高含水期油田提高采收率的有效措施

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田中含水率较高的时期。

在这个阶段，油井产量下降，油井采收率降低，油水比增加，给油田开发带来了很大的困难和挑战。

稳油控水采油工程技术是解决油田高含水期问题的重要手段之一。

稳油控水采油工程技术主要包括以下几个方面：
1. 油井防水处理技术：通过合理的油井防水处理技术，有效地控制油井的含水率，提高油井的产量和采收率。

常用的油井防水处理技术包括封堵剂注入、屏障注水等。

2. 油井调剖技术：利用调剖剂改变油层中的渗透率分布，增加油水界面面积，提高油井的有效采收半径，增加油井产能。

调剖技术常采用的方法有单一井调剖、井组调剖等。

3. 油井增产技术：通过改造油井，提高油井的产能，改善油井的产液能力。

常用的油井增产技术包括人工排液、电泵增压、抽油机采油等。

4. 油田整体开发技术：将整个油田纳入统一的开发模式，进行综合开发，提高整个油田的采油效率。

常用的油田整体开发技术包括注水开发、注聚开发、火烧开发等。

油田高含水期稳油控水采油工程技术在油田开发中起到了重要的作用。

通过科学合理地应用这些技术，可以有效地控制油田的含水率，提高油井的产量和采收率，延长油田的生产周期。

这些技术的应用，不仅能够为油田开发提供技术支持，还可以为油田的可持续发展做出贡献。

油田高含水期稳油控水采油工程技术的研究和应用具有重要的意义。

文15块特高含水期提高水驱采收率实践与认识X曹克云1,宗宝智1,严　辉1,王兆田1,李学伟2,王福东1(1.中原油田采油一厂;2.中原油田地质录井处,河南濮阳　457171) 摘　要:文15块自2002年进入特高含水期。

本文针对井况损坏严重、采出程度高、剩余油分布复杂零散的开发形势,进行精细构造、储层和剩余油研究,将井网恢复与开发调整相结合;充分利用砂层间隔夹层分布稳定的特点,对二类层按照物性进一步重组细分;对三类层按照砂体形态细分;对断块内部小断层和边部构造控制剩余油通过高效调整井和注采完善进行挖潜。

通过有针对性的精细调整、精细挖潜,可采储量得到增加,采收率由49.9%提高到54.92%,提高了5.02个百分点。

关键词:特高含水期;水驱采收率;重组细分;文15块 中图分类号:T E349 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)08—0038—021　地质特征和开发历程文15块区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造北部,含油面积2.7km 2,地质储量579×104t ,为中孔中渗复杂断块层状油藏,油藏平均埋深-2270m,平均孔隙度一般在20%～27%之间,平均渗透率介于50～300×10-3L m 2之间,沉积类型为深-半深湖三角洲前缘沉积,纵向上砂岩发育,成组性好、稳定,砂层间隔夹层分布稳定,层间非均质性较为严重,平面和层内非均质性较弱。

文15块1979年6月正式投入注水开发,开发初期采取稀井网、粗层系的基础井网合注合采布;1985～1989年开始全面细分加密调整;1990年后细化构造研究,在构造高部位和断层附近进行高效调整;1998年以后综合含水达到87%以上,开发对象全面向二、三类层转移,一类层抽稀井网,注采系统逐步向断块边角转移;2002年以后区块进入特高含水开发阶段,在强化油藏精细描述和油藏动态监测工作的基础上,不断寻找平面和层间差异,通过老井侧钻、更新等技改手段恢复完善二、三类层注采井网,强化二、三类层进一步细化;同时深化低序级断层和微构造认识,并在此基础上进行高效调整和重建注采井网。

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。

石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析随着石油资源的逐渐枯竭，石油地质工程中注水开发成为提高油田采收率的关键技术。

随着注水周期的延长和高含水期油田的出现，注水开发遇到了越来越多的挑战。

本文将针对高含水期油田注水开发中存在的问题，分析一些改善措施，并探讨其实施效果及未来发展方向。

一、高含水期油田注水开发存在的问题高含水期油田是指地质条件复杂，油层中含水率较高的油田。

这类油田注水开发存在以下问题：1. 采收率低：由于高含水期油田油层中含水率较高，注水前往往需要进行水驱或气驱开发，使得油层中的原油难以有效提取，采收率较低。

2. 地层压力不足：地层压力是维持油田正常开发和产出的重要条件，而高含水期油田往往地层压力不足，难以实现有效开发。

3. 油水混合物净化困难：高含水期油田中原油和水混合在一起，难以有效分离。

4. 能耗高：由于地层条件复杂，注水开发需要大量的能源支持，能耗较高。

以上问题严重影响了高含水期油田的注水开发效果和经济效益，因此需要采取一系列的改善措施。

二、改善措施的分析1. 优化注水方案采取合理的注水方案是提高高含水期油田注水开发效果的关键。

优化注水方案可以通过提高注水井的布置密度、调整注水层位、增加注入压力等方式来实现。

还可以通过精确的地层模拟和水驱试验来确定最佳的注水方案。

2. 加强地层改造地层改造是指通过在地层中注入化学剂、微生物或其他改造剂，改变地层物性和渗透性，从而提高地层的油水分离效率和原油采收率。

针对高含水期油田的特点，可以采用多种地层改造技术，如聚合物驱油技术、微生物改造技术等。

3. 提高注水效率提高注水效率是通过改善注水设备和技术来实现的。

可以通过更新注水设备，提高注水管道的输送能力，增加注水泵的压力等方式来提高注水效率。

还可以通过使用先进的注水技术，如水平井注水技术、自动调节注水技术等，提高注水效率。

4. 净化油水混合物针对高含水期油田中油水混合物难以净化的问题，可以采取一系列的油水分离措施。

孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果第16卷第5期2009年9月油气地质与采收率PetroleumGeologyandRecoveryEfficiencyV o1.16.No.5Sep.2009孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果束青林,张本华,毛卫荣,王宏(中国石化股份胜利油田分公司孤岛采油厂,山东东营257231)摘要:孤岛油田进入特高含水期后,面临产量递减大,含水上升快和剩余油挖潜难度大等难题,通过应用化学驱和稠油热采技术,使油田采收率大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列.针对二类油藏油层发育差,原油粘度高的特点,通过深化储层认识,优化注聚合物参数,强化注聚合物全过程动态跟踪治理等措施,单元采收率提高了6%～12%,而且降水增油达到一类油藏效果.针对油水过渡带的稠油油藏,根据其井间剩余油富集,水驱效率低和水侵影响大的特点,实施井网加密,低效水驱转热采和水侵治理等技术,使采收率提高了13.8%.同时,发展了河道砂储层构型和空间剩余油描述技术,配套形成了水平井挖潜提高采收率技术,在后续水驱阶段又提高单元采收率3%～5%,使单元采收率达到55%～60%.关键词:二类油藏;聚合物驱;稠油热采;储层构型;水平井;提高采收率;孤岛油田中图分类号:TE357文献标识码:A文章编号:1009—9603(2009)05—0052—04孤岛油田为大型整装稠油油藏,自1971年11月投入开发以来,针对不同开发阶段的特点和需要, 研究并实施了相应的开发政策和措施.2O世纪70 年代,针对天然能量弱的特点,实施了早期面积注水,周期性注采调配措施,使油田采收率由弹性溶解气驱的5%提高到19.4%.在中高含水期,针对层间干扰日趋严重,实施了细分层系和强化完善注采系统等调整技术,使油田水驱采收率达到29.6%. 20世纪90年代,油田进入特高含水期,针对采收率低的问题,通过应用化学驱和稠油热采技术…,加快了油田驱替方式的转变,强化储层精细描述,使油田采收率在水驱的基础上大幅度提高,形成了砂岩稠油油藏长期高效开发的技术系列,到2008年12 月,整体采收率达到了37.5%,其中主体化学驱单元采收率达到55%～60%,稳产期比预测值延长了8—9a.对同类油藏提高采收率具有较大参考意义和推广应用价值.1二类油藏聚合物驱油配套技术在特高含水期,孤岛油田主体油藏水驱开发采收率为35%～45%,"九?五"期间,第1批聚合物驱推广项目取得成功,提高采收率7.8%.但从资源量评价来看,孤岛油田二类油藏聚合物资源量达到1.3×10t,占油田聚合物资源量的62%.相对于一类油藏,二类油藏油层发育状况差,非均质性强,断裂系统复杂,地层原油粘度为50—130mPa?S.对聚合物产品的耐温性,抗盐性,增粘性以及开发技术适应性提出了更高的要求.因此在总结深化一类油藏聚合物驱油技术的基础上,针对油藏特点,实施了二类油藏聚合物驱油技术.1.1注聚合物前期注采井网完善针对二类油藏储层的特点,实施了二类油藏低序级断层识别,非线性测井约束储层反演,储层构型研究_3J,干扰试井分析,示踪剂分析等技术,为二类油藏注聚合物前期注采井网完善奠定了基础.在深化油藏连通性认识的基础上,注聚合物前通过实施更新或大修事故井,扶停注停产井等措施,使注聚合物单元注采对应率大幅度提高,为聚合物的正常注入奠定了基础.1.2注聚合物参数优化注聚合物参数的优化首先是优化注聚合物质量浓度,发展配套聚合物增粘,保粘技术.研究表明,粘度比为0.15～0.5,地下聚合物粘度不低于16mPa?S,提高采收率幅度较大』.孤岛油田对聚合物粘度,质量浓度进行了优化,注聚合物质量浓度由一类油藏的1800mg/L提高到二类油藏的2000mg/L,提高了粘度比,矿场实施时,选用增粘效果较收稿日期2009—07—31;改回日期2009—08—27.作者简介:束青林,男,教授级高级工程师,2005年毕业于中国科学院构造地质学专业并获博士学位,从事油田勘探开发工作.联系(0546)8885581,E—mail:sql@slof.COIn.基金项目:中国石油化工集团公司科技攻关项目"厚油层挖潜配套技术"(P03027) 第l6卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果?53? 好的聚合物产品,根据聚合物粘浓关系,优化了聚合物质量浓度,保证了粘度比,满足了二类油藏注聚合物条件.同时,还发展配套了聚合物增粘,保粘技术,目的是改善水质,减少矿化度,细菌及氧对聚合物的影响.其次是优化聚合物用量.一类注聚合物单元的最佳聚合物用量为500PV?mg/L,由于二类油藏注聚合物后段塞形成质量较一类油藏差,二类注聚合物单元最佳聚合物用量达到800PV?mg/L,同时,针对中一区馆3—6等正注聚合物单元,进行二元驱方案与追加等价聚合物驱方案的对比优化后,注入0.2倍孔隙体积的二元驱段塞j,提高采收率幅度由7.19%上升到9.86%.通过注聚合物参数优化,保证了孤岛油田聚合物段塞质量,延长了聚合物的见效高峰期.1.3解堵增注针对二类油藏油层发育差,低液井,欠注井多的问题,通过砂体连通性认识,配套了解堵工艺.治理欠注水井时,对储层条件差的采用上增压泵;对聚合物堵塞造成的采用解堵增注;对出砂造成的采用换管柱防砂;2008年治理欠注井47口,平均单井日注水量由61m上升到95m.治理低液井时,对地层条件差的采用混排,高压地填;对聚合物堵塞造成的采用声波助排解堵;对金属防砂管堵塞造成的采用高压旋转水射流解堵;对油层打开程度不够完善造成的采取补孔或复射孔;2008年开始共治理低液井178口,增液幅度达12%,单井增油量为2.8t/d,累积增油量为6.5X10t.1.4组合堵剂和段塞式调剖针对中-'tL,东区等储层发育好,原油粘度大,大孔道发育的二类油藏低油压井和高见聚井多的问题,开展储层非均质的表征,通过精细储层表征,示踪剂,干扰试井,动态分析等手段,对大孔道进行了识别,形成高渗透条带识别技术_3(图1),形成注聚合物不同时期堵调工艺技术,配套发展了组合堵剂, 图1孤岛油田示踪剂测试大孔道段塞式调剖技术,坚持注聚合物前封堵大孔道;注聚合物过程中防窜,降低出聚浓度,注聚合物后调剖高渗透带."十?五"以来,共实施46口井,降聚幅度达90%以上,含水率下降了3%一25%,平均有效期为292d,累积增油量为6.65X10t.1.5聚合物驱全过程动态跟踪治理注聚合物初期主要是开展以完善注采并网和大剂量调剖为主的前期综合治理,保证形成优质段塞, 确保注聚合物质量.注聚合物中期主要立足于扩大波及体积和油井见效范围.后续水驱阶段采用分层注水的注入方式,把握分层注水时机,保持合理注采比,初期选择性提液,放大生产压差,减缓油井液量下降速度,治理窜聚和不见效井;中期加强以提高分层注水合格率为主的注采调配,控制含水上升;后期实施以提注提液为核心的精细注采调整,减缓了产量递减."十?五"以来,投入8个注聚合物项目,覆盖地质储量为12437X10t.单元采收率大幅度提高(6%～12%),聚合物驱后采收率达到50%～55%;降水增油达到一类油藏效果,综合含水率比注聚合物前下降8%～15%,峰值单井无因次日产油量为2.5～3.0,实现了聚合物增油的接替,截至2008年12月,累积增油量为977X10t,累积注入干粉为22.0X10t,吨聚增油量为44.4t,年增油量保持在80X10t左右.2稠油热采配套技术孤岛油田稠油环位于孤岛背斜构造侧翼,分为馆3一馆4,馆5和馆6共3个稠油环;具有油层厚度薄,原油粘度分布广,储层埋藏深,泥质含量高,出砂严重,受边底水和注入水影响大的特点,属河道砂稠油油藏.经过"九?五"的强化开采,孤岛油田稠油热采老区已进人中高含水,多轮次吞吐阶段,稠油产量由上升态势转换为下滑趋势.在精细油藏描述和剩余油研究的基础上,综合评价稠油热采生产动态,根据不同类型的剩余油,实施了井网加密,低效水驱转热采,水侵治理等技术,提高了稠油采收率.2.1稠油环井网加密数值模拟,新井,取心井资料分析表明:稠油热采蒸汽吞吐加热半径有限,仅为50—60m,但井间剩余油富集,具有加密潜力.孤岛油田馆5稠油环具有油层发育好,大片连通和储层物性好的特点,开发初期,采用200mX?54?油气地质与采收率2009年9月283m反九点法基础井网进行开采,采收率仅为9.6%."十?五"以来,通过剩余油分析和优化部署,馆5稠油环已基本完成了热采井网一次加密(图2).投产一次加密井128口,新增可采储量为282X10t,单井控制储量由15.6×10t降低到7.6×10t,采收率达到35.7%,提高了13%.今后,馆5稠油环将开展高含水高轮次吞吐转化学蒸汽驱先导试验』,为进一步提高采收率寻找技术接替.图2孤岛油田馆5稠油环井网加密示意馆6稠油环油层具有油层厚度薄(5—6m),层内夹层变化大,储层非均质性强,油水关系复杂的特点.为了最大限度提高储量动用程度,根据馆6稠油环储层层内夹层发育特征,实施了水平井与直井联合优化加密.截至2009年6月,馆6稠油环实施联合布井加密87口(其中水平井15口),热采水平井产量为周围同期投产直井的2～3倍;含水率降低了5%一15%.新增可采储量为304×10t,平均单井增加可采储量为3.4×10t.单井控制储量由22.9×10t降低到9.9×10t,采收率达到27%,提高了15.5%.2.2低效水驱转热采西南部馆3一馆4砂层组地层原油粘度为1200～3000mPa?s,馆5一馆6砂层组为4000～6500mPa-s,馆5一馆6与馆3一馆4砂层组合采, 采收率低于15%.在开展孤岛油田稠油水驱转热采技术界限研究的基础上,选择馆5一馆6层系地层原油粘度大于3000mPa?s,有效厚度大于8m,净总比大于0.6的区域转换开发方式进行低效水驱转热采开发.于2002--2008年开展了低效水驱转热采先导试验和工业化推广,建成了南区馆5一馆6,西区馆5一馆6稠油单元,动用地质储量为1217×10t,实际建成产能为27×10t.新钻热采井122口,增加可采储量为181×10t,单井控制储量由28.5X10t降到8.3×10t,年产油量达到29.4×10t,采收率达到21.1%,提高了16.7%.2.3防砂解堵一体化技术馆3一馆4稠油环泥质含量高达15%～20%,注汽过程中地层堵塞严重,注汽压力高(平均为15.2MPa),周期内生产时间短,产量下降快.研究结果表明,注汽对储层的伤害较严重,主要影响因素为水敏,盐敏及速敏.在储层伤害机理认识的基础上,实施了改善储层伤害的措施:添加热采助剂,减少油层伤害,降低注汽压力;应用高温防膨剂处理近井地带,注二氧化碳补充地层能量,注油溶性降粘剂和驱油剂降低注汽启动压力.馆3一馆4稠油环通过配套工艺措施和井网的扩边,共钻新井261口,新增可采储量为617×10t, 单井控制储量由28.0×10t降到8.7×10t,采收率达到24.2%,提高了21.1%.2.4氮气泡沫调剖孤岛油田稠油环受构造低部位边底水和构造高部位注入水双重作用,在开发过程中,针对不同时期,不同部位水侵方式与作用的差异,采取了"排, 停,堵,避"相结合的综合治理水侵技术."堵"即优选热采区含水较高的热采井实施高温封堵,降低单井含水率.近几年,重点发展了氮气泡沫调剖治理水侵技术J,共实施55井次,平均单井增油量为4.8 t/d,含水率下降了12.3%,措施有效期为350d,效果显着.通过水侵综合治理,热采老井自然递减率由20.9%下降到16.9%,含水上升率由3.20%下降到1.36%,增强了油田稳产基础."十?五"以来,孤岛油田围绕提高采收率目标,配套完善稠油热采技术,年产油量上升到116.6×10t,是"十?五"初期的2倍,采收率提高到24%,提高了13.8%.3储层刻画技术3.1河道砂储层构型和空间剩余油描述技术利用层次分析,模式拟合等方法,一方面由点到线,由线到面,建立精细的储层平面建筑结构模型,揭示储层平面结构非均质性;另一方面建立了构型约束下的精细三维地质模型,重点揭示了厚油层层内夹层的空间分布特征(图3).明确了曲流河受泥质侧积层与韵律性控制,点坝内部侧积体上部剩余油富集;而辫状河受平行层面夹层和韵律性控制,剩余油在油井附近的顶部富集,但夹层钻遇和射开方式对富集程度影响较大(图4).●第16卷第5期束青林等:孤岛油田特高含水期提高采收率技术措施及效果,?55? 25口,新增产能为7.0×10t,已投产了8口井,平均单井产油量为9.3t/d,含水率为78.5%,预计采收率提高到22.5%,实现了稠油水淹层顶部水平井挖潜的突破.储层刻画技术的研究与应用,为水平井挖潜提供技术支撑.共指导实施水平井挖潜114井次,投产后产量是直井的3倍,含水率为10%一40%,累积增油量为88.8×10t,提高调整区采收率3%～5%图3孤岛油田辫状河层内夹层空间展布4结束语图4不同射孔方式下孤岛油田辫状河剩余油饱和度变化3.2水平井挖潜提高采收率配套技术2002年,首先在孤岛中一区馆5层中9一平9井获得突破之后,在中一区馆5.层整体部署15口水平井的基础上,2008年又在中二中馆5单元部署水平井10口,获初期单井产油量为21t/d,含水率为65.3%的好效果,单元采收率达56.1%,提高了3.8%.正韵律厚油层水平井受剩余油分布的影响,主要包括受隔夹层控制的正韵律厚油层顶部,受射开方式影响的厚油层下部和受流体非均质性影响的层间3种类型.中二北馆5单元稠油边部自1994年投入开发以来一直采用直井开发,受边底水影响剧烈,加剧了底水锥进,采出程度低(13.2%),形成高含水(97.5%),高剩余油区(剩余储量丰度为150×10t/km),预测采收率仅为14%.中二北馆5单元通过储层构型与隔夹层展布研究结果,充分利用隔夹层抑制底水锥进作用和废弃河道及边缘相带抑制边水推进作用,2008年整体部署水淹层顶部水平井孤岛油田开发实践表明:老油田进入特高含水期开发期后,必须不断创新,采取聚合物驱,稠油热采,储层刻画等多种技术能够大幅度提高老油田采收率.今后,要综合运用多种技术手段,充分挖掘油藏潜力,积极开展复合化学驱,蒸汽驱,空间储层刻画等新技术的试验与推广,挑战60%～65%的采收率目标,同时为同类油田的后期开发提供良好的借鉴.参考文献:[1]霍广荣,李献民,张广卿,等.胜利油田稠油油藏热力开采技术[M].北京:石油工业出版,1999.[2]廖广志,王启民,王德民.化学复合驱原理及应用[M].北京:石油工业出版社,1999:18～33.[3]刘建民,束青林,张本华,等.孤岛油田河流相厚油层储层构型研究与应用[J].油气地质与采收率,2007,14(6):1—4.[4]于丽,孙焕泉,肖建洪,等.羧酸盐类Gemini表面活性剂二元复合驱配方的研究[J].油气地质与采收率,2008,15(6):59—62. 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“三低”油田高水淹井提高采收率的重要途径——压、堵结合栗　伟,袁尚金(大庆油田有限责任公司采油九厂,黑龙江大庆　163853) 摘　要:本文通过对“三低”油田非均质性严重,导致高水淹井仍然存留大量剩余油的矛盾进一步研究,提出压、堵结合可以有效动用层内、平面、层间剩余油,是提高采收率的重要途径。

关键词:非均质性;剩余油;层内;平面;层间;压、堵结合 中图分类号:T E32+7 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)23—0152—021　“三低”油田高水淹井基本特征1.1主产层水淹程度高,含水高本文论述的高水淹井是指含水高于80%,并且高含水的原因是油层水淹严重,导致该井含水由低含水上升到高含水的油井。

因此,这类油井的基本特征是含水高,主产层水淹程度高。

1.2　初期含水低,含水上升快这类油井往往投产初期含水低,但是由于“油田非均质性严重,导致含水上升快。

与中高渗透油田对比,“三低”油田的油井在见到注入水后含水上升较快。

中高渗透油田可以通过周期注水、调剖、注聚等手段延缓含水上升速度。

但是“三低”油田由于油层基质渗透率低,调剖、注聚等措施由于水井注水压力高难以实施,周期注水由于非均质性严重效果也相对较差,水洗效率低,波及体积小。

1.3　非均质性严重,剩余油较多由于“三低”油田非均质性严重,导致最终采收率远低于中高渗透油田。

剩余油主要表现为三种形式:层内、平面和层间。

层内剩余油的形成原因主要是纵向上储层渗透率差异较大,例如河道砂、层理、小夹层等导致渗透率变化的因素。

平面剩余油的形成原因主要跟渗透率的平面变化和开发井网有关。

例如,反九点法的角井、五点法的水井之间都容易存留剩余油。

层间剩余油的形成主要是主产层与非主产层之间渗透率差异较大形成的。

主产层由于渗透率高,无论吸水或者产液都干扰非主产层。

对于“三低”油田而言,层内、平面剩余油占的比重较大,层间剩余油比重较小。

动用难度较大。

2　动用剩余油有效途径研究2.1　层内剩余油动用途径——压、堵结合2.1.1　层内剩余油形成原因层内剩余油形成的主要原因是层内渗透率差异较大。

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。

2019年10月油田高含水期稳油控水采油工程技术于斌超（山东省东营市胜利采油厂胜采管理六区注采603站，山东东营257000）摘要：随着我国经济的高速发展，交通量不断增加，对石油的需要量不断增加。

我国很多油田在经过多年的连续开采之后，油田的含水率已经很高，油田开采经济效益已经变得很差，需要及时采用稳油控水技术措施，才能有效保证对油田的开采效率。

为此，文章对油田高含水期稳油控水采油工程技术进行探讨，希望对促进我国石油开采事业的发展，可以起到有利的作用。

关键词：油田；高含水期；稳油控水通过对油层地质进行深入研究，才能进一步掌握油层的地质资料，对剩余油的分布规律进行深入分析。

通过聚合物驱油方式的应用，能够进一步提高油田产油量，避免油田的含水率出现进一步的升高，从而达到稳油控水的技术奥球，对油井的产水量进行科学的管理，开展各种针对性的堵水技术措施，最大程度保证油井的产油量，不断提升油田生产的经济效益。

1高含水期油田采油特征随着对油田的不断开采，非常多的油田已经进入到开采中后期，此时油田的含水量变得非常多，开采过程中能耗越来越高，开采效率严重下降，对开采经济效益产生了非常大的影响[1]。

为了保证油田开采的经济效益，就需要及时采取稳油控水技术措施，充分对油田开采的技术优势进行利用，将油田的产能充分发挥出来，让油田开采获得应有的经济效益。

油田在进入到高含水期之后，往往问题比较多，油水的分离难度越来越高。

如果油井当中的含水量是非常高的，对设备以及管道会带来严重的腐蚀，如果管道以及设备长时间被腐蚀，就非常容易出现泄露事故，这样对石油生产会带来严重的安全隐患，使得有天很难继续正常生产，需要认真做好油田生产的技术升级改造，从而达到稳油控水的生产目标。

在油田进入到高含水期之后，很容易出现油层水淹问题的出现，给油田安全生产带来了非常大的安全隐患，直接导致油田生产成本的增加，需要及时采取针对性的技术措施，认真做好对剩余油的排量，保证油井的产量。

油田高含水期稳油控水采油工程技术陈灵发布时间：2021-06-10T11:04:40.917Z 来源：《中国科技信息》2021年7月作者：陈灵[导读] 伴随石油工业快速发展，油气资源开采技术的质量显著改善。

而油田开发同时也进入高含水期，要想保证石油资源开采安全，就要求对稳油控水采油工程技术加以优化，进而获取可观的生产效益。

中石化胜利油田分公司河口采油厂山东东营陈灵 257200摘要：伴随石油工业快速发展，油气资源开采技术的质量显著改善。

而油田开发同时也进入高含水期，要想保证石油资源开采安全，就要求对稳油控水采油工程技术加以优化，进而获取可观的生产效益。

本文首先介绍油田高含水期存在的常见问题，然后在问题分析的基础上提出油田高含水期稳油控水采油工程的技术措施，以此提高油田开发质量，顺利实现油田生产目标，推动我国油田生产的效率和质量，为后期的相关工程施工奠定坚实的基础。

关键词：油田高含水期；稳油控水；采油工程技术；常见问题；技术措施引言在对油田进行开发的中后期，油井的含水率会相应地升高，当进入一定的高含水期的时候，通过应用稳油控水采油工程技术，可以在很大程度上满足油田生产的需求，当出现高含水问题的时候，通过使用该技术，可以有效解决这一问题，还可以在很大程度上提高油田生产效率，进一步实现节能降耗的目的，为后期的油田健康生产提供相应的基础和保障。

因此，在这样的情况下，需要对油田高含水期稳油控水采油工程的技术进行深入研究，在实际的施工中具有一定的现实意义，有利于推动油田生产的高水平发展。

一、油田高含水期采油特征在石油开采作业逐步开展阶段，大部分油藏均进入中后期的开采阶段，进而出现油田存在较高含水率的情况，直接提高了开采作业的耗电量，而且在动力设备电能能耗增多的同时，油田的生产成本也明显提升。

要想满足油田生产经济性指标要求，有必要将稳油控水技术引入其中，优化采油效率并实现产能提高的目标，获取更多经济效益。

面对油田含水量偏高的问题，管道和设备也严重腐蚀，很容易增加泄漏概率，引发严重的安全事故。

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。