逐渐枯竭，对于高含水期油田提高采收率已经成为了油田开发中的重要课题。

高含水期油田指的是含水率较高的油田，通常大于70%，这种油田开采难度大，采收率低，为了提高采收率，需要采取一系列的有效措施来提高油田的开采效率。

一、管控含水层开发1.合理的注水技术高含水期油田通常需要进行注水开发，通过注水提高油井产出并减少含水率。

注水技术的合理运用是重中之重，需要根据油田的实际情况和特点，正确选择注水井位和注水井层，合理控制注水层的开发强度，保证注水的均匀性和稳定性，从而有效地提高油井产出和降低含水率。

2.水平井技术的应用水平井技术可以提高油井的采油效率，尤其在高含水期油田中更加适用。

水平井技术可以有效地控制含水层开发，减少含水率；水平井的水平段长度增大，导致了更大的井筒面积，能够更多的接触储层，提高采收率。

3.开展化学驱油技术对于高含水期油田，化学驱油技术也是一种有效手段。

通过注入聚合物、环烷醇、聚合物和硼化合物等物质，改善油藏物理性质和改变油水界面吸附作用，减小溶解气体的溶度，使油水界面张力减小，提高油藏的有效开发利用率，降低含水率，提高采油率。

二、提高采油技术1.提高抽油机技术对于高含水期油田井，采用提高抽油机技术是非常有效的。

采用高效的抽油机，可以提高油井采油效率，降低生产成本，减小含水率，提高采油率。

2.采用增产技术采用增产技术可以在一定程度上提高油井产量，降低含水率。

如通过增加注汽、注聚合物等增产技术，可以有效地降低含水率，提高采收率。

3.选用合适的采掘方法选择合适的采掘方法也是提高采收率的关键。

对于高含水油田，应该采用合适的采掘方法，如同沾吸排采、压裂、电磁激励排采等等，可以在一定程度上降低含水率，提高采收率。

三、优化油田管理1.优化油田水系统对于高含水期油田，需要对油田的水系统进行优化，合理配置水资源，降低含水率。

通过水系统的优化，可以有效地减小含水率，提高采收率。

油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析我国大部分油田均是陆相沉积型油田，而且油田的平面、储层内和储层间的渗透率改变情况均比较大。

由于油田主要是采取注水方式进行开发，随着开发工作的不断推进，油田的开采也会逐步进入高含水期，而高含水期剩余油的分布也会变得越来越复杂，这样便会增加挖潜油田的难度。

为此，本文首先对油田高含水期剩余油的分布特征和影响因素进行了分析，接着对其挖潜对策进行了探讨，以期为提高油田的开采潜力及效率提供一些参考依据。

标签：高含水;剩余油;精准挖潜;技术分析1.油田高含水期剩余油分布特征及影响因素1.1油田高含水期剩余油分布特征（1）片状剩余油。

片状剩余油是指在注水的过程中，由于水没有驱入，造成剩余油残留于模型的边角位置，进而产生的剩余油。

片状剩余油主要包括两种，一是簇状剩余油;二是连片剩余油，所谓的簇状剩余油指的是四周环绕着较大孔道的小喉道中的剩余油，事实上簇状剩余油属于水淹区内的小范围剩余油块，是注水绕流于空隙中而产生的。

（2）分散型剩余油。

所谓的分散型剩余油，指孔隙占用较少的剩余油，其主要包括两种：一是孤岛状剩余油;二是柱状剩余油。

其中，孤岛状剩余油属于一种亲水孔隙结构的石油，其主要是通过水驱油而逐步形成的，注水顺着亲水岩壁表面的水膜进入，在没有彻底驱完之前，注水已蔓延至喉道，阻止了油的流动，随着孔隙中油滴的不断增多、孔隙不断增大，从而逐步形成了孤岛状剩余油。

而柱状剩余油主要分布在喉道位置，且喉道大部分是由孔隙相连而形成的，且较为细长。

1.2剩余油分布影响因素（1）地质因素。

砂岩的空间分布、碎屑岩的沉积韵律特点、储层的非均质性、沉积层理种类、薄夹层分布以及沉积微相展布等地质因素均取决于沉积条件。

其中，小断层、沉积微上以及储层的非均质性等是影响剩余油的主要原因。

同时，随着构造运动的不断进行，其所形成的裂缝、断层及不整合面也会在一定程度上影响油水的运动，进而对剩余油的分布产生影响。

①断层构造与油层微构造给剩余油分布造成的影响。

调剖堵水技术在高含水油井中应用随着石油勘探领域的不断发展，石油开采领域也在不断拓展，高含水油井的开发已成为石油勘探开发领域关注的热点问题。

在高含水油井的开发过程中，堵水技术的应用成为了一种重要的手段，通过调剖堵水技术可以有效地增加油井的产量，并延长油田的生产寿命。

本文将从调剖堵水技术及其在高含水油井中的应用方面进行探讨，以期进一步提高我国高含水油井的开采效率。

一、调剖堵水技术概述调剖堵水技术是一种利用调剖剂改变地层渗透率的方法，从而达到调整油水分布，提高油井产能的技术手段。

该技术的原理是通过注入调剖剂，将调剖剂与地层中的水相挤出，从而改变地层渗透率分布，减小水相渗透，提高油相渗透，减小水驱升高效地采出地层残余油。

常用的调剖剂有聚合物、环烷醇类、表面活性物质等。

调剖堵水技术的优点在于其可以有效地提高油井的产量，延长油田的生产寿命，减少油田开发成本，并且对地下水资源不会造成污染。

目前，调剖堵水技术在石油开采领域得到了广泛应用，尤其是在高含水油井的开发中发挥了重要作用。

二、高含水油井的特点高含水油井通常指含水层在产出口中含水含量超过70%，即水含量占总产出的百分比超过70%的油井。

高含水油井的产生给油田开发带来了很大的困难，因为高含水会导致油井产出的油含量低，产油效率低，降低油井的产量，而且还会造成地层压力的不稳定，产生油轮效应。

高含水油井的特点主要有以下几点：一是油井产出的油含量低，二是油井产量不稳定，三是易引起地层压力不稳定。

由于这些特点，高含水油井的开发一直是石油行业领域的难题。

对高含水油井的开发技术不断进行改进和创新就显得极为重要。

1. 改进调剖剂的配方针对高含水油井的特点，可以针对调剖堵水技术进行改进和创新。

要改进调剖剂的配方，选择适合高含水油井地层条件的调剖剂，以提高调剖剂的适用性和效果。

在高含水油井中，通常选择相对水溶解度低的调剖剂，以避免与地层水相溶解，减少对地层渗透率的影响。

2. 提高调剖剂的渗透性要通过改进调剖剂的配方，提高调剖剂的渗透性，以加强调剖剂对地层的渗透能力，从而改变地层的渗透率分布。

油田高含水期稳油控水采油工程技术1. 引言1.1 油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性油田高含水期是指油田产量中水含量较高的阶段，通常是指油井产水量超过50%的阶段。

在油田开发中，高含水期是一个非常常见的阶段，而如何有效地稳油控水、提高采收率成为油田管理者和工程技术人员面临的重要挑战。

稳油控水是保证油田生产经济效益的关键。

在高含水期，油井产水量增加，油井产油量减少，如果不及时采取措施稳定油井产量，将导致油田整体产量下降，进而影响油田的经济效益。

稳油控水可以延长油田的生产寿命。

高含水期对油田产量的影响是不可避免的，但通过有效的稳油控水技术，可以延缓油田产量的下降速度，延长油田的生产寿命，充分挖掘油藏潜力。

稳油控水还可以降低油田生产中的安全风险。

在高含水期，油井产水量增加，可能引发油井失稳、油田漏油等安全问题，通过稳油控水技术可以有效降低这些安全隐患，保障油田生产安全。

油田高含水期稳油控水采油工程技术的重要性不言而喻，只有通过有效的技术手段和管理措施，才能更好地应对高含水期带来的挑战，实现油田的稳定生产和持续发展。

1.2 油田高含水期的定义和特点油田高含水期是指油田产液中水含量大幅度增加，达到一定阶段的时间段。

在油田生产运行过程中，随着时间的推移，原油中水含量逐渐增加，导致油水比逐渐下降，特别是在油井长时间生产后，油井的产液中水含量逐渐增多，进入高含水期。

油田高含水期的特点主要包括以下几个方面：油田产液中水含量明显增加，原液品位下降，导致采收率降低，产量逐渐减少；油藏渗透率下降，原油粘度增加，采油难度增大；油井产液中水含量不均匀分布，造成油井产量差异，影响整体采收效果；高含水期持续时间较长，对油田的整体开发与产量影响较大。

针对油田高含水期的特点，需要采取相应的稳油控水技术，以保证油田的稳产和高效开采。

2. 正文2.1 油田高含水期稳油控水采油技术的原理和方法1. 油层物理化学特性分析：在油田高含水期，油层的物理化学特性会发生变化，影响油水分离效果和采收率。

采油工程在油田开发中面临的问题和对策摘要：随着城市化的发展及推进，汽车行业随之发展，国家对石油的需求逐渐提高，在这一背景之下，采油工程相关人员加强了项目开采重视度，但仍存在各种问题。

基于此，文章将根据近年来采油工程项目实际运行情况，对采油工程在整个油田开发中面临的问题进行分析，并根据问题进行相关治理措施的提出。

关键词：采油工程；油田开发；问题；对策1油田采油面临的难题1.1油田采油的成本高石油开采行业一直都是将最高利润作为企业运营守则的，在追求高利润的同时还要保障开采的效率和开采的质量，这就难免会造成成本过高的情况出现，因此控制成本就成了关键所在。

这些成本不仅包括了开采前期的设备购买的成本还包括开采过程中的损耗成本、提炼成本以及人工成本，最重要的就是石油在开采提炼过后，不管是通过陆路运输还是管道运输，瓦斯罐灌装和管道铺设也都是造成成本提高的直接或间接因素。

1.2石油开采过程较为复杂石油开采过程可简单概括为选用打井设备在合适位置深入钻探。

然而，由于我国地域辽阔且地质复杂，加之石油资源经过千百年沉淀基本深埋于地下，从而导致岩石成了石油的天然屏障。

所以，在石油开采中会遇到不同质地、不同坚硬程度的岩石，再加上需要深度开采，不可避免地会出现检测失准的情况，种种因素也就导致作业损耗过多。

所以，还需要重点思考如何创新开挖方式与钻研开挖技术。

1.3采油技术不完善随着石油需求的增大，采油业在不断地发展，油田的开采难度也越来越高，石油生产的过程已无法满足油田采油作业的需求，还存在诸多问题。

比如大泵提液技术，其操作难度在不断提高，并且这一技术无法长时间地保持储液器当中的液体供应量，大型泵送液使用的是不足1mm 的泵，主要的过程是受控喷射和减压。

但是由于其自身操作模式的限制，液体供应量并不能够长时间地维持。

在国内，有一些油田希望利用限注水注入的方式来解决这一问题，但是效果不尽如人意。

此外，斜井采用油术也遇到了发展瓶颈，随着石油产业的发展，泵送需要进一步的深化。

油田特高含水期开发调整的几点认识随着油田的开发和开采，随着油井的开采，油田的含水率也随之上升。

油田特高含水期开发调整成为了油田开发中的一个重要环节。

在特高含水期，油田开发面临着很多挑战，包括水力压裂效果差、水驱效率低、注水井增多等问题，如何在这些问题困扰下，进行合理的调整和开发，是油田工程师们需要认真思考和解决的难题。

一、了解特高含水期的特点油田特高含水期是指油层的含水量特别高，超过了一定的百分比，通常超过50%。

这个时候，油层中的水将会成为主要的流体，对于油层中的油来说，多为悬浮状态，并且水驱效果非常明显。

特高含水期对于油田的开采来说是一个非常严峻的挑战，需要开发人员通过调整开发方法和技术手段，来应对这一挑战。

二、调整开发技术和方法在特高含水期，传统的采油方法往往效果不佳，需要根据油田情况，调整开发技术和方法。

首先要考虑的是水驱开采技术，通过增加注水井的方法，加大水驱力度，帮助油井的采油速度。

同时也可以考虑提高采油效率的方法，例如采用高效的水平井，增加压裂技术的使用，改善油层渗透性等手段来提高采油效率。

还可以考虑通过地质调查找到新的开发目标，以确保油田长期的可持续开采。

三、加强油田水管理在特高含水期，油田的水管理尤为重要。

首先要做好注水井的管理和维护，确保注水井的运行稳定和有效。

需要做好水驱采油的管理，控制水驱比，控制有效油井的水驱效果，确保水驱过程的稳定和有效。

还需要加强对含水层的地质调查，找到更多的水源，以保证注水井的正常运转。

四、注重环境保护特高含水期的油田开发对环境的影响更为显著。

在注水和水驱过程中会产生大量的废水，需要加强对废水的处理和处理。

受到水驱影响，地表和地下的环境也会发生变化，需要加强环境监测，做好环境保护工作，减少对环境的影响。

五、加强人才培养在特高含水期的油田开发中，需要许多油田工程师和技术人员的参与，这就需要加强人才培养工作。

针对特高含水期的开发问题，培养一批具备技术和管理能力的油田工程师和技术人员，具备分析和解决问题的能力，确保油田的持续稳定开采。

火山岩油藏高含水期稳产治理对策研究及应用火山岩油藏结构复杂、储集空间多样，主要有砾间孔隙、溶蚀孔洞、裂缝、气孔等，由于这些储集空间分布的非均质性极强，造成岩石的储集性能差异较大，在精细落实油藏顶面构造形态的基础上，结合测井、岩芯、薄片进行裂缝发育规律认识，搞清安山岩的孔、洞、缝在空间中的展布特征，建立以注采井网调整、注水政策调整及采油井管理制度调整等一系综合治理对策，实施后见到良好成效。

标签：火山岩油藏；高含水期；治理对策1 油田开发概况及存在的主要问题1.1 油田开发概况阿北安山岩油藏位于二连盆地阿南凹陷阿尔善构造带中部，于1989年10月同步注水投入开发，迄今为止已开发了近30年。

在经历了早期产量上升，弹性开采；边底部注水见效，高产稳产；内部注水导致产量大幅递减，油田低速开发等三个开发阶段。

断块面临诸多问题和矛盾制约着进一步深度调整治理。

1.2 火山岩油藏存在主要问题注水易形成沿裂缝水窜，阿北安山岩油藏从宏观上看是一个块状连通体，但由于安山岩体内是以角砾结构为主的缝孔层和块状致密层交替出现，因此阿北裂缝性油藏注，水驱油成效不好。

水后，注入水极易沿裂缝水窜，造成油井暴性水淹，采出程度较低，形成暴性水淹地层压力保持水平较低，目前阿北油田的地层压力分布差异较大。

裂缝方向认识不清对裂缝的认识仅仅局限于注采见效关系的分析，裂缝认识具有很大局限性，对裂缝的展布规律及无井区的裂缝分布情况均没有整体的认识，导致综合治理难度大，对井网调整依据不足。

2 稳产治理对策研究2.1 开展了阿北火山岩油藏的地质特征再认识开展火山岩期次的划分与对比选取地层厚度大，喷发期次全的井作为标准井，阿三段安山岩分为三期喷溢，第Ⅰ期喷溢规模最大，第Ⅱ期喷溢规模其次，第Ⅲ期喷溢规模最小。

第Ⅰ期喷溢Ⅰ+Ⅱ类有效厚度分布不均。

精细地震资料解释、落实阿北火山岩顶面形态阿北安山岩顶面构造，整体为一背斜，受多条断层的切割而造成破碎。

从而形成了安山岩顶面整体上以背斜为特征、以断垒为主要格局、高点呈北东向分布的形态特征。

石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析石油地质工程中，高含水期油田注水开发面临着地质条件较差、开采难度大、生产成本高等问题。

为了改善注水开发的效果，可以采取以下措施：1.地质勘探优化：进行地质勘探，准确了解油田的地质构造、储层特征、水体分布等信息。

通过对地质勘探结果的分析，找出不同地层、不同含水层的分布规律，以此来指导注水开发的设计和施工。

2.注水井的合理布置：根据油田的地质结构和水体分布情况，合理布置注水井的位置。

通过调整注水井的布置密度和间距，使得注水过程中的水浸范围最大化，以增加油井受水程度，提高注水效果。

3.注水参数的优化：包括注入水的水质、注入流量、注入压力等。

优化注入水的水质，确保水质符合相关标准，以避免垃圾注水对地层带来不良影响。

根据油田的地质条件和含水层的特征，合理确定注入流量和注入压力，使其与地层的渗透性和孔隙度相匹配，以提高注水的强度和效果。

4.注水井的防堵措施：在注水过程中，由于地层和井壁的渗透性差异，可能会导致注水井堵塞的问题。

采取合理的堵塞防治措施，如注入适量的防堵剂，定期进行井筒清洗等，以保持注水井的通透性，确保注水效果。

5.注水开发模式优化：针对高含水期油田的特点，根据不同的地质构造、储层特征和含水层分布情况，选择合适的注水开发模式。

可以采用多井复合注水、水驱注入、地层改造等方式，以增加地层驱替效应，提高油井的产能和采收率。

针对高含水期油田注水开发的改善措施分析中，地质勘探优化、注水井的合理布置、注水参数的优化、注水井的防堵措施和注水开发模式的优化等是关键的方面。

通过综合运用这些措施，可有效提高高含水期油田注水开发的效果，降低生产成本，实现可持续开发。

河南科技2012.2 下48工业技术INDUSTRY TECHNOLOGY川口油田经过一段时间的开采后，陆续出现了不同的问题，如，地层压力递减、注水后产生油井高含水、水淹、停产等问题，导致油田产量下降，影响了油田的经济效益。

一、油田生产过程中存在的突出问题1.采油井水淹后，给注水油田带来了新的问题。

比如，加大注水量会加快水淹进程，而减少注水量则会导致油井产液、产油、产水，以及地层压力同时下降。

2.加密调整井缩短了注水井到油井的距离，截断了注水井给原受益井的部分能量，加快了采油速度，缩短了油田稳产期。

3.油、水第一性质原始资料不全不准，影响了对油藏地下动态的分析、认识与判断。

加密井无单井计量、取样、分析方面的资料，地层压力、原始饱和压力与邻区同层系饱和压力相差太大，前人对储层裂缝研究成果与区域地应力方向不一致，使原有反九点井网的排列方位与裂缝方位基本一致，缩短了水驱油距离，增加了来水方向判断工作的难度。

4.部分死油区影响采收率；部分注采层位不对应，影响了注水开发效果；大砂量、长裂缝还会造成高渗条带的出现，加快了水线推进速度。

5.生产层位单一，油井射孔井段较短。

6.水线推进不均，中、低含水面积所占比例较大。

二、油田生产问题的解决措施1.调整注采井网。

选择注采井网是注水开发的重要工作。

要依据油藏地质特征，合理选择注采井网，并通过多种方案对比，优先选择投资少、稳产年限长、采收率高的井网。

而现有井网基本为不规则反九点井网，而后又在原井网内钻加密调整井，油井水淹严重，死油区大、注水不见效的油井较多，而且井距较小、调整难度大。

为此，在示范区对注采井网进行调整，宜采用反九点菱形井网进行试验。

反九点菱形井网的排列方向一般与裂缝方向形成20° ~ 25°夹角，菱形对角线方向与裂缝方向一致，长对角线方向与主裂缝方位一致，短对角线方向与主裂缝相垂直的短裂缝方向一致，对角线方位井点成为角井，相邻井为边井。

石油开采中的环境保护问题与解决方案石油作为能源的重要来源，在现代工业化和经济发展中起着至关重要的作用。

然而，石油开采和使用过程中产生的环境问题也不可忽视。

本文将重点讨论石油开采中的环境保护问题，并提出一些可行的解决方案。

一、油井钻探的环境问题与解决方案1. 土地利用问题：油井钻探需要占用大量土地资源，导致生态系统破坏和生物多样性减少。

为解决这一问题，应加强油井选址的科学性和合理性，尽量选择已经开垦的土地，减少对原生态环境的影响。

2. 土壤和地下水的污染：油井钻探过程中，钻井泥浆和钻井液会对土壤和地下水产生污染。

针对这一问题，可采取强化环境监测与管理措施，加强对钻探过程中的废水处理和排放的监管，确保不会对土壤和地下水造成严重的污染。

3. 空气污染问题：钻井过程中会产生大量的挥发性有机物排放，对空气质量构成威胁。

解决这一问题，需要引入低挥发性有机物钻井液，减少有机物挥发性物质的排放，同时加强对气体排放的监管与治理。

二、油田开发中的环境问题与解决方案1. 油田污水排放问题：石油开采过程中产生的污水中含有大量的油类物质和有毒物质，对水资源和水生生物造成严重的衰退。

为解决这一问题，应建立完善的油田污水处理系统，对污水进行彻底处理，并采用循环水利用的方式减少对水资源的浪费。

2. 环境噪音污染问题：油田开发中，钻井机械和设备的运转产生的噪音会对周围的生态环境和居民的正常生活造成干扰。

为减少环境噪音污染，可以采取降噪设备和技术，加强对噪音的监测与控制，确保油田开发过程中的噪声能够控制在合理范围内。

3. 油田地面裸露问题：油田地面裸露会导致土壤水分蒸发，土地退化，生态系统破坏。

为解决这一问题，可采取覆盖材料覆盖裸露地面，保持土壤湿度和温度的稳定，促进植被的恢复和生态环境的修复。

三、油气运输和加工中的环境问题与解决方案1. 油气泄露问题：油气运输和加工过程中，由于管道老化、漏洞等原因，易发生泄露事故，造成对土壤和水体的污染。

特高含水油田提高采收率的方法发布时间：2021-04-16T14:43:54.650Z 来源：《中国科技信息》2021年5月作者：刘异一[导读] 经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。

中石化胜利油田分公司鲁胜公司山东东营刘异一 257000摘要：经过多年注水开发，我国很多油田先后进入特高含水期，即，含水达90%以上，尤其是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等地。

特高含水期油藏，采油速度很低、耗水量比较大、剩余油尤其分散、井况逐渐恶化、开发效益降低等特点，所以，特高含水油田采收率，是制约国家持续发展的重要经济因素，本文首先介绍了特高含水期油藏基本特点、分析了特高含水期油藏剩余油分布特征，然后系统、全面概括了特高含水油田，继续水驱、聚合物驱、氮驱、注凝胶驱、CO2驱等五种提高采收率技术方法做了一个全面系统地整合。

关键词：特高含水；聚合物驱；氮驱；注凝胶驱；CO2驱；采收率；引言：目前，我国很多油田逐渐进入了特高含水期，虽然，采油速度很低、耗水量比较多、剩余油也很分散等等特点，但是，从己开采储量和年产量看，特高含水油田依旧是油田开发的主体，它的剩余可采储量占着很大比例。

所以，特高含水油田采收率直接制约着国家的持续发展，在目前技术条件下，特高含水率油田采收率的提高具有很大潜力。

一、特高含水期油藏特点主要依据含水率变化，一般说来，开发阶段分为以下四个开发阶段:Sw: 0%^'20%，低含水期; 其开发阶段开发特征注水见效快、主力油层发挥充分作用、产量高、液量上升快，含水上升慢。

Sw: 20%^'60%，中含水期; 其开发阶段开是发特征含水加快，液量上升急促，油水分布复杂，各种矛盾明显，产能受到限制。

Sw: 60%^"90%，高含水期; 其开发阶段开是发特征快速提液，油水运动、分布复杂，剩余油分散，开采效果下降，油井状况变差，开采难度变大，产油量进入到了递减期。

油田高含水期稳油控水采油工程技术分析
油田高含水期是指油井产水量大于原油产量的时间段。

在这个阶段，油田的采油效果下降，需要采取一系列的控水措施，以维持油井的稳定产能。

下面将就油田高含水期的稳油控水采油工程技术进行分析。

1. 机械封水技术：机械封水技术是通过在油井井筒进行机械封水，阻止大量的废水进入油井，从而减少井底储层的含水量。

机械封水技术主要包括套管水封、密封装置和水封丸等。

2. 化学封水技术：化学封水技术是通过注入一定的化学物质到井筒中，与油井废水发生化学反应，形成不可逆的融合产物，从而达到封堵油井井筒的目的。

常用的化学封水技术有湿化剂封水、高分子封水剂等。

3. 间隔水驱采油技术：采用间隔水驱采油技术，将注入的驱水分成多个间隔水层，通过井筒注入压裂液或注水剂，使间隔水层中的水将原油推向油井井口，从而实现间隔驱油，提高采油效果。

4. 地下原油采液系统技术：地下原油采液系统技术是通过拦截废水网，采用低阻滞率的管道将地下的原油和废水分离，引导原油进入套管，减少废水渗入，从而提高油井的采油效果。

5. 过井轨道控水采油技术：过井轨道控水采油技术是通过在油井井筒内铺设过井轨道，使原油和废水分流，通过井筒导流到合适的位置，分离原油和废水，从而实现稳定的采油效果。

油田高含水期稳油控水采油工程技术分析
油田高含水期是指油井中含水率较高的一段时间。

在高含水期，油井的产油能力会下降，需要采取一系列的工程技术措施来稳定油田的产能，并控制水的产量，以便持续高效地开采油田。

稳油控水采油工程技术是指在油田高含水期中采取的一系列措施，旨在稳定油井的产能，并控制水的产量。

这些技术包括人工卸水、注水改造、增插管技术等。

人工卸水是一种常见的稳油控水技术。

通过利用抽油机或其它机械设备，将井口的油水混合液分离成油和水两个阶相，以减少含水率。

注水改造是指向含水井注入高压水，以顶替油层中的水，从而增加油的产量，降低含水率。

增插管技术是一种常用的稳油控水技术。

通过将一根或多根管子插入井底，将油层和水层隔离开来，减少水的产量。

还有一些先进的工程技术可用于油田高含水期的稳油控水采油，如水平井技术、聚合物驱油技术、微生物采油技术等。

水平井技术可以在含水层中进行水平井钻探，从而扩大油井的产能。

聚合物驱油技术是利用聚合物溶液来改变油层的渗透性，从而增加油田的产能。

微生物采油技术利用微生物的作用，例如生物降解油污，从而降低含水率。

热洗清蜡相对于油井作业，具有对地层伤害较小，成本低，恢复期相对较短等优点，为日常油井生产管理常规手段。

当油品含蜡较多的稀油区块，处于开发后期，油井平均含水明显升高，因产油量变少，出蜡也相对减少，油井总体结蜡程度相对变轻，平均热洗周期总体延长。

但因地层能量下降，洗井不当发生地层污染的可能性也明显增大。

为保证油井效益，合理安排热洗，确保不倒井和洗后不发生地层污染显得犹为重要。

1　热洗中遇到的一些问题1.1　热洗周期不是越长越好如今热洗周期已经成为衡量热洗管理水平的一个指标，延长热洗周期的同时也要考虑洗井用液量、洗井效果等，绝不是片面的热洗周期延长得越多越好。

合理延长热洗周期是为了获得更好的效益。

某12-02井，为高压低产井，生产参数见表1。

表1 油井工艺参数冲程冲次泵径泵深套压动液面平均日产液含水5m3次/分38mm2099.62m 6.1MPa2070m 5.9m375%原热洗周期80天，用液45m3，含水恢复期为3天，做延长热洗周期实验，延长至200天左右，电流无明显升高，载荷无明显增大，220天电流明显增大，电流从59/54（A）上升为63/58（A），载荷也有所上升，用液60m3，但洗后电流未下降，数据见表2。

表2 热洗前后设备电流变化情况项目液量/t电流/A洗前 5.763/58洗后664/585天后进行补洗，用液60m3，油井恢复正常。

200天后第二次试洗，洗井液用量达120m3，现场全过程跟踪，油井多段出蜡，结蜡重，反排蜡较多，蜡质硬，排蜡时间较长，洗井过程中出现软卡，洗井难度较大。

本次洗井清蜡效果良好，洗后出液量较好，日产液10m3左右，但洗井液用量较大，含水恢复期较长，为9天。

后调整为120天左右进行热洗。

用液量55m3，洗井3天后日产液量为6.2m3，含水恢复期为3天，收到较好效果。

经综合考虑，该井热洗周期暂定为120天左右。

比原洗井周期80天延长40天，洗井恢复期不变，全年预计减少1.5次洗井，减少洗井液用量40m3。