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水驱开发油藏提液稳产办法应用
在油田开发中，为了提高油藏的采油效果，常常需要采用水驱开发油藏的方法。
水驱是一种常用的提液稳产办法，通过注入水来驱使原油向井口移动，从而增加采收率。
下面将介绍水驱开发油藏的应用方法。
水驱开发油藏的关键是注入适量的水来形成有效的水驱饱和度，以推动原油向井口流动。
在注水过程中，需要根据油藏性质、地质条件等因素进行合理的注水量确定。
注水量过小会导致饱和度不够，无法形成有效的驱油力；注水量过大会导致水和油混合，减少采油效果。
需要通过水驱试井、流体模拟等方法预测注水量，并根据实际效果不断调整和优化。
水驱开发油藏的注水方式有多种，常见的有连续注水和间歇注水两种方式。
连续注水是指持续不断地注入一定量的水，以维持饱和度和提高油藏压力；间歇注水是指间隔一段时间注入一定量的水，以维持水驱压力，减少注水量和成本。
选择注水方式需要考虑原油的粘度、渗透率、油藏压力等因素，并进行经济效益评估和风险分析。
为了提高水驱开发油藏的效果，还需要采取一系列的增产措施。
常见的增产措施包括增加注水井的数量和位置，提高注水井的注水效果；采用水平井、多重水平井和水平段技术，扩大油藏的有效面积和作用范围；通过改造井位和增施人工举升措施，提高原油产量和采收率。
水驱开发油藏还需要注重水质管理和环境保护。
水质管理是指对注入水的品质进行监测和控制，以确保注水水质符合要求，避免对油藏和环境造成不利影响。
环境保护是指在油田开发过程中，要合理利用和处理产生的废水，减少污染和浪费。
高含水区域油藏开发及水驱方式研究随着全球能源需求的不断增长，地下油藏的开发利用成为人类的关注焦点。
然而，随着时间推移，大部分油田开始进入高含水期，这对开采工程提出了更高的要求。
本文将讨论高含水区域油藏开发及水驱方式的研究，以有效提高油井的采收率和提高开采效益。
首先，我们需要了解高含水区域油藏的特点。
高含水油藏是指油井的产液中水含量高于50%的情况。
这种油藏通常具有较高的含水层位，油井的产液中含有大量的水。
高含水油藏的开发难度较大，因为水的存在会影响油藏中油的流动性，降低油井的采集率。
此外，油水井之间的界面张力也会影响水的排出速度，从而增加了开采难度。
针对高含水油藏的开发，有几种常见的水驱方式。
水驱是指在油藏中注入水以增加采收率的一种方法。
目前，最常用的水驱方式包括前驱水驱、顺序水驱和后驱水驱。
首先是前驱水驱。
前驱水驱是指在高含水油藏中，先注入大量的水以驱出油井中的原油。
这样可以降低油井中的原油黏附力，提高采收率。
前驱水驱的优点是操作简单，但需耗费大量的水资源。
此外，前驱水驱还有可能造成水侵，从而降低开采效率。
其次是顺序水驱。
顺序水驱是在前驱水驱的基础上进行的一种改进方法。
在顺序水驱中，我们根据油井的渗透能力和密度等条件进行分区，分别注入不同浓度的水来驱出油井中的原油。
这种方式可以更好地控制水的注入量和压力，提高采收率同时减少水的浪费。
最后是后驱水驱。
后驱水驱是指在油井开采过程中，注入低含水量的水来驱出油井中的原油。
后驱水驱的优点是节约水资源，同时以较低的成本提高采收率。
然而，后驱水驱需要较高的工程技术支持，才能保证水的注入速度和压力的控制。
除了水驱方式，还有其他的开发方法可以应用于高含水油藏的开发。
例如，采用人工举升方法可以通过抽吸泵将油井中的原油抽出，可以快速提高采收率。
此外，也可以尝试使用化学驱等新的技术手段来提高采集效率。
总结起来，高含水区域油藏的开发是一个技术难题，并且需要根据油井的具体条件选择合适的水驱方式。
组合式控水工艺技术在边底水油藏开发中的实践探索——以
曹妃甸油田为例
范子涛;耿森;刘鹏飞;郭明龙;刘春志
【期刊名称】《天津科技》
【年(卷),期】2024(51)3
【摘 要】渤海油田存在较多的边底水油藏,此类油藏在开采中后期极易出现油藏水
淹现象而阻碍油气开采。为提高采收率,渤海油田近些年也在不断探索各种控水技
术,但控水效果和控水投入往往不尽如人意。以曹妃甸油田实践为例,探索降本增效
形势下的有效控水技术,旨在节约成本,保证一定的稳油控水效果。
【总页数】4页(P69-72)
【作 者】范子涛;耿森;刘鹏飞;郭明龙;刘春志
【作者单位】中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司;中海石油(中国)有限天
津分公司
【正文语种】中 文
【中图分类】TE53
【相关文献】
1.边底水超稠油油藏控水稳油数值模拟研究——以胜利油田郑411区块为例2.控
水转向压裂技术在高含水裂缝性油藏开发中的应用——以火烧山油田H1238井为
例3.夹层研究在水平井开发厚层底水油藏中的应用——以曹妃甸11-6油田
Massive砂体为例4.水驱曲线法在底水稠油油藏提液研究中的应用——以渤海C
油田为例5.强底水砂岩油藏水平井含水上升模式及不同开发阶段下产水规律影响
因素——以塔河油田九区为例
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稠油油藏成因与开发技术概述摘要世界经济的高速发展下，石油能源的需求在不断增加，稠油资源开发也越来越受到重视。
近年来有关稠油成因的机理性研究相对较为薄弱，并且缺乏系统性的分析归纳。
本文综合前人研究，阐明了稠油的成因主要为原生因素与次生因素共同作用的结果，并针对稠油黏度高、流动性差、难动用等问题，总结了常见的开发应用技术及特点，明确了稠油开发技术的发展方向，对实现稠油的高质量开发有一定的借鉴意义。
关键词：稠油；成因；高效开发；1 引言全球油气资源总量大概在6万亿桶左右，三分之二为非常规油气，其中稠油占比较大且分布极不均匀。
我国稠油资源非常丰富，为世界第四大稠油资源国，目前已发现70多个稠油油藏，主要集中分布在新疆、辽宁、内蒙等地，但油藏成因机理型认识相对较为薄弱。
从开发状况来看，目前稠油开发已取得了十分显著的成就[1]，工业化生产技术日趋成熟，基本稳定在一千五百万吨至一千六百万吨，是我国总体原油稳产的重要组成部分，实现稠油的高效持续性的开发，对我国能源保障有非常重要的意义。
2 稠油的成因稠油，又称重油或沥青[2]，一般来说黏度超过100mPa·s、密度超过0.934 g /cm3的原油便可归类为稠油。
稠油的生成与生油母质及热演化过程有密切的联系，生油母质的成熟度是决定生成原油密度的重要因素。
由于有机质的类型和沉积环境的不同，生成的原油成熟度也有所不同，油气二次运移的过程中经历的物理和化学变化也使得原油性质有所差异。
因此稠油的生成与两种因素有关。
一是原生因素，既低演化阶段形成的未熟或低熟稠油。
二是油气发生氧化还原、生物降解、水洗作用等次生因素而形成的重质稠油或沥青等[3]。
2.1原生因素原生因素指干酪根在热演化中生成的低熟或未熟稠油，其主要因素与有机质的类型、含量、成熟度、沉积环境有关。
在低成熟阶段，生成的重质组分较多，中、高成熟阶段则生成的轻质组分较多。
腐泥型或偏腐泥型、有机质丰度高、咸化—半咸化的湖相沉积环境，低成熟演化的烃源岩生成的重质油潜力往往较大。
不同类型油藏注水开发状况分析及下步开发措施注水开发是一种常用的油藏开发方法，通过向油藏注入水来维持油井的压力，提高原油的采收率。
不同类型的油藏在注水开发中存在着不同的状况和挑战。
本文将分析不同类型油藏的注水开发状况，并提出相应的下步开发措施。
一、常规油藏的注水开发状况常规油藏是指地质构造相对简单、岩石孔隙中有一定的连通性且流动主要以原油为主的油藏。
常规油藏的注水开发相对较为简单和成熟。
在常规油藏中，注水可以有效提高油井的采收率，延缓油井的老化速度，同时保持油井的较高产能。
目前常规油藏的注水开发已经广泛应用。
下步开发措施：1. 优化注水井布置：通过合理布置注水井，提高注入水的覆盖范围，提高注入水与原油的混合效果，提高采收率。
2. 注水井井间距优化：合理控制注水井间的距离，避免井间交叉干扰，提高注水效果。
3. 注水剂优化：选择适合油藏特征的注水剂，改善油井注水的效果。
二、致密油藏的注水开发状况致密油藏是指孔隙度低、储层渗透率小的油藏。
由于其储层性质的特殊性，致密油藏的注水开发面临着一些问题和挑战。
例如，注入水在油藏中的渗流速度较低，注水剂与岩石的接触面积较小，注水剂的流动性差等问题。
因此，致密油藏的注水开发相对较为困难。
下步开发措施：1. 酸化处理：通过注入酸性溶液或选择性酸浸剂，溶解致密油藏储层中的碳酸盐矿物质和粘土，提高油藏孔隙的连通性，改善注水效果。
2. 水平井技术：通过水平井技术增大油井的垂直排水半径，提高油井的产能，改善注水效果。
3. 增加注入压力：通过增加注入水的压力，提高注水剂在油藏中的渗流速度，改善注水效果。
三、页岩油藏的注水开发状况页岩油藏是指储层以页岩为主的油藏，储层渗透率极低。
注水开发页岩油藏是一种新的探索和挑战。
目前，页岩油藏的注水开发状况较为有限，还需要进一步的研究和实践。
下步开发措施：1. 试验性注水：在页岩油藏中进行试验性注水，研究注水对于页岩储层渗透率和油井产能的影响。
边底水稠油油藏火驱开发技术
董文明
【期刊名称】《大庆石油地质与开发》
【年(卷),期】2016(035)006
【摘要】为了解决稠油火驱开发技术在油藏水侵入后热效率低且火线无法形成和
扩展的问题,以辽河油田J1块为例,对边底水油藏转火驱开发技术进行了研究.主要
通过室内物理模拟及数值模拟研究,揭示了水侵油藏实施火驱开发具有抑制边底水、湿式燃烧等作用机理,验证了技术的可行性,并通过油藏工程计算等方法,结合边底水油藏火驱开发机理,优化了火驱操控参数,初步形成了边底水油藏转火驱设计方法.研究成果为稠油油藏实施开发方式转换储备了新技术.
【总页数】5页(P123-127)
【作者】董文明
【作者单位】中国石油辽河油田公司,辽宁盘锦124010
【正文语种】中文
【中图分类】TE345
【相关文献】
1.营13断块薄层边底水稠油油藏开发技术及效果 [J], 芦玉花;梁伟;曾丽娟;苏金长;朱大伟
2.稠油油藏吞吐末期转火驱开发技术研究 [J], 高飞
3.海上底水稠油油藏火驱开发井网参数优化及应用潜力分析 [J], 王泰超;王凯;朱国金;田冀;郑伟
4.边底水稠油油藏火驱可行性及操作参数优选实验研究——以辽河油田J91区块为例 [J], 张鸿
5.火驱开发技术取得重大突破有望大幅提高浅层稠油油藏采收率 [J], 宋鹏;高迎春;梁建军
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底水稠油藏开发中后期水平井技术研究X宋世文(中油辽河油田高升采油厂,辽宁盘锦 124125) 摘 要:高246块属高升油田难动用区域,油层薄且出砂,储量动用程度差,针对稠油藏开发特征及剩余油分布规律,在深入油层构造、储层研究的基础上,采用水平井在油藏开发中后期调整中的技术优势,有效的提高油藏的生产能力,达到了提高采收率的目的,取得了稠油藏边部难动用储量突破。
关键词:水平井;难动用;底水;采收率;储量 中图分类号:T E345 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)01—0108—01 高246块开发的目的层为下第三系沙河街组莲花油层,油层埋深1430m～1690m,平均油层厚度57.74m,为块状气顶底水砂岩构造稠油油藏,含油面积2.39km2,探明石油地质储量1653.3×104t。
区块1977年投入开发,1988年蒸汽吞吐开采,1998年注水开发,开发阶段处于濒临废弃的注水开发中后期高含水老油田。
由于水平井的供油井段比直井长10倍以上,所以产量高,同时因供油面积大而缓解了底水的上升速度。
因此利用水平井不仅能提高单井产能,还可以充分动用薄油层储量,从而提高油藏采收率。
并且由于水平井泄油面积大可以很好的克服原油稠、密度大、粘度高、流动阻力大的特点可以增加油井产量。
这些油气藏用水平井开发都有较好的效果。
1 水平井1.1 水平井简介进入油气层井眼的井斜角不低于86度的井段称做水平井段,沿油层走向形成水平位移的特殊定向井为水平井。
1.2 水平井技术优势平井产量是直井的2～3倍,水平井比直井的动用储量大。
水平井由于单井产液量高,可以保持较高的原油井口温度,有利于稠油油藏的开发。
水平井可保持边水均匀推进,水平井比直井的生产压差小,泄油面积大,开发过程中边、底水可以均匀缓慢地向前推进,延长无水采油期。
1.3 水平井可行性研究高246块为四周被断层遮挡,构造形态整体上为南北向的马鞍形构造,中间被一条东西向的断层切割。
边底水油藏开发对策前言一、底水锥进机理二、采水消锥机理三、底水锥进的影响因素四、控制底水锥进的方法（一）油井控制底水锥进的方法1、排水采油法2、双管同采抑制水锥技术3、双层完井采水消锥技术4、锥进控制与井下油水分离技术5、人工夹层抑制底水锥进6、水平井控制底水锥进7、注气抑制水锥8、化学堵水控制底水锥进（二）注水井控制底水锥进的方法1、注水控制底水锥进2、采用注聚合物、油水乳状液、泡沫和空气改善注水效果（三）综合治理技术五、控制底水工艺发展趋势边底水油藏开发对策前言目前我国大部分油田已进入中高含水期，进入高含水期开采之后，产油量递减加快。
在这些高含水油田中，底水油藏所占数目巨大，储量丰富。
底水油藏储层厚度大水体大，天然能量充足，开发中面临的最突出的问题是如何防止和抑制底水锥进。
国内外油田实践经验表明：底水油藏开发的关键技术是抑制水锥或控制底水锥进，最大程度地延长油井无水采油期和控制底水均匀驱替，以达到提高底水油藏开发效果的目的。
目前技术措施主要体现在：优化射孔、临界产量与临界压差的控制；采用水平井方案开发底水油藏；在油水界面附近打人工隔板以阻挡底水；开发后期加密井调整技术；完井技术（如双层完井）以和采油技术（如油水分采）等等。
一、底水锥进机理在有底水的油藏中，油藏开采以前，水位于油层的下部，油位于油层的上部打开层段下面将形成半球状的势分布（图1），由于垂向势梯度的影响，油水接触面就会发生变形，在沿井轴方向势梯度达到最大。
因而，此时的接触面形成喇叭状，这种现象即为底水锥进。
从机理上讲，垂向平面上油水接触面的变形和水平面上水驱替前缘的变形是类似的，两者都是由于汇聚于井底的势引起的。
随着油井的投产，界面的锥状体将逐渐形成。
锥体的上升速度取决于该点处势梯度值的大小以和该处岩石的垂向渗透率，锥体的上升高度取决于因水油密度差（ρw-ρo）引起的重力与垂向压力梯度的平衡。
如果油井的产量小于临界产量，将形成某一稳定的锥状体（图2），其顶部不再向上扩展。
因此，只要油井的产量q o小于临界产量q ocrit生产，底水的锥状体就是稳定的。
当油井产量q o超过临界产量q ocrit时，水锥体变得不稳定，并一直上升窜入井底（图3），之后油井开始产水，且含水不断上升。
因此，临界产量可定义为无水产出时的最高产量。
二、采水消锥机理油井采油时，油藏周围产生压力降，油水接触面将出现变形，当产量增加时，底水层的水越过油水界面向油层侵入，锥体升高，超过一定采油量时，锥体逐渐上升到井底，在此之后，水就大量涌入井筒。
油水界面发生变形，水锥高度成为生产量和油藏参数等外部可控参数的复杂函数。
水锥稳定的条件可写为：式中h o———井底到锥顶的距离，m；P woc———水界面处压力，MPa；P wf———井底压力，MPa；h w———油水界面到锥顶的距离，m。
在开采过程中，由于P wf逐渐降低，而要保持平衡，就不可避免地造成h w升高。
若要防止水锥，需保持一个很小的开采压差，这显然与实际不相符，也不符合工程要求，同时经济效益也不高。
从h w 的表达式可知，要保持h w不增加，就必须在油水界面之下作用一个相当于h w高度的压力差来阻止底水上升。
换句话说，也就是产生一个压力降，使其等于采油生产时井底产生的h w高度的压头。
在油水界面附近施加一个可控流量，形成一定压差来平衡采油过程中造成的油水界面处的压降。
根据这一压降条件，可设计出消除底水突破油井的工艺方法，即油层和水层两汇同时生产。
该方法可使油水界面上的压力处于相对平衡，油水界面不发生变形。
三、底水锥进的影响因素研究文献和生产实践表明，影响底水锥进产生和水锥上升速度的因素很多，主要有：生产压差、射孔打开程度、隔夹层发育和其位置、垂向水平渗透率比、油水粘度比、储层沉积韵律和边底水能量。
其中生产压差、隔夹层发育和其位置、射孔打开程度、垂向水平渗透率比是影响底水锥进的关键因素。
3.1生产压差在油井产量较低、生产压差较小的情况下，由于油水重力差异，油水界面在油层中均匀、缓慢、大范围地向上托进，当托进到一定程度或生产压差达到一定程度时，水体只在井底附近以很小的范围向上锥进。
油井投产初期生产压差过大则会导致水锥的形成；低含水期，过大的生产压差会加速底水的锥进；在中、高含水期，生产压差过小又不足以驱动启动压力较大的中、低渗透带油层，特别是当储层非均质性较强或存在低渗透带、薄夹层时，这种影响会更加明显。
造成水锥形成和影响水锥上升速度的因素很多，如射孔井段、采油速度、油层厚度、夹层分布、油水密度差等，其中生产压差是最为敏感而又最难以把握的因素之一。
一般来说，油井的打开程度是不容易改变的，但油井的工作制度是可以改变的。
因而在实际生产过程中，可调整油井的工作制度，即改变油井的生产压差使油井的生产状态达到最佳。
3.2射孔打开程度射孔打开程度是指在射孔完井条件下，射孔井段的含油层厚度与含油层总厚度之比。
打开程度是底水油藏开采中的一个重要参数，打开程度高，可以提高油井的产能，但油井见水也快；打开程度低，见水慢，但油井产能低。
调研文献表明关于底水油藏的射开程度，生产实践上已有1/3~2/3的大致原则，通常最佳的打开程度为30%。
西南石油大学李传亮对底水油藏最佳打开程度进行了研究，发现对于无隔夹层的底水油藏，油井的生产压差、最佳打开程度以和最佳打开程度下的油井产量，相互之间存在密切的相关性。
实际工作中可以通过调整油井的工作制度，即改变油井的生产压差使油井生产达到最佳状态，对应于不同的生产压差，存在不同的最佳打开程度，对于隔夹层比较发育的底水油藏，油井应根据隔夹层分布情况进行射孔。
由于油藏的非均质性和各向异性，油井的打开程度可以根据地下油水接触关系，在理论值的前提下区别对待。
在确定底水油层的射开程度时，需主要考虑以下两个方面：其一，要满足油层产液能力的需要。
由上可知，射开程度越低，其临界产量越高，但由此产生的附加阻力将大大增加，所以说底水油层射开程度不是越低越好。
其二，要能最大限度的抑制水锥。
射开程度越高，产液能力越强，但油井见水时间越早，所以也不能说射开程度越高越好。
因此，应从油井或油田的产能需要、底水油藏的产状与类型来综合确定底水油藏的射开程度。
3.3隔夹层的发育和其位置若油层段存在隔夹层，应尽量避免射开隔夹层以下部分油藏厚度段，尽管隔夹层遮挡的这部分油难以采出，却可以尽量延缓底水锥进速度，增加单井采油量。
此外，隔夹层的渗透率性和延伸距离对油井生产有一定影响。
当隔夹层具有渗透性即物性夹层，虽然有一定延缓水锥的作用，但底水一旦突破就失去了屏蔽水锥作用。
由于隔夹层在底水油藏中具有消锥的作用，工艺上可以在距油水界面以上一定距离注入化学剂的方法形成人工隔板，延缓底水的锥进。
国内西南石油大学的李传亮等推导了底水油藏中，油井正下方油水界面之上存在一非渗透隔夹层，在均质各向同性地层，稳定渗流等假设条件下的临界产量公式、见水时间公式以和半渗透性隔板底水油藏见水预测公式，对水锥形状做了理论上的探讨，并得出以下结论：(1)隔夹层越厚，临界产量越高；(2)隔夹层半径越大，临界产量越高，但由于隔夹层半径与临界产量是对数关系，对临界产量影响不大。
3.4垂向水平渗透率比垂向水平渗透率比k v/k h对底水水锥的影响也是非常显著的。
k v/k h 的值越小，说明流体平面上的扩散能力远高于纵向上的扩散能力，因此底水在驱替过程中，必将优先向平面上扩散，导致底水向上托进比较缓慢，其结果就是水锥突破时间较晚，无水采出程度较高。
随着k v/k h的值不断增大，油井见水时间将不断提前，无水采出程度也将逐渐减小。
k v/k h大于1.0以后，油井已无明显的无水采油期。
在k v/k h值从0.05到2.0的变化过程中，油井含水特征曲线逐渐由凹型过渡到凸型。
3.5油水粘度比油水粘度比μo/μw对底水影响也比较显著，μo/μw越大，油井无水采油期越短，无水采出程度越小。
因此，在底水油藏进行注水开发的时候，若能在注入水中加入适当的增粘剂（如乳状液、泡沫、聚合物等），除能增加水淹体积外，还能抑制底水锥进。
影响底水锥进的因素非常多，上面只是提到了一些主要因素，其中生产压差和射孔打开程度的影响尤为突出。
四、控制底水锥进的方法底水油藏开发所面临的一个最大问题就是底水锥进，从而导致生产井大量出水。
对于底水锥进的抑制，油田工作者进行了许多理论研究，除了制定合理的油田开发方案、合理的油水井工作制度、控制开采速度和井底压力等措施之外，国内外学者还提出了各种各样抑制底水锥进、提高采收率的方法。
其中排水采油、人工打隔板技术以和水平井技术是目前国内外关于底水油藏现场施工和理论研究的热点以和解决底水锥进问题的主要措施。
（一）油井控制底水锥进的方法1、排水采油法若要防止水锥或水脊，可以在油水界面之下作用一可控流量，形成一定压差来平衡采油过程中在油水界面处形成的压降，来阻止底水上升，根据这一原理设计出控制底水窜入油井的方法，就是排水采油或采水消锥法。
一般排水采油主要分以下几种情况:(l)在直井中，采用双管封隔器在油水界面上部处，封住油水层，用副管采水，主管采油，双管同采来抑制水锥；(2)若用单管封隔器，油管采水，油套环空采油，双层完井抑制水锥技术;(3)若用水平井开采时，在同一直井段中在油水界面之上钻一水平段进行采油，而在油水界面之下钻另一水平段，用来采出一部分水，这样在油水界面附近也造成平衡采出原油所造成的压差，达到消锥的目的。
2、双管同采抑制水锥技术双管同采抑制水锥技术的原理非常简单，就是主管和副管同时生产，如图4所示，主管在油层射孔，副管在水层射孔。
随着副管将水采出，水锥回落。
3、双层完井采水消锥技术底水油藏由于重力的作用自然形成油水界面，双层完井的目的就是在采油过程中保持油水界面稳定，防止水进入采油区，并且不使油进入采水区，如图5所示。
该方法设计的关键在于油和水的开采速度以和油、水层射孔段相对于油水界面的位置。
该方法的主要原理是：采油时因油井周围的压力降低导致水锥的产生，若在油水界面以下的水层产生一平衡降压，就可以防止水锥的发生。
在油水界面以下采水，水从油管采出；在油水界面以上采油，油从油套环空采出。
控制采油、采水速度，使油水界面上压力平衡，从而达到油水界面稳定。
当变化采油、采水速度时，可能造成油水界面不稳定；当采水速度低于某值时，采出油中就出现水。
最终还要变化采油、采水速度以提高产量。
双层完井技术理论是成功可行的，能有效地防止底水锥进；这种技术比常规完井技术的偿还成本时间短，可将采油速度提高到超出特性曲线的范围，这关键取决于经济效益；采出的油可直接输入到油罐中出售，采出的水可直接输入到污水处理系统。
实验证明，双层完井技术在控制水锥和消除采出水污染方面取得了成功，为底水油藏的开发提供了广阔的前景，具有很好的经济效益。
