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葡北三断块高含水期稳油控水技术研究

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石油地质与工程2011年3月P ETROLEUM GEOLOGY AND ENGI NEERING第25卷第2期文章编号:1673-8217(2011)02-0052-04葡北三断块高含水期稳油控水技术研究张福玲(中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712)摘要:葡北三断块油田位于大庆长垣沉积体南部,由于砂体窄小、分布零散、层间、层内、平面非均质性严重,稳油控水难度很大。

在储层精细描述和剩余油研究的基础上,组合实施油水井双向调剖、长胶筒细分调整以及注水井酸化等多项措施,使得开发指标得以好转,改善了油田开发效果。

该套技术对水下窄小砂体油田高含水后期的开发具有一定借鉴意义。

关键词:葡北三断块;剩余油;稳产;降低含水率;措施中图分类号:TE313.3文献标识码:A葡北三断块位于大庆长垣大型河流-三角洲沉积体系南部,开发储层是白恶系姚家组一段葡I组油层,以水下窄小砂体沉积为主,砂体窄而薄,呈条带状分布,油层埋藏深度为800~1000m,砂体宽度一般在50~200m,其含油面积55.3km2,地质储量4113104t,原始地层压力11.26MPa,饱和压力6.28MPa[1-2]。

葡北三断块年产油量占葡萄花油田年产油的五分之一左右,其开发历程可代表葡萄花油田,因此研究其稳油控水对葡萄花油田的开发具有指导意义。

1油田开发历程及现状葡北三断块于1979年投人开发,基础井网采用600m600m反九点面积注水井网。

1983年以前主要以自喷方式开采,到1984年地层压力下降开始全面转抽。

1987至1994年实施井网一次加密调整,调整后为反九点法和四点法相结合的注采井网,井网加密到300m300m。

1997至1998年进行井网非均匀二次加密调整,局部井网加密到210m 井距。

综合治理前葡北三断块共有油井342口,正常开井321口,注水井182口,正常开井166口。

累计生产原油1328.21104t,累计产水2014.92 104m3,累计注水4703.96104m3,累积注采比1. 31,年注采比1.40,采油速度0.9%,采出程度32. 29%,综合含水86.42%。

油田开发中存在的主要问题产量递减速度及含水上升速度快葡北三断块以窄薄砂体沉积为主,油层物性差异大,层内、层间、平面矛盾突出,油层水淹不均匀。

随着储采不平衡的状况日益加剧,老井措施潜力、补产能力不足,使得油田递减速度加快。

平面调整难度大,纵向上由于低含水或不含水的薄差层吸水差造成层间接替能力差,导致产量递减及含水上升速度较快,控制难度大。

2.2水驱控制程度低受砂体沉积条件及注采井网完善程度影响,葡北三断块水驱控制程度仅为77.6%,其中单向连通所占比例为30.1%,二向连通比例为28.9%,三向连通比例为18.5%,单向连通比例高,尤其是以内前缘水下分流河道沉积为主的葡I1-5砂岩组,单向连通比例高达36.0%,制约了剩余油的动用程度。

2.3局部注采关系不够完善葡北三断块目前共有油水井数为524口,其中正常生产井数为486口,油水井数比为1.93,虽然经历了两次加密调整,但受沉积环境及注采井网局限性的影响,造成局部井区整个条带上仍然存在有注无采(如图1)、有采无注(如图2)或由于条带状砂体的一边靠近砂体变差部位,只有一个来水方向,造成油层动用不好或根本未动用等注采关系不完善的情况,影响了区块的整体开发水平。

2.4欠注井较多葡北三断块有40口欠注井、57个欠注层段,日配注1205m3,日实注仅为316m3,日欠注水量889收稿日期;改回日期作者简介张福玲,助理工程师,年生,6年毕业于大庆石油学院石油工程专业,现从事油田地质开发研究工作。

22.1:2010-10-04:2010-12-07 :1974200张福玲.葡北三断块高含水期稳油控水技术研究图1有注无采型图2有采无注型m 3。

另外,随着注水开发时间的延长,由于套管变形等原因,有14口分层注水井被迫改成小直径配水,注水层段由48个减少到41个,有7口分层注水井改成笼统注水。

以上几类井占全断块正常注水井的36.7%,这些井的存在,制约了油田的注水调整,对控制油田产量递减和含水上升产生不利的影响。

3稳油控水技术研究及效果3.1油层动用状况及剩余油分析在精细地质研究的基础上,利用密闭取心、吸水剖面、产液剖面、碳氧比等资料,采用数值模拟、综合分析方法,基本搞清了油层动用状况及剩余油潜力。

3.1.1密闭取心井油层水洗状况密闭取心井水淹状况资料表明,有效厚度大于1m 的油层已全部水淹,水洗厚度占全井的59.1%。

这类油层主要以内前缘相的水下分流河道砂体沉积为主,油层厚度较大,物性好,井网水驱控制程度较高,经过长期开发与调整已全部见水。

在见水层内,强水洗厚度比例23.2%,中水洗厚度比例35.9%,说明水洗段水洗程度主要以中水洗和强水洗为主,但采出程度偏低,仅有22.87%。

3.1.2剖面测试资料分析油层动用状况根据37口产液剖面资料统计,动用差或未动用的油层主要是有效厚度小于0.5m 的薄差油层,动用层数、砂岩厚度、有效厚度比例分别为:67.0%、71.8%、79.3%,也就是说在这类储层中有三分之一的油层还处于未动用,而有效厚度大于1.0m 的主力油层与注水井连通的层已全部动用。

根据71口吸水剖面资料统计,吸水差或不吸水的油层主要是有效厚度小于0.5m 的薄差油层,吸水层数、吸水砂岩厚度、吸水有效厚度比例分别为:48.3、49.0%、53.6%,说明现井网中吸水状况较差的主要是薄差油层,而有效厚度大于1.0m 的主力油层与油井连通的层全部吸水(表1)。

表1吸水状况统计表厚度级别/m统计厚度砂岩/m 有效/m 吸水好砂岩,%有效,%吸水差砂岩,%有效,%不吸水砂岩,%有效,%2.0416.9296.797.397.1 2.7 2.9001.0~ 1.9237.4140.190.890.1 6.0 6.8 3.23.11.0小计654.3436.894.994.9 3.9 4.2 1.20.90.5~ 1.0177.999.98.754.019.616.141.729.9<0.541.918.319.636.129.417.551.046.4<1.0小计219.8118.235.151.221.516.343.432.5合计874.1555.079.985.68.3 6.811.87.6根据碳氧比资料统计,低水淹与未水淹占统计厚度砂岩为22.9%,有效为19.3%;中水淹占统计厚度砂岩为47.7%,有效为53.1%;高水淹占统计厚度砂岩为29.3%,有效为27.6%。

低水淹与未水淹主要集中在厚度小于1.0m 的油层中。

3.1.3数值模拟研究剩余油分布针对葡北三断块地质特征及开发现状,为了进一步落实调整的潜力,开展了精细油藏数值模拟研究剩余油分布[3-5]。

数值模拟工区分26个沉积单元建立了砂体模型及属性模型,总网格数约为34.5万个。

模拟结果表明,剩余油类型总体上划分为注采不完善型剩余油、滞留区型剩余油、单向受效型剩余油、岩性变差型剩余油和砂体边部剩余油。

区块内目前剩余可动油储量为957.7104t,主要集中在以水下分流河道砂为主的PI6-9砂岩组,剩余储量为365.9104t,占总剩余可动油储量的38.2%,单层剩余可动油储量大于40104t 层数为8个,占层数比例达到75%。

尽管上部砂岩组PI1-5剩余可动油储量为391.8104t,占总剩余可动油储量的比例达到40.9%,但单层剩余可动油储量大于40104t 层数仅有3个,占层数比例为25%。

下部砂岩组P10-11剩余可动油储量为180.7104t,占总剩余可动油储量的比例仅为18.9%,单层剩余可动油储量大于40104t 层数为2个,占层数比例为33%。

3稳油控水技术措施根据葡北三断块存在的主要问题、油层动用状53.2石油地质与工程2011年第2期况及剩余油分布情况,通过应用转注、更新、钻点状油水井、补孔、欠注井治理等手段,强化完善注采关系;通过注水井细分注水、调剖、层段间注等措施,强化注水结构调整;通过采油井压裂、堵水、补孔等组合措施,挖掘油层潜力,减少无效水循环,强化产液结构调整。

3.2.1完善注采关系在精细地质描述和构造再认识的基础上,动静结合,针对注采关系不完善砂体,特别是在剩余油较富集区采取相应的措施完善注采关系。

在井网控制不住的砂体上钻点状油水井,点状注水井占据相对构造高点,点状油井占据滞留区。

在转注井的选择上以完善主要砂体注采关系为主,兼顾层间和平面上的相互关系,提高油田水驱控制程度,减少单向水驱厚度比例。

选择断层边部、砂体端部、或者处于注水井包围中的剩余油富集区进行油井补孔,提高油层动用程度。

对于初期吸水好,开发过程中吸水逐渐变差的欠注井,首先采取酸化治理措施,对于多次酸化无效的井,通过水力喷砂射孔措施加以治理。

完善注采关系措施工作量见表2。

表2完善注采关系措施工作量表注水井措施更新井/口钻点状水井/口酸化/口水力喷砂射孔/口35425油井措施补孔/口钻点状油井/口转注/口9333.2.2调整注水结构针对非均质油层注水开发的不均匀性,将注水井各层按渗透率的差异,合理地组合划分,通过增加或调整注水层段,限制高渗透、高含水层的注水,加强低渗透差油层、低含水层的注水,达到调整不同类型油层注水结构的目的,实现细分注水。

对于夹层厚度较大(一般大于1.2m)的层段,采取常规细分,而对于夹层厚度较小(一般小于1.2m)的层段,利用长胶筒,在封堵高含水厚油层下部部分油层的情况下,分卡出薄层油层,提高其吸水能力。

针对油层特点,分别采取不同调剖措施,挖掘主力油层及厚油层层内存在的剩余油,控制层内无效循环,扩大注入水波及体积。

对于砂体特别发育、厚度非常大的高含水主河道砂体,实施注水深部调剖;对于层间矛盾突出,无法细分的注水层段,为提高薄差油层的吸水能力,实施浅调剖;针对厚度较大、水淹程度高的主河道砂体,在注水井调剖的同时,对应油井油层也相应采取调剖措施,进一步挖掘厚油层剩余油潜力,实现双向调剖。

加大以层段间注为主要方式的周期注水技术应用力度,有意识地适当恢复基础井网或一次井网多年停注的主力层注水,使一些含水相对较低的油层恢复动用,针对含水高、压力高、井组注采比高的井区,继续对各套井网的高含水层段实施间注,控制含水上升速度。

3.2.3调整产液结构结合注水结构调整措施,采油井采取压裂、堵水、补孔,同时加强补堵结合、压堵结合等组合措施的实施,调节层间矛盾,优化产液结构。

针对层间矛盾突出,平面调整余地较大的高含水主河道油层采取堵水措施。

对于高含水层单一且判断准确,夹层大于2m,接替条件较好的油井,选择普通机械堵水方式;对于多层高含水、窜槽井或套变井,采用水泥封堵,对相对低含水层重新射孔。

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油田高含水期稳油控水采油工程技术分析

油田高含水期稳油控水采油工程技术分析

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。

油田高含水期稳油控水技术的研究

油田高含水期稳油控水技术的研究

油田高含水期稳油控水技术的研究摘要：随着石油工业的发展，油气资源开采技术质量也越来越高。

同时，油田开发也进入了高含水期，为确保石油资源的安全开采，石油企业必须着重优化稳油控水技术，以此提升石油资源生产效益。

文章对油田高含水期稳油控水技术进行了分析，希望能为石油开采提供借鉴。

关键词：油田；高含水期；稳油控水；技术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，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。

1.油田高含水期存在的问题1单井生产效率下降，油田整体开发效益受到影响就油田生产的现实情况来看，一旦进入高含水期，单井生产会受到一定影响，导致产油量下降，油田开发整体经济效益也会受到一定程度制约。

在油田高含水期下，油田生产过程中能量消耗也会有所加大，在机械设备运行过程中，磨损会有所增加，甚至会加大机械设备运行故障几率，导致油田生产整体进度也会受到影响。

新增可采储量有所减少，观察油层可发现非均质性问题，并且逐渐加重，这就会严重影响油田采收率。

油田生产中老井产油存在一定难度，措施方面有所不足，投入与产出之间比例不符合油田生产要求，这就势必会制约着油田生产经济效益的提升。

通过观察外围油田区块的情况可以发现，部分油井产量与效率较低，此类油井的数量增多，这就势必会影响油水井的完整性，加大生产成本，而生产效率不高，严重威胁着油田开发的顺利进行。

2油气水作用下设施使用质量下降在油田生产的过程中，油气水的状态会对设备的运行产生一定的影响，也会对生产设备进行腐蚀，这样就会对设备的使用性能产生负面影响，从而产生器械故障，增大企业的维护成本。

3油田含水期具有一定的复杂性油田高含水期具有一定复杂性，观察采出液可以发现，其含水量较高，则含油污水处理难度较大，需要以众多专业处理设备为支持，处理工作量大，这就会加大油田生产动力设备能耗。

葡北三断块综合调整挖潜效果分析

葡北三断块综合调整挖潜效果分析

化 工 中间体
２ ０ １ ５ 年第Ｏ ６ 期
葡 北三 断块 综 合 调 整控 潜 效 果 分 析
￣ Ｕ ｌ Ｉ质队 黑１ 乇 江大庆 １ ６ ３ ５ １ ７）
摘要 ：目前葡北三 断块 已进入特高含水期开发阶段 ， 剩余油分散 ， 挖潜难度 越来越 大 。为了进一步改善特高含水 期水驱开发效果 ， 我们以注好水 、注够水 ， 提高有效注水 、强化提液挖潜 、增加可采储量 为原则 ， 以精细调整 、精细挖 潜为手段 ， 不断拓宽特高含水期控水挖 潜新途径 ， 努力控制产量递减与含水上升速度 ， 不断提高水驱开发效果 。本文针 对葡北三断块水驱开发 中存在的问题 ， 应用精细油藏研究成果 ， 分析 水驱井的开采状况 ， 分析剩余油分布状况 ， 积极寻 找剩余油富集区 。 通过对水井采取压裂 、 细分 、 测调等措施 ， 改善注水井的注水状况 ： 同时对油井采取补孔 、 压裂等措施 ， 进行综合调整 ， 有效挖潜剩余油 ， 从而改善特高含水期水驱开发效果 。 关键词 ：精细油藏 ；提液挖潜 ；可采储量 中图分类号 ：Ｔ Ｅ ３ ５ ５ 文献标识码 ：Ａ 及 时跟踪 ，保证油井生产效果 。２ ． 对策 。一是投产新井 ， 老油 井转 注等措施 ， 完善注采关系； 二是通过压裂 、 换泵 、 堵 水等 手段 ， 有 效益 的挖掘层 间潜力 ；ｊ是针 对油 井生 产情 况 ， 适 时调整 生产参 数 ， 保证油 井正常 、 平稳 生产 ； 反九 点 法面 积注 水 ， １ ９ ８ ７ 年 进行 一次 加 密调整 ， 井 网为 四是 针对有 恢复潜力的长关井及时分析 ， 及 时恢复生产 ； ３ ０ ０×３ ０ ０ ｍ五点法面积注水 ， １ ９ ９ ８ 年进行二 次加密调整 ， 五是 对注水 井及 时进行方案调整 ，保证油井产能 。 井 网为 ２ １ ２× ２ １ ２ ｍ不规则井 网注水 ， 截 止到 ２ ０ １ ３ 年 ６月 四 、 治 理 效 果 底， 共有 油水井 数 ４ ４ ８口 ， 其 中油井 ２ ９ ９口 ， 开井 ２ ７ ２口 ， 针对葡北 三断块存 在的主要 问题 ，并 在多学科 研究 注水 井 １ ４ ９口 ， 开井 １ ２ ６口 ， 累计 产油 ９ ３ ２ ． ０ ０ １ １ ×１ ０ ｔ ， 基础 上 ，根据剩余油分布情况 ，共实施 油井补孔 １ １口， 累计 注水 ５ １ ９ ９ ． １ ２ １ ８ ×１ ０ ｍ ， 综合 含水 ９ ３ ． ４ ５ ％， 年 注采 比 堵水 ４口，换泵 ５口， 长关井恢复 ２口， 水井酸化 ２ ４口， ０ ． ８ ６ ，含水上 升率 一 ０ ． ８ ９ ％，采 油速 度 ０ ． ４ ６ ９ ％， 采 出程度 综 合 方 案调 整 ２ ３口，细分 调整 １口，跟 踪 调整 ７口。 ３ ７ ． ８１ ％ 。 另外 于 ２ ０ １ ３ 年共投产新井 １ ２口。 二、水驱开采 中存在的主要 问题 １ ． 新井 投产 效果 。２ ０ １ ３年通 过对葡 北 三断块 ８ ０ 排 １ ． 单 向连通 比例高 。葡 北三断块 北部地 区砂 体窄而 以南地 区进 行加 密新 井 ， 目前 已投产 １ ２口新油 井 ，投 薄 ，条带性非 常明显 ，砂体宽度一般在 ５ ０ — ２ ０ ０ ｍ之 间 ， 产 初期 日产液 ２ ０ ． ５ ｔ ， 日产 油 ０ ． ８ ｔ ，综 合含 水 ９ ５ ． ９ ％，沉 受砂体沉积 条件及注采 完善程度影 响 ，水驱控制 程度仅 没度 ６ １ ２ ． ６ ｍ，新井投产 以来对 于高沉 没度的井调大生 产 为７ ６ ． ８ ％，水驱控制 程度低 。单 向连通 比例高 ，制 约 了 参数 ６口井 ９井次 ，低 沉没 度井调小生 产参数 ２口井 ， 剩余油 的动用程度 。２ ． 注采关系不 完善 。葡北 三断块北 目前 Ｅ ｔ 产液 ２ ４ ． ５ ｔ ， 日产 油 ２ ． Ｏ ｔ ，综 合含水 ９ ２ ％，沉 没度 部 目前 油水井数 比为 ２ ： １ ， 虽然经历 了两次加 密调整 ，但 ５ １ ２ ． ９ ｍ。２ ． 注 水井 措 施效 果 。 （ １ ）水井 酸 化效 果 葡 北 受沉积 环境 及注采井 网的局 限性 影响 ，局部井 区整个条 三断块 实施 水井 酸 化 ２ ４口，酸 化前 后对 比，注 水压 力 带上仍然存 在有采无 注 、有注无采 或来水方 向单一 ，造 下降 ０ ． ６ ＭＰ ａ ， 日注水增 加 １ ２ ｍ 。使周 围 １ ５口油井见 到 成油 层 动 用不 好 或根 本 未动 用等 注 采 关 系不完 善 的情 效 果 ， 日增 油 ０ ． ６ ｔ ，含水下 降 １ ． ９个百分 点 （ ２） 水井 方 况 ，影 响了区块 的整体开发 水平 。３ ． 产量递 减速度快 ， 案调 整 ２ ０ １ ３年葡 北三 断块 加大 注水井 方 案调 整力 度 ， 含水上 升快。葡北油 田属于水下 窄薄砂体沉 积为主 ，油 其 中细分 １口，增加 １ 个注水层段 ， 日注水增加 ｌ Ｏ ｅ ｒ ， 层物 性差异大 ，层 内 、层 间、平 面矛盾 突出 ，油层水 淹 使周 围 ２口井见到注水效果 ， 日增油 ０ ． ３ ｔ ，含 水下降 ０ ． ６ 不均 匀 ， 三断块 北部 １ ９ ９ ９ 年 完成 二次 加 密调整 之 后产 个 百分 点 ，综合 方 案调整 ２ ３口，跟 踪 方案 调整 ７口， 量开始逐年递减 ， 由２ ０ ０ ２年 的 ２ １ ． ４ ｘ １ ０ ４ ｔ 下 降到 ２ ０ １ ０ 使 周围 ３ ２口油井见到 了较好 的注 水效果 ， 日增油 ０ ． ６ ｔ ， 年１ ０ ． ９ ×１ ０ ｔ ， 含 水逐 年上升 ， 由 ２ ０ ０ ２年 的 ８ ４ ． ０ ３ ％ 上升 含水 下降 １ ． ２ 个 百分点。３ ． 油井措施效果 。 （ １ ） 油井 补 到２ ０ １ ０年的 ９ ２ ． ７ ２ ％， 全 区综合含水上升速度较快 。 孑 Ｌ 效果 ２ ０ １ ２年葡北三断块共补孔 １ １口，日产液 ３ ６ ． ２ ｔ ， 三 、治理原则及对策 日产 油 ３ ． ５ ｔ ，综合 含 水 ９ ０ ． ３ ％，与补孔 前 相 比 ， 日增 液 １ ． 原则 。一是对 由于泵效低 、泵况变差 的油井 ，及 ｌ ３ ． ８ ｔ ， 日增油 １ ． Ｉ ｔ ，综 合含水 上升 １ ． ４ 个 百分点 （ ２）油 ０ １ ３年葡 北 三断块 共 换大 泵 ５口 ，日产 液 时采取检 泵 、换泵等措 施 ；二是对 于高含水 低效 无效油 井换 泵效 果 ２ １ ． ９ ｔ ， 日产 油 ３ ． ３ ｔ ，综合 含 水 ９ ２ ． １ ％，与补 孔前 相 比， 井 ，若产 液量及含水 相对较 高 ，且 层 间 （ 层 内 ）矛盾 突 ４ 出，则采取 层段 （ 层 内 ）堵水措施 ；若既存在 剩余 潜力 日增液 １ ０ ． ３ ｔ ， 日增 油 １ ． ６ ｔ ，综 合 含水下 降 ２ ． ７ 个 百分 点 又存 在注入水单层 突进 ，则采取 压裂与堵水 相结合 的治 （ ３ ）油井堵 水效果 ２ ０ １ ３ 年 葡北三 断块共堵 水 ４口， 日 理措施 ；若层层 高含水 ，堵水无 潜力 的高 含水井 ，则 采 产液 １ ３ ． ７ ｔ ，日产油 Ｉ ｔ ，综合含水 ９ ２ ． ９ ％，与￣ ｔ ， Ｔ Ｌ 前相 比 ， 取补 孔与堵水 相结合 的治理措 施 ；若关前堵 水失效 或堵 日降液 ８ ． ６ ｔ ，日增油 ０ ． ４ ｔ ， 综合含水下降 ３ ． ６ 个百分点 （ ４） ０ １ ２年葡 北三 断块 长关 井恢 复 生产 ２口， 日 后造 成高含水井 ，则采取拔 堵或调堵措施 ；三是对 于注 恢 复生 产 ２ ６ ． ８ ｔ ， 日产 油 １ ． ６ ｔ ，综 合含水 ９ ０ ％。通过对 油水井 采关 系不完善 井 区，进行新 井投产 ，及时采取转 注、补 产液 １ 孔等 措施 ，完善 注采关 系 ；四是对于 注水 井合理调 整 ， 进行综合 调整 ，新井 累计产油 ３ ４ ５ ｔ ，措施井年 累计 增油
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析

油田高含水期稳油控水采油工程技术分析

油田高含水期稳油控水采油工程技术分析油田高含水期稳油控水是一种有效的采油工程技术，可帮助延长油田生产寿命和提高开采率。

本文将从稳油控水概念、技术原理、应用案例和优缺点几个方面对其进行分析。

一、稳油控水概念：稳油控水是一种通过注水、注聚合物或注聚合物改性石油驱替等手段，控制油藏水驱效应，稳定油藏动态压力，保证油田生产的一种采油方法。

稳油控水的目的是减缓含水油井的含水率上升速度，降低开采成本，提高生产效益。

二、技术原理：油田在开采过程中，由于自然驱动力的逐渐减弱，注水、提高采收率等工艺的应用，使得油藏内的水驱力逐渐增强，最终导致含水率上升过快，甚至出现大量水窜井的情况。

因此，稳油控水的关键在于控制油藏含水油井的产水量和深度，防止油富水淘，减少井底压力，维持稳定的采油效率。

技术实现方案：1.注水：最常见的稳油控水手段是注水，通过向油藏中注入一定量的清水，增加井底压力，降低动态稳定水位，遏制含水油井的含水率上升。

2.注聚合物：注聚合物是一种通过注入改性聚合物等高分子物质，来提高油藏微观通透率和岩石表面活性，从而改善含油层的水驱、岩石表面润湿性和油水相对渗透率的一种技术。

在合适的注聚合物剂量下，可大幅度减缓含水油井的含水率上升速度，提高油的采收率。

3.注聚合物改性石油驱替：该技术是将改性聚合物通过水驱作为驱油剂，与含油层内的原油混合，形成稀油-稠油剪切增效体系，促进稠油流动性提高，从而实现油水剪切抵抗效应，增加油的采收率。

三、应用案例：目前稳油控水技术已经广泛应用于全球多个大型油田，包括东海油田、胜利油田、准噶尔盆地等。

以胜利油田为例，该油田长期面临含水率上升、采油效率下降的问题。

通过实施稳油控水技术，仅仅短短两年时间内使该油田的含水率由原来的60%下降到30%，同时提高了采收率。

四、优缺点：稳油控水能够有效减缓含水油井的含水率上升速度，提高油的采收率。

稳油控水可以降低开采成本，延长油田生产寿命，避免过度开采导致地层沉降等环境问题的发生。