国内外高含水、特高含水油田采油工程技术研究
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施
试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施高含水期油田是指原油产量中水含量较高的油田，由于高含水期油田原油产量低、开采技术难度大、生产成本高等问题，给油田开发和生产带来了诸多困难。
对于高含水期油田，如何通过注水开发改善油田开采效果成为石油地质工程领域的一个重要课题。
本文就试论石油地质工程中高含水期油田注水开发改善措施进行详细探讨。
高含水期油田注水开发改善措施需要从井网控制方面入手。
井网控制是指根据油田地质特征和水驱动机制，合理布井、合理配置注水井和采油井的位置，以调整油层动态压力分布，提高注水效果。
在高含水期油田中，常采用网格或块状井网控制方式，即在油层内按照一定的网格或块状模式布置注水井和采油井。
通过科学合理的井网控制，可以最大限度地提高注水液体的渗透效果，保证注水井与采油井之间的压力差，减少水和油的混流，从而提高采油效率。
高含水期油田注水开发改善措施还需要从注水井完善方面入手。
注水井完善是指在注水井的选址、注水设备的选择和安装、注水层的选择等方面进行优化调整，提高注水井的注水效果。
在高含水期油田中，注水井的完善是尤为重要的，可以采用多级井筒注水技术，即在井筒中布设多层注水管。
通过多级井筒注水技术，可以增大油层受水表面积，提高注水效果。
在注水设备的选择和安装方面，要选用高效节能的注水泵和管道，保证注水设备的长期稳定运行。
注水层的选择也是至关重要的，要在选井时充分考虑油层地质特征、水驱动机制和地质构造条件，选择适宜的注水层，以提高注水效果。
高含水期油田注水开发改善措施还需要从注水液体改良方面入手。
注水液体改良是指通过添加特定的化学物质或调节注水液体的性质，提高注水液体的渗透能力和油层渗透性。
在高含水期油田中，可以采用调节注水液体盐度、添加表面活性剂、改善注水液体粘度等技术手段，以提高注水液体的渗透性和油层渗透性。
在注水液体的选择方面，要根据油层地质特征、水驱动机制和地质构造条件，选用适宜的注水液体，尽量减少对油层渗透性的影响，提高注水效果。
国内外高含水油田、低渗透油田以及稠油开采技术发展趋势
我国公布的国家“十一五”国民经济发展规划中将“单位国内生产总值能源消耗降低20％左右”作为一项重要任务指标，这一目标要求今后5 年内我国必须依靠科技进步，在能源开发、转化、利用等各环节提高效率、节约资源。
我国一方面石油资源短缺，而石油需求量逐年大幅增加，另一方面石油采收率不高，开发过程中浪费严重。
我国陆上油田采用常规的注水方式开发，平均采收率只有33％左右，大约有2/3 的储量仍留在地下，而对那些低渗透油田、断块油田、稠油油田等来说采收率还要更低些，因而提高原油采收率是一项不容忽视的工作，也是我国从源头节约石油资源的最有效途径之一。
由此产生的对石油高效开采技术的需求也将更为强烈。
分析国内外石油开采技术的发展态势，将有助于我国发挥优势，弥补不足。
1 高含水油田开发特色技术30％左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。
据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1％，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。
因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。
国内外情况已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。
目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的1.1 在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有：井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。
改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。
油田高含水后期分层采油技术的运用分析
油田高含水后期分层采油技术的运用分析发布时间：2022-08-19T05:50:13.232Z 来源：《科技新时代》2022年第1期作者：贾喻博[导读] 分层采油属于石油开采技术之一贾喻博中石化河南油田分公司采油二厂摘要：分层采油属于石油开采技术之一，主要指在石油开采井内利用封隔器将石油层分成若干层段，之后利用配产或卡封的方式，尽量降低不同分层之间的相互影响，确保油层作用的发挥。
分层采油技术具有专业性强、技术性高、复杂性强等特点，在具体应用中，相关技术人员需要全面考量分层采油具体技术的优化与应用，以确保采油作业有序推进。
关键词：分层；高含水；采油；技术前言分油层采油技术属于当前应用最为广泛的采油技术之一，利用该开采技术可以确保石油开采质量，但此项技术应用多年，在实际应用中适当的改进原有技术对于增油、控水等具有重要意义。
本文从分层采油技术及高含水后期分层采油技术应用、技术改造两方面进行分析，希望可以起到一定借鉴意义。
1.分层采油技术分类及应用 1.1多管与单管分层采油技术及应用分层采油技术十分复杂，根据采油管形式的不同可以将分层采油技术分为多管与单管分层采油两种不同形式。
首先，多油管分层采油。
多管分采主要指在油井分层基础上，根据每一层油层的不同，使用不同口径大小的采油管，调整采油管数量与容纳范围，提升不同分层采油的速度与质量。
此种方式需要注重油井环境情况，需要确保采油施工环境安全。
其次，单管分层采油。
此种方式与多管采油相类似，都需要在油井分层之后进行，此种采油形式是指根据制定的采油施工计划，结合隔离设备的推动，在原有单管分层的基础上，减少其他石油开采工作产生的影响，避免多油层之间产生的不良性影响，提升采油质量[1]。
1.2高含水后期堵酸化工艺与重复压裂技术及应用一般分层采油技术在应用后期，难免会遇到高含水的情况，此时分层采油技术不得不考虑相应地质、水等因素，因此在技术选择上往往会选择暂堵酸化工艺（裂缝深部）与重复压裂技术，以保证高含水后期分层采油作业的质量。
油田特高含水期分压注水试验研究
１ ． ｍ ，有 效 厚 度 ２ ２ ，开 井 ３ ２７ ．ｍ ５口 ，注 水 压 力 １ ． ＭＰ ， 日注 水 量 １ ９ ｍ。 １７ ａ ２６ 。
２ 分 压 注 水 的 实 施 方 式 及 调 整 原 则
针对 油 藏埋 深 较大 、储 层 发育 相对 较 差 、油层 动 用程 度相 对较 低 的 葡 工４及 以下油 层 ，采取 分 压 注
［ 要 ］ 针 对 区 块 葡 Ｉ４及 以 下 油 层 埋 藏 深 度 大 、 储 层 发 育 差 、 动 用 程 度 低 等 特 点 ， 在 区 块 葡 ４及 以 下 摘
油 层 开 展 了分 压 注 水 试 验 ： 上 部 油 层 采 取 周 期注 水 ， 下 部 油 层 提 高 注 水 压 力 ， 克 服 薄 差 储 层 的 启 动 压 力 。 试 验 结 果 表 明 ，分 压 注 水 可 以提 高 油 层 的 吸 水 能 力 ， 改 善 油 层 动 用 状 况 ，对 特 高 含 水 期 水 驱 精 细 开 发 、 高 效 注 水 具 有 一定 的 指 导 作 用 。
２ １ 分 压 注 水 的 方 式 ．
最 大 注水 压力 主要 是 受射 孔顶 界 限制 ，葡 Ｉ ４油层 顶 界 比萨尔 图 油层 顶 界 深 １ ６ 左 右 ，单 独 层 系 ２ｍ 开 采 可增 加注 水压 力 １ ６ ＭＰ ，因此 ，采 取 分 压 注水 的方 式 ，即上 部 油 层 采 取 周期 注 水 ，下 部 油 层 提 ．１ ａ 高 注水 压力 ，克 服薄差 储 层 的启 动压 力 。
油田高含水期稳油控水采油工程技术
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。
国内外油田采油注水技术发展现状分析
国内外油田采油注水技术发展现状分析作者：俞航来源：《科学与财富》2021年第04期摘要：注水技术是提高和改善油田开发效果的主要途径。
为了顺利开采，近些年油田注水技术迅速发展起来，由早期的笼统注水、偏心注水、同心注水等发展到现阶段的分层注水，注水工艺始终主导着国内的石油开发进程。
本文对目前国内外的注水技术进行了全面阐述和分析，为自动化、一体化和智能化注水开采技术的研发提供理论依据。
关键词：注水技术;发展现状最近几年，中国的注水开采技术日趋成熟，但由于近年来的管理和投入上不受重视，注水油田开发的矛盾日益凸显。
主要表现为：部分油田含水和自然递减率上升，分灌注度和细分程度低，分层试验周期长，水驱开发油田采收率较低，井下管柱腐蚀，破损严重，注入水质二次污染严重等。
一些传统油田在进入特高含水期后，与生产直接的关系较为复杂，会出现如：测试周期长、人工操作繁琐、工作效率低等问题。
在这个阶段，注水精度和合格率低下的缺点被进一步扩大，不能再满足采矿需求，并且非智能化和自动化的注水技术和配水装置使得我国油田开采这一领域的发展停滞不前，急需突破和创新。
油田开采技术的智能化领域，相比国际研发技术，我国一直存在差距，这是基础设施建设上投入较少，也是我国研发学者在这方面探究的不够极致，具体体现在测试效率低下，测试工期长，注水精度差，并且无法实现真正的自动化操作，以及实时分析自动决策控制能力不足，现场施工时人工操作繁琐和安装困难。
自1954年玉门老君庙油田在L层边部MN27井成功实现油田注水起，国内注水技术开始发展，笼统注水是最早使用的注水方式，能够使得油层在各注水层出现不同的情况，因而开展采油工作将简单得多。
分层注水技术在国内油田的应用已经有几十年，在大庆油田、胜利油田等大规模油田的分层注水技术中的细分技术以及规模已经达到了国际领先的水平，为我国的油田各个时期的生产提供了技术保障。
然而由于其利用率和出油量低下，甚至在某些油层出现早见水不出油等情况，笼统注水已不能满足现阶段油田开采需求，可以看出不同的油层在相同的压力下进行注水，在吸水能力强的地层会注入更多的水，而需要水供给的油层却吸水能力较差的注水层难以得到供水。
油田高含水期稳油控水采油工程的技术分析杨存
油田高含水期稳油控水采油工程的技术分析杨存发布时间：2021-06-09T16:02:32.537Z 来源：《基层建设》2021年第5期作者：杨存[导读] 摘要：通过对高含水期油田稳油控水采油工程技术的改进，能够更好地实现石油资源生产的安全性。
长庆油田第三采油厂胡尖山作业区宁夏银川 750000摘要：通过对高含水期油田稳油控水采油工程技术的改进，能够更好地实现石油资源生产的安全性。
为此，石油企业要充分利用石油地球化学勘探模式，在对各层次含油量探测的基础上，依托精细注水技术，使得注水合格率提升。
并在堵水技术改进的同时，科学封堵高渗透出水层，对油井含水量加以控制，以达到稳油控水目的。
除此之外，要对石油化工仪表的配置进行优化处理，保证仪表监测报警的功能得以优化。
只有这样，才能够保证油田在进入高含水期后生产的安全性。
关键词：油田高含水期；稳油控水采油工程；技术引言基于社会经济可持续发展，现代工业随之加速，对能源需求量也不断提高。
而石油能源始终是重要能源之一，要想对石油能源安全性问题加以解决，就要尽量提升油气资源采收率。
一般来讲，油田开采涵括石油生产与地面油藏，且生产阶段是开采油田的重要目标。
为此，要高度重视石油开采管理的作用与价值。
1高含水期油田采油特征阐释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[1]。
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。
在发生以上问题后，会直接影响油田生产，为此要综合考虑具体状况改善相关技术，确保稳油控水。
当油田开采进入高含水期，油井的生产用水量也将随之提高，安全隐患诸多。
2高含水期油田开采问题分析2高含水期油田开采问题分析2.1开采困难以科学角度分析，地下油田为天然碳氢化合物，而且表面下方以液体为主，甚至存在气体。
特高含水期油田改善水驱开发效果关键技术
胜二区沙二83-5单元调整效果日产液（t/d）45来自04144934
5912
日产油（t/d）
58
154
212
492.20％1
含水（%）
0.9
96.6
95.7
调前：2002.12 2003年12月
水驱控制程度提高：由65.8％上升到81.6％； 含水降低：含水上升率-1.05％； 可采储量增加：增加了47万吨，提高采收率3.0％。
胜坨油田胜二区83－5单元: 含水96.6％、可采程度93％ 建立精细储层模型：利用小层中的泥（灰）质隔夹层（0.5-1.7m）将2个 小层细分为11个韵律层，每个韵律层具有不同的沉积、水淹特征。
82(4) 82(5)
23x280井测井图
83小层
83(1) 83(2)
83(3) 83(4)
原83上 原83下
动用储量 104t
辛47 辛50 河68 垦71断块 辛109 辛16 临13沙二下南块 辛68 利21块 永3 辛11-9 辛23 河43-106断块 营13 ……
差值 -26.3 -10.6 -27.2
83(4)韵律层平面图
83(5)韵律层平面图
细分韵律后 83⑷注采对应率 只有53.8%
细分韵律后 83⑸注采对应率 28.6%, 均为单向
细分韵律层后韵律层的水驱储量控制程度较低，根据各韵律层统计，单元的水驱储量 控制程度降低，各韵律层仍有进一步完善井网、提高水驱控制程度的潜力。
高分辨率层序地层研究
多信
息储
地震、 储层 储层
层定 量模 拟技
露头约 束参数 库
骨架 参数 库
物性 参数 库
流体流动单 元研究
术
油田污水注入实现油层水超高含量的处理的分析研究
油田污水注入实现油层水超高含量的处理的分析研究【摘要】油田采油污水处理是一项关系油田生产和环境保护的重大课题，相应地，对污水进行回注处理亦非常重要。
本文基于此，对油田采油污水处理新技术膜分离技术、井下油水分离技术、三相旋流分离器技术进行了具体介绍并最终阐述其发展前景，同时为了实现采油污水的达标回注，我们进行了有效途径探索，并开拓了研究思路，阐明了采油污水处理工艺优化的内容和具体成效，以指导今后的研究和实践。
【关键词】采油污水回注处理油田生产工艺技术1 油田采油污水回注处理技术经过长期的研究应用与生产实践，国内外对采油污水的处理方法逐渐深入和增多，目前总结起来主要有以下几种方法：隔油处理法、气浮法、凝聚过滤法、化学处理法、生物处理技术、吸附法、膜分离技术、井下油水分离技术和三相旋流分离器技术。
前面的“老三套”处理方法在一定程度上取得了成效，但尚存在许多问题和不足，存在效益不佳和环境污染等问题。
相比之下，后三项处理工艺较新颖、有效，值得推广。
下面我们就新近的三项污水处理工艺作具体介绍；（1）膜分离技术。
膜分离技术是利用膜的选择透过性，合理地确定膜截留分子量，从而对污水中的油粒子依据其大小进行分离和提纯的技术。
具有高效、环保等优点。
常用的采油污水处理膜分离技术包括反渗透、超滤、微滤、电渗析和纳滤五种。
（2）井下油水分离技术。
井下油水分离是结合使用水力旋流分离器和多流井下泵送系统，进行油的生产、分离及采出水回注一系列工作的新技术。
该技术在国外许多国家的油田应用良好，满足了生产和环保的需求。
（3）三相旋流分离器技术。
该技术是在以往的两相（气-液、固-液、液-液）旋流分离器基础上，进行不同种类的旋流器的串联使用，同时分离多种相，保证水达标的处理技术。
例如液-液-固三相旋流分离器的投产和使用，具有比原始旋流分离器更高效节能、经济便捷的优势。
通过研究发现，这三项新的污水处理技术优势明显，将会在今后的油田生产的污水处理过程中发挥重大作用。
油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向研究
油田特高含水期采油工程研究现状及发展方向研究【摘要】我国最早的一批大型高产油田已经进入了特高含水期，出现了采储失衡、套损严重等问题，严重影响了采收率，降低了资源的开采效果，造成了石油资源的浪费，使采油工程面临着重大的技术难题。
本文指出了特高含水期油田所面临的技术问题，列举了我国在油田生产中解决这些问题的方法，并指出了未来的技术发展方向，目标是为了维持和提高含水期油田的产量，并降低能耗，节约成本。
【关键词】特高含水期采油工程提高采收率技术研究我国的传统大型油田，如胜利油田、大庆油田等，经过从发现到现在，经过几十年的开采，多数油田进入了高含水期，含水高的情况和高速开采同时出现，导致储采严重失衡，套损日益严重。
采用工程需要解决油田高含水期的一系列难题，提高最终的采收率，为了实现这样的目标，需要在开采技术上不断做出调整。
1 采油工程对油田发展的重要作用采油工程的工作目标是提高油田的产量和总体效益。
实践证明，采油工程与油藏工程、钻井工程、地面工程构成了油田生产的完整系统，又是建立在分层开采基础之上的非均质多油层砂岩油田系统。
这个系统要确保能够为解决油田生产上的矛盾提高技术支持，不断提升可采储量，保证提高采收率，保证完成各解决的目标产量。
同时还要控制生产成本，降低举升能耗和各项作业的费用，为油田的高效利用和可持续开发创作条件。
2 特高含水期采油工程所面临的技术难题和解决办法2.1 特高含水期采油工程需要解决的问题高含水期的油田会才生产上面临诸多问题：（1）新增储量减少，储采之间的矛盾加剧；（2）油田各层品质差别大，难以提高采收率；（3）老井产能下降，加密井递减率增加；（4）水油比上升，导致控水困难加大；（5）最早开采的油田增长苦难大；（6）套管严重受损，套损井数量增多；（7）设备老化和产能下降导致能耗上升，产油成本增加。
油田的开采开发过程，从技术层面来说就是不断平衡非均质油层间、平面和层内差异的探索。
要通过科学地划分开发层系、根据油藏的特性来完善相关技术，从而实现提高油田注水开发整体效果的目标，最大限度地实现各类油层的开采程度和采收率。
高含水后期分层采油技术的应用_2
高含水后期分层采油技术的应用发布时间：2023-03-27T05:56:31.936Z 来源：《工程建设标准化》2023年1月第1期作者：张艳红[导读] 石油作为重要资源，能够服务于我国经济发展，在市场经济及宏观政策引导下，石油企业得以迅速发展张艳红长庆油田第五采油厂，宁夏吴忠 751506摘要：石油作为重要资源，能够服务于我国经济发展，在市场经济及宏观政策引导下，石油企业得以迅速发展，尽管开采技术、石油储量位于世界前列，人均石油储量却较低，采取注水技术增加了油田含水量，需采取分层采油技术，解决层间矛盾。
关键词：石油工程；高含水石油；分层采油技术；应用如今在进行分层采油作业时高含水后期技术较为关键，若石油企业能够在开采过程灵活发挥技术优势，便可大幅降低分层采油难度与成本，还能从根本增加石油开采效率。
随着石油开采规模扩大，石油储量减少，开采难度增加一倍，有必要继续开发新的石油开采技术。
特别是在高含水层后时期，出现分层开采技术，通过工程试验，该技术在石油开采中具有明显的市场优势和技术优势。
1 石油工程中高含水后期开采概述石油是存储在地下的珍贵资源，受限于开采环境，为提高开采效率通常选用注水模式，油田深层注水后，能够加大油田压力，尽管可减小开采难度，却可能出现水油混合的问题，导致石油开采后不仅无法有效使用，还会引发安全事故。
油田高含水阶段，使用设备采油时降低了抽汲能力，一定程度上腐蚀设备，引发故障，进而硬性单井产量，由于增加了诸多产液量，也会增加水、油、气分离量，提升油气集输工作量。
油田如果联合站、转油站运行正常，需增加分离处理水、油、气设备，提高处理效果，保证采输平衡，以免出现冒灌情况。
并且，高含水油田增加了处理含油污水量，油田转油站不仅需处理含油污水，还要对其进行净化，安装更多过滤器，过滤含油污水，保证排放水质符合标准要求，输入注水系统内，利用水泵加压，经过配水间流入注水井内，达成水驱开发效果。
2 高含水后期分层采油技术的应用要点 2.1 单管采油技术该技术主要指的是在石油开采之前，采取合理的措施将油田隔离，建立新的油层。
英台老油田特高含水期开发技术研究
收稿 日期 ：Ｏ Ｏ ７ ５ ２ １ —Ｏ 一ｌ 作者简介 ： 昌敏 （９ ２ ， １ ９ 年 毕业于中 国石油大学 ， 魏 １ ７ 一） 男， ９ ６ 工程师 ， 现从事 油田开发工作 。
１ ３ 存 在 问题 ．
英 台构造 属 松辽 盆地 中央 凹 陷一龙 虎泡 红 岗阶 地上 的一 个 局部构 造 ， 临古龙 凹陷 ， 与西 部斜 坡 东 西 相接 。 台油 田地 震Ｇ３反射 构 造为 一东 倾 的鼻状 构 英 造 ， 鼻状 构 造上 发 育 两 个近 南 北 方 向 的低 幅 度 短 在 轴 背 斜 ， 造 高 点 由东 向西 抬 高， 圈闭 面 积 ５ 构 ， ． ２ｍ。闭合 度 ８ 构 造短 轴 ０ ８ ｍ， 轴 ２ ７ｍ， ｋ ， ｍ， ．ｋ 长 ． ｋ 倾 角 １ ２ 。该 构造 主 要发 育高 台子 油层 ， 质储 量 ６ １ ．。 地 ２
中图分 类号 ： ３ ９ ＴＥ ４
１ 区块 简况 及存 在问 题
１ １ 地质 概 况 ．
文献 标识 码 ： Ａ
文章 编号 ：０ ６ ７８ （０ ０１ 一Ｏ １一 Ｏ １ ０－ ９ １２ １） ９ １９ ３ 效 措施 ， 年 产 量逐 渐 上 升 ， ２０ 使 到 ０ １年达 到 了 １ × ５ １ 以上 ，０ １年 以后 ， 量 开始 递 减 。 ０ｔ ２０ 产 目前 区块 开 井 １ ０口 ， 口 日产 液 ７ ２ｔ 日产 ２ 井 ９ ２， 油 ３ ６ ， 水 ９ ． ３ 。 实累 计产 油 ２ ２ ９ ×１ ， ４ ｔ含 ５６ ％ 核 ６ ． ０ ０ｔ 采 出 程 度 ３ ． ２ 。采 油 速 度 １ ６ ， ９４ ． ９ 自然 递 减 ９ ． ７ ， ６ 综合递 减 １ ７ 。 ．２
２ １ 年第 １ 期 ００ ９
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开发是国民经济发展中极为重要的部分，而其中高含水期稳油控水采油工程技术是油田开发中的重要环节。
随着油井的开采，由于油层中含水率的逐渐上升，形成了高含水期。
在这种情况下，如何有效地稳定油田产能，保持采油率，成为了油田开发中的一个重要挑战。
本文将对高含水期稳油控水采油工程技术进行详细的分析和探讨。
1. 高含水期的特点高含水期是指油层中的含水率达到一定比例，导致油井产液中含水量较高的情况。
在高含水期，油井的产液中水含量较高，而此时油的产量相对较低。
高含水期的特点主要包括：含水率高、产油效率低、产油稳定性差、油田采油压力大等。
2. 高含水期稳油控水技术（1）岩心分析技术岩心分析技术是通过地层岩心样品的分析，来确定油层中含水部分和含油部分的比例，从而帮助油田开发人员更准确地了解油层的含水情况。
通过岩心分析技术，可以确定高含水期的油井位置，并采取相应的措施来稳定油井产能。
（2）改进注采工艺技术在高含水期，采用改进注采工艺技术是一种有效的稳油控水方法。
改进注采工艺技术主要包括多层次注采技术、人工提高注水层位技术、分区注采技术等。
通过改进注采工艺技术，可以在高含水期中有效地控制油井产能，同时降低油层中的含水率，提高油井的采油效率。
（3）电潜泵联合压裂技术电潜泵联合压裂技术是一种结合了电潜泵技术和压裂技术的先进采油技术。
在高含水期，通过使用电潜泵联合压裂技术，可以有效地提高油井的产能，减少油层中的含水率，从而稳定油井产能。
以某油田为例，该油田处于高含水期，产液中含水率较高，产油效率较低。
为了稳定油田产能，采用了以下稳油控水技术：（1）进行了岩心分析，确定了高含水期的油井位置，并对这些油井进行了改进注采工艺设计。
（2）采用了多层次注采技术，并结合了电潜泵联合压裂技术，成功地降低了油层中的含水率，提高了油井的采油效率。
通过稳油控水技术的应用，该油田成功地稳定了产能，保持了稳定的采油效率。
梁南特高含水开发后期提高采收率技术研究
（ ） 网 、开 发方式 ， 采调整 等动 态剩 余油分 布特 征 。纯 ２ 井 注 ４ 块 、纯５ 块均 为单斜构造 ，因采取低 部位注 水 、高部 位采油 的注 ７ ６ 采方式 ，加上 电泵 ，水利泵强采 ，使注入 水在地 层 内舌进 ，在井 筒 附近 形成 “ 进” 、 “ 锥 脊进 ” ，油水 界面在不 同时期 、不 同构造 部
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（胜 利 油 田纯 梁 采 油 厂 ） 摘 要 梁南沙三中 已处于特 高含 水开发 期 ，通过 深化受储层静 态影响和受 井网、 开发 方式影响及数值模拟的剩余油分布特征 重新认识 了剩余 油分布规律；通过 实施有针对性的措 施 ，改善 驱油效果，有效动用剩余油 ，提高 了采收率。 关键词 特 高含水 剩余油分布 数值模拟 采收率
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油田高含水期稳油控水采油技术
油田高含水期稳油控水采油技术摘要：随着油田开发力度的增大，对于油田高含水期的采油工作，常常会遇到诸多的问题，如果无法正确采用稳油控水采油工艺，将造成巨大的能耗，影响产量和效益。
因此，针对油田含水期的采油任务，需做好稳油控水的工艺优化和改进，全面提高采油效率和效益。
本文主要分析油田高含水期稳油控水采油技术。
关键词：油田含水期；稳油控水；采油技术引言虽然在多年的油田开发过程中，我国的采油工艺和技术日渐进步，新型采油工艺的应用解决了传统技术的问题，为采油工作的进行提供了巨大的技术支持。
但随着很多油田开采年数的增加，一些油田进入了高含水期开发阶段，此阶段的油田含水量高，采油时油水分离难度大，控水复杂，为克服高含水期采油工作的难度，需从稳油控水的角度来进行技术的更新、设备的引进。
1、油田水平井稳油控水现状伴随着我们国家经济的发展，越来越多的油田已经进入到了发展的中后期阶段，对于控水的需求量也变得十分的紧迫。
海上油田水平井稳油的控水技术是一个综合性的工程，其中不仅包含了油藏学科、钻取学科，也包含了水平井的学科以及完井等各个专业，因此必须要全盘的对整个进行生产的井段进行安全生命周期控水的考虑，也必须全面的考虑各个能够产生影响的因素，进而做出更多的内容设计。
在已经确保了油藏的生产、钻取井等各个基础对工作的准备之后，还必须要通过相关的研究和探索进一步的去寻找一些合适的控水技术以及找水技术，从而更好的进行井筒内工作的开展，最终达到增强稳油控水的目的。
对于水平井稳油控水技术以及找水技术来说，因为油藏本身的特性、流体的特点以及井身的结构存在着一些条件上的差异，已经逐渐的形成了一系列不一样的技术。
在最近20年里，已经慢慢的形成了从生产测井、示踪剂等各种各样的找水技术，发展到了机械控水、化学堵水等结构体系十分完整的控水技术，这也给油田进行稳定的控水工作最大化提供了强有力的技术支持。
和陆上油田比起来，进行海上油田的开发有着自身的许多特点——海上油田的开发风险相对较高、投资成本较大、环保方面的要求也很高，容易受到的外界影响也比较多。
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
油田采油工程技术是指通过各种工艺手段，以最大限度地提高油田产能和采收率，实
现油田的稳产和长期开发利用。
油田高含水期稳油控水采油工程技术是指在油田开采过程中，当油井产水量高于油井产油量时，通过一系列先进的技术手段，控制井下水压，提高
采油效率，保持油田的稳定产能。
1. 井下水压控制技术：井下水压是指油井底部水的压力，控制井下水压可以有效控
制含水油井的开采效果。
常见的井下水压控制技术有：人工增压技术、增注压力维持技术
和减压控水技术等。
通过合理的选择和应用这些技术，可以有效降低井下水压，提高采油
效率。
2. 油井水气互驱技术：油井高含水期，油井底部的水与油井中的气体之间的互作用
会影响油井的采油效果。
通过合理地调整油井中的气体含量和井下水压力，可以实现水气
互驱，提高采油效率。
3. 提高采油效率的工艺技术：油井高含水期的稳油控水采油工程技术还包括一系列
的工艺技术，如：井下抽水设备的优化、油井防砂技术的应用、提高采油度的装备更新等。
通过这些工艺技术的应用，可以提高油井的产能和采收率。
4. 油田高含水期稳油控水采油工程技术的经济性分析：在应用油田高含水期稳油控
水采油工程技术的过程中，需要综合考虑投资成本和效益。
通过对投资成本和预计增产量、采收率增加量等经济指标的分析，可以评估技术应用的经济性，为决策提供科学依据。
油田高含水期稳油控水采油工程技术
油田高含水期稳油控水采油工程技术引言油田采油是一项极其重要的产业，与我国的经济发展密切相关。
在一些油田中，随着开采时间的增加和采油率的提高，逐渐进入了高含水期，采油难度加大，压力降低，油水混采，油水比例变差，油井出现水馆，油田的生产效益逐渐减弱。
如何尽快稳定油井并保证长效地采出更多的油，成为采油人摆在眼前的重要问题。
稳油控水，成为现代采油工程中一个至关重要的课题。
一、油田采油原理油田采油原理包括压力驱动原理、人工驱动原理和重力驱动原理三种。
压力驱动原理压力驱动原理又称自然驱动原理，油田中的油水气三相在不同压力下各自保持相对稳定的状态，当有孔隙或裂缝联通上下层时，就会产生自然驱动力，即水或天然气向下运动，使得油从下游沿岩石孔隙上升。
当石油矿藏被钻井开采时，矿藏压力下降，采油难度逐渐增大，压力驱动原理的效果就会逐渐减弱。
人工驱动原理使用人工手段施加外部压力，增加油井底部压力，使得油能够顺利流出，这是一种受控制的采油方式。
人工驱动原理一般使用泵来实现，对于气井则采用压缩气来实现。
重力驱动原理又称物理驱动，利用地球重力的作用，促使油从高处向低处流动，采油的效率较低。
重力驱动原理主要适用于油藏厚度较大的情况，如海上天然气田的开采。
二、油井稳定的条件1.油井压力稳定。
稳定的压力能够提高采油效率，使得油井一直处于稳定状态，保证能够长效地采出更多的油。
要做到这一点，除了要控制开采量外，还需要控制地下水位，降低油底细小裂缝的渗透能力。
2.油井動態平衡。
油井动态平衡即指油井的产油量与补给量之间的平衡。
当产油量与补给量之间出现失衡时，就会出现高含水、低油采出等现象，油井效益逐渐下降。
因此，在采油过程中必须保证油井的动态平衡，使得油井一直处于稳定状态，保证能够长效地采出更多的油。
3.油井内部稳定。
在油井内部，需要保持油水的良好分离状态，严格控制油田的水分含量，以免出现高含水现象，保证油井能够长效地采出更多的油。
三、高含水期的缺陷高含水期主要表现为由于矿床之间的连通性增加，导致注水甚至横向水窜现象的产生，使油口压力下降，产量减少，含水率升高，采油难度加大。
油田高含水期稳油控水采油工程技术研究
油田高含水期稳油控水采油工程技术研究随着油田开采的深入，油井产水量逐渐增大，导致油田进入了高含水期。
高含水期的油田开采面临着油水混采、流体压力分布复杂等问题，严重影响了油田的采油效率和产量。
为了更有效地开采含水油田的原油资源，稳油控水采油工程技术成为了当前油田开采中急需解决的问题之一。
一、高含水期的特点高含水期是指油田产水量占比较大，含水率较高的采油阶段。
通常情况下，油井产水量超过50%就可被定义为高含水期。
高含水期的油田采油特点主要有以下几个方面：1. 油水混采问题：由于油井产水量较大，油水混采严重，导致采油效率下降，增加了生产难度。
2. 流体压力复杂：高含水期油田中原油、天然气、水等多种流体复杂混合，使得采油过程中流体压力分布不均匀，增加了油藏开采的难度。
3. 能耗增加：由于需要处理大量产水，使得采油系统的能耗大大增加，成本上升。
二、稳油控水采油工程技术的研究意义稳油控水采油工程技术是指在高含水期油田开采过程中，通过工程手段控制和调控原油和水的产出比例，保持油井产油平稳，降低采油成本，提高采油效率。
研究稳油控水采油工程技术的意义主要包括：1. 提高原油采收率：稳油控水技术可以有效减少油水混采，降低产水含油率，提高原油采收率。
2. 降低采油成本：稳油控水技术可以优化油田开采工艺，减少处理产水的能耗和成本。
3. 保护地下储层：稳油控水技术可以减少产水对地下储层的影响，保护地下储层的有效性。
4. 提高油田采油效率：稳油控水技术能够使原油、水等流体在地下储层中更加均匀地分布，提高了采油效率。
1. 油井阻水技术：通过改进油井阻水方式，控制产水含油率，减少油水混采。
3. 人工注水调整：通过人工注水的调控，降低地下储层的渗透率，减少产水产量。
4. 流体分离技术研究：针对油水混采问题，研究流体分离技术，实现油水分离，降低产水的含油率。
5. 地下储层调整：通过调整地下储层的开采方式、压力分布等，保持地下储层的有效性。
油田高含水期开发技术研究与应用
油田高含水期开发技术研究与应用[摘要]随着我国石油企业的发展，石油行业的技术水平正在以惊人的速度提高，逐渐跟上了国际的发展水平，自1995年起，我国已经成为出口石油的大国，石油生产的压力越来越大，由于我国的地形和地质的特殊性，石油生产对我国来说是一种机遇又是一阵挑战。
这钟情况下我国的对高含水油田开采技术十分关注。
对于开发高含水期油田开发技术也相应出台了相关的经济政策，比如：地质条件和开发效果双体系评价分类方法等等，这些目的就是更好规范和运用在高含水期的油田开发技术，但是目前来说还仍然存在着不足和弊端不能满足生产的需要。
本文就在高含水期的油井开发时存在的问题以及其应对的技术措施，并评价了技术的应用效果。
[关键词]油田高含水期引起因素和问题开发技术应用效果中图分类号：te34 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）14-0170-01一、我国油田高含水开发现状由于我国石油大多数储层比较深，开发难度比较高及为了提高采收率，我国绝大多数油田都采用注水开发，注水开发有其自身的变化规律。
在前几年的油井综合含水20%一60%为中含水开发阶段，由干我国大部分油田投产时间较晚，过去相当长的一段时间，大多数注水油田都处于中低含水开发阶段。
在从我国成为了出口石油大国以来面对越来越大的生产压力，油井超负荷作业很多油田都陆续的进入了高含水开发阶段。
针对这种情况，我们参考了国内外注水油田达到高含水期开采阶段的处理措施和经验，对油田地质特点、开采方式和调整措施、采油工艺技术和地面工艺流程等进行了初步的总结。
以期在满足国家对油田的采油速度要求下，争取更长的稳产时间和收到更好的经济效益。
目前我国主力采油区比如长庆油田和胜利油田都处在高含水期，但是我国对高含水期油田的开发规律的认识还是有很大一部分空白，这就迫切需要研究高含水期油田开发技术和评价的指标体系，更好的指导油田的开发。
二、我国油田高含水期油井引起因素和影响由于我国地形差异较大，地质类型复杂，因此使用的注水法开发油田较普遍，注水法开发的油田容易出现高含水期的现象，使得石油的开发难度增大，不能持续对油井开发，这个问题也是国际上的石油问题，对于石油企业是十分不利的。
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国内外高含水、特高含水油田采油工程技术研究
作者：钱爱萍
来源：《中国化工贸易·上旬刊》2016年第10期
摘要：随着油田开采时间的增长，国内陆上油田总体上都已进入高含水、高采出阶段，油藏生产动态复杂，稳产期短，油井见水快，产量递减快，油田开发指标预测难度大，预测结果存在较高的不确定性；但对于老油田而言，地下仍含有大量的剩余油，如何准确地描述剩余油的分布和提高油气采收率是当今油田勘探和开发的主要目标。
要实现这些目标，就需要科学地进行精细油藏述、油藏数值模拟、开发方案调整、精细地质模型的建立和剩余油的分布，不仅是油藏描述的主要内容，也是有效地开发油气藏的基础，在整个油气藏的勘探和开发过程中都具有十分重要的意义。
关键词：高含水；剩余油；采收率
已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。
目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的30%左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。
据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1%，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。
因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。
1 国内外情况
在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有：井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。
改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。
控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。
2 采油工程技术研究
2.1 不稳定注水技术
不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差，充分发挥毛细管吸渗作用，提高注入水波及系数，驱替出低渗透区的剩余油，从而提高采收率。
不稳定注水的实施方法多样。
该技术很早就在俄罗斯和美国开始工业应用，俄罗斯对于相关应用基础的研究居世界领先地位。
我国对该技术已有小规模的现场试验和有限的机理研究，在技术上和应用规模上与国外有较大差距。
我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术，增产效果比较明显。
2.2 水平井技术
水平井钻井成本只是直井的1.5～2.0倍，而水平井的产量和单井增加可采储量可达直井的4～8倍。
除可显著提高油田产量外，水平井还可有效地提高油田采收率。
如美国Elk-Hills 26R 油藏从1988～1995年共钻14口水平井，获得良好经济效益（扣除成本，这些井在寿命期间获纯收入2.37亿美元），成功地控制了储量递减，并使该油藏最大可采储量提高18.7%。
在我国的大庆和长庆油田的一些低渗透砂岩油藏中已经开始了水平井的实验，结果表明，水平井加上压裂改造，可以取得比直井更好的开发效果。
2.3 加密调整井技术
直至目前，钻加密井、调整注采结构仍然是国外高含水期油田开采剩余油、改善水驱效果的主导技术。
其发展趋势是基于油藏精细描述，实现加密井的优化布置加密调整井网的对象，一是断块面积小，井距过大，连通状况差的油藏；二是开发对象转移到Ⅱ、Ⅲ类油层，物性差、需要缩小井距的油藏；三是原井网井距偏大，不利于储量动用的油藏。
3 我国今后技术发展方向
我国陆上油田采用常规的注水方式开发，平均采收率只有33%左右，大约有2/3的储量仍留在地下，而对那些低渗透油田、断块油田、稠油油田等来说采收率还要更低些，因而提高原油采收率是一项不容忽视的工作，也是我国从源头节约石油资源的最有效途径之一。
由此产生的对石油高效开采技术的需求也将更为强烈。
分析国内外石油开采技术的发展态势，将有助于我国发挥优势，弥补不足。
在提高高含水油田采收率方面我国今后需要进一步发展的技术有：侧钻水平井、复杂结构井技术、油层深部调剖技术、不稳定注水技术、注水后热采技术、物理法采油技术、套损治理技术等。
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