特高含水期油井堵水挖潜方法研究
中区西部高台子加密井网特高含水期剩余油挖潜方法探讨
中区西部高 台子加 密井于 ２ ０ ０ ９ 年 投入开发 ， 由于 加密 井开 较少 ， 非主流 线区域 内的 剩余油丰富 。 ２ ． １ ． ６井 网控 制不 住 、 断 层遮挡 、 注 采不 完善 井 区有剩 余油 发 的 目的 油 层多 、 油 层物 性 差且 临近 高含 水 层 ， 该 区块 基础 含 水 高 于预 期含 水 ， 含 水 上升 速 度快 ， 较 短时 间 内就进 入特 高 含 分布 井 网控制 不住 型剩余 油 ， 平面上 分布在 零星分 布的朵 状或 水 期 开采 。为进 一步 延长 油 田稳 产期 ， 实现 “ 稳 油控 水 ” 目标 ， 必须弄清 剩余油分 布特征 ， 适时 采取措施 挖潜方法 。 窄条 带状砂体 ， 由于砂 体规模 小 、 井距大 、 井网难 以控制形 成剩 余 油 。 另外 ， 还有 少 数 因断 层 遮 挡或 注 采 不完 善 形成 的 剩余 １基本概况 油 ， 但分布零 散 。 中区西部 高 台子位 于萨 尔 图油 田萨 中开发 区中部 ， 北起中 ． ２原 因分 析 三排 水 井排 ， 南至 中七 排水 井排 ， 西起 １ ０ ８ 、 １ ２ １ 断层 与西 区相 ２ ２ ． ２ ． １ 物 性 差异是 决 定剩 余油分 布的 关键 。物性 好 的先 驱 邻， 东至 １ １ ２ 、 １ ２ ６ 断 层 与 中区西 部 相连 ， 含 油面 积 ９ ． ０ ４ ｋ ｎ ｉ ， 总 替， 先水 洗 ， 剩 余油少 ； 物性差 的后驱替 ， 后水洗 ， 剩余油 多 。 地 质储量 ４ ８ ７ ６ ． ６ ｘ ｌ ｏ ｌ ｔ 。 ２ ． ２ ． ２多旋 回沉 积 、 多相 带组 合 ， 使薄 差 层成为 剩余 油 的存 为缓 解储 采 失衡 的 矛盾 ， 完善 注采 关 系 ， 提 高剩 余油 动用 程度 ， 该 区块 干 ２ ０ ０ ９ 年进 行 加 密调整 。现 共 有油 水井 ３ ７ ０口， 储地 。 注采 井数 比为 １ ： １ 。
正韵律厚油层高含水期挖潜方法研究_刘立支
在油田开发进入高含水期以前，开发调整的潜力主要在层间和平面，但是经过多年的井网层系和注采关系的调整，层间和平面的潜力越来越小，尤其是对厚油层储层来说，进入高含水期后其潜力主要集中在层内。
不同地质条件的储层，剩余油分布规律不同，对应的挖潜方法不同。
本文在认识高含水期正韵律厚油层层内剩余潜力特征的基础上，提出了相应的挖潜方法及其适应性。
一、高含水期正韵律厚油层层内剩余潜力特征进入高含水期开发阶段的正韵律厚油层，长期水驱形成“总体分散，局部富集”的剩余油分布格局。
对于常规水驱提高采收率的挖潜方法来说，其挖掘的潜力主要是相对集中的层内富集的剩余油。
这些相对富集的层内剩余油归纳起来主要体现在两个方面，即由夹层分割作用控制的剩余油和长期水驱形成的优势渗流通道控制的剩余油。
１．夹层控制的剩余油厚油层层内夹层对油层的油水渗流有不同程度的影响和控制作用，其影响程度与夹层的厚度、延伸规模和位置有关［１］［２］。
油层内上部的夹层对油水渗流的影响较小，油层中部或中部偏上的夹层对油水渗流的控制作用较大；在夹层具有一定厚度和平面延伸范围的条件下，单一夹层的控制作用有３种类型：一是注水井钻遇夹层：油井射开情况不同，剩余油所处的位置与数量也不同；其中油水井均只射开夹层上部驱油效果较差，剩余油较多；而油井射开夹层上部，水井全射驱油效果较好；二是采油井钻遇夹层，水井全层射开，油井射开上部的情况下，剩余油较少，其余情况下剩余油均较富集；三是夹层处于注采井之间，油水井均射开夹层以上井段，在水驱油过程中由于夹层的隔挡作用，注入水基本波及不到夹层之下的储集部位，因而剩余油最富集。
比如在孤岛油田中一区Ｎｇ５３的９－７１０井与９－７０８井之间的发育一个０．４ｍ厚的稳定泥质夹层，在夹层上部形成剩余油的富集，如图１所示。
２．优势渗流通道控制的剩余油在长期注水开发过程中，由于地质及开发因素的影响，在高含水期注入水可能沿着局部产生无效水循环，形成优势渗流通道，与之相对应的则在水驱作用较弱的部位形成剩余油的富集。
探讨特高含水期水驱剩余油挖潜技术
探讨特高含水期水驱剩余油挖潜技术摘要：截止2007年年底，喇嘛甸地区的油田开始到达特高含水期。
自此之后，油井数目不断减少，油井产量也逐年降低。
其中，产量在两吨以下的低效能油井将近四百口，这种情况极大限制了油田后期的开发利用。
油田的产油目标难以实现，预期的经济效益自然难以获得。
本文从油层状况和储层内部分布研究等方面分析，了解油层剩余油的动用状况，采取措施，利用压裂、补孔等技术措施挖掘剩余油，提高低产油井的生产能力。
关键词：剩余油含水期情况措施喇嘛甸地区诸油井自从到达特高含水期之后，各种油层的性质随其空间位置变化极大。
分析其主要变动原因是三大矛盾，由于无效循环，致使剩余油位置不集中，注采不平衡油井的剩余油和厚油层种类较少的韵律上部储量较多。
储油层结构理论和油层详细情况将作为研究的依据，获知油层剩余油的空间特性，利用压裂、补孔等手段挖掘低产井油层剩余油，深化储层利用，建立起喇嘛甸油田特有的低产井开发利用方案。
通过各种配套手段实现油井增产。
一、油层动用详情和未来发展方向1.厚油层剩余油原因以非均质为主喇嘛甸地区的萨2组油层是二类油层，主要形成因素是河流沉积，由于砂质沉淀，导致厚度较高，实施注水措施以后，油层的动用情况十分可观，水淹部分较多。
自二〇〇四年以后，两口新钻井和取心井水淹情况统计显示：萨葡油层业已实现全部水淹（洗）。
水淹部分以高中档为主，厚度比例均达到百分之八十五以上，最高可达百分之九十五；从水洗情况来看，高中档水洗占主要部分，厚度比例位于百分之七十五到百分之九十七之间，水洗油层在驱油率方面的平均值已达到百分之四十六。
厚油层内部砂体分布情况较为特殊，纵向互相交叉叠压，主要有正韵律和复合韵律砂体两种。
油层内空间分布情况较复杂，厚油层内部动用率均较低。
主要体现在单一韵律段，下部开采较为可观，上部开采情况不是很好。
所以，从上面情况看来，单一韵律段中，上部分剩余储油仍然丰富，可以当作深层挖潜的主要对象；单一韵律段下部，由于剩余油量相对较少，可以当作控制注采无效循环的主要对象。
特高含水期控水挖潜方法研究
特高含水期控水挖潜方法研究摘要：针对油田A块进入特高含水期开发后，水驱无效注采循环日益突出、剩余油挖潜难度逐年增大的实际情况，在深入研究的基础上，通过厚油层层内细分注水、拓宽周期注水规模、精细堵水方案等措施，达到了控水挖潜的目的，使油田的自然递减率、含水上升率得到有效控制。
关键词：特高含水期；剩余油；液流方向；厚油层；精细地质Abstract: based on A piece of high water cut period into the oil field development, the water flooding invalid injection-production cycle increasingly, remaining oil redevelopment difficulty to the actual situation of has been increasing year by year, in the thorough study on the basis of the, through the thick layer of oil in the water, broaden the water cycle subdivision scale, fine water plugging scheme of measures to control the purpose of tap water, oil, water natural decline rate in lift control effectively.Keywords: high water cut period; The remaining oil; Fluid flow direction; Thick oil; Fine geologic油田A块于1994年投入开发，先后部署5套开发井网，目前总井数831口，其中采油井488口，注水井343口，注采井数比1：1.4，井网密度44.47口/km2。
高含水水平井措施挖潜技术研究
发 育层 数 ６个 （ 比例 为 ４ ０ ） 。压 裂前 平 均单井 日产液 ６ ． ３ ｔ ， 日产 油 ５ ． ６ ｔ ，含 水 １ Ｏ ． ４ ％，压裂后 日产液
１ ５ ． ４ ｔ ， 日产 油 ７ ． ２ ｔ ，含 水 ５ ３ ． １ ，含水 上 升 ４ ２ ． ７ ，上 升 幅度 较 大 。 分 析 认 为 ，州 ５ ７区块 内 同层 比
较 发育 ，水 平井 压 裂后 产生 的裂缝 沟通 了 同层 ，导致 含水上 升 。
２ 高含水水平 井措施 挖潜及实施效果
长江大 学学报 （ 自科版） ２ ０ １ ３ 年６ 月号理工上旬刊 第 ｌ ｏ 卷第 １ ６ 期 Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｙ ａ ｎ ｇ ｔ ｚ ｅ Ｕ ｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ（ Ｎ ａ ｔ Ｓ ｃ ｉ Ｅ ｄ ｉ ｔ ） Ｊ ｕ ｎ ． ２ ０ １ ３ ，Ｖｏ １ ． １ ０ Ｎｏ ． １ ６
水平井高含水原 因分析
１ ． １ 水 平 井投产 之 初高 含水
水 平井 投产 之初 ，有 ８口水平 井 高含水 井 ，这 些井 钻遇 砂体 较差 ，砂 体类 型主 要是非 主 体砂 ，而 油
水 同层 是造 成水 平井 高含 水 的主要 原 因 。 １ ． ２ 水 平 井开发 过 程 中高含水 １ ） 裂缝 、高渗 透 带发 育
２ ． １ 低 产 液 、高含 水水 平 井
为 改善低 产 液 、高含 水水 平井 开发 效果 ，对 其砂 体 发 育较 差 、动 用 程 度低 的水 平 段采 取 压 裂 措施 。 以肇 ５ ３ 一 平 ３ ７井 为 例 ，该 井 位 于 肇 州 油 田州 １ ９区 块 ，２ ０ ０ ３年 １ ２月 高 能 复 合 射 孔 投 产 ，水 平 段 长度 ７ ０ ８ ｍ，钻遇 含油 砂岩 长度 １ ０ ３ ｍ，钻遇 率 １ ８ ． ６ ９ ／ ６ ，地 质储 量 ８ ． １ ５ ×１ ０ ｔ 。生产 初期 日产 液 ４ ． ７ ｔ ， 日产 油
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。
新立油田高含水开发期应用侧钻井挖潜试验研究
８ ０
特 种 油 气 藏
第 １ 卷 ８
术、 高精 度碳 氧 比技术 （ ＭＴ 、 冲 中子 一中子 测 Ｒ ）脉
注 水井有 一个 方 向油井 注水受 效 ， 而另一 方 向油层 尖 灭或 油层 变差 而注水 不受效 ； 是指 钻遇油 层但 二
井技术 （ Ｎ ） Ｐ Ｎ 等先进油藏监测 技术手段 ， 对剩余 油进行 了精细研究 。通过研究剩余油分布规律与 注采井 网、 构造 、 沉积相带的关系 ， 按照剩余油分布
关键词 ： 套管 变形 ； 剩余油分布 ； 侧钻 ； 高含水期 ； 立油田 新
中 图 分 类 号 ：Ｅ ５ Ｔ ３７ 文 献 标 识码 ： Ａ
引 言
新立油 田是“ 六五” 期间国内开发最早 的低渗 透一 特低渗透裂缝性油藏 ，９０年开辟生 产试 Ｊ１８
验 区 ，９３年 全 面投入 注 水 开发 ， １８ 目前 综 合 含 水 为 ７．％， ７ ０ 已进入 高含 水 开发期 。近年来 出现 以下新
区块平均渗透率小于 ５０×１ ～ ③储层非均 ． ０ ｍ ；
质性 严重 。油层 属 于 曲流河 三角洲 相沉 积 ， 井油 单 层厚 度为 ５ ０～３． 平均 有效厚 度为 ９２ｍ， ． ０ ０ｍ， ． 砂 体多呈 条 带 状 、 镜 状 分 布 。平 面 渗 透 率 级 差 为 透 ３ ０～１０ 渗 透率 变 异 系数 为 ０ ５～０８ 层 问 渗 透 ２， ． ．； 率级差 为 ５ ０～３０， 透 率 变 异 系 数 为 ０８ ０ 渗 ．０～ １１ ； 内渗 透 率 级差 为 １ ．５ 层 ０～９０ 渗 透率 变 异 系 ５，
井底 恢 复储 量 型 的侧 钻 井 ， 试 验 了 ６ 口井 ， 均 日产 液 为 ９ ２ｔｄ 日产 油 为 ４ ５ｔｄ 日产 油 共 平 ． ， ／ ． ／ ，
特高含水期油井精细挖潜方法研究
高含水 层相 隔小 于 １ ． ６ ｍ 的剩 余油 富集 层挖 潜难 度较 大 ，后期 随着 薄 隔层压 裂 技术 的不 断发 展 ，隔层 最
小达到 ０ ． ４ ｍ，使 这部分 层 潜力得 到有效 发挥 。 “ 十 一 五 ”期 间应 用 薄 隔 层 压 裂技 术 １ ０ ４口井 １ １ ３个层 段 ，小 隔层 平 均 厚 度 １ ． １ ｍ，其 中 隔 层 厚 度 小 于 ｌ ｍ 的井 实施 ２ １口 ，最 小 隔 层 ０ ． ５ ｍ，压 裂 成 功 率 １ ０ ０ ９ ／ ６ 。该 技术 释放潜 力 层砂 岩厚 度 ４ １ ５ ． ４ ｍ，有效 厚 度 １ ４ ５ ． ６ ｍ，平均 单井 压后 日增 油 ５ ． ８ ｔ 。 ３ ） 突破 压 裂厚 度界 限，在 薄差层 中挖 掘 剩余 油 以往油 井压 裂段 有效 厚度 之 和一般 大 于 １ ． ５ ｍ； 目 前 为 了挖掘 油层 条件 差 、厚度小 的井 以及 重复压裂井潜 力 ，加 大 了薄差层压 裂挖潜力 度 。“ 十一 五”期 间 ，
深 化 潜 力研 究 ，搞 清 现 阶段 剩 余 油 分 布 特 征 的基 础 上 ，优 选 压 裂 挖 潜 井 、层 ， 并 根 据 措 施 目的 层 段 油 层 条 件 不 同， 利 用 目前 成 熟 的压 裂 工 艺 ， 优 化 压 裂 方 式 、 层 段 组 合 方 法 以及 施 工 参 数 ， 探 索 提 高 特 高含 水
期 油 井 压 裂 效 果 的有 效 途 径 。
［ 关 键 词 ］ 剩 余 油 挖 潜 ；井 层 优 选 ；压 裂 方 式 优 化 ；层 段 组 合 方 法 ［ 中图分类号］Ｔ Ｅ ３ ２ ７ ［ 文献标志码］Ａ ［ 文章编号］１ ６ ７ ３
特高含水期油田提高采收率技术―――调剖与堵水
特高含水期油田提高采收率技术―――调剖与堵水[摘要]我国陆上石油80%以上是靠注水开发的。
一个油藏往往由多个油层组成由于各油层渗透性的差异注入水将沿高渗透层突进，造成油井过早水掩。
因此对于注水开发的油田在特高含水期，油井出水是一个普遍问题及时弄清产水层和产水方向采取合理有效的措施――即调剂堵水措施是非常必要的。
中图分类号：TE357.62 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2017）16-0036-011 前言我国油田化学堵水技术从50年代起在现场应用至今已有50年的历史。
最初是用水泥浆堵水后发展了油基水泥、石灰乳、树脂、活性稠油等60年代以树脂为主70年代水溶性聚合物及其凝胶开始在油田应用。
从此油田堵水技术进入了一个新的发展阶段堵剂品种迅速增加处理井次增多经济效果也明显提高。
我国油田普遍采用注水开发方式由于地层非均质性严重油藏地质复杂在开发中后期含水上升速度加快。
目前油井生产平均含水已达80%以上东部地区的一些老油田含水已达90%以上。
因此用调剖堵水来实现降水增油的目的。
2 出水原因及其对策根据水的来源可将油井出水分为同层水和异层水（外来水）注入水、边水和底水属“同层水”上层水、下层水及夹层水是从油层上部或下部的含水层及夹于油层之间的含水层中窜入油气井的水来源于油层之外故称为“外来水”。
油井出水可分为自然因素和人为因素两类。
自然因素包括地质非均质及油水流度比不同。
由于油层的非均质性和油水的流度比的不同随着油水界面的前进注入水及边水可能沿高渗透层不均匀前进纵向上可能单层突进横向上可能形成指进油层出现底水时原油的产出可能破坏油水平衡关系使油水界面在井底附近呈?F形升高形成“底水锥进”。
人为因素包括固井质量不合格、套管损坏引起流体窜槽或误射水层及注采失调这些是异层水引起油井出水的主要原因。
油气井出水是油田开发过程中不可避免的主要问题之一。
要控制油井出水一方面是对注水井进行调剂另一方面是封堵油井出水层即有效地选择堵水剂来封堵油井出水层。
油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究
油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究【摘要】注水油田进入高含水期，剩余油分布复杂，挖潜难度大，为提高水驱采收率，提出了将研究单元细化到油砂体的剩余油精细挖潜方法。
在精细地质研究的基础上，结合生产动态数据和测试资料，根据油砂体上井网控制情况、水驱特征和边水能量特征，将油砂体划分为弹性驱、注入水驱、注入水+边水驱、边水驱和未动用等类型，详细解剖不同类型油砂体的动用情况，分析不同类型油砂体的剩余油分布模式和潜力，提出了不同类型油砂体的剩余油挖潜方法。
利用该方法对注水油田的剩余油进行了挖潜，水驱效果大大提高。
研究表明，以油砂体为对象的剩余油挖潜方法可以有效提高注水油田高含水期的开发效果，为剩余油的挖潜提供了新的思路。
【关键词】挖潜油气藏高含水期油砂体剩余油油藏具有断层多，构造复杂，含油面积小等特点；沉积类型复杂、砂体横向分布稳定性差；纵向油层埋深差异大，分布井段长；油水关系复杂，以多套油水系统为主；储层物性较差、非均质性严重。
受地质、开发等多种因素的影响，注水油田进入高含水采油阶段时间较早。
注水油田进入高含水开发阶段，地下剩余油分布十分零散和复杂，挖潜难度大。
目前，针对注水油田高含水期剩余油分布规律及挖潜技术进行了大量研究，但大部分都是针对油田、区块、层系或井组进行的剩余油整体分析和整体挖潜。
难以适应高度分散的剩余油挖潜的需要，且工作量大。
通过研究单元细化到油砂体，分析不同类型油砂体的剩余油分布模式，提出了不同类型油砂体的剩余油精细挖潜方法，提高了注水油田高含水期的开发效果，节约了开发成本。
1 剩余油精细挖潜技术注水油田进入高含水期后，存在储量动用不均衡，层间矛盾和平面矛盾更加突出、措施效果差、剩余油分布更加零散等问题。
对进入高含水期的注水油田，研究纵向和横向上的剩余油分布特点和规律，准确确定剩余油储量和相对富集部位，是油田进行开发调整、挖潜增产、稳油控水及三次采油提高采收率的基础。
为准确确定剩余油分布，从油砂体出发，提出了不同类型油砂体的剩余油精细描述和精细挖潜方法。
特高含水期厚油层挖潜技术
特高含水期厚油层挖潜技术【摘要】目前萨尔图油田北部开发区X区块厚油层已经进入特高含水期，剩余油的分布愈来愈零散，针对这种情况，建立剩余油潜力评价数学模型，确定平均潜力值0.34为剩余油挖潜潜力区，划分3个潜力区域分别为A、B、C，平均潜力值为0.35、0.37和0.4。
对各个潜力区，分别实施了13种高含水期挖潜措施方案的预测，其中见效最好的是细分注水+调剖+反堵，其次是调剖+压裂、细分注水+调剖+反堵和调堵。
其中，潜力C区最具挖潜价值，且措施方案效果显著，易于挖潜。
潜力B区挖潜措施方案效果仅次于潜力C区。
【关键词】高含水期剩余油分布剩余油挖潜数值模拟1 区块概括与模型建立X区块自1964年投入开发以来经历了三次综合注水开发调整，于1994年，主力油层葡萄花油藏逐渐开始进入特高含水采油阶段，含水已达到90%左右，部分井含水高达95%以上，采出程度却仅为30%左右。
2005年聚驱结束，目前已进入聚驱后时期，含水达到95%左右，已经进入特高含水期。
X区块位于萨尔图油田纯油区内，构造比较平缓。
原始地层压力11.343Mpa，原始饱和压力9.83Mpa，地层破裂压力13.3Mpa，油层地下原油粘度9.3mPa·s。
聚合物开采层为葡I组油。
采用五点法面积井网，共布采出井55口，注入井51口，注采井数比1：1.08，注采相对完善。
利用数值模拟软件，把每个沉积单元均作为模拟层，纵向上划分为6个模拟层，平面上以35米为步长划分成102×119个网格，网格数共计12138个，如图1所示。
2 聚驱后高含水期剩余油分布规律研究在生产动态指标拟合符率达到95%以上基础上，对X区块聚驱后特高含水期剩余油分布规律进行研究。
总体上看，结合X区块剩余油分布综合研究，得到各单元剩余油及其平面分布规律如下：（1）中、高渗透的厚油层剩余油饱和度低，低渗、薄层聚驱动用较差，剩余油饱和度仍较高。
渗透率高、油层厚度大的X区块的PI3、PI2单元，采出程度高，剩余油饱和度较低；而PI1、PI4、PI5+6、PI7单元，采出程度低，剩余油饱和度较高。
超前注水油藏裂缝性见水油井堵水技术研究与应用
0 引言为补充油层能量和驱替原油，油藏往往会进行注水开发。
然而，由于油层的非均质性，注入水优先顺着高渗透流动通道（又称优势流动通道）流动，导致出现水驱波及体积减小、驱油效率降低和油井过早见水等一系列问题[1-4]。
注水开发油藏难以避免地会出现油井含水居高不下，尤其是在超前注水油藏中油井见水早，含水率高[5]。
因此，油井堵水一直是注水开发油藏重点研究内容。
国内油井堵水试验最早始于1957年玉门油田，其后在大庆油田、大港油田、长庆油田以及塔里木油田等地也多有研究。
1 油井堵水技术分类油井堵水模式发展出5大类，主要有区块整体堵水、选择性堵水、不同来水堵水、深部堵水和多种措施结合堵水。
堵水技术也从机械堵水发展到化学堵水[6-8]，如图1所示。
机械堵水可分为机械式可调层堵水、液压式可调层堵水、重复可调层堵水、遇油/水自膨胀封隔器堵水、水平井重复可调机械找水堵水、电控机械找水堵水以及水平井智能机械找水堵水。
化学堵水可分为聚丙烯酰胺堵水、交联聚合物类堵水、水玻璃-氯化钙类堵水、油基水泥浆类堵水、干灰砂类堵水、木质素类堵水、凝胶类堵水和活化稠油类堵水。
机械堵水应用在井筒，化学堵水应用在储层内部孔隙和裂缝。
化学堵水剂按其作用机理可分为选择性堵水剂和非选择性堵水剂。
选择性堵水剂作用机理：当油水在不同的通道中流动时，选择性堵水剂可以堵塞水流通道而不会堵塞油道；当油水在同一通道流动时，选择性堵水剂只能降低水相渗透率。
非选择性堵水剂作用机理：非选择性堵水剂优先进入高渗透区和裂缝，堵塞通道可能是水流通道，也可能是油流通道。
Chen Lifeng 等人[9]认为，选择性堵水剂在油田的成功应用极其少，主要原因是投资回报率低、高温高矿化度条件下效果差、易减产。
选择性堵水剂用于小孔道（如孔隙和微裂缝），堵水强度很低，一般小于0.1 MPa。
与选择性堵水剂相比，非选择性堵水剂具有更高的封堵强度，适用于人工裂缝和天然大裂缝[1， 10， 11]。
边底水油藏特高含水期剩余油挖潜方法研究——以唐家河馆陶组为例
边底水油藏特高含水期剩余油挖潜方法研究———以唐家河馆陶组为例韩飞军（大港油田公司第一采油厂，天津 ３００２８０） 摘 要：唐家河油田馆陶组已进入特高含水开发期，综合含水高达９７．６％，可采储量采出程度高达８５．１％，随着开发过程的不断深入，面临的开发问题更加复杂，剩余油分布日趋零散，挖潜难度增大。
因此针对特高含水期剩余油分布规律的研究，并采取有效措施已经成为特高含水期剩余油挖潜的关键。
关键词：边底水油藏；分布规律；剩余油挖潜 中图分类号：ＴＥ３２＋７ 文献标识码：Ａ 文章编号：１００６—７９８１（２０１６）０８—０１５３—０２１ 特高含水油藏提高采收率的必要性１．１ 油藏基本特征唐家河油田位于北大港构造带东北部，其主力油层馆陶组属于辫状河相沉积。
储层孔隙度主要分布在２５～３０％范围内，渗透率主要分布在５００～２０００×１０３μｍ２，属于高孔高渗储层。
馆陶组为构造控制的次生油气藏，多为底水和边水油藏。
其地质储量５４７．９万ｔ，可采储量１８０．８万ｔ，储量纵向上主要分布在ＮｇⅠ油组，其次为ＮｇⅣ、ＮｇⅢ、ＮｇⅡ油组。
１．２ 目前开发现状目前唐家河馆陶油组累计采油１５３．９万ｔ，采出程度为２８．１％，综合含水高达９７．６％，采液速度１５．２７％，采油速度０．３８％，剩余可采储量２６．９万ｔ，累计注水１３５万方，累计注采比为０．０５，主要依靠天然能量开发。
馆陶油组目前油层利用率仅为３１．０％，油层动用程度为５７．４％，分别处于三类和二类水平。
边底水推进含水上升速度较快，近几年自然递减均处于－２０％以上，已经进入特高含水开发期，为低速低效开发阶段，如何改善开发效果，提高油田采收率，是目前亟需解决的问题。
２ 剩余油富集规律研究边底水油藏在对构造重新认识的基础上，通过静动态资料结合、油藏数值模拟技术、动态监测手段等方法综合分析研究剩余油，总结有以下几种规律。
２．１ 厚油层顶部剩余油在油田开发后期沉积韵律控制着剩余油，尤其是层内非均质性差异大的厚油层［１］，馆陶油组储层主要以正韵律沉积为主，砂体内部在垂向上岩石颗粒自下而上由粗变细，顶部低渗透带控制高含水开发后期剩余油。
特高含水期薄差油层挖潜方式研究
特高含水期薄差油层挖潜方式研究
贾庆华 大庆油田有限责任公 司第二采油厂
没度高 ，流压高 ，有一定的供液能力 ，通过调 擒Ｉ 文章通过 高台子加 密调整井的布井 叠： ３高台子 加密调整井低效成因分析 方 式、油层性质 、低 效井分布 范围的全面分 高 台 子 加 密 调 整 井 平 均 单 井 可 调 厚 参放大生产压差 ，减缓层间干扰 ，提高采液强 度１９ ． ｍ，射 开砂 岩 厚 度 ｌ ． ｍ ，有效 厚 度 度 。 ９８ 析 ，确 定高台子加 密调 整井低 效的原 因。为 ．ｍ，投 产初期 日产液３ｔ 日产油３８，含 ０， ．ｔ ３ ５限流法完井比例低。 ． 特 高含水期 薄差油层的剩 余油挖潜提供一定 ｆ３３ 参考依据 。 水８ ．％，其 中单 井 日产油 小于１的低效 井ｌ ７４ ｔ ５ 统计 ｌ 口低效 井 中，采取 高能 复合完 井 ５
版社，１ ５ ９ 年． ８
高 台 子 油 层 加密 调 整投 产 采 油 井８ 口 ５ （ 受产能 建设影 响有缓注井２ ），洼水井２ ２１ Ｉ ； ７ 口 ，油水 井井数比 为３ １ ：１ ．５ ，比高 台子油层 原井 网油 水井井数 比高出１４ ．。 新 井投 产后 ，受 注水 井投 注滞 后及加 密 井油水 井数 比高影 响 ，部 分采 油井 产量递 减 快 。统计注 采不完善 井区５ 采油井 ，投产３ ０Ｉ Ｆ 个 月后平 均单井 日产液 ２ｔ 日产油 ２ １，综 ２， ．ｔ 合 含水９ ．％，沉 没度２ ７ ，与投 产初 期相 ０４ ４ｍ 比 ，平 均单井 日降液 ７，日降油 １３， 合含 ｔ ．ｔ 综 水上升２ ３ ．个百点 ，沉没 度下降２ ９ ２ ｍ。
一
，
３１ ．ＭＰａ ，日配 注４ ｍ３ 目实注３ｍ３ ０ ， ８ 。受油 层条件 差及管网压力低影响 ，试配后共有 １口 ０ 井完 不成方案配注。 ２ ４ 高 台子 加 密 调 整井 网油 水 井数 比 ．
孤东油田七区西北部特高含水期剩余油挖潜技术
实 施夹 层下 部扩 射 ，四 个 月后 对 应两 口油 井 见到 了显著效 果 ，７ ４ ９ —２ —３ Ｅ产油 ５的 ｔ 由 ２． ｔ １ 上升 到 ８． ｔ ２ —３ ５的 Ｅ产油 ５ ，７ ７ ９ ｔ 由 ３． ４吨上升到 ６． ｔ ７ ，截止 ２ ０ ０ ８年 ６月仍 保持高 产 ，累计 增油 ６７ ｔ ２２ 。 ２． 简化 层系 ，挖掘 层间剩 余油 ２ 孤 东 油 田投 产 后 为 了满 足 高速 开 发 的 需 求 储 层动 用 程 度高 ，七 区西 北 部 经过 多 年 强 注 强采 后 ，层 间矛 盾 Ｅ益 突 出 ， 因此 ｌ 对 多 层生 产 井 可 实施 机 械卡 封 强 水淹 主 力 层 ，改采 剩 余 油相 对 富 集 的非 主 力 层 ，提 高 储量 动 用 。通 过绘 制 小层 ｌ 米幅 差 微构 造 等 高线 图 ，将 高含 水 层 实施 卡 堵 后单 采 位 于 微 构造 高 点 的剩 余 油 富集 层 ，同 时将 位 于 对 应油 层 构造 低 部 位 的高 含 水 油井 转 注 、水 井提 高 注水 量 完 善注 采 关 系 ， 充分 挖 掘 微 构造 高 点 的剩 余 储量 。通 过 分 层微 ２ ３ ｔ ２ ４ ０ ４ ２ 。７ ８ ４ ６和 ７ ４ ８ ２ —１ ６井 分 别 ３ 构造 图共实施卡 封 ７井次 ，见效 ７井次 ，累 采 用高 充绕 丝防 砂扶 井生 产 ５２＋ ３和 ５ １ 计 增 油 ３ ７ ｔ ５ ９。 层， Ｅ 油分别达到 ４ ３ 和 ３ ６ ，累计 增 ｌ 产 ．ｔ ．ｔ ２． ３堵 调结 合 ，挖掘 层内剩 余油 油 ４ １ ｔ ７ ０。 孤 东 油 田 七 区 西 经 过 多 年 强 注 强 采 ３认识 后 ，层 内矛 盾 Ｅ 益突 出 ，层 内高 渗 透 条带 ｌ 油 田开 发进 入 特 高含 水 期后 仍 有大 量 形 成 优 势渗 流 ，水淹 严 重 ，大孔 道 现 象突 分 散 的剩 余 油 富集 区 ，在精 细 油藏 研 究 和 出 。因 此对 油 水 井 间大 孔 道严 重 的 井 ，可 储 层 描 述 的 基 础 上 ， 深 化 剩 余 油 富 集 机 实 施 油 水联 动 ，堵调 结 合 ，实施 大 剂 量水 理 、分布形 态认识 ，通 过细分流 动单元 、简 泥砂 干 灰堵 水 ，水井 进 行 深 度调 剖 ，减少 化 层 系 、堵 调 结合 等 手 段建 立 新的 有 效注 注 入 水 沿高 渗 透 条带 的 注 入能 力 ，增加 低 采 井 网 ， 引进 涂防 、高 充绕 丝 等防 砂 工艺 渗 透 条 带的 水 驱 动 力 ，提 高 注入 水 的波 及 技 术 提高 难 动 用储 量 动用 程 度 ，实施 特 高 体积。７ ２４—３８ ６井位于断 层附近 ，生产 含水 期 剩 余油 综 合挖 潜 ，可以 有 效控 制 特 ５ ，砂 层厚 １ ８米 ，为正韵律 沉积的大厚 高含 水 期 油藏 的 产量 递减 ，提 高 水驱 油 藏 ５ ６． 层 ，控 制储量 ８． 万吨 ，初期 射开上 部的 采 收 率 。 ２ ８．２米 ，长 期水驱 的 结果是 底部 大孔 道严 参考文 献 ： 重 ，形 成一 个 高 渗低 压 带 ，剩余 油 富 集在 １ 刘 仁 君 ，戴 启 德 ， 刘 良叔 等 ，孤 东 油 田 储 油 层顶 部无 法 采 出 ，通 过 干 灰封 堵 底部 高 ： 渗 低 压 条带 ，同 时主 要 来 水 方 向水 井大 剂 层 研 究 与 开 发 ．北 京 ：石 油 工 业 出 版 社 ， １９９８． １ ３～ １ｏｇ ｏ 量调剖 ，水井注水压 力由 ｌ ２ １． ＭＰａ上升到 ２ 王 志章 ，吴胜和 ，熊琦 华等，油气田渗流 １ ３ Ｐ Ｍ ａ，油井 在液量稳定 的情 况下含水 ３． 场特 征 ．北 京 ：石 油 工 业 出版 社 ，２ ０ ． ：Ｉ ．４ ～ ０３７ ５ ５ 下降，油量 由 ２ ８ ／ ． ｔ ｄ上升到 １ ｔ ｄ 累计增 Ｏ／ ， ５１ 油 ５ｌ２ 。在该 区块 共计实施堵调 ４井次 ， ２ｔ 见效 ４井次 ，累计增油 ｌ ２ ２ 。 ６ ｔ ０ ２． ４优化 注水 压 力 ，提 高水 驱油 效率 油藏 特 高 含水 开 发 期 ， 储 层水 洗 程度 高 ，需 要提 高 注 水量 以 增加 油藏 压 力直 至 接 近 原 始地 层压 力 值 ，在 高 压状 况 下 油水 置换 能 力 增加 ，可 以 延长 油 井在 高 含 水状 态 下的 经 济 寿 命 ，提 高 水 驱油 效 率 。７ ２ —３８ ５ ６和 ７ ４ ３ ６井含水均在 ９ ％ 以 —２ ４ ８ ８ 上，２ ０ ０ ４年 ６月以来将对应水井 ７ ７ ８ —２ ３ ６ 和 ７ ３ ６分 别提高 Ｅ注水 量 ５ Ｉ３和 —２ ３ ８ ｌ ０ Ｔ Ｉ
石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施
石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施1. 优化井网布置：根据油层的特点和水的分布规律，合理调整注水井与产油井的相对位置和井距，以提高注入水的驱油效果。
可以采用改变注水井的位置、井距，增加井网密度或采取平行或交错的排列等方式来优化井网布置。
2. 加强堵水措施：针对高含水期油田注水开发中产生的水驱油效果低的问题，可以采用注水前进行梯级堵水处理。
常用的堵水剂有聚丙烯酰胺、多聚磷酸化合物等。
通过合理选择堵水剂，有效地阻止水的流动，将注水量用于更好地驱替油，提高开发效果。
3. 优化注水参数：合理设定注水压力、注水量和注水时间等参数，以充分利用地层压力差推动水向产油井流动，提高采收率。
在注水过程中注意调整注水井的开采率，减小表层水的倒灌现象，避免形成含水扩展，提高注入水的驱替效果。
4. 水驱剂的选择：根据油层地质条件和含水层性质，选择适宜的水驱剂，如改进型聚合物、表面活性剂、微生物驱替剂等。
这些水驱剂可以增强水与油层之间的相互作用力，提高水驱油的效果。
5. 注水井周围堵水：在井筒周围进行水泥固井，可以减少水通过井筒和围岩缝隙进入产油层的机会，提高注水液的驱替效果。
随着时间的推移，井眼周围的固井层会与沉积层的面板塑性岩粘结，使含水层的含水量减少，从而提高油藏的开采指数。
6. 加强油井防排水工作：在高含水期油田注水开发中，需要对井筒进行合理的防水措施。
在油井完井时采用合适的固井材料填充井眼，防止含水在井筒中倒灌，减少含水层的扩展。
7. 合理选择注水井和产油井：在水驱油的过程中，注水井和产油井的选择非常重要。
注水井和产油井应该有一定的距离，以便注入的水能够充分驱替油层中的原油。
还应考虑油井的堵油性能和水井的注水能力等因素，以提高油田的开采效果。
在石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施有很多，需要根据具体的油田地质条件和注水开发的需要来选择和调整。
通过科学合理的措施和方法，可以提高注水开发的效果，增加油田的产能和采收率。
特高含水期油藏开发对策研究
Ξ
2010 年第 21 期 申小敏等 特高含水期油藏开发对策研究
153
初期生产状况 井号
H 7- 9
目前生产状况 含水
14 65 56
投产日期
2008. 6. 3
层位
S3 下 4 上 4 下 S3 下 5
日产液
( t) 13 31. 6 12 56. 6
日产油
( t) 11 . 2 11 . 1 5. 3 27 . 6
液面
1643 633
层位
S3 下 1- 4 S3 下 4- 5
日产液( t) 63. 4来自2 . 5 24. 5 90. 4
日产油
(t ) 4 . 4 1 . 9 2 . 6 8 . 9
累产油 含水
93 26 90 90 . 2 (t ) 2967 1297 459 4723
H 7- C25 2009. 1. 30
152
内蒙古石油化工 2010 年第 21 期
Ξ
特高含水期油藏开发对策研究
申小敏, 王玉堂, 王永站, 李顺凯, 丁海霞, 李 军
(中原油田分公司)
摘 要: 进入特高含水开发后期 , 产量不断下滑 , 油藏开发难度逐年加大, 近两年胡七南沙三下区块 在构造精细研究和剩余油分布研究基础上 , 利用老井大修换井底、 套管补贴、 堵水等工艺手段进行剩余 油有效挖潜 , 取得了较好的开发效果 , 为深化老区挖潜提供可借鉴经验。 关键词: 胡 7 南断块; 剩余油; 大修换井底 中图分类号: TE357 文献标识码: A 文章编号: 1006 —7981 ( 2010) 21— 0152— 02 1 油藏概况 胡七南断块位于东濮凹陷西部斜坡带第二断阶 带胡状集油田的中部 , 是受石家集断层及其派生的 次级断层—胡 7- 7 断层共同夹持的西高东低的一 个鼻状构造, 沙三下主要含油层位为 S 3 下 3- 10 砂 组, 油藏埋深 2210- 2900m , 含油面积 1. 7km 2 , 石油 地质储量 393×104 t。属于构造较为简单、 埋藏较浅、 常温常压、 中高粘度、 非饱和的层状中、 高渗严重非 均质孔隙性砂岩油藏。 进入 2007 年以来开发 状况逐 渐恶化 , 递减加 大, 到 2007 年 5 月份降至最低 , 该区块油井 19 口 , 开 井 18 口 , 日 产液 551m 3, 日 产油 41t, 综 合含水 94. 1% , 采油速度 0. 29% , 采出程度 20. 84% ; 水井 15 口, 开井 12 口 , 日注水平 1021m 3 , 自然递减 19. 82% , 综合递减 18. 24% 。 2 开发中存在的问题 2. 1 储层非均质性严重, 水驱动用程度低, 水驱采 收率低 该区在下第三系沉积时期形成了一套以滨浅湖 扇三角洲砂体为主的快速沉积建造, 加上物源近 , 水 体动荡, 沉积环境极不稳定 , 沉积相在平面上变化 大, 水下分流河道在纵向上继承性差, 因此该区储层 三大矛盾均较突出。 由此造成目前水驱动用储量为 153. 9× 104 t, 水驱动用程度仅为 42. 5% 。 油田标定 采收率为 27. 9% , 低于同类油藏。 2. 2 剩余油分布类型日益复杂, 综合含水与采出程 度不匹配 , 自然递减居高不下 胡 7 南沙三下经过多年的注水开发 , 导致目前 剩余油分布类型日益复杂 , 目前油田含水高达 94. 1% , 而采出程度仅为20. 84% 。 近几年自然递减均高 于 25% , 稳产难度极大。 2. 3 井筒状况日益复杂 , 影响区块开发水平 随着开发的深入, 区块井筒状况日益复杂, 目前 该块总井 34 口, 井况有问题井1 5 口, 占总井数的 44 .
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特高含水期油井堵水挖潜方法研究
【摘要】本文在油藏精细描述和储层内部结构研究成果的基础上，结合动静态测试资料，分析在堵井堵前及堵后井组油层动用状况、井组注采关系变化情况及目前井组剩余油分布状况，找出目前剩余油较富集的井、层，通过拔堵、调换堵层等方法对在堵井实施改造，达到增油降水的目的，对提高油层动用状况，减缓产量递减，控制含水上升速度具有重要意义。
【关键词】油田堵水井精细描述潜力分析调整挖潜
1 特高含水期在堵井调整原则
根据在堵井堵水工艺类型、堵水目的、堵水厚度、堵水效果、目前生产状况等，制定了在堵井调整原则：
（1）对于化学堵水井，由于化堵层多为油层窜、气窜或高含水层，解封难度大，因此在堵井调整以机械堵水井为主。
（2）对于井网加密后，同井场采油井对应堵水的井，由于堵水后砂体注采关系仍然较完善，目前动用程度较高，不作为调整潜力井。
（3）对于堵水层数少且堵水厚度小的井，由于堵水层位单一且剩余油潜力较小，不作为调整潜力井。
（4）对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井，若堵水后砂体注采关系仍然完善的井，不作为调整潜力井；若堵水后注采关系不完善，注采方向无采出井点的井，由于液流方向转变，原来的高含水层已目前变为含水较低的潜力层，对这部井和层，可部分或全部
释放堵水层位。
（5）对于堵水层位为发育厚度较大厚油层的井，且厚油层内动用差异较大，剩余油富集部位与高含水部位共存，但由于受原工艺水平限制而全层堵水的井，可部分释放堵水层位。
（6）对于多层高含水，但由于受原工艺水平限制而增加堵层大段堵水的井，可释放部分陪堵层。
2 堵井调整技术界限研究
特高含水期油井堵水的主要目的是稳油控水，减缓油田含水上升速度。
因此，油井堵水除取得较好经济效益外，还需控含水，使堵水井调整在取得较好经济效益的情况下要降低油井的综合含水。
因此除确定在堵井调整经济界限外，还需确定在堵井调整的技术界限。
因含油饱和度值是衡量油层动用状况及剩余油富集状况的主要参数，因此从油层含水与含油饱和度关系上进行了研究。
主要从理论上及实际上，同时结合历年油层含水与含油饱和度关系，制定了油层含水与含油饱和度关系图版。
从图版上看，理论上油层含水与含油饱和度应呈线性关系，即随着含油饱和度的降低油层含水呈均匀上升趋势。
但由于受油层动用不均衡及无效循环等因素的影响，油层含水与含油饱和度呈非线性关系，即随着含油饱和度的降低油层含水呈先块后慢上升趋势。
当油层含油饱和度值在75%～45%之间时，随着含油饱和度的降低油层含水呈迅速上升趋势，在油层含油饱和度在45%时，油层含水上升到91%；当油层含油饱和度值小于
45%时，随着含油饱和度的降低油层含水呈缓慢上升趋势，截至2009年，油层含油饱和度为40.63%，油层含水为94.64%。
如按在堵井调整以油井含水97%为调整界限，含水下降3个百分点，理论上油层含油饱和度要在4.5%以上，实际油层饱和度要在41.8%以上。
3 特高含水期在堵井调整潜力类型
一是井组内注采关系单一导致单层突进，堵后注采不完善型。
这种类型主要针对堵水层位发育厚度较大的井，在堵层多以河道边部或窄条状河道发育为主，注采关系相对较为单一。
二是受原工艺水平限制无法进行层内堵水，对厚油层内剩余油富集部位及高含水部位全部实施堵水型。
这种类型主要针对堵水层位发育较大厚度厚油层的井，在堵层多以大片河道发育为主，注采关系相对完善。
三是受原堵水工艺水平限制无法进行多段细分堵水，增加部分剩余油富集层陪堵实施大段堵水型。
这种类型主要针对多层高含水的井，在堵层段内高含水层和剩余油富集层交替存在。
4 特高含水期在堵井调整方法
通过研究在堵井、层的动用状况、注采关系变化情况及剩余油分布状况，分析了油田特高含水期在堵井、层的潜力类型，同时结合在堵井调整的经济界限和技术界限，明确了特高含水期在堵井的调整思路，进而总结出一套在堵井综合调整挖潜的方法。
4.1 堵层层内调整方法
通过分析在堵厚油层井组内堵水前后的注采关系、油层动用状况
和剩余油分布状况，同时结合在堵厚油层内结构界面的稳定性，采用长胶筒封隔器封堵在堵厚油层内无效、低效循环部位，释放剩余油富集部位，实现层内细分堵水，以挖潜厚油层内低含水部位的剩余油，控制高含水部位的无效产液。
主要采取以下三种做法：一是针对井组内发育稳定结构界面的在堵厚油层，利用长胶筒直接封堵到结构界面部位，封堵在堵厚油层内无效、低效循环部位，释放剩余油富集部位。
二是针对井组内发育不稳定结构界面的在堵厚油层，利用长胶筒在结构界面部位适当增加封堵厚度实施层内精细堵水。
三是针对在堵厚油层内结构单元连通较好、无效循环严重的部位，利用长胶筒对油水井实施对应封堵。
4.2 堵层层间调整方法
通过分析在堵层段井组内堵水前后的注采关系、油层动用状况和剩余油分布状况，同时结合在堵井目前的生产状况，采取调换堵层、释放陪堵层和在堵层拔堵等做法实现在堵井层间精细堵水。
封堵目前部分高含水无效生产层，释放部分含水较低的剩余油富集在堵层。
主要采取以下三种做法：
一是针对堵后目前生产接替层含水高、在堵层剩余油富集的在堵井调换堵层。
二是针对原大段堵水且目前部分在堵层剩余油富集的在堵井释放陪堵层。
三是针对目前产能较低且在堵层剩余油富集的在堵井实施在堵层拔堵。
由于部分堵水井堵水时间较长，堵前含水相对较低，而目前产能较低，可进行拔堵增油，提高有效产出。
5 结论
（1）进入特高含水期后，针对在堵井进行综合调整挖潜可释放部分剩余潜力，起到控水增油的目的。
（2）通过分析特高含水期在堵井调整的经济界限和技术界限，可有效指导在堵井综合调整挖潜。
（3）通过研究在堵井井组堵前及堵后油层动用状况变化、井组注采关系变化情况及剩余油分布状况，可综合判断在堵井、层的剩余油调整潜力，明确调整方向。
参考文献
[1] 刘彦亮，陶明. 厚油层层内堵水方法探讨[j].油气田地面工程，2005，05
[2] 赵福麟，戴彩丽，王业飞，等.油井堵水概念的内涵及其技术关键[j].石油学报，2006，05。