中高含水期如何提高水驱效果
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。
高含水区域油藏开发及水驱方式研究
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。
石油地质工程中高含水期油田注水开发的改善措施分析
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。
改善喇嘛甸油田特高含水期水驱开发效果
大
目前， 驱控制 程度 为９ ．％。 水 ８６ 但是 取心 １ Ｉ 宋小花洎然递减影响因素 ３ 】 分析及控制方法 内 ． 资料 表明， 层内剩 余油仍然 较多， 要分布在 液 主 江科￣（ ０． ２ ６ ０ 层内各沉积 元韵 律段上ｇ ［ ２ ４１ 】 ； 。 利 用精 细地 质研 究成 果 ， 合新 钻 井水 结 ［ 刘树明． ４ ］ 油藏高含水期原油生产递减合理性及 井组注 采状况 ， 综合判 断无效 １３ 效注 采循 环严重 ， ．无 扩大注 水波 及体 淹 层解释资 料、 影响因 素探讨 油气地质及采收率（ ０． ２ １ ０ ６ 积难度大 采出部位 ， 采用长胶 筒封堵 ， 控制 无效产液 ， 实现 产液结构 调整由层问转移到 层内。 主要做 厚油层吸水状况表 明： 厚油层内主要 吸水 部位吸 水砂 岩比例 由１ ８ 年前的６ ． ７ 下降 法 ： 是对 井组 内发育 稳 定结 构界 面的 厚油 ９５ ０５ ％ 一 利用 长胶 简直接封 堵到结 构界面部 位； 二 ｆ２ ｏ 年的３ ． ％ 不吸水部位的砂岩厚度比 层， ｒｏ９ ｊ １８。 ７ 是 对发育不稳定结 构界面的厚油层， 当增加 适 例则由２ ３％ ． 上升到１ ．２ ［ ４。 ３ ６９％３ 】 — 封堵 厚度 ； 是 对厚 油层 内结 构单 元连 通较 三 ２精 细注采结 构调整 方法 无效循环 严重的部 位， 用长胶筒对 油水 利 ２ １创新层内细分洼水技 术， ． 控制无效注 好、 水 量 井实施 对应封 堵。 ０ ９ ， ２ ０ 年 实施 ２ 口井， ６ 平均 结 合动静资 料、 测资 料， 监 将细 分注水技 单井 措施 后 日降液ｌ ｔ 日 油１２ ， Ｏ， 增 ．ｔ 含水下 降 ．６ 术从层问发展 到层内， 实现注 水量 由厚油 层内 ３５ 个百分点。 部的高渗透部 位向低渗透部 位转移， 提高 厚油 ３ 效果评 价 层的动用程 度。 丰要做 法 ： 一是 对于层内无效 ３１ ．水驱产量递减 及含水上升 速度得到有 循环严重 的厚油 屡， 如发育 稳定结 构界 面， 对 效控制 Ｉ Ⅸ Ⅸｑ “上 接Ｐ ０ ２４ 结 构 界面 以下的 无 效循 环部 位 进 行封 堵 。 对 ２ ０ 年 ， 驱自 ０９ 水 然递减 率和综合递减率 为 ２２ ．同一高 屡建筑形象中， 尺度要有序 ．１ ￣２５％， ０８ ． ￣５９ ｏ ５ 卜 吸水 羞 部位 加强注 水 ； 部 二是 对 于层 内渗 ３８％ ．１ 分别 比２ Ｏ年低 １ ３ｕ ． 个 高层建筑 设计时 ， 应充分考虑建 筑的城市 透率 级差 较 大 、 水 比例差 异 大且 发育 不 稳 百 吸 分点 ｝ 年均含 水９ ．８ ￣２ ０ 年上升 ０１ 尺 度、 ４４ ％， ０ ８ ． ７ 整体 尺度、 街道 尺度、 近人尺 度、 细部尺 定结构 界面的厚油层， 利用长 胶简封 隔器进行 个百分点。 产量递减 及含水上升速度得到有 效 度 这一尺度 的序列 。 某一尺度设 计中要遵守 在 封堵 ， 为防止 层内纵 向窜 流， 隔 器要 封 到 控制。 但 封 尺 度的统 一性 ， 能把 几种尺度混 淆使 用， 不 才 ３２ 采结构进一步优化 ． 注 结 构界面 以上０ ５ ． ｍ处 ； 是对于 复合 韵律 沉 三 能 保证高层建筑 物与城 市之 间、 整体与局部之 油井 产液 状 况表 明 ： 合 含 水低 干９ ％ 综 ０ 积的厚油 层潜力层与高水淹 层交错分布 ， 在油 １ 局部与局部之间及与人之间保持良好的有 间、 ． ２ 产液 强度增加 层中部 利用长 胶筒封隔 器实施 层内细分 ， 一 的采 油井产液比例提 高０ ５ ％， 将 Ｊ 机统 一。 ．５／ ．Ｉ综合 含水大于 ９％的采油井 产液 Ｔ ６ 个厚 油层变成 两个注水 层段， 层内进 行周期 ０２ ｔｄｉ； 在 ２３ ． 高层建筑形 象在尺度上须有可识 别性 ． ３ 产液强度下降了Ｏ２ｔｄＩ。 ．４／ ．Ｉ Ｔ 注 水 。 ０ ９ ， 施３ Ｆ ， ２０ 年 实 ９Ａ 高渗 透部 位控制 比例下降００％。 井 ｌ 高层建筑物上要有一些局部形象尺度， 能 无效注 水 ｌ２ ｍ３ ｄ 低 渗透部 位增加 有效 注 低 含 水井 产液 比例 明显提 高。分 层注 水状 况 １７ ／ ， 使 人把握 其 整体大 小 ， 除此 之 外， 也可用一 些 表 明： 强注水层段的注水 强度上升０ ２ ｍ３ 加 ．４ ／ 水ｌ １ｍ３ｄ 对 比ｌ 口细分井周 围３ 口油井， １２ ／ 。 ５ ３ ｝ 屋檐、 台阶、 柱子、 楼梯等来表示建筑物的体 ． 控制注 水层段的注 水强度下 降０ １ｍ３ ．ｌ ／ 细分后 日降液 １４ ， １ｔ 日增油 ｌｔ 综 合含 水下降 ｄ ｍ， ８， 量。 任意 放大或 缩小这些 习惯 的认知尺度部 件 ｄ Ｉ。 ．Ｉ 水驱注采结构 得到进 一步优化 。 Ｔ ０６ 个百分点。 ．２ 就 会造 成错觉 ， 果就 不好。 效 但有时 往往要 利 ３３ ． 无效注 采得到有效控制 ２２ 精 细厚层油井压裂 ， ． 努力挖潜层内潜 用这 种错觉来求得特 殊的效果 ２ ０ 年， ０ ９ 实施油 水井调 整１ ９ 井次 ， ６８ 控制 力 ３ 结 语 ， 根 据油 层发育、 隔夹层发育及剩 余油分布 无效 注水量２ ３８ Ｘ ０ ｍ３ 控制 无效产液 量 ４ ． １４ ， ６ 高层建 筑的外部 尺度影 响因素很多， 设计 等状 况 ， 个性化 设计压 裂方 式 ， 高厚油 层动 ２ ８６ × ０ ｔ 无效注采得 到了有效控制 。 提 ０ ．９ １ ， ４ 师在 设计高层建 筑中充分地 把握 各种尺度， 结 用程 度 主要做 法 ： 一是 对河道砂 体沉积 的正 ３４ 层压 力保持相对稳 定 ．地 ＼ 合人的尺度， 满足入的使用、 双偾的要求， 必定 韵律厚油层应 用长胶简定位压 裂方式 ； 二是对 ２ ０ 年， ０９ 加强高 、 低压井组 的注水调整 。 『 能创造出优美的高层建筑 外部造型。
高含水期油田提高采收率的有效措施
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。
改善水驱开发效果提高注水效率
为 控制 水驱 高含 水产 液 量 的增 长 ，控 制无 效 注 入 量 ，使 地 层 中 油 水 不 断 地 重 新 分 布 和 层 间 交
水 ，对 某 区块 继 续 加 大 细 分 调 整 技 术 的应 用 力 度 ， 换ｕ 。 造成 对 油 层 的 脉 冲作 用 ，在油 层 中建 立不 稳
水 驱 波 及 体 积 ，油 田每 产 出 １ ｔ 油就要平均采 出 ６ ｔ 差 注 水 时 间 ，严 格 控 制 了高 含 水 井 、层 的注 入 量 ，
水 ，因此提 高注 水效 率是 节 能节 水 的主要 途 径 。
增 加 了低 含水 井 、层 的注入 量 ，提 高 了注水 利 用效 率 ，减缓 含水 上 升 速度 ，整 体 上减 少 了无效 注 水 和
强
…
…
…
ｅ
＿
改 善 水 驱 开 发 效 果 提 高 注 水 效 率
王晶宇 （ 大庆 油田有限责任公司第二采油厂 ）
摘 要 水驱 油 田进入 中 高含 水期 ，注 采 系统 不适 应 性 的 矛盾 越 来越 严 重 ，通 过对 注 水 井和 采油 井 采取 精 细 地质 方 案编 制 ，加 强测 试 管理 ，扩 大周 期 注 水应 用规 模 ，加 大深 、 浅调技 术应
通过 实施 精 细测 试 ，缩短 测调 周期 ，大 幅度 提
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。
低渗油藏卫10块中高含水期改善水驱效果研究
射 开射 开注 入
ｔ ｆ ３ ０ ￣
小 于 ３ Ｏ ｝ ｉ
不 吸 或 徽 瑕 ９ ｉ 厚 度｝ ｉ 层 效
厚 度层 数 量厚 度 层 教 吸 水 量 ， ｉ 厚 度 层 数， ｉ
卫１ Ｏ 一３ ０ 、 卫１ Ｏ 一２ 、 新卫ｌ ０ —９ 、 卫１ Ｏ 一８ ， 卫１ ０ —２ ９
为见 效后含 水 上升快 ； 南 部卫 ｌ Ｏ 一１ Ｏ 、 卫１ ０ —１ ８ 、 卫 １ Ｏ 一３ ４ 、 １ Ｏ 一３ ８ 低 能 生产 ， ４口井平均 单井 日产 液３ ． ７ ｔ ， 日产油 ｏ ． ８ ， 平 均动液 面 １ ４ ４ ７ ｍ。
摘 要 ： 针 对卫 １ Ｏ块渗 透 率低 ， 含 水上 升快 ， 自然递 减 大 ， 水驱动 用程 度低 的 问题 ， 运用动 态分析 法 和先 进 的油藏 数值 模 拟方 法研 究 剩余 油 ， 根 据 剩余油 分布规律 ， 制 定 了改善 平 面矛 盾和层 间注采音 ４ 面， 增加 水驱控 制储 量和动 用储 量 为 目标 的挖 潜 方案 ， 通过 实施 ， 提 高注入 水 利用 率 ， 提 高分层 动用程度 ， 控 制含 水上 升速 度 ， 改善 水 驱 开发 效 果 。使 卫 １ ０块 开发 水 平稳 定在 二 类 ， 取 得 良好 的 经 济效益 和社会 效 益， 为 中高含 水期 老 油 田的持 续发展 奠定 基础 。 关 键词 ： 低渗 透 ； 卫１ ０块 ； 含水高； 剩 余油挖 潜 ； 改善 水驱 效果 中图分 类号 ： ＴＥ３ ５ ７ ． ６ 文献标 识码 ： Ａ 文章编号 ： ｌ Ｏ ０ ６ —７ ９ ８ １ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ２ 一Ｏ １ ２ ４ 一Ｏ ２
水驱开发油藏提液稳产办法应用
水驱开发油藏提液稳产办法应用随着油田的开发，很多油田进入了高含水期，使得油井开采的困难度加大，如何稳定提液产量成为了一项关键的问题。
目前，水驱开发油藏提液稳产的办法，得到了广泛的应用，本文就对这种办法进行详细的探讨。
水驱开发油藏提液稳产的原理是通过注入水来提高油藏的压力，促进原油往油井内部运移，从而提高油井的产量。
同时，水是一种较为便宜的驱油剂，可以在一定程度上降低开发成本，提高经济效益。
(1)水驱轴心水驱轴心是一种利用水来推动油井提液的方法。
通过将注入的水注入到油井的轴心位置，从而推动原油往上运移，提高油井产量。
这种方法适用于水驱油藏缓慢稳定生产的情况。
(2)水平井注水水平井注水是一种沿着油层方向注入水，并通过增加油层内的水压来提高油井的产量。
这种方法适用于有连通性的油藏。
(3)垂向注水水驱开发油藏提液稳产的关键技术有以下几点：(1)合理的水井设计合理的水井设计是保证水驱开发油藏提液稳产的关键之一。
要根据油藏的实际情况进行水井的位置、深度和数量的确定，并且注入的水量要逐渐递增，不能太过急促。
(2)科学的水井生产管理科学的水井生产管理可以保证产水量和水质的合理控制。
应根据油井的实际情况制定合理的生产计划，以确保注入的水量和注入时间的控制。
(3)优化的注水方式优化的注水方式是保证水驱开发油藏提液稳产的关键之一。
应根据油藏的特点和生产的需要，选择合适的注水方式和注水量，以充分发挥注水效果。
优点：(1)水是一种较为便宜的驱油剂，可以降低工业成本。
(2)水驱开发油藏提液稳产可以提高油井产量，从而增加利润。
(1)由于需要注入大量的水，油井产水量会增加，这样会增加处理水量和处理成本。
(2)注入的水要占用部分储层空间，从而降低原油的终点采收率。
(3)在注水期间，油井可能会被污染，从而影响油井的生产。
随着人们对油田的开发的需求不断增加，水驱开发油藏提液稳产办法的应用前景十分广阔。
未来，随着技术的不断提高和优化，水驱开发油藏提液稳产办法的经济性和效率会不断提高，也有望成为未来油田开发的主要方式之一。
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
中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向
中国东部几个主要油田高含水期提高水驱采收率的方向方宏长 冯明生中国石油天然气集团公司石油勘探开发科学研究院注水开发油田现状及形势我国陆上除四川外的19个油区的油田开发,主要采用注水开发方式,至1997年底,已累计采出地质储量的23%,采出可采储量的69.5%,综合含水达到82.5%,总体上已处于高含水期。
目前,综合含水高于80%的油区是大庆、胜利、大港、中原、河南、江汉等6个油区,年产油量占全国的66.4%,已采出可采储量的71.5%,剩余可采储量占全国的69.6%。
尽管这6个油区综合含水很高(85.8%),但其年产油量、剩余可采储量仍在全国占有举足轻重的地位,是确保全国原油生产稳定和在高含水期提高水驱采收率的重点目标区。
因而搞清注水开发油田高含水期提高水驱采收率的方向,对于这些油区乃至全国原油的生产稳定和经济合理开采具有重要的意义。
高含水期影响采收率的几个要素众所周知,水驱砂岩油田采收率(E R )主要受水驱开采结束时的驱油效率(E D )、平面波及系数(E A )、厚度波及系数(E z )这3个要素制约,即E R =E D E A E z 驱油效率一般是用岩心柱塞(均质体)作驱油实验求得。
用油水相对渗透率曲线计算所得含水98%时的驱油效率,在我国通常是0.4～0.64,平均为0.53①左右。
水驱驱油效率的高低主要受注水倍数、油水粘度比和岩石孔隙结构的影响,因此,水驱进一步提高驱油效率很困难,必须利用化学驱油等技术。
平面波及系数是指一个单砂体在平面上水驱可波及的面积比,在宏观上,则是指水驱对整个开发层系(或油层)平面上的水驱波及程度。
据对我国一些主要油田分析,在现有井网及注水方式条件下,中、高渗透性油层的平面波及系数在高含水期可以达到90%以上。
大庆、胜利油田钻了一大批密闭取心井、加密调整井,发现河流相沉积主河道砂体油层绝大部分水淹,一些分流间砂体有一些薄砂层的边部变差部位、井网不完善或井网控制不住部位以及油层的边角部位,存在一定的剩余油,未淹砂岩厚度占7.4%～17.9%[1]。
特高含水期胜坨油田提高水驱开发效果途径及对策论文
特高含水期胜坨油田提高水驱开发效果的途径及对策摘要:胜坨油田经过40多年的注水开发,目前已进入特高含水开发后期,胜坨油田水驱地质储量占整个胜坨油田地质储量的85.7%,所以水驱调整仍是胜坨油田提高采收率的重要手段。
本文总结了“十五”期间胜坨油田提高水驱开发效果的主要对策及取得的效果,同时对胜坨油田进一步提高水驱开发效果提出了工作方向和工作安排。
关键词:特高含水水驱开发效果途径对策1 胜坨油田基本概况胜坨油田位于东营凹陷陈家庄凸起的南坡,是典型的大型整装油田,含油面积84.83km2,动用石油地质储量45802×104t,可采储量18538×104t,采收率40.5%。
胜坨油田自1964年投入试采至今经历了四个开发阶段:低含水开发阶段、中含水开发阶段、高含水开发阶段、特高含水开发阶段。
目前开油井1793口,开水井1033口,日产液水平14.76×104t,日产油水平7065t,含水95.21%,日注水平14.3×104m3,注采比0.97,注采对应率84.1%。
2 特高含水期胜坨油田水驱状况评价由采出程度与综合含水关系曲线反映,胜利采油厂的整体水驱效果较好。
从宏观上看,在不同的含水时期,胜坨油田的水驱开发效果与国内外同类型油田相比均达到了较高的水平。
2.1 不同类型油藏提高水驱采收率空间通过精细油藏研究,重新认识剩余油分布状况,加大新工艺、新技术的应用力度等,仍有进一步提高采收率的空间。
一方面不同油藏开采的不均衡性,决定了具有提高采收率的空间:胜坨油田为一多层砂岩整装油田,油藏类型多,储层非均质严重,按沉积类型分为四类油藏,一类是以河流相或浊流相沉积的正韵律主力油层,二类是以河流相沉积的非主力油层,三类是三角洲前缘相沉积的反韵律油层,四类是东营组及低渗难动用油藏。
据室内实验结果各类油藏仍有水驱提高采收率的空间。
另一方面油藏平面及纵向上的不均衡性,决定了具有提高采收率的空间。
油田开发过程中高含水期注水开发方法
油田开发过程中高含水期注水开发方法摘要：目前，我国石油地质工程中高含水期油田注水开发的实际情况不容乐观，存在一定的缺陷，耗水量非常大，开发成本在不断提升。
因此，要找到问题的原因，并制定可行的措施，从而改善工作质量。
本文在简要分析高含水期油田注水开发存在的问题的基础上，重点阐述石油地质工程中高含水期油田注水开发的几点改善措施。
关键词：石油地质工程；高含水期；油田注水油田注水工作主要利用高质量的水源，将其注入油层之中，使其能够达到开采要求，油田注水工作能够确保储油层达到一定压力，将地下的原油提至油井，后续即可开采。
对于注水技术而言，发挥出关键作用的是水，水在此项工作中也起到了驱动作用，同时水在驱动剂中较为便宜，并且可以保障开采效率。
油田注水既保证了经济效益，又有效控制了成本，以水作为驱动剂被广泛应用于石油开采工作。
当前油田注水工艺已成为油田开发工程中较为重要的工程之一，同时注水工艺的效果，对于油田开采也起到了决定性的作用。
1石油地质工程中高含水期的基本认知油田注水是利用注水来增加油藏的产量，使用水来增加石油产量被称为“二次采收”，通常遵循“一次生产”，即利用储层的自然能源（流体和岩石膨胀、溶解气驱动、重力排水和含水层流入）来生产石油。
对油藏注水的主要原因是提高采油率，并最终提高采收率。
这是通过“空隙置换”来实现的，通过注水将储层压力增加到其初始水平并保持在该压力附近[1-2]。
水从孔隙空间驱替石油，但这种驱替的效率取决于许多因素，例如，石油黏度和岩石特性。
使用空隙置换来减轻额外的地表沉降。
威尔明顿油田储层的松散砂岩和油田软白垩储层岩石的高孔隙度，在储层压力下降时已显著压实。
针对含水量较低的地区，含水量处于2％～20％之间，属于低含水采油期，含水量处于60％以下，是中含水量采油期，含水量超过90％就是高含水采油期。
结合不同类型的油田，首先要进行科学的勘探，才能把握其含水量，确定好采油期。
2石油地质工程中高含水期油田注水开发中存在的问题2.1耗水量增大石油地质工程耗水量非常大，并成为一种发展态势，如果放任不管，石油地质工程油田的勘探耗水量会无法控制。
盘河断块油藏高含水期提高开发效果应用措施研究
盘河断块油藏高含水期提高开发效果应用措施研究摘要：盘河复杂断块油田为常规稠油复杂断块油藏，通过多年的开发，已进入高含水期。
如何改善油田的注水开发效果、提高注水采收率是油田开发工作者亟待解决的研究课题。
在分析该油田注水开发中存在问题的基础上，提出了改善油田注水开发效果的途径。
阐述的方法和措施，重点推广应用了不稳定注水、水平井、堵水调剖、杆式泵、螺杆泵等技术，并在实际工作中取得了较好的效果，对盘河油田今后的开发、提高注水采收率有一定作用。
关键词：盘河油田高含水期应用措施提高开发效果0 前言盘河断块油田因断块发育，进入高含水采油阶段时间较早。
断块油田在高含水期阶段纵向和平面非均质严重，层间矛盾更加突出，没有动用的剩余油更加分散、破碎，产量递减速度加快，水油比增长快。
根据断块油田在高含水期的开采特点，分析了有代表性断块油田的成功开采经验，对断块油田在高含水期的开采特点进行仔细研究，提出了断块油田在高含水期改善注水开发效果的有效途径。
1 地质概况盘河断块位于惠民凹陷中央隆起带西部临邑大断层上升盘，是一典型复杂断块油藏。
含油面积17.1km2，地质储量3047×104t。
1973年投入开发，至目前，综合含水已达90%，采出程度26.5%，可采储量采出程度76.5%。
本文主要针对盘河断块油田的实际情况，开展了一系列的基础研究，提高了油田的原油采收率，增加了可采储量。
2.开发特点断块油田因断块发育，含油断块多，断层封隔性强，造成天然能量不足，且缺乏补充。
在衰竭开采状况下产量递减快，最终采收率低，注水补充油层能量在目前仍然是最有效的开采方式。
断块油田进入高含水采油阶段时间较早。
根据油田的开采实践，断块油田高含水期开采阶段大致有以下特点：各类油层的层间矛盾更加突出，部分油层已进入到水洗阶段；地下油水分布更复杂化，没有动用的剩余油层部分更加分散、破碎；高含水期油井的开采方式将以自喷生产转化为机械采油；采液指数大幅度增加，采油指数下降，产量递减速度加快，水油比增长快。
高含水期油田提高采收率的有效措施
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。
岩性构造油藏高含水期改善水驱开发效果研究
根据北 ３ １ 井区 ２ ０ １ ０年复压资料 所计算的单位厚 度产液 指数与 底 层压力 的关 系 ， 地层压力越 高 ， 产液指数 、 比产液指数越 大 。 储层存 在有明显的压敏现象 这是 由于低 渗油田都存在着微裂缝 ． 这类油 藏易产 生“ 压敏” 现象 （ 即随着地层 压力的降低 引起 渗透率 降低 ） 。 ２ ． ５ 上部小层动用率低 根据北 ３ １ 井 区单井射孔资料 ．统计 了该 区块 每小 层上的射开井 数， 前期 开发过程 中 ． 射孔井层 主要集 中在 ４ ～ ８ 层． 而对上部 １ ～ ３层基 本未 动用 。由于油 藏存差 （ １ ） 对井 口注水压力过高 的注水井 ， 使用增注泵注水。 鉴于北 ３ １ 井 区注水井井 Ｅ ｌ 压力普遍过 高（ 大于 １ ７ ＭＰ ａ ） 部 分注水 井 已开始 出现欠注 注不进 问题 ． 可选取部分高压井进行 增注泵 注水矿 场试验 ， 以保证 区块注水稳定及地层压力 的保持 。防止 因注水不 足 导 致地层压力下降导致压敏现象 的进一步恶化 ． 为 区块稳产上产提供 坚 实基础 。 （ ２ ） 平稳合理注水 ， 防止速敏和体敏问题恶化。 鉴于储层岩石有较强 的速敏和体敏问题 ． 下步对 区块水井进行 配 注时 ， 应根据 地层压力分 布情况 ， 本着 “ 平稳注水 、 低压 区注足水 注好 水” 的原则合理安排各水井配注 ．现场注水保证每天 ２ ４小时平稳 注 水， 防止短时间突击注水现象 。 同时对单井微裂缝认 识清楚 的注水井 。 结合微裂缝分布及走向确定注水层位 （ ３ ） 补开剩余油富集层 ． 完善注采井 网。 鉴于区块上次层位射开井数少 、 前期 开发集 中在 中下部层位 的问 题． 下一步可 分批次补开各 生产井上部剩余 油富集层位 ． 为区块稳产
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井产水量大于原油产量的时间段。
在这个阶段，油田的采油效果下降，需要采取一系列的控水措施，以维持油井的稳定产能。
下面将就油田高含水期的稳油控水采油工程技术进行分析。
1. 机械封水技术：机械封水技术是通过在油井井筒进行机械封水，阻止大量的废水进入油井，从而减少井底储层的含水量。
机械封水技术主要包括套管水封、密封装置和水封丸等。
2. 化学封水技术：化学封水技术是通过注入一定的化学物质到井筒中，与油井废水发生化学反应，形成不可逆的融合产物，从而达到封堵油井井筒的目的。
常用的化学封水技术有湿化剂封水、高分子封水剂等。
3. 间隔水驱采油技术：采用间隔水驱采油技术，将注入的驱水分成多个间隔水层，通过井筒注入压裂液或注水剂，使间隔水层中的水将原油推向油井井口，从而实现间隔驱油，提高采油效果。
4. 地下原油采液系统技术：地下原油采液系统技术是通过拦截废水网，采用低阻滞率的管道将地下的原油和废水分离，引导原油进入套管，减少废水渗入，从而提高油井的采油效果。
5. 过井轨道控水采油技术：过井轨道控水采油技术是通过在油井井筒内铺设过井轨道，使原油和废水分流，通过井筒导流到合适的位置，分离原油和废水，从而实现稳定的采油效果。
油田特高含水期开发调整的几点认识
油田特高含水期开发调整的几点认识油田特高含水期是指油田中含水率较高的阶段，通常在油田开发的晚期阶段出现。
在这个阶段，油田的产油成本会大大增加，而且对油井的开发和管理也会提出更高的要求。
为了有效应对油田特高含水期的挑战，需要进行相应的开发调整。
下面就对油田特高含水期开发调整的几点认识进行探讨。
认识一：强化油田水平管理在特高含水期，油田的水平管理尤为重要。
需要加强对油田地质结构和含水层的认识，通过测井和地震勘探等手段，更加精确地确定油层和水层的位置和规模。
要加强对油井产层的管理，确保产层不被水淹没和污染。
要加强对油井的注水和采油作业的协调和控制，确保采油量和注水量的平衡，防止过多的水进入油层。
认识二：优化采油工艺在特高含水期，需要对采油工艺进行优化。
传统的采油工艺中，通常采用水驱和气驱等方式，但在特高含水期，这些方式可能会面临一系列问题，如水驱效果不佳、气驱不足等。
需要研发和应用新的采油工艺，如化学驱、油藏压裂等，以提高采油效率，降低含水率。
认识三：加强油水分离技术由于特高含水期油田中含水率较高，油井产出的原油中也会夹杂大量的水。
需要加强油水分离技术，确保从油田中产出的原油符合规定的质量标准，提高原油的提纯率。
可以使用离心分离、过滤分离等技术手段，将油和水充分分离，减少水分对原油质量的影响，提高原油的销售价值。
认识四：提高水处理和排放标准在特高含水期，油田需要处理和排放大量的含水废水。
为了避免废水对环境的污染和破坏，需要提高水处理和排放标准，确保处理后的水质符合国家规定的排放标准，并且不会对周围的土壤和水源造成影响。
可以采用物理、化学和生物等多种方式进行水处理，降低含水废水对环境的影响，保护当地生态环境。
认识五：加强科研和技术创新在特高含水期，需要加强科研和技术创新，不断提高油田开发的技术水平和管理水平。
需要加大对含水层调剖、测井技术、油水分离技术等方面的研究，推动科技创新，为油田特高含水期开发提供更加精准和有效的技术支持。
中高含水期如何提高水驱效果
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中高 含水期如何提 高水驱效果
曲艳 丽
吉林 油 田新民 采油厂 地研 所
摘要 ：本 文主 要针 对不 同地 质构 造 的中 高含水 期 油藏 ，为提 高水 驱采 收率 ，采 用 了不 同的开 发方 法 ，对 指 导类 似油 藏 的开 发具有 较好 的借鉴 作用 。 关键 词 ：中 高含水 期
一ห้องสมุดไป่ตู้
陆相 沉积 油 藏 与海 相 沉积 油藏 相 比 ，储层 非 均质 性 强 ，原油 黏 度相 对 较 高 ， 水驱 采 收率 较 低 ，因 此 。进一 步提 高 原 油采 收 率 已成 为陆 相 老油 田 开 发调 整 的 中心 任 务。热 采 、气 驱 、化 学驱 是 目前 世 界上 规 模化 应 用 的三 大 提 高 采 收率 技 术 ，尽管 中 国 的蒸 汽吞 吐 、聚 合物 驱 和 复合 驱技 术 已成 熟 配 套 ，热 采 和化 学驱 年产 油量 在 ３ ０ ０ ０万 吨 以上 ，但 水驱 仍然 是油 田开 发调 整 的重 中之 重 。 水 驱 是 目前 应用 规模 最大 、 开 采期 限最 长 、 调 整 工作量 最大 、 开发成 本 最低 的一 种 开发方 式 。 ２ 、厚 油层 油藏 细分 韵律 层开 发 以 反韵 律沉 积 为主 的 储层 ，其 非 均质 性 强 ，高 含水 期 的剩 余油 分布 更 加 复 杂 ，纵 向上 层 内中 、低渗 透 韵 律段 ，非 主 力 小薄 层和 平 面上 主 力油 层 边 部 剩 余 油富 集 ． 为此 ，开 展 了细 分韵 律层 研 究 ，进 行韵 律 层细 分 重组 和 精细 注水 ，取 得 了好 的效 果 。 ３ 、多层 砂 岩油 藏屡 系井 网优 化重 组 复杂 断 块 油藏 断块 小 、注 采 井 网不完 善 ， 小层 多 、油 层 厚度大 、层 问 干 扰 严 重 ，针 对 复杂 断块 高 含水 期 剩余 油 的 分布 特 点 。对层 系进 行 了 细分 重 组 ，对 加 密 井进 行 了调 整 ，完 善 了注 采 系统 。封 闭型 断块 油藏 一 般采 取 合 采 方 式 开发 ， 层 问矛盾 突 出 ，高 渗透 储 层动 用 程度 高 ，低 渗透 储 层剩 余 油 富集 ，对 物 性 和开 采状 况 相近 的储层 进 行 了跨 层 系重 组 ，优 化 了井 网 ， 实 现 了高 、低 渗透 储层 的 分注 分采 ，取得 了较 好 的效 果 。 ４ 、低渗 透 油藏 小井 距井 网加 密 低渗 透 油藏 在 非线 性 渗流 机 理 、启动 压 力梯 度 、井 网井 距技 术 经 济界 限等 研 究指 导 下 ，采取 小井 距加 密 井 网、 改善 水质 等 措 施建 立 了有 效 的驱 动 体 系 。低 渗透 油藏 储量 丰 度低 ，层系 、井 网受 经济 条件 的制 约 ，若采 用
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中高含水期如何提高水驱效果
摘要：本文主要针对不同地质构造的中高含水期油藏，为提高水驱采收率，采用了不同的开发方法，对指导类似油藏的开发具有较好的借鉴作用。
关键词：中高含水期提高水驱效果采收率
1、前言
陆相沉积油藏与海相沉积油藏相比，储层非均质性强，原油黏度相对较高，水驱采收率较低，因此，进一步提高原油采收率已成为陆相老油田开发调整的中心任务。
热采、气驱、化学驱是目前世界上规模化应用的三大提高采收率技术，尽管中国的蒸汽吞吐、聚合物驱和复合驱技术已成熟配套，热采和化学驱年产油量在3000
万吨以上，但水驱仍然是油田开发调整的重中之重。
水驱是目前应用规模最大、开采期限最长、调整工作量最大、开发成本最低的一种开发方式。
2、厚油层油藏细分韵律层开发
以反韵律沉积为主的储层，其非均质性强，高含水期的剩余油分布更加复杂，纵向上层内中、低渗透韵律段，非主力小薄层和平面上主力油层边部剩余油富集，为此，开展了细分韵律层研究，进行韵律层细分重组和精细注水，取得了好的效果。
3、多层砂岩油藏层系井网优化重组
复杂断块油藏断块小、注采井网不完善，小层多、油层厚度大、层间干扰严重，针对复杂断块高含水期剩余油的分布特点，对层系
进行了细分重组，对加密井进行了调整，完善了注采系统。
封闭型断块油藏一般采取合采方式开发，层间矛盾突出，高渗透储层动用程度高，低渗透储层剩余油富集，对物性和开采状况相近的储层进行了跨层系重组，优化了井网，实现了高、低渗透储层的分注分采，取得了较好的效果。
4、低渗透油藏小井距井网加密
低渗透油藏在非线性渗流机理、启动压力梯度、井网井距技术经济界限等研究指导下，采取小井距加密井网、改善水质等措施建立了有效的驱动体系。
低渗透油藏储量丰度低，层系、井网受经济条件的制约，若采用与高渗透油藏相近的井距，由于存在较高的启动压力梯度，难以建立有效的驱动压差，储量得不到有效动用。
随着油价升高，低渗透油藏的极限井网密度加大，单井极限控制剩余储量降低，在高油价下，低渗透油藏具有加密调整的潜力。
在此指导下，对低渗透油田老区实施加密调整、对新区实施小井距注水开发，取得了较好的效果。
4.1注采井网调整、改善注采剖面
通过长期的注水开发，油藏进入中高含水期，为进一步提高采收率，首先开展了从构造再认识、沉积微相研究、储层综合评价、油井产能评价、应力和裂缝方向研究到剩余油分布规律研究的油藏精细描述工作，最终找出平面及纵向上的潜力所在。
4.2重建优化注采井网
井网是决定油藏最终采收率的最关键的因素，在基础研究的基
础上编制并实施以更新、调整、侧钻、转注、大修为主的注采井网调整方案。
一是对重点事故油水井进行更新，并在断层附近及井间剩余油富集区部署更新调整井，制定新井投产方案时，根据分层含水状况和物性级别，合理选择射孔层；二是在沉积相研究和裂缝研究基础上，优选注水井点，实施转注井，增加水驱控制储量；三是对事故井进行大修恢复；四是实施注采对应补孔，提高分层注采对应程度。
以压裂改造为主的层间挖潜措施
①充分应用现有的资料优选井、层，如剩余油研究成果、裂缝监测，中子寿命测井，开发动态资料等，在无法识别压裂层水淹状况的情况下，加测中子寿命。
②对井网完善，储层连通性好，地层能量充足的井层实施压裂，一般压裂井压力系数在0.75以上。
③开展重复压裂试验工作。
在选井方面，我们把握好以下原则：①认清压裂层水淹状况；②具有新增见效方向的油井；③在考虑注采关系的情况下，适当压裂规模适当加大。
5、人工隔层控缝高压裂技术
人工隔层控缝高压裂技术基本原理是在前置液中加入上浮式或下沉式导向剂，通过前置液将其带入裂缝，浮式导向剂和沉式导向剂分别上浮和下沉聚集在人工裂缝顶部和底部，形成压实的低渗透人工隔层，阻止裂缝中压力向/向下传播，达到控缝高的目的。
为了使两种导向剂能上浮和下沉，一般在注入携有导向剂的液体后短期关井，然后进行正常的压裂作业。
6、整装构造油藏实施精细注水矢量开发
整装构造油藏采收率已较高，制约该类油藏采收率大幅度提高的主要矛盾是：井间夹层的预测精度、储层构型的定量化研究等难以满足精细开发的需要；注采对应状况差异大，需要提高注采系统的针对性和有效性；停产、停注、带病生产油水井多，套管损坏等井况仍为制约因素。
针对整装构造油藏存在的问题，通过加强矢量化井网和调整注水产液结构，建立了有效的注采系统。
在储层构型精细描述的基础上，深入开展特高含水期油藏的剩余油分布研究，评价目前井网及产液结构的适应性，对非主力层、薄差层、韵律层、单砂体等潜力层，实施局部加密，完善注采关系；对于井网规则的主力层采取井网加密、深部堵调等措施转换流场，对于井网不规则的主力层重建开发体系，实现矢量化开发。
在井网重组、重建的同时，对矢量化井网及注水产液结构进行调整，优化井网井距和单井产液量，进一步扩大水驱波及体积，提高水驱波及系数，提高水驱油效率。
7、复杂断块油藏实施细化注水立体开发
制约复杂断块油藏大幅度提高采收率的主要矛盾是：三维地震资料处理和低级序断层描述不能满足构造精细描述的要求；部分单元小层多、含油井段长，层系划分较粗，部分细分层系单元在现井网条件下注采完善程度低，需要提高水驱动用程度；停产、停注井多，开井率低，水井欠注。
复杂断块油藏层系划分粗，单井控制储量大，具备细分开发层系和加密调整的潜力。
而单个剩余油富集区
体积较小，采用常规技术开发难以达到对剩余储量的最大控制。
为了解决平面上多个相邻剩余油富集区和纵向上多个剩余油富集薄
层的有效动用问题，综合运用先进的复杂结构井和采油工艺技术，通过优化层系、井网、井型，最大程度地提高水驱的控制和动用程度，实现立体开发。
针对复杂断块油藏存在的问题，实施细化注水，在精细构造研究的基础上，细分断块类型，按自然断块、小层、单砂体进一步评价提高采收率的潜力。
针对不同断块的特点，通过层系细分重组、井网立体加密、钻复杂结构井和完善注采系统，实施跨断块注水、分层系注水和层系内分层注水，实现断块油藏纵向及平面的均匀驱替。
对开启型断块主要采用水平井和分支井，对断层附近、构造高部位、井间和层间剩余油富集区进行精细开发；封闭性断块主要通过层系细分重组、完善注采系统、补充能量进行有效注水开发；极复杂断块在构造精细描述的基础上，明确剩余油分布，分小断块完善注采关系，对难以完善的单元灵活应用多种方式实现细化注水开发。
8、低渗透油藏实施短距离注水开发
低渗透油藏储量丰度较低，目前注采井距大，水驱动用程度低。
制约低渗透油藏采收率大幅度提高的主要矛盾是：中深层滩坝砂、砂砾岩储层评价及预测难度大，储层非均质性描述及对开发的影响研究还不够深入；水驱控制程度整体较低，技术井距小与经济井距大的矛盾突出，层系井网及注采井距有待进一步优化；水质达标率
不高，注入水沿程二次污染比较严重。
针对低渗透油藏存在的问题，实施精细注水和有效注水，在储层非均质性精细描述的基础上，通过采用优化井距、细分加密、完善井网、改善水质、重复压裂等技术手段，实现有效注水，逐步扩大有效注水规模；加大污水站改造，不断扩大达标水质规模，实现精细注水；扩大水平井应用规模，特别是滩坝砂等特低渗透油藏，应用水平井、水平井分段压裂等技术，实现有效注水开发。
9、结论
①特高含水期油藏需要进一步加大层系细分重组，采取井网立体加密调整、水平井开发单层、改善水质、调整注水产液结构等措施，实现精细注水和有效注水开发。
②完善注采系统贯穿于油田开发的全过程，在高含水后期开发阶段，不能单纯追求注采井网的完善，要在井网优化调整的基础上，综合应用各种工艺技术对储层进行控制和改造，以提高注采系统的针对性和有效性，均匀控制驱替剖面。
参考文献
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