如何有效控制油井含水上升

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。

吉林油田新民采油厂控制含水上升的分析【摘要】随着我国国民经济的不断上升和国民生产力总值的提高，充分显示出了各行各业的发展。

其中石油产业一直是一个倍受重视的产业，从1995年起我国已经成为出口石油的大国，石油企业得到了空前的发展，技术领域也有了一定的建树。

由于我国的地形差异和地质特征，使得在不同区域内油田采油厂的作业内容和作业方式有所差异。

还有采油厂的日常表现也会有不同。

本文探讨了吉林新民采油厂的工作情况和问题，在含水方面的技术还有欠缺，对于石油开采业而言，如果不加以控制采油设备和原油含水量，那么就会影响企业各个环节的作业情况，石油企业的效益就会大大降低。

因此吉林油田采油厂必须对含水量进行控制，才能把握好整体的石油开采。

本文探讨了吉林油田采油厂控制含水上升的原因以及方法措施。

【关键词】吉林油田新民采油厂含水上升的原因控制含水上升的方法四元分析法的应用前景在吉林油田采油厂中含水上升是一个长期发生和难以控制的现象，含水上升规律和递减规律是目前难以掌握住的特点。

目前对于两组规律的内在联系及含水上升规律的主要影响因素已经初步认识和研究。

含水上升的因素经研究结果表明：采油厂含水上升的规律通常随可采储量采出程度的变化而变化，规律图像是先凹后上升后转凸形上升，上升到峰值后开始下降。

认清含水上升的规律可以更准确地预测吉林油田采油厂含水上升的研究。

应用数值模拟计算、油水渗透率图像、小井距资料显示，分别分析了油层的非均质性、原油粘度、以及开发原油的措施调整分析对吉林油田采油厂含水上升影响因素。

针对这些因素有效展开讨论，并推出了解决方法。

1 吉林油田新民采油厂含水上升的原因吉林油田采油厂含水上升速度较快很难达到稳产，近年来，通过开展水驱规律研究、油田地质研究等一系列研究工作，找到了导致吉林油田采油厂含水上升的因素。

主要因素分为地质因素和开发因素，只有发现了问题所在才能从根本上找到控制含水上升的措施。

（1）地质因素就是吉林油田的油层固有属性对含水上升的影响。

石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施高含水期油田是指油田水含量高于油含量的阶段，开发这种油田需要采取一系列的措施。

注入水是一种常见的开发方法，可以提高油井的采出率，但需要注意控制水的注入量，避免过度注水导致油井堵塞等问题。

下面是石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的几种措施：1、优化注水井点和注水量优化注水井点的选址和注水量的控制是提高开发效率的关键。

注水井点的选取应当根据具体的地质条件和开采历史来确定。

一般选择距离油井近、岩石透水性好、含水大但井环密封性好的位置进行注水。

注水量方面，应通过试注水、试生产等手段进行调整，控制好注水量，避免过度注水造成地层渗透性下降等问题。

同时，对于高含水期油田，我们需要根据地层渗透性、水驱替效果等因素调整注水量，灵活控制注水强度，避免造成油井产量下降等问题。

2、注水前进行压力分析注水前需要对井口压力、水平分布、含水状况等因素进行分析，以确定注水量和井底压力。

如果注水时井底压力太高，可能导致油井溢流，或者造成地下水压上升，影响油井产量。

因此，需要在注水前进行充分压力分析，确保注水的有效性和生产效率。

3、合理注水周期和注水时间不同的油田地质条件和开发阶段需要采用不同的注水周期和注水时间。

一般来说，注水期间应当分段进行，充分调整注水时间和周期。

一方面可以有效控制注水量，避免水与油的混合，另一方面可以保持井底采油压力的稳定，提高注水的效果。

对于处于高含水期的油田，需要根据其含水状况和流体行为等因素，特别注意控制注水周期和时间，避免造成油井堵塞或水井短路等问题。

4、注水前进行水质处理在高含水期油田中，水质对于开发效果的影响很大。

水中杂质、沉淀物和气体等都可能对注水效果产生负面影响。

因此，在注水前需要对水进行过滤、处理、除氧等工作，以减少水对油井的污染和损害。

同时，注水前还需要对水进行测试，以确保其符合注入标准。

5、加强油田监测和数据分析油田开发过程中需要加强油田监测和数据分析。

基于水驱技术探讨控制后续含水上升速度的措施油田开采力度的加大外加对于能源需求的居高不下，这两条因素使得我国油田基本上进入了高含水的后期开采阶段。

油田开发面临着高含水、高采出程度、高递减的“三高”局面。

为了控制产量递减速度，达到稳油控水的效果。

本文基于国内外水驱开发油田高含水后期的开发模式进行探讨，对各种稳油控水、控制后续含水上升速度的措施进行了详细的分析。

可作为指导油田今后开发部署与重大决策的理论参考。

标签：油田；高含水后期；水驱；稳油控水我国是一个能源消费大国，能源需求居高不下，而我们不得不面对能源数量有限的严峻现实。

目前，我国油田基本上进入了高含水的后期开采阶段。

油田开发面临着高含水、高采出程度、高递减的“三高”局面。

为了控制产量递减速度，达到稳油控水的效果。

本文基于国内外水驱开发油田高含水后期的开发模式进行探讨，对各种稳油控水、控制后续含水上升速度的措施进行了详细的分析。

1 控制后续含水上升速度的措施1.1 在高含水期采用稀井网，大量进行油水井措施来降低伴随采出水量前苏联的巴什基里亚油区最早采用的上述方法。

30年代时，巴什基里亚油区就已经进行了开采。

1992年泥盆系油藏综合含水已经非常高了，高达93.8%。

油井的钻井程度已经达到了极限，接近100%，但井网的密集程度还是很差。

油水井数比与含水率成反比，含水率生生之后油水井数下降了。

1989年开始采取限水措施来提高油井产液质量，他们的控水方法主要是采用各种调剖和堵水等措施。

1.2 高含水期采用密井网，油水井措施很少，主要依靠关闭高含水井来降低伴随采出水量1930年属于东德克萨斯油田进行首次开发之年，采油井数目巨大，多达26000口，此后井网的魔都一直维持在较高水平。

由于油田生产井网密度较大，调节起来很方便。

含油面积能够均匀收缩，油田控制的主要措施关闭高含水井。

1.3 加密井网，在高含水期大量采用各种措施以及关闭高含水井实现控水稳油老君庙油田首次开发是1939年，1955年开始进行水驱开发，水驱一开始采取的是边外注水措施，后来转入边内面积注水。

油田开发中解决高含水油井问题随着国内的大多数油井开采已经进入了中后期，油井采出液进入了高含水阶段，油井的开采率日益的降低，石油的产出比也逐渐的下降，给我国的石油供应带来严重的困境，为了满足我国日益增长的对石油资源的需求，就要提高油井的出油率，因此解决我国油开发中高含水油井问题就成为了一切工作的出发点。

标签：高含水油井；石油；石油开采；油田开发目前过高的含水率和油层存在伤害是许多油田部分井产能低的主要原因之一，我国的一些油井在注水开采的过程中，注水井和油井存在裂缝或是较大的孔道沟通，从而造成了油井暴性水淹，并且造成整个区块产能的下降，这种早期的开发方式严重降低了注入水的波及系数，不利于油田的长远开发。

高含水的油井，存在地层渗透率低、均质性差等问题，严重影响我国油井的出油率，不能满足我国社会经济发展和人们生产生活对石油的需求量，我国的石油储备量下降，严重威胁着我国石油能源的安全，本文就以延长油田吴起采油厂为例，主要对我国油田开发中高含水油井问题进行探讨，旨在提高我国油井的开发效益，增减石油产量。

一、延长油田吴起采油厂的概述延长油田吴起采油厂组建于1993年3云，现总资产有117.3亿元，职工5847人，生产油井3998口，现已具备年产200万吨，日产5400多吨的原油生产能力，是延长油田中生产规模最大、综合实力最强的生产单位，产量占到延长油田总产量的六分之一。

2011年，吴起采油厂把注水开发列为“天”字号工程，继续实行“一把手”负责制，将本年注水工作的目标任务确立为：新钻注水井325口，投转注230口，新增注水面积98.53平方公里，新增水驱量3173.46万吨；注水区自然递减率控制在8%以内，注水相对增油5万吨。

累计建成投运联合站5座，计量增压接转站13座，铺设集输管线1748公里，集输单井2622口，井区管输率达52.6%，提前建成投用了吴延原油运输管线，彻底结束了汽车运输原油的历史。

建成注水站48座，铺设注水管线910公里，井区道路、桥涵、队部、值班房全面改善。

浅谈影响大路沟一区含水上升率的因素及控制方法大路沟一区自1997年开发，目前油藏已进入高含水开发期，面临含水上升速度快，产液量、产油量下降等一系列问题，严重制约着大路沟一区稳产开发，含水上升率的变化受到多种不确定性的因素的影响，所以从石油开采的角度来看，控制油田含水上升率对于油藏稳产具有极为重要的作用。

标签：大路沟一区；含水上升率；因素影响1 大路沟一区储层物性分析大路沟一区油藏储层的粘土矿物以绿泥石为主，绿泥石遇酸易发生酸敏，生成沉淀的酸敏矿物、而堵塞孔道，蒙脱石具有很强的吸水能力，很容易发生因水敏而堵塞孔隙的现象。

2 大路沟一区储层敏感性分析储层岩石的敏感性不仅直接影响着油田注水及油井热洗清蜡、冲砂洗井酸化、压裂施工等工作的顺利进行，而且对储层造成严重伤害，对油田注水开发的水驱效率也有较大程度的影响。

3 低渗油田渗流规律①在低渗亲水地层水驱油的机理可概括为：驱替机理、剥蚀机理，这两种机理的最佳配合，能最大限度地提高采收率。

但由于岩石孔隙的复杂性，使大部分孔隙的驱替速度与束缚水的剥离速度相当就可以了；②低渗亲油地层中水驱油微观机理：注入水必须克服毛管力后，才能进入岩石孔隙。

水驱过后孔隙表面上留下一层油膜。

水在孔隙中间流动，油沿孔隙壁面流动，随驱替时间增长，孔隙壁面上的油膜越来越薄。

4 影响含水上升率的因素及控制方法4.1油藏润湿性对含水上升率的影响4.1.1 油藏润湿性对含水上升率的影响机理油藏润湿性影响油水相对渗透率、储层中剩余油的分布及注水开发特征。

低渗透油藏采收率依赖于水自发进入基质岩块将油驱替出的能力。

强水湿性油藏中，强毛细管力作用下导致渗吸驱替效率很高，而混合润湿或油湿性油藏中，由于毛细管力很弱，导致渗吸过程减弱或消失，严重影响水驱采收率。

4.1.2 改变油藏岩石润湿性来提高原油采收率的方法根据措施的不同，目前通过改变油藏岩石润湿性来提高原油采收率的方法可分为物理法、化学法和微生物法三大类，结合大路沟一区开发特征及储层特征，目前适用的方法是化学法和微生物法。

石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施随着油田的开发和生产，油田开采进入了高含水期，如何在高含水期有效地进行注水开发是油田工程领域亟待解决的问题。

以下措施可以帮助改善高含水期油田注水开发。

第一，合理设置注水器。

注水器的设置位置和数量是影响注水效果的关键因素。

在高含水期，油层中的水会把石油推向油井外，使得油层有效厚度减小，因此在设置注水器时应当考虑到这一因素，尽量将注水器设置在原油层下部，加强钻井固井，防止油层渗水现象。

第二，优化注水压力。

注水的压力对于提高油层产能至关重要，但是在高含水期，若注水压力过大，则会使得油井底部的油层裂缝加剧，导致注水效果不佳。

因此，应当根据油田实际情况进行调整优化，以达到最佳注水效果。

第三，引入增强剂。

高含水期的油田注水开发面临一些阻碍，如岩石裂缝的扩张和油层渗透能力下降等问题。

这时可以引入一些增强剂，如聚合物、表面活性剂等，通过增加油层渗透性和润滑作用等，提高注水效果。

第四，改善地质环境。

在高含水期，油田的地质环境会发生变化，如多次注采后的岩石抗压强度降低、岩石裂缝扩大等。

这时可以采用改善地质环境的措施，如注入填充物、抽采压裂等，使得油层渗透性和抗压强度得到提高。

第五，对注水井进行增效。

对于已经开采的注水井，经过多年的使用和注水，其产能会下降。

此时可以采用增效技术，如改善注水井的物理性质和地质环境等，使其重新回归高产状态。

综上所述，改善高含水期油田注水开发的措施包括合理设置注水器、优化注水压力、引入增强剂、改善地质环境和对注水井进行增效等。

这些措施不仅可以提高注水效果，提高油田产能，还可以减少油田的环境影响，是油田工程领域的重要课题。

一般从两方面入手：1、含水上升主要是由于注入水引起的含水上升分析日注水量（注水强度）与含水的关系，注水强度大的下调注水，注水强度低的上调注水（特别是有孔隙水的高水饱油藏来说，这点尢为重要）如果是因裂缝引起的含水上升，一方面化堵调剖面、封堵高含水层，动用其它层，一方面停注，另外就直接转注如果是尖峰吸水引起注入水突进的，采用下调注水、剖面改造等方法2、含水上升主要是由于油井引起的分析采液强度与含水的关系，确定合理的采液强度（对于底水油藏、油水粘度比大的油藏来说，非常重要）分析流压（动液面）与含水、产量的关系，适当提高流压如果剩余油低（一般油井含水缓慢自然上升，采出程度高）的井，提高采液量对于油井含水上升，我认为主要从下面几点入手1.首先分析含水上升原因，通过化验鉴定水的矿化度，从而判断水的来源。

2.若水是来自生产层位，说明是水淹或根据地质图件判断出水具体层位，若是来自地表水，说明是窜层或上部有漏点，则可以通过找漏等措施，判断漏点以后，执行堵漏。

3.生产层位出水一般根据隔层厚度的大小，采取的措施有卡堵、填砂、注灰、打桥塞等措施实现分层开采的目的。

4.水淹层则可以采取调整对应水井的注水量，调驱等措施达到控制含水上升的目的。

1、油井含水急剧上升的危害当油井的含水达到98%时，意味着油井失去了开采价值，可见含水对油井生产的重要性，油井含水急剧上升对油井的生产造成很大的影响，首先是减缓了单井的采油速度，由于含水的急剧上升，造成日产油量急剧下降，从而减缓了单井的采油速度；其次是由于含水急剧上升，造成油层内大量原油开采不出来，从而降低了区块的采收率；再次，由于局部油井含水的急剧上升，造成注入水沿水线突进，一方面造成局部油层水淹，另一方面造成平面矛盾加剧，使其他区域油层注水见效慢或没有注水效果。

2、油井含水急剧上升的原因油井含水急剧上升是多方面原因造成的，分析研究以下几种情况。

2.1油井措施后含水急剧上升。

油井酸化措施后，含水急剧上升，而且一直居高不下，分析原因，一方面是酸化措施时，喷挤酸化液压力过大，造成油层裂缝增多，从而水线推进通道增多；另一方面酸液的浓度较高，酸液与疏通了高渗层或底水。

如何有效控制油井含水上升如何有效控制油井含水上升摘要：油井生产过程中，含水急剧上升会对生产造成很大的影响。

特别是随着油田勘探开发的不断深入，平面矛盾和层间矛盾日益突出，产量递减加大。

当油井含水上升到98%时，这就意味着油井失去了开采价值。

本文提出了以控制含水上升，减缓油井水淹的速度，来促进单元持续稳定开发。

关键词：综合含水平面矛盾层间矛盾渗透率生产参数常规稠油一、区块基本概况1.区块地质概况滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部,为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造多层薄层状砂岩油气藏。

有统一的油气界面(-1510m)和油水界面(-1560m)。

1.1油层分布情况滨8-3块沙四中储层比较发育。

储层厚度60.6-85.6m，平均单井15.6层68.9m。

平面上，中心部位较厚，滨4-5-52井区达85.6m 以上，在滨4-5-2井处仅为59.6m。

第1砂层组为较大的原生气顶，主力油层在2、3砂层组，全区分布。

4砂层组只在中部局部分布。

1.2 储层物性滨8-3块物性较差，渗透率低，非均质严重。

2砂层组渗透率为0.074μm2，3砂层组渗透率为0.089μm2 。

总的是在剥蚀区的中部部位渗透率较高（滨4-3-7井渗透率为0.081μm2），四周较低，最低渗透率为0.019μm2（滨4-5-7井）。

2.开采现状截止到2012年底，该块共投产油井45口，开井29口，日产液642，日产油56吨，综合含水91.3%采油速度0.46％。

投产水井25口，开井11口，日注水量641方/天，月注采比0.98。

总体处于低产能，低采油速度，高采出程度，高含水开发阶段。

二、含水上升原因1.静态因素1.1油井构造位置差异，水线方向上的井点含水上升快平方王油田沙四中油藏的注水方向与地应力方向大致相同，成条带状，造成水线方向上的井点含水上升快，而垂直于水线方向上的井点注水不受效。

另外，受构造高差的影响，在注水开发过程中构造高部位水井比构造低部位水井对油井的影响大。

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。

水平井含水上升控制措施
水平井含水上升控制措施主要包括两个方面：
1.针对凹型含水上升模式的水平井，需要在中低含水阶段控制水平井投产初期的
产液强度，并控制中低含水阶段的含水上升速度，以延长中低含水期的生产时间。

这样可以增加水平井在该阶段在全生命周期累产油量占比，并尽量扩大波及范围。

当进入高含水阶段后，水平段已呈现大段水淹状态，此时需要放大生产压差，以液稳油，从而减缓产量递减。

2.对于凸型含水上升模式的水平井，由于存在水平段单点相对快速见水的情况，
因此在投产初期需要优化控水工艺，均衡水平段的动用，尽量延长低、中含水阶段的生产时间，并扩大波及范围。

当进入高含水阶段后，应采取适当放大生产压差的方法，通过稳步提液持续增加已波及区域的驱油效率，以减缓产量递减。

上述措施应根据实际情况灵活运用，以最大限度地提高水平井的开发效果和经济效益。

如需更多专业建议，可咨询油气田开发领域的专家。

不同含水阶段油井变化规律及管理策略摘要：不同的水驱油田开发过程中，均有不同的含水上升规律。

影响含水上升率的因素较多，主要取决于油水粘度比和油层渗透率级差，因此不同条件的油藏含水上升规律各不相同。

对于一个油藏，注水开发的过程中，油水粘度比影响着阶段采收率和含水上升率。

经济技术条件下精细描述地下构造提高认识，采取有针对性的措施，确保老井产油，是油藏经济开发的需要，也是老区水驱油藏接替稳产的有利保障。

关键词：水驱油田；含水上升规律；油水粘度比；接替稳产一、油田含水率的变化规律影响含水上升率的因素较多，主要取决于油水粘度比和油层渗透率级差，因此不同条件的油藏含水上升规律各不相同。

对于一个油藏，注水开发的过程中，油水粘度比影响着阶段采收率和含水上升率。

实践表明：任何一个水驱油藏，含水率与采出程度之间存在一定的内在关系。

根据童宪章导出的含水率与采出程度的基本关系式，图形大致呈一条S型曲线（图1），它能够适用于一般的油藏，即中等原油粘度和中等渗透率级差的油藏。

不同的水驱油田开发过程中，均有不同的含水上升规律。

但是，通过产液结构调整，即调整不同类型井和不同油层的产液量比例，能够控制油田的含水上升速度。

通过对含水较低的井加强开采提高采液速度；对含水特高和较高的井采取分层控制注水和分层堵水，控制其产液量增长速度；再加上注采系统调整、井网加密调整和三次采油等方法调整，能够较有效地控制含水上升速度。

主要开发层系为馆陶组，属河流相正韵律砂岩油层，具有油层埋藏浅，胶结疏松，易出砂，串层现象严重的特点。

由于所辖区块位于断层附近，受断层影响，油层发育差，与其他区块比较还具有泥质含量高，渗透性、含油饱和度差异大等特点。

油田进入特高含水期，原油靠注入水冲洗携带出来，含水变化基本稳定，随着采出程度的增大，含水相应增高是正常的。

但单井和小范围含水出现大的波动，可以肯定的说管理上和井下管柱上出现问题，油层水淹、边水、底水的影响、注采调配效果不佳、防砂堵水失效，都不同程度的影响油井含水。

以上 。 动用较 差 油层 主要 集 中在 薄差层 及表 外层 ， 动 用 比例 在 ６ ３ ． ５ 以下 ， 是 挖潜 的主要单 元 。 从 北 二 西新 钻 井 水 淹 层 解释 资料 表 明 ： 有效厚
度 ≥２ ｍ 的 油层 ， 高水 淹 有效 厚 度 比例 占 ７ ６ ． ５ ； 有 效 厚度 １ ｍ一２ ｍ 的油 层 ， 以 中水淹 为主 ， 中水 淹有效
５ 、 ２ ３ ． ２ ， 表 外层 动用 程 度仍 相对 较低 。
水上 升速 度加快 。 ２ ０ ０ ７ 年 该 区块 进入 特 高含水 期开
发阶段 ， 目前综合含 水已达到 ９ ２ ． ３ ４ ％， 各套层系间
含水 差异逐 年缩 小 ， 高含 水 井层逐 年 增多 ， 形成 注采
１ 问题 的提 出
文献标 识 码 ： Ａ
文 章编 号 ： １ ０ ０ ６ －７ ９ ８ １ （ ２ Ｏ １ ５ ） Ｏ ４ 一Ｏ Ｏ ５ ６ —０ ２
２ ０ ０ ５ 年 北二 西水 驱进 行 了注采 系统 调 整 ， ３ ２口
例却高达 ８ ０ ． ６ ， 结构调整已无法见到明显效果。 ２ ． ３ 备 油层 动 用差 异较 大 ， 薄差层 动 用较差
目前北 二 西各 套层 系 间 的含 水 已非 常 接 近 （ 基 础 井 网９ ４ ． Ｏ ５ ， 一次加 密 井 ９ ２ ． ４ ６ ， 二次加 密 调整 井９ ２ ． ５ ２ ， 三次 加 密井 ８ ７ ． ８ ３ ） ， 含水 差 异 ０ ． Ｏ ６ — ６ ． ２ ２个 百 分 点 ； 从 含 水分 级上 看 ， 全 区 含 水 大 于 ９ ０ 的油 井 ２ ２ ８口 ， 占总 井 数 的 ５ ３ ． Ｏ ２ ， 但 产 液 比

调驱和调剖1、注水井综合调驱技术注水井综合调驱技术，就是将由稠化剂、驱油剂、降阻剂和堵水剂等组成的综合调驱剂，通过注水井注入地层。

它可在地层中产生注入水增粘，原油降阻，油水混相和高渗透层颗粒堵塞等综合作用。

其结果，就可封堵注水井的高渗透层，均衡其吸水剖面，降低油水的流度比，进一步驱出地层中的残余油，并可在地层中形成一面活动的“油墙”，产生“活塞式”驱油作用，以降低油井含水提高原油采收率。

其中的驱油剂可与原油产生混相作用，有效地驱出残余油，在地层中形成向油井运移的类似于活动的“油墙”的原油富集带，具有较长期的远井地带调剖作用。

堵水剂可对地层的高渗透大孔道产生封堵作用，均衡其吸水剖面，使驱油剂更有效地驱油。

调剖剂可不断地调整地层的吸水剖面，并可更有效地驱油。

它对低渗透地层的渗透率无伤害，用它对注水井进行处理后，在同样的注水量下，注水压力下降或上升的幅度不大。

2、注水井综合调剖技术调剖措施：注入井堵水措施：油井堵水调剖的作用：（1）提高注入水的波及体积，提高产油量，减少产水量，提高油田开发的采收率。

（2）封堵多层开采的高渗透，高含水，或注入井的高吸水层，减少层间干扰，改善产液剖面或吸水剖面。

（3）封堵单层采油井的高渗透段和水流大通道或注水井的高吸水井段。

（4）封堵水窜的天然裂缝和人工裂缝，控制采油井含水上升率。

从概念上很好区分这两个概念：调驱是调剖和驱油双重作用；调剖就是调整吸水剖面。

从注水井封堵高渗透层时，可调整注水层段的吸水剖面，这称为调剖。

为了调整注水井吸水剖面，改善水驱效果，向地层中、高渗透层吸水能力较强的部位或层段注入化学剂，降低中、高渗透层的渗透率，提高低渗透油层的吸水能力，这种工艺措施叫注水井调剖。

主要作用：为了调整吸水剖面，缓解层间矛盾调驱技术，就是将由稠化剂、驱油剂、降阻剂和堵水剂等组成的综合调驱剂，通过注水井注入地层。

它可在地层中产生注入水增粘，原油降阻，油水混相和高渗透层颗粒堵塞等综合作用。

高含水期油田提高采收率的有效措施高含水期油田指的是在开采过程中，油井产出的含水率较高的油田。

由于水和油在地下构造中的分布不均匀，导致一些油井产出的油中含水率较高，这给油田的开采和提高采收率带来了很大的挑战。

针对高含水期油田，可以采取以下有效的措施来提高采收率：1. 水封井措施：对于含水率较高的油井，可以采取水封井措施。

即通过注水的方式，在井下形成一定的水压，使得其他井中的水逐渐向含水率较高的油井流动，推动含水率高的油井中的水与油混合，然后一同采出地面。

这样可以增加油田产出的非水相产品，提高采收率。

2. 高效注水措施：在高含水期油田中，采取高效注水措施是提高采收率的重要手段。

高效注水就是在适当的时间、适当的地点、适当的剂量下注水，以达到最佳的采收效果。

在注水时，需要合理选择注水井的位置，避免注水与油井水^混合，影响采油效果。

要合理选择注水井的注水剂量，避免过多的注水导致采收率降低。

3. 微生物改造技术：微生物改造技术是通过将一定的微生物引入高含水期油田中，利用微生物的代谢能力降低油井的含水率，从而提高采收率。

微生物改造技术可以通过改变油藏中微生物群落结构来促进原油的释放和运移，提高原油的采收率。

微生物改造技术还可以利用微生物的酶作用，降解含水期油田中的胶质物质，减少对原油运移的阻碍，从而提高采收率。

4. 调整开发方案：在高含水期油田中，可以通过调整开发方案来提高采收率。

包括合理选择开采顺序、调整注采比例、优化油井布局等。

通过合理选择开采顺序，可以避免过早开采含水率较高的油井；通过调整注采比例，可以控制含水率，提高采收率；通过优化油井布局，可以更好地利用油藏资源，提高采收效果。

5. 优化采油工艺：在高含水期油田的开采过程中，可以通过优化采油工艺来提高采收率。

包括采用增凝剂、界面活性剂等剂型，以改变油水两相的物理性质，促进油水分离；采用表面活性剂减少油水界面张力，提高油井中的原油运移速度等。

杜１８块油井含水上升影响因素分析及治理对策李㊀鑫摘㊀要：降低含水上升速度已成为杜１８块急需解决的难题，文章对杜１８块油藏动用不均主要因素进行了分析，制订的有效措施，降低了油井含水上升速度，增加了区块产量，为同类油藏的治理提供借鉴㊂关键词：杜１８块；含水上升；曙光油田；治理对策一㊁影响因素分析杜１８块自２０１４年转复注之后注水量达到４００方㊂部分因为２０１５年３月开始实施污水零排放，注水量上提，持续高强注水导致含水率，含水上升率，注采比均大幅上升㊂降低含水上升速度已成为杜１８块急需解决的难题，也是深化区块挖潜，提高区块产量的关键所在油藏动用不均是含水上升的主要原因㊂（一）注水导致地层出砂严重杜１８块自１９７５年投入开发以来，油水井普遍有出砂历史，油水井出砂平均粒度中值０．１６０３ｍｍ，粒度中等，部分井出细粉砂㊁泥浆㊁细粉砂和泥浆同出㊂统计杜１８块单井历年累积出砂量情况，其中每产１万方液量累积出砂量大于４方所占比例３３．３％，２．０ ４．０方所占比例２２．５％，出砂严重井合计占总井数的５５．８％，０．５ ２．０方的所占比例３０．３％，小于０．５方的所占比例１３．９％㊂在采取了压防措施后，该区块油井检周期大幅度延长，冲检周期延长６５天，正常生产１６２天；措施有效期１６２天㊂因此，注水导致地层出砂严重非要因㊂（二）杜１８块井区水淹严重统计杜１８块近年的含水变化，含水率，含水上升率，注采比均大幅上升㊂杜１８块１９７５年投入开发，注水开发４０年，注水井多为笼统注水，平均单井累注１６万吨，纵向吸水存在较大差异，单层单向水窜严重，区块综合含水达到８７％㊂因此，注水水窜是要因㊂（三）注水水驱效果差统计近年转注井的吸水剖面资料，杜１８在纵向上受储层非均质性的影响，动用程度存在一定差异㊂统计近年转注井的吸水剖面资料，杜１８块在纵向上受储层非均质性的影响，动用程度存在一定差异：杜Ⅱ８－１１有效厚度为３ｍ，吸水百分比３４．３％；杜Ⅱ５－７有效厚度为１．６ｍ，吸水百分比为１７．１％㊂而部分砂岩组的吸水百分比为０％㊂从杜１８块部分转注井吸水剖面也证实了这些水井纵向剖面不均匀，纵向动用程度降低，层间矛盾加剧㊂部分层位吸水百分数高达９４．９％㊂纵向剖面不均匀，部分砂岩层动用程度低，导致油井水窜严重㊂因此纵向动用程度不均匀，注水水驱效果差是要因㊂（四）地层出砂损坏套管导致无法分注由于杜１８块油藏的物性特征决定了该区块极易发生出砂，出砂后造成砂岩骨架塌陷，使套管周围形成亏空，一方面，使该处的套管周围因受力不均造成抗挤毁能力下降，另一方面，受地层压实作用影响，套管的轴向压力使亏空处套管发生弯曲变形㊂在上述两个方面的影响下，该处套管易发生套坏㊂因为出砂套坏影响，曙三区停产停注井多，原注采井网被破坏，注采井网不完善，油藏开发效果差㊂二次开发后，采取了加密调整㊁大修侧钻等完善井网措施，有效改善油藏开发效果㊂因此，地层出砂损坏套管非要因㊂二㊁对策研究（一）采用化学驱，改善水井纵向剖面，堵塞油层间已存在的通道针对杜１８块中部强水淹区域，选用化学驱措施，堵塞油层间已存在的通道，以杜Ⅱ３－Ⅲ５为驱替目的层，阻水驱油，改善水井纵向剖面，增加区块产量㊂预计最终采收率４４．３％，较常规水驱提高１０．３％㊂试验计划分为４个步骤执行，分别为：井网完善（层析归位）㊁空白水驱㊁调剖㊁化学驱㊂目前已经进入化学驱阶段㊂试验区采用单注合采方式；采出井大修，补层㊁捞封措施１９井次；注入井补层㊁封堵㊁改分注㊁改合注措施１３井次㊂主力层位连通系数达到８７％以上㊂６个聚合物驱井组，措施前井组平均日产油３．７吨，措施后平均日产油８．４吨，井组平均日增油４．７吨，目前稳定在１５．１吨㊂阶段累增油５９５０吨，单井组平均累增油９９１．７吨㊂聚驱油井措施前井组日产油２０．４吨，措施后井组日产油２６．４吨，目前井组日产油４０．５吨㊂６个井组的整体含水也由８９％下降到了目前的８２％㊂（二）加强水驱效果分析，调整分注级数，通过检分注调整注水层位统计今年来细分注水和检分注井次，发现检分注井次和细分注水井次显著下降㊂同时，出砂区块偏心分注井检管柱发生拨不动大修比例也较多㊂针对这种情况，将部分４级偏心分注井改为３级，减少封隔器的使用，降低砂卡造成大修风险㊂全年检分注６井次；偏心分注改同心分注４井次；４级分注改３级分注３井次；合计１３井次㊂目前已有１９口油井见效，累计增油３７６．４吨㊂如曙３－０７－００７井，２０１８年５月由偏心分注３级改为同心分注２级，减少封隔器的使用，降低了砂卡的风险㊂井组内油井曙３－０７－０６含水由１００％下降至目前的７７％，有效地降低了含水，目前累计增油１０２．６吨㊂在优选措施的同时，也把关注的焦点放在了日常管理上㊂水井的检分注频率控制在３年以内㊂三㊁应用效果情况通过对各项要因的综合治理，２０１８年３ １０月日产油呈上升趋势，各项治理手段综合增油１０１８ｔ，完成一开始制订的增产１０００吨目标㊂含水上升率为３．８％，完成设定的含水上升率控制在４％的㊂四㊁结语（一）通过对各项要因的综合治理，扎实有效地提高了杜１８块原油产量，效果显著㊂（二）总结出一套行之有效的油井管理方式，对今后开发提供了借鉴㊂（三）改善杜１８块老区块生产效果，提高了采油四区的经济开发效益㊂参考文献：［１］陈德瑞，铁木尔巴特．高含水采油阶段降低含水的地质措施研究［Ｊ］．工程技术，２０１６（７）：２０１．作者简介：李鑫，辽河油田公司曙光采油厂安全环保技术监督站㊂６７１。

镇原油田镇340区块底水上升规律及稳产对策镇原油田镇340区块是一个重要的油田区块，底水上升规律对于油田的稳产具有重要的影响。

本文将对镇340区块底水上升规律及稳产对策进行分析和探讨。

镇340区块底水上升规律是指底水在油田开采过程中上升的规律。

底水上升主要受到地层渗透性、压力差、油水相对温度等因素的影响。

在油田生产过程中，井口压力下降、温度上升等原因会导致底水上升。

底水上升会淹没油层，并减少油田产能。

掌握底水上升规律对于油田的稳产十分重要。

为了应对底水上升的影响，我们可以采取多种稳产对策。

可以通过人工注水的方式维持油层压力，阻止底水上升。

人工注水是一种常用的油田改造技术，它能够提高油层压力，改变地层渗透性，从而减缓底水上升速度。

还可以通过优化生产工艺来降低底水上升速度。

通过降低生产井口压力和温度，控制水汽化反应速率，减缓底水上升。

合理调整油水井距，增加注采比，也可以改善油田稳产。

进行油田地质勘探，发现底水上升的规律和规模也是稳产的重要手段。

通过详细的地质勘探，可以预测底水上升的幅度和速度，制定相应的稳产措施。

密切关注油田的生产数据，及时发现异常变化，也是保持油田稳产的关键。

镇原油田镇340区块底水上升规律的研究和稳产对策的制定对于油田的稳产具有重要意义。

通过人工注水、优化生产工艺、地质勘探和监测生产数据等手段，可以有效地应对底水上升的影响，实现油田的稳产。

这对于保障国家能源供应、提高油田经济效益具有重要意义。

我们应该加强对底水上升的研究和稳产对策的研究，以确保油田的长期稳定生产。