低渗透油田油井高含水处理措施
生产油井含水突升原因分析及处理措施
生产油井含水突升原因分析及处理措施摘要：针对渤海油田某油井生产过程中出现的含水突升、产液量及井底流压上涨等情况开展了要因分析，通过要因分析认为是该井管柱原封堵工具（防上顶工具时效，丢手管柱上移）失效，原生产层位水窜所致，这也通过作业中起出丢手管柱后得到了验证。
基于此，为彻底解决油井含水突升问题，采取了现场对管柱组合由普合管柱+丢手管住更改为Y分管柱的应对措施，作业结束后启泵投产，通过跟踪生产数据分析，措施应用达到了目的要求，该油井含水恢复到了常规水平，成效显著。
同时也为后续类似情况的产生提供了相关参考依据。
关键词：生产油井；含水突升；防上顶工具；丢手管柱1油井生产现状渤海油田某口油井目前日产液93m3，日产油0.5m3，含水99%，流压11.3MPa。
1.1补孔前后数据对比该井自上返补孔作业后生产状况如下表1、表2所示：（1）该井自上返补孔作业后井底流压缓慢下降，于A年6月11日明显上升。
表1 上补孔作业前井底流压变化曲线表2 上返补孔作业后井底流压变化曲线（2）该井上返补孔前含水一直较高，上返补孔作业后含水明显下降后趋于稳定，于6月11日突然上升，如下表3、表4所示。
表3 上返补孔作业前含水率变化曲线表4 上返补孔作业后含水率变化曲线（3）该井自上返补孔作业后电机温度缓慢上升，于A年6月11日明显下降，如下表5、表6所示。
表5 上返补孔作业前电机温度变化曲线表6上返补孔作业后电机温度变化曲线（4）该井自上返补孔作业后产液量基本稳定，于A年6月11日明显上升，表下表7所示。
表7 上返补孔作业后产量变化曲线本井于A年6月11日00：30到1:10期间，井温由40℃下降至38℃，在4:00左右上升至50℃，后继续缓慢上升，目前稳定在54℃。
油压由3.5MPa上涨至4.5MPa，套压稳定在3MPa左右。
A年6月10日化验含水分别为2.3%和1.9%，平均化验含水2.1%，在现场发现参数异常后，多次取样，发现含水较高，平均含水99.1%，同时倒入计量后，产液量由40m3/d上涨至92m3/d。
油田开发中解决高含水油井问题
油田开发中解决高含水油井问题随着国内的大多数油井开采已经进入了中后期，油井采出液进入了高含水阶段，油井的开采率日益的降低，石油的产出比也逐渐的下降，给我国的石油供应带来严重的困境，为了满足我国日益增长的对石油资源的需求，就要提高油井的出油率，因此解决我国油开发中高含水油井问题就成为了一切工作的出发点。
标签：高含水油井；石油；石油开采；油田开发目前过高的含水率和油层存在伤害是许多油田部分井产能低的主要原因之一，我国的一些油井在注水开采的过程中，注水井和油井存在裂缝或是较大的孔道沟通，从而造成了油井暴性水淹，并且造成整个区块产能的下降，这种早期的开发方式严重降低了注入水的波及系数，不利于油田的长远开发。
高含水的油井，存在地层渗透率低、均质性差等问题，严重影响我国油井的出油率，不能满足我国社会经济发展和人们生产生活对石油的需求量，我国的石油储备量下降，严重威胁着我国石油能源的安全，本文就以延长油田吴起采油厂为例，主要对我国油田开发中高含水油井问题进行探讨，旨在提高我国油井的开发效益，增减石油产量。
一、延长油田吴起采油厂的概述延长油田吴起采油厂组建于1993年3云，现总资产有117.3亿元，职工5847人，生产油井3998口，现已具备年产200万吨，日产5400多吨的原油生产能力，是延长油田中生产规模最大、综合实力最强的生产单位，产量占到延长油田总产量的六分之一。
2011年，吴起采油厂把注水开发列为“天”字号工程，继续实行“一把手”负责制，将本年注水工作的目标任务确立为：新钻注水井325口，投转注230口，新增注水面积98.53平方公里，新增水驱量3173.46万吨；注水区自然递减率控制在8%以内，注水相对增油5万吨。
累计建成投运联合站5座，计量增压接转站13座，铺设集输管线1748公里，集输单井2622口，井区管输率达52.6%，提前建成投用了吴延原油运输管线，彻底结束了汽车运输原油的历史。
建成注水站48座，铺设注水管线910公里，井区道路、桥涵、队部、值班房全面改善。
低渗透油田开发中的问题及措施
低渗透油田开发中的问题及措施作者：陈婷婷来源：《科学与财富》2020年第24期摘要：从低渗透油田开采过程看，往往前期工作进展顺利。
但是随着油田开采的进行，当期达到一定时期，一般是中后期阶段，则油田当中含水率将会提升，进而影响了产油量，使得油田开采效果大为降低。
所以当前需要我们加强对低渗透油田开采先进技术的研究和应用，进而降低油田含水率，增强油田产能，推动油田开发的大规模实施。
目前，在我国的油气田的开发工作中，工作人员加大了对低渗透油田的开发力度，相较而言，低渗透油田的开发工作要更有难度一些。
关键词：低渗透;油田开发;问题处于开发中后期的低渗透油田，往往会出现产能下降的情况，这是由于单井出现了含水率增加的趋势，导致开发效率大为下降。
仅仅依靠抽油机采油系统是无法有效化解油井供液能力比较差的问题，所以也就难易实现预期的开采效果。
为此，采取既经济又合理的开采技术，确保低渗透油田开发经济性指标得以实现，这是当前非常关键的地方。
1.;;; 低渗透油田的概况解析低渗透油田指储层渗透率较低，单井含油量不足，产油量较少的油田，但低渗透油田分布较广，总含油量巨大，约占全国石油储备量的一半以上，同时，低渗透油田的产能建设规模已占到油田产能建设规模总量的70%以上，并具备“上汽下油，油气兼具”的特点，开发潜力不可小觑，因此，在石油需求日益增大的今天，低渗透油田的开发有着重要意义。
目前，我国已发现的低渗透油田大多分布在偏远地区，地质条件较差，例如：山脉地带、断裂层、盆地等，较难架设器材和设备，人力也难以到达，这都给石油的开采带来了巨大困难，因此，我国投入了大量资金和科研人员对低渗透油田的开采进行探索，低渗透油田现已成为石油能源开发、建设的主战场。
2.;;; 低渗透油田地质特征相较于高、中渗透油田，低渗透油田的渗透率一直是困扰油藏开采业的开发难题。
低渗透油田地质的渗透能力较弱，并且它的油层孔隙度也比较低，因而导致低渗透油田的产能非常低下。
如何有效控制油井含水上升
如何有效控制油井含水上升如何有效控制油井含水上升摘要：油井生产过程中，含水急剧上升会对生产造成很大的影响。
特别是随着油田勘探开发的不断深入，平面矛盾和层间矛盾日益突出，产量递减加大。
当油井含水上升到98%时，这就意味着油井失去了开采价值。
本文提出了以控制含水上升，减缓油井水淹的速度，来促进单元持续稳定开发。
关键词：综合含水平面矛盾层间矛盾渗透率生产参数常规稠油一、区块基本概况1.区块地质概况滨8-3块位于平方王油田穹隆背斜构造中部,为低渗透常压具有气顶的穹隆背斜构造多层薄层状砂岩油气藏。
有统一的油气界面(-1510m)和油水界面(-1560m)。
1.1油层分布情况滨8-3块沙四中储层比较发育。
储层厚度60.6-85.6m，平均单井15.6层68.9m。
平面上，中心部位较厚，滨4-5-52井区达85.6m 以上，在滨4-5-2井处仅为59.6m。
第1砂层组为较大的原生气顶，主力油层在2、3砂层组，全区分布。
4砂层组只在中部局部分布。
1.2 储层物性滨8-3块物性较差，渗透率低，非均质严重。
2砂层组渗透率为0.074μm2，3砂层组渗透率为0.089μm2 。
总的是在剥蚀区的中部部位渗透率较高（滨4-3-7井渗透率为0.081μm2），四周较低，最低渗透率为0.019μm2（滨4-5-7井）。
2.开采现状截止到2012年底，该块共投产油井45口，开井29口，日产液642，日产油56吨，综合含水91.3%采油速度0.46％。
投产水井25口，开井11口，日注水量641方/天，月注采比0.98。
总体处于低产能，低采油速度，高采出程度，高含水开发阶段。
二、含水上升原因1.静态因素1.1油井构造位置差异，水线方向上的井点含水上升快平方王油田沙四中油藏的注水方向与地应力方向大致相同，成条带状，造成水线方向上的井点含水上升快，而垂直于水线方向上的井点注水不受效。
另外，受构造高差的影响，在注水开发过程中构造高部位水井比构造低部位水井对油井的影响大。
低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术
低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术【摘要】低渗透老油田是我国石油开采中的重要资源，但随着开采时间的延长，油井堵塞问题日益突出。
本文从堵塞成因、特点和解堵技术等方面展开探讨。
在堵塞成因分析中，主要包括水垢、砂粒堵塞、油气凝析物堵塞等多种因素。
低渗透老油田堵塞特点主要表现为多种原因共同作用、难以预测和复杂多变。
解堵技术综合应用中，化学解堵技术和物理解堵技术被广泛应用，包括油井酸化、渗透剂注入、超声波解堵等。
低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术的重要性不言而喻，只有及时有效地解决堵塞问题，才能保障油田的正常生产。
未来发展趋势将更加注重技术创新和综合应用，以提高油田的产能和效益。
【关键词】关键词：低渗透老油田、堵塞成因、解堵技术、化学解堵、物理解堵、重要性、发展趋势。
1. 引言1.1 低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术低渗透老油田是一种具有独特地质特征的油田类型，其堵塞问题一直是影响油田开发效果和生产稳定性的重要因素。
本文将对低渗透老油田堵塞成因进行深入分析，并探讨综合解堵技术的应用。
低渗透老油田堵塞成因多种多样，主要包括沉积物淤积、油气水相分离、油水界面气体生成、沉积物泥化和生物活动等因素。
沉积物淤积是主要成因之一，沉积物通过管道输送至井口后逐渐沉淀在管壁上，导致管道直径变窄，流体流动受阻。
油气水相分离也是造成堵塞的重要原因，不同密度的流体在管道中会发生相分离现象，导致管道内部的流体混合不均匀。
针对低渗透老油田堵塞问题，化学解堵技术被广泛应用。
通过向管道中注入特定的化学物质，可以破坏沉积物结构，改变流体粘度，促进管道内部的流体通畅。
物理解堵技术如超声波清洗和水压冲洗也可以有效解决堵塞问题。
综合运用多种解堵技术，可以更全面、高效地解决低渗透老油田堵塞问题，保障油田的生产稳定性和开发效率。
在未来，随着解堵技术的不断创新和完善，低渗透老油田堵塞问题将得到更好的解决，为油田开发提供更好的保障。
2. 正文2.1 堵塞成因分析低渗透老油田堵塞成因分析是解决油田开采难题的重要一环。
外围低渗透油田注水系统的节能环保措施探讨
外围低渗透油田注水系统的节能环保措施探讨1.优化注采井网格结构：合理规划井网，减少井距，提高水驱效果。
通过增加井口数目，减少注水井距，可以降低注水井的压力损失，提高注水效率，减少能源消耗。
2.采用地面压力优化措施：注水系统中，地面压力是一个重要参数。
通过合理调整地面压力，可以提高油水分离效率，减少能源消耗。
合理设置注水井、产油井的工作压力，均衡油田注水压力分布，有利于提高注采效率，减少能源浪费。
3.配置高效注水设备：选择高效、节能的注水设备是关键。
注水泵和管道是注水系统中的主要能耗设备，选择高效节能的泵和优质的注水管道材料能够提高注水效率，并减少能源的消耗。
此外，加装逆止阀、伺服阀等自动控制装置，能够有效减少能源浪费。
4.注水液性能改进：研究并优化注水液的性能，可以实现节能环保的目标。
注水液中添加适量的界面活性剂、聚合物、酸化剂等物质，可以提高油水界面张力，减少油层中的水相相对渗透率，提高注水率，减少能源的消耗。
同时，优化注水液的粘度，有利于提高注水效率。
5.合理控制注水量和压力：注水系统的操作方式对节能环保有重要影响。
合理控制注水井的注水量和注水压力，根据油田岩石物性、耐压能力等参数进行调整，可以提高注采效率，降低能源消耗。
6.循环水利用：注水过程中产生的废水可以采取循环利用的方式。
对废水进行处理，通过过滤、杀菌等工艺，使其符合再次注水的要求，减少淡水消耗，实现节能环保。
7.能源综合利用：注水系统中可以通过余热回收、太阳能获取等手段，综合利用能源。
例如，利用注水过程中产生的余热进行水加热，减少电能消耗；利用太阳能发电系统为注水设备提供能源。
总之，外围低渗透油田注水系统的节能环保措施包括优化注采井网格结构、地面压力优化、配置高效注水设备、注水液性能改进、合理控制注水量和压力、循环水利用、能源综合利用等。
通过采取这些措施，可以提高注水效率，降低能源消耗，实现节能环保的目标。
低渗透油田注水井高压欠注对策分析
低渗透油田注水井高压欠注对策分析发布时间：2022-05-12T08:31:25.049Z 来源：《科学与技术》2022年第3期作者：杨钊云[导读] 想要保障油田产出量的稳定性，提升油田采收率，必须通过注水井开展油层注水干预，以对地层压力进行补偿，保持油田开采所需压力水平杨钊云大港油田第二采油厂工艺研究所天津市 300280摘要：想要保障油田产出量的稳定性，提升油田采收率，必须通过注水井开展油层注水干预，以对地层压力进行补偿，保持油田开采所需压力水平。
当前，我国油田开采已经进入中后期阶段，低渗透油田数量不断增加，注水井高压欠注问题已经成为影响水驱采收率的主要原因，油田开采难度不断加大，注水井开采中，注入层配注合格率不足，注入压力水平过高和注入难度增加等问题，均会导致区块油井抽液供应量不足问题的发生，降低原油产量，影响头天生产指标，制约企业持续稳定发展，本文就低渗透油田注水井高压欠注对策展开论述分析。
关键词：低渗透油田；欠注井；高压欠注；欠注系统前言：欠注是储量开采中后期提高采收率的重要措施之一，对于低渗透储层，由于储层物性较差，欠注过程中容易发生储层积存，导致地面欠注压力高，管道欠注困难，油田整体开发采取技术措施是不可避免的，欠注难度对低渗透油藏中后期开发的影响评价，主要技术措施有采用振动堵水技术，利用井下振源产生脉冲水流，消除地层中的堵塞效应，利用脉冲仪器在地层中产生脉冲波，达到超声波技术解除储层的目的，利用超声波的机械干预，使地层中的粘土颗粒改善欠注，注入表面活性剂降低油水界面张力，提高储层油水相对渗透率。
1、低渗透油田注水井高压欠注原因对注水井周围的砂层展布情况进行分析，了解注水井砂层连通状况，分析欠注水井的吸水剖面资料，从区块地面高压注水实际运行状况分析，对油田区块内的油藏物性进行分析，采取多种措施进行油水井的干预，总结低渗透油田注水井高压欠注的原因，具体包括以下几点：1.1地层条件首先，区块地层之间的连接并不理想，油井单侧位置与注入层时有连通，会受到断层遮挡作用影响，而另一侧处于不连通状态直接影响注入层的吸水能力，对注水量产生负面影响。
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。
高含水期低渗透油田不同砂体周期注水方式探索
高含水期低渗透油田不同砂体周期注水方式探索【摘要】本文介绍了周期注水的作用机理，对高含水期低渗透油田的大面积河道砂体、窄小河道砂体、河间砂体及微裂缝发育砂体应用不同的周期注水方式，来控制含水上升速度，扩大水驱波及体积动用剩余油，改善了低渗透油田开发效果。
【关键词】低渗透周期注水剩余油注水方式某油田油层孔隙度、渗透率低，截止到2010年12月前采油速度0.61%，采出程度28.46%，综合含水 90.1%，含水级别较高。
周期注水是改善砂岩油田注水开发效果的有效途径之一，具有投资小，见效快，简单易行的优点，对非均质层状砂岩油藏和裂缝性砂岩油藏都有效[1]。
2011年以来，该油田对不同砂体采取针对性的周期注水方式，动用剩余油，控制含水上升，改善油田开发效果。
认真总结不同砂体周期注水方式的特点，努力挖掘油层剩余油潜力，实现油田开发的稳油控水、节能降耗，为保持油田长期高产稳产做贡献。
1 周期注水的作用机理周期注水亦称间歇注水、脉冲注水等，是通过改变油水井工作制度，在地层中引起压力波动，从而达到降低含水率和提高油藏采收率的目的[2]。
由于油藏渗透率差异，采取稳定连续的注水方式，注入水驱前沿优先沿高渗透方向突进，在低渗透层带，水驱动用程度低，残余油较多，通过改变注水方式和注水强度，人为改变地层中压力场，压力差产生附加窜流，由于毛细管力的作用及“贾敏效应”，地层中流体的反向流动使被锁孔道打开，残余油被驱替出来（图1）。
2 不同砂体周期注水方式2.1 大面积河道砂周期注水方式针对大面积河道砂采取排间轮注、高含水油井和水井交替开关周期注水方式。
2.1.1 排间轮注a井区水淹程度较高，综合含水达到95.0%，2011年开始对a井区采取排间轮注的周期注水方式。
停注水井在时间先后上，采取高含水井排先停，低含水井排后停的原则。
大面积发育的河道砂体，油井受效方向多，控水效果明显，调整半周期6个月。
由于采取排间轮注的方式，改变液流方向，周期为1∶1，2口井各注6个月停6个月，注水强度相同的办法，周期内稳油控水效果较好。
低渗透油田特高含水期开发技术对策——以渤南油田义11井区为例
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址金项 …， 家科技 亟夫 ０ 项“ 雌利油 特 高含水 期提高采收卒技术” （ ２ ０ １ １ Ｚ Ｘ ０ ５ ０ １ １ ） 。
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依据粒度和沉积构造特征 ， 组合出砂质岩类和 泥质岩类 ２ 大类 １ Ｏ 种岩相类型 ： 递变层理砂 岩相 、 块 状层 理 中 细砂 岩 相 、 平行层理砂岩相 、 波 状 交 错
为改 善义 １ １ 井 区开发效果 ， 提高采 收率 ， 开展 了精细油藏描述和剩余油分布研究 ， 对区块地质特
征 和开 发潜 力进 行 了再认 识 。
２ ． １ 沉 积相
１ 油藏概况
义１ １ 井区是渤南油田的主力开发 区块 之一 ， 南
渤南油田义 １ １ 井区为近源湖相重力流沉积 ， 浊 积岩沉积构造齐全 ， 且滑塌变形构造丰富 ； 岩石颗
组 合 为 典 型 的鲍 玛层 序 ， “ Ａ Ｂ Ｅ ” 和“ Ｃ Ｄ Ｅ ” 组 合 最 常
义ｌ １ 井 区为低渗透稀 油油藏 ， １ ９ ７ １ 年 投入开 发， １ ９ ７ ５ 年开 始注水 ， １ ９ ９ ４ 年进 入特 高含水 阶段 ，
见， “ Ｂ Ｃ Ｅ ” 和“ Ｂ Ｃ ” 组合次之ｎ ］ 。沉积事件经历时间 很短 ， 粗 碎 屑 只 沉 积 于 由重 力 流 形 成 的 水 道 内 ， 沉
高， 水淹严重 的状况 ， 通过 不稳定注水和优化 油井采液强度 ， 实现控水稳 油； 针对局部 注采不完善 ， 储 量水驱动用程
度低 的状况 ， 通过 完善和恢复注采 井 网， 提高储 量水驱动用程度 ； 对合采合 注井 ， 通过 分层注水和封堵高含水层 ， 减 缓层 间矛盾 ； 对采 出程 度低 ， 含水 率低 的砂体边 部和非 主力油层 ， 通过储层 改造 、 分层注水 、 单层 开采等措施 ， 提高 储 量 动用程度 。 区块开发效 果 明显改善 ， 年递减 率下 降至４ ． １ ％， 基 本保持 稳定 ， 采收率进 一步提 高， 由３ ０ ． ７ ％提高
高含水期油田稳油控水技术分析
高含水期油田稳油控水技术分析油田进入高含水期之后，油田内的油不再是集中分布，而是在不同的层位中呈现不同的分布状态，而且因为油田的高含水，造成一系列问题，因此，必须对油井做出地质调查，对于不同的层位，采用不同的稳油控水措施，才能保证余油的开采，达到油田稳产的目的。
标签：高含水期;油田;稳油控水引言：因为不断的注水开采，使得油田进入了高含水期，高含水期的剩余油不再是连同的状态，而会呈现一种高度分散的状态，而且剩余油量也越来越少，开采难度越来越大。
对高含水期油田开采的要点是搞清楚剩余油采用何种分布规律分布，然后选择合适的稳油控水技术，才能保证这部分剩余油被顺利的开采出来。
1 高含水期油田的油藏特征1.1 层间差异以胜利油田为例，该油田到达高含水期后，滲透率的极差高达10以上，有时候可以到达几十，不同层的层间干扰非常严重，而且很多层不出油。
1.2 平面差异油田到达高含水期后，油藏的不均性性体现的更为显著。
1.3 层内差异油田到达高含水期后，因为岩石的孔隙结构不均匀，油田各层的吸水强度各有不同，导致剩余的油的饱和度也有很大的差异[1]。
2 油田高含水期存在的问题分析油田到达了开采后期，一大显著特点就是油田的含水量大大增加，由此导致的开采难度越来越大，因此，开采需要的能量越来越多，而且开采效率一路走低。
2.1 设备的腐蚀问题高含水期的油田，将油和水分离的难度是非常大的，设备和管道长期和高含水原油接触，会发生一定程度的腐蚀，如果腐蚀程度非常严重的情况下，就会出现管道泄漏，管道泄漏对于石油生产来说是致命性的，而且设备故障以后，必须花费大量的资金对设备进行维修，无疑增加了油田的生产成本，因此，必须对油田的生产技术进行优化，才能将油田的含水量控制到一定水平。
2.2 油田水淹问题油田分为正韵律层、反韵律层、复合韵律层，不同的层油田的水淹部位是不一样的，以正韵律层来说，因为对水有高渗透性，因此会导致底部水淹，剩余油都富集在顶部，而且顶部的水淹和底部来说，要轻一些。
低渗透油藏中高含水油井增产技术研究与应用
Ａｂｔａ ｔ Ｒｅ ｅ ｖ ｉｓｉ ａ ｇ ｉｇｏｌ ｅｄ ｔｐ ｃｌ ｅｏ ｇ Ｏｔ ｏ ｅｗｉ ｏ ｐ ｒ ａ ｉ ｔ ，ｗｈｃ ｎ ａｌ ｔｒｉｊｃｉｎ ｆ ｒ ｓｒ ｃ ： ｓｒ ｏｒ ｎＣｈ ｎ ｑｎ ｉｉｌ ｙ ｉａｌ ｂ ｌｎ ｓｔ ｈ ｓ ｔ ｌｗ ｅ ｍｅ ｂｌ ｙ ｆ ｙ ｈ ｉ ｉｈｅ ｔｉ ｗａｅ ｎｅ ｔ ｏ ｓ ｏ
低 渗 透 油 藏 中高含 水 油 井增 产 技 术研 究 与 应 用
达 引朋 ， 任 雁 鹏 ， 王 玉 功 ， 郭 亮。 赵 倩 云 ， 蒋 文 学 ，
（ ．Ｉ 钻 探 工 程 有 限 公 司 钻 采 工 程 技 术 研 究 院 长 庆 分 院 ， 西 西 安 ７ ０ １ ；． 渗 透 油 气 田勘 探 开 发 国家 工 程 实 验 室 ， １川 庆 陕 １０ ８ ２低
３． ａｎｇｑ ｎｇ ｉ ｅ ｄ ｏ． １Ｏ ｉ ｏ ｃ ｉ ｎ Ｆａｃ ｏ ｙ ， ｎ ’ Ｃｈ ｉ Ｏ ｌ Ｎ ｌＰｒ ｄｕ ｔｏ ｔ ｒ Ｙａ ａｎ Ｓｈａ ｘｉ ａｎ ７１ ００ ６ ０，Ｐ ． Ｒ．Ｃｈｉ ａ） ｎ
Ｒｅ ｅ ｖ ｄ ５ Ｄｅ ｅ ｂ ｒ ２ １ ：ｒ ｖ ｓｄ ２ ｃ ｍｂ ｒ ２ １ ；ａ ｃ ｔ ｄ ５ Ｊａ ｕ ｒ ０ ２ ｃ ｉ ｅ ｃ ｍ ｅ Ｏ １ ｅ ｉｅ ７ Ｄｅ ｅ ｅ ０ １ ｃ ｅ ｅ ｎ ａ ｙ ２ １ ｐ
期 ， 井含 水 不 断 上 升 ， 油 井 增 产 改 造 带 来 了很 大 困难 。通 过 对 长 庆 低 渗 透 储 层 特 征 、 发 现 状 、 水 原 因 分 析 的 油 给 开 见
基 础 上 ， 过 室 内研 究 ， 通 形成 了注 水 井 深 部 调 剖 、 井 堵 水 、 水 压 裂 、 缝 深 部 暂 堵 酸 化 等 中 高含 水 油 井 增 产 技 术 。 油 堵 裂
低渗透油田开发的难点和主要对策_0
低渗透油田开发的难点和主要对策随着我们的大多数油田进入生产开采后期，低渗透油田受到了更多的关注。
这也使得探明的低渗透油田定数量在不断增加，进一步提升我国油气资源总体储量。
但是在实际针对低渗透油田进行开发的过程中还存在着很多技术性难点。
本文主要针对低渗透油田开发过程中所面临的难点进行了分析，并提出了有效的技术处理措施。
标签：低渗透油田;开发难点;对策引言随着我国已探明油气资源的不断开展开采，使得我国整体可开采石油储量越来越少，这也进一步增加了我国的能源压力。
随着近几年来我国低渗透油田探明数量的进一步增加，为我们整个石油行业的发展带来了新的发展机遇。
作为一种非常重要的石油资源储备，低渗透油田在实际开发过程中由于其地质条件以及自然环境都非常复杂，导致其实际开展难度相对较大。
因此就必须要针对低渗透油田在实际开发过程中所遇到的难点问题进行深入研究，这样才能全面提升低渗透油田的开采效率。
1 低渗透油田开发特点分析在针对低渗透油藏实施注水开发作业的过程中，注水压力会随着开采的不断进行也逐步升高，油井也会出现严重供应不足现象，产量会逐步递减，生产开采效率逐步下降。
在针对低渗透油层采取相关的增产增注措施之后实际效果并不明显，因此必须要进一步提升供水压力来进一步提升注水量和注采的压差。
随着注水压力的不断提升，油层的注水量虽然在一定程度上得到提升，但是并不能有所解决生产井产液量快速下降的问题[1]。
在针对低渗透油层开采数据进行统计后发现，与常规的油井相比较，低渗透油田注水井会出现非常严重的套管损坏现象。
因此，在实际进行注水作业的过程中，必须要充分保证注水压力不能超过地层的破裂压力。
但是，以当前低渗透油田的实际开发状况来看，大多数油井的注水压力已经超过了地层破裂压力。
这也使得低渗透油田在开发过程中面临着非常严峻的生产形势。
2 低渗透油田开发难点分析2.1 低渗透油田油藏的实际渗透不规律常规油田通常情况下都具有较为固定的渗透规律。
低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施
低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施摘要：低渗透油气资源作为一种战略资源，其储存量在油气资源中占有举足轻重的地位。
而石油资源作为我国经济发展的重要支撑产业之一，必须保证足够的开采数量才能促进相应产业的蓬勃发展。
然而，石油开采是一项极为复杂的工业生产活动，地理环境、生产设施等各种因素全方位地影响着油田开采的数量和质量。
此外，占我国石油储量一半的低渗透油层与中、高渗透油层相比，存在渗透机理复杂、开发难度大、采收效率低等问题。
为了解决上述存在的问题，本文围绕低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施展开探讨，以期为相关工作起到参考作用。
关键词：注水工艺；油井开发；开采率1.注水开发油层注水工艺是指在油田开发的过程中，随着开采量的增加，油层压力逐渐降低，而为了保证油层有足够的压力，技术人员通过专业设备向油层中注入一定量的水，对底层油田能量进行补充，保证油田能够继续顺利出油，实现低渗透油层资源的最大化开采，避免因为油层压力不足导致资源浪费。
在低渗透油层的开采过程中，随着开采量的不断提高，相应的油层压力也会逐渐下降，当压力下降到某一临界值后，油田会不再出油，出现脱油现象，造成原油产量大幅度下降，油田开采效率急剧降低，大量能够被开采的原油只能遗弃在地表层中，长此以往，会造成资源的浪费，对我国石油产业的发展产生非常严重的制约作用。
为了打破低渗透油层压力不足的现状，技术人员发明了油层注水工艺。
通过向油层注水，提高油层压力，使得地表层中遗留的大量原油能够继续被顺利开发出来，提高油田的开采效率，增大油田的开发效果[1]。
油层注水工艺流程如图1所示，从图中可以看出，整个注水系统核心设施包含供水站、注水站以及配水站三大部分，外部水源通过这三大核心设施通入注水井，达到给低渗透油层增大压力的目的。
图1注水工艺流程图2.低渗透油藏注水开发常见问题2.1水质问题注水水质问题主要分为两方面，第一方面即固体悬浮物超过规定标准，并且含油量过多。
低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术
低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术陇东油区老油田具有地层结垢结蜡严重、井筒脏、地层压力低的特点，油层堵塞严重，目前解堵技术主要有负压泡沫洗井综合解堵技术、水力脉冲与化学复合解堵技术、二氧化氯解堵技术。
标签：油井结垢;注水;水质;水敏;水力脉冲;综合解堵二氧化氯解堵负压泡沫洗井一、长庆陇东低渗透老油田地质特征（一）储层特征油层砂体厚度较大，分布范围广，连片性较好，非均质性较弱。
原始含水饱和度高，束缚水饱和度平均达到37%，并且泥质含量越高渗透率越低，含水饱和度就越高。
陇东油区地层岩石中粘土含量高，存在一定的水敏、酸敏现象，个别井区有速敏、盐敏现象。
（二）流体性质地层水自上而下为：Na2SO4、NaHCO3、MgCl2、CaCl2型，总矿化度1200～117800mg/L，氯离子含量4903～70163mg/L，部分地层水中含有Ba2+、Sr2+成垢离子，如马岭油田南试区地层水中Ba2+、Sr2+含量高达1000～1700 mg/L。
二、油田开发现状及存在问题（一）油井堵塞成因及特征1、油井结垢严重陇东油田注入水来自洛河层，平均矿化度2000～3000mg/L，地层水总矿化度高，硬度高;部分井区高含Ba2+、Sr2+等离子，与注入水相遇后在地层内形成大量的结垢物。
2、不合理的开采方式及生产参数导致油井堵塞采取较大的生产压差造成了一定的地层伤害。
这些伤害一是微粒运移在孔喉处形成“桥堵”堆集。
二是疏松地层岩石骨架颗粒脱落及毛发状的粘土膨胀物缠结;三是多相流体（如油、气、水）流动度不一产生油水乳化，增加流动阻力，从而呈现油相渗透率下降的情况。
3、注入水与地层流体不配伍注入水与地层流体不配伍可导致地层内形成盐垢，乳化物堵塞。
如地层流体中的金属阳离子Ca2+、Ba2+、Mg2+、Sr2+等与注入水中的SO42-、CO32-等，反应会生成CaCO3、CaSO4、BaSO4、SrSO4等沉淀物，这些沉淀物沉积在注入水能波及到的孔隙喉道中，使孔喉流通断面不断缩小。
低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施
低渗透油藏注水开发存在的问题与改进措施现阶段，低渗透油藏具有丰富的存储量，且具有广阔的分布区域以及油气含量比较多的特点，为此，进行勘探和开发低渗透油藏已经是石油业的重要研究方向。
其中低渗透油藏的一个主要的开采方式就是注水开发，为了使低渗油藏的开发质量体积开发效率能够得到更有效的提高，必然需要强化注水采油技术。
标签：注水工艺油井开发开采率引言低渗透油气资源属于战略资源，其储存量在油气资源中占有举足轻重的地位。
而石油资源作为我国经济发展的重要支撑产业之一，必须保证足够的开采数量才能促进相应产业的蓬勃发展。
然而，石油开采是一项极为复杂的工业生产活动，地理环境、生产设施等各种因素全方位地影响着油田开采的数量和质量。
此外，占我国石油储量一半的低渗透油层与中、高渗透油层相比，存在渗透机理复杂、开发难度大、采收效率低等问题。
为了解决上述存在的问题，技术人员寻找出一种通过向低渗透油层注水来提高油田采收效率的工艺，从而保证油田企业良好的经济效益。
但是，据相关调查发现，现有的油田注水工艺尚不成熟，需要进一步健全和完善。
总而言之，要从不同角度全面了解和分析现有的注水工艺的不足，只有这样才能促进油田企业保持良好的经济效益，保证油田行业的可持续健康发展。
综上所述，对于低渗透油层来说，提高油田采收率具有重大的意义，但同时也面临着巨大的挑战。
1 概述低渗透油田所谓低渗透油田是指油田储存层具有较低的渗透率和丰富度的油田，具体有以下几点分类。
其一，一般低渗透油田，这类油田所含有的油类标准可以供工业生产，然而具有较低的产量，需要通过压裂措施来提高油量生产;其二，特别低渗透油田，具有较高的饱和度油层，油质标准不能够满足工业的要求，需要使用大型压裂措施方可进行开发;其三，超级低渗透油田，具有非常缜密的油层，较高的饱和度，一般情况下不具备开发价值，然而的确具有油层厚和较好质量的油质以及较浅的埋藏深度，可以用作后备能源开发。
但是由于开采时间较长，低渗透油田将会遇到产量下降、设备老化、工作效率下降等情况，进而造成企业经济效益降低。
低渗透油藏注水开发中存在的问题及技术对策
针对低渗透油藏开发，虽然已经形成了一系列方法，如储层裂缝描述、储层改造、油层保护等，但在配套注水开发方面，许多环节不够精细，甚至没有得到重视，致使低渗透油藏难以实现高效长效开发。
随着大部分中高渗油藏进入双高开发阶段，低渗透油藏开发所占的比例越来越大，所以有必要针对低渗透油藏注水开发中存在的问题进行系统的研究，提出相应的技术对策。
1 存在的问题研究表明，在低渗透油藏注水开发的过程中，实际开发情况与油藏认识有较大的差距，不同情况导致的开发问题也问题，为了更好地解决问题，一定要找出具体的问题产生原因，才能对症下药。
1.1 水质问题影响注水水质的主要有固体悬浮物、腐蚀产物、细菌等，当然，注入水与地层水之间的配伍性程度也是影响注水水质的重要因素。
固体悬浮物主要包括硫化亚铁、硫酸盐以及残留的细沙等不溶性的杂质。
如果注入水中杂质含量大会造成堵塞，注入水中溶解氧含量大会造成腐蚀、结垢，注入水中含油量大会造成液阻、乳化堵塞、水相渗漏率下降等现象，注入水中细菌含量大会造成腐蚀、菌体等。
1.2 储层敏感性问题一般而言，储层的敏感性是由储层岩石中含有的敏感性矿物造成的。
敏感性矿物与流体接触时，会发生物理反应或者化学反应，并导致储层的渗透性发生变化。
常见的敏感性矿物可分为水敏性、酸敏性、碱敏性、盐敏性及速度敏性共五个主要类型。
其中，速敏和水敏是低渗透油田注水开发中储层敏感性的主要问题。
水敏主要表现与地层不配伍的流体使地层中粘土矿物水化、膨胀、分散、迁移，造成渗透率大幅降低。
1.3 注不进采不出的问题低渗透油藏在注水开发过程中大多存在注不进采不出的问题。
主要表现低渗透油藏注水量较低时地层不吸水，当注水压力提高到一定界限时才开始吸水，启动压力高，大大降低了注水井的注水压差和实际吸水的能力。
1.4 产量递减速度快的问题低渗透油藏大多地层能力充足，初期靠天然能量自喷开采，但是产量递减一般呈指数递减趋势。
在注水后，不像中高渗油藏那样很快见效，一般需要半年以上时间才能见效，油井见水后采液指数大幅下降，一般当含水60%时，产液指数只有原始值的40%，当含水进一步上升，原油产量会大幅下降。
低渗透高含水油藏水气交替驱实验
关键词：低渗透油藏 ；高含水 ；采收率 ；水气交替 ；驱油效率
ｄ ｏ ｉ ： １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ ６ — ６ ８ ９ ６ ． ２ ０ １ ３ ． １ １ ． ０ ２ ３
． １ ８ ２ ｍ３ ／ ｍ。 ，单 次脱 气 气 油 比 低 渗 透 油 藏 因储 层 物 性 变 化 大 、非 均 质 性 严 地 层 原 油体 积 系数 为 １ 重 ，造成 其 在高 含水 期 后油 水 分布 十分 复杂 ，提 高 主要 之一 是 进行 改 善水 驱 的水动 力学 的实验 研究 。
算束缚水饱和度 ；③用复配 的地层流体驱替岩心 中
的死 油 ，直 到入 、出 口端原 油 的气油 比一致 ，稳 定
一
选取 １ ６ 块 ，总 长度 为 ９ ２ ． ６ ８ ５ ｃ ｍ，平 均渗 透率 为 ２ ２ ． １ ３ ｍ Ｄ，平均孑 Ｌ 隙度为 ｌ ６ ． ７ ６ ％ ，岩心 总孔 隙体
１ 实验 内容
１ ． １ 长 岩 心驱替 实 验装 置
实验用气为商品Ｃ Ｏ ，纯度９ ９ ． ９ ９ ８ ％
１ ． ４ 实验 过程
长岩 心 驱替 实验 流 程主 要 由注入 泵 系统 、长岩
实验条件为地层温度 ９ ３ ． ０。 Ｃ、压 力 ２ ６ ． ４ ＭＰ ａ 。
心夹持器 、回压调节器 、压差表 、控温系统 、气量 计和气相 色谱仪组成 。其中 １ ｍ 左右长 的三轴长岩 心夹持器是长岩心驱替装置中的关键部件 ，主要 由 长岩心外筒 、胶皮套和轴向连接器组成 。 １ ． ２ 实验 岩 心
驱替 方式 的驱油 效率 ，并 分 析驱 替过 程 中的动态 特 其中Ｋ ＋Ｎ ａ 为７ ９ ６ ９ ｍ ｇ ／ Ｌ ，Ｃ ａ 砣 为９ ６ ３ ｍ ｇ ／ Ｌ ，Ｍ ｇ 为
低渗透高含水长2油藏精细注水调控技术探索与实践
188杏子川采油厂郝家坪镇西部的长2油藏为开发主力的毛庄科油田，在前期已开展的油藏地质研究、开发历史梳理、主要矛盾分析等相关工作的基础上，本次研究具体就该低渗透、高含水油藏围绕精细注水调控采取的措施及取得的成效进行阐述。
1 开发简述毛庄科项目区自2003年1月开始投产，至2011年12月为开发建设阶段；2012年1月至今为注水完善阶段，2022年根据油田公司整体规划，毛庄科油田被确立为“公司级Ⅰ类注水项目区”，由注水项目区管理指挥部主体负责，从此毛庄科油田长2油藏注水开发掀开了新的篇章。
工区面积72.95km 2，地质储量1391×104t，累计采出程度3.08%，累计注采比0.41，总井数550口，主力开发层位为长2层。
2 油田开发面临的问题注采井网不完善，注采层位不对应，因井网不规则，存在较多的“死油区”。
毛庄科规模注水始于2012年，属于中后期注水开发，且油井井距偏小。
毛庄科油田采出程度相对其他的区块较高，随着注水时间的推移，部分井组已表现含水上升，产量递减，稳油控水的难度增大。
3 注水调控技术对策3.1 剖面上提高注采对应率在精细储层对比的基础上，通过补孔完善剖面层系的注采对应，优化了注采参数，提高剖面动用程度，增大吸水厚度和注入水波及体积，累计对4口注水井进行了补孔措施。
3.2 平面上完善注采井网截止目前，毛庄科注水项目区共有注水井108口，注采井数比为1∶4.08，注水覆盖面积为19.69km 2，还有大片的区域未注上水，按照点弱面强，整体覆盖，整体注水见效的原则，经过油藏地质等研究，优选第一阶段注采井网完善区域在东部成熟开发区，并在此基础上先期确定转注13口：北部5口、南部8口。
3.3 动态上优化水井配注量2021年10-12月单井平均日产油0.50t/d，平均日产液5.38m 3/d，综合含水率90.40%，按初期设计平均单井日产油0.50t计算，含水率90％。
考虑到毛庄科地层能量亏空及注水量的损失低渗透高含水长2油藏精细注水调控技术探索与实践仇复银 闫钰琦 宜海友延长油田股份有限公司注水项目区管理指挥部 陕西 延安 716000摘要：延长油田是属于典型的“低压、低孔、低渗”砂岩油藏，资源禀赋差，曾长期依靠自然能量开采。
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河南科技2012.2 下48工业技术INDUSTRY TECHNOLOGY川口油田经过一段时间的开采后，陆续出现了不同的问题，如，地层压力递减、注水后产生油井高含水、水淹、停产等问题，导致油田产量下降，影响了油田的经济效益。
一、油田生产过程中存在的突出问题1.采油井水淹后，给注水油田带来了新的问题。
比如，加大注水量会加快水淹进程，而减少注水量则会导致油井产液、产油、产水，以及地层压力同时下降。
2.加密调整井缩短了注水井到油井的距离，截断了注水井给原受益井的部分能量，加快了采油速度，缩短了油田稳产期。
3.油、水第一性质原始资料不全不准，影响了对油藏地下动态的分析、认识与判断。
加密井无单井计量、取样、分析方面的资料，地层压力、原始饱和压力与邻区同层系饱和压力相差太大，前人对储层裂缝研究成果与区域地应力方向不一致，使原有反九点井网的排列方位与裂缝方位基本一致，缩短了水驱油距离，增加了来水方向判断工作的难度。
4.部分死油区影响采收率；部分注采层位不对应，影响了注水开发效果；大砂量、长裂缝还会造成高渗条带的出现，加快了水线推进速度。
5.生产层位单一，油井射孔井段较短。
6.水线推进不均，中、低含水面积所占比例较大。
二、油田生产问题的解决措施1.调整注采井网。
选择注采井网是注水开发的重要工作。
要依据油藏地质特征，合理选择注采井网，并通过多种方案对比，优先选择投资少、稳产年限长、采收率高的井网。
而现有井网基本为不规则反九点井网，而后又在原井网内钻加密调整井，油井水淹严重，死油区大、注水不见效的油井较多，而且井距较小、调整难度大。
为此，在示范区对注采井网进行调整，宜采用反九点菱形井网进行试验。
反九点菱形井网的排列方向一般与裂缝方向形成20° ~ 25°夹角，菱形对角线方向与裂缝方向一致，长对角线方向与主裂缝方位一致，短对角线方向与主裂缝相垂直的短裂缝方向一致，对角线方位井点成为角井，相邻井为边井。
反九点菱形井网如图1所示。
2.完善注采层系。
注水井不断补充能量，油井逐渐受益的陕西省延长油田股份有限公司 川口采油厂 呼园平前提必须是油井生产与注水井注水层处在同一油砂体内，油水井相互连通，只有注水层没有生产层，形成只注不采；反之，则形成只采不注，这些都不利于优化油层的开采。
为落实注采对应关系，可编制注采井组栅状连通图，供决策者使用，并根据实际情况采取相对应的措施。
无论是注水井还是采油井，都应在小层对比、油藏精细描述基础上，将主力生产层系打开，实施分层注水，分层采油。
动用纵向未动用油层潜力，涉及面广。
宜在示范区由一个注采井组先行试验，取得成果后，再逐步推开。
完善油层组内部对应油层注采关系，潜力大，油层多，工作要求严，必须逐层对比，在油砂体内做文章。
3.解决当前注水矛盾。
（1）要有充足水源作后盾。
既要充分利用现有水源，也要不断扩大寻找新的水源。
油田污水应在处理后进行回注，钻水源井。
（2）实施动态配水，合理配注。
按照注采井组实际产液量实施动态配水。
在目前地层压力低的情况下，注采比按1.5 ~ 2实施配水；对于井组已出现暴性水淹井、油水井间距离小于150 m 的井组应暂时按注采比1 ~ 1.2配水；对于井组累计注采比达0.8以上的，严格按注采1 ~ 1.5配水。
（3）降低地层损耗，提高存水率。
注进储层的水不能随意放出来，对于已有1 ~ 2口油井水淹的注采井组中，可以采取有效的治水措施，但不能停注，因为周围其他油井尚需注水补充地层能量。
对此，可以把水淹井关井，也可以将水淹层采取机械方法卡死，以改变水驱油方向，扩大水驱油扫油面积，提高水驱波及体积。
（4）探索单井出油周期，减少伴生气无功损耗。
首先可通过听出油声音、摸光杆温度、看出口产油情况、量储罐空高等现场观测法，详细了解一天中有几个小时出油、空抽多少时间，以减少在空抽过程中伴生气的无功损耗。
然后，再制定每口油井间抽制度，做到少用电、少磨损管杆，以延长检泵周期和管杆使用寿命。
4. 控制含水上升速度，治理水淹井。
在油田开发过程中，随着地层压力下降，油井含水逐渐升高。
油井出水是自然规律。
无论是注水开发或是非注水开发或是靠天然能量开发，见水井数和油田产水量都会不断增加，油井含水率也会不断上升。
因此，控制含水上升是油田稳产的主要手段，解决水淹井问题是当务之急。
（1）寻找水淹原因。
对于油井水淹问题，要针对每口水淹井的情况，借助多种手段，综合分析，找出主要问题。
例如，油井注413–2井在2007年8月23日投产，投产时含水100%，成为暴性水淹井，射孔井段646 ~ 650 m ，射孔厚度仅4 m ，低渗透油田油井高含水处理措施图1 反九点菱形井网河南科技2012.2下49压裂加砂20 m 3，破压27 MPa ，压裂规模不大，对应的注水井注413井在1998年10月17日投注，到2007年已注水9年。
从注413井吸水剖面资料来看，635 ~ 636 m 段及643 ~ 644 m 段呈尖峰状吸水，纵向剖面吸水不均匀，具有高渗裂缝带吸水特征；631.8 ~ 637.7 m 段吸水厚度5.9 m ，单层吸水量3.06 m 3，占全井注水量5.6 m 3的54.57%，其间635 ~ 636 m 段呈尖峰。
若用封隔器卡封，用小水咀控制上段注水量，实施分层注水，封卡在640 m ，允许误差必须控制在±1 m ，准确卡封有一定的难度，要求井下管柱必须准确丈量。
若采用高强度有机堵剂在注水井调剖，则注入量小、封堵半径有限、有效周期短。
根据相邻油田经验若堵剂在1 000 m 3以上堵剂，有效期预计可达半年左右。
同时，在油井注413–2井进行选择性堵水，封堵半径必须大于10 m ，堵剂用量要在130 m 3以上。
若堵水调剖实施有困难，可以直接封堵原射孔井段，射孔压裂新井段，恢复油井的产能。
但调补新层也有风险，主要原因有以下几点。
①注413–2井与注413井相距仅150 m 。
②注413–2井位于注413井正东80.37°，与东区裂缝方向一致。
③注413井上下两段呈尖峰状吸水，注413–2井在压裂过程中垂直裂缝高度不清楚。
④因固井图模糊，注413–2井油层段固井质量不清楚，有待进一步调查。
（2）分析来水方向。
分析来水方向主要包括分析油水井生产资料数据相关性、动态监测资料、示踪剂和水驱前缘监测、脉冲试井、储层砂体展布方向、构造裂缝与人工裂缝发育方向等。
笔者认为，应着重做好以下几方面。
①凡有水淹井的注采井组，注水井挤示踪剂，受益油井取样分析水中的示踪剂离子浓度和突破时间，推算出示踪剂在地层中分配到各井（各向）的推进速度、水淹厚度以及储层被注入水冲洗后储层参数（孔、渗、饱）的变化情况等。
②开展油藏动态地质研究，进行油藏精细描述及剩余油分布规律研究，跟踪研究开发过程中储层流体的动态变化。
③建立系统动态监测及动态生产数据台账，寻找水流方向的规律性。
（3）分层注水。
注408井射孔段，上部596.6 ~ 600.6 m （此段不吸水），下部606 ~ 609 m ，下部射孔厚度仅3 m ，吸水量占58.26%，日注4.66 m 3，吸水量相对较多。
上部可先用127弹补射孔，先用热化学解堵剂硝酸干粉或强氧化剂（ClO 2）解堵，以达到造缝目的。
然后再用封隔器实施分层注水，加强上部，保持下部注水量，卡点为603 m 和613 m ，允许误差±0.5 m ，以控制相应水淹井4021井及4054井的产出水量，同时，在油井上实施堵水，以达到综合治理目的。
注402井射孔段为6层，对应的受益井为注402–1、注402–2、注402–3和4015井，这4口井均存在注采不对应、产量低等问题。
因此，建议水井进行分注。
在注402新开层段投产时，为避免注入水沿裂缝突进，不宜采取常规压裂，而宜采用爆燃压裂进行投产和分注。
三、示范区开发效果1.油层压力变化。
工作人员在1999－2011年对7口油井测压19次，被测压次数最多的是4066井，测压6次，其压力总体呈下降趋势即，先从2.61 Mpa 上升到2.82 MPa ，后又降到1.88 MPa ；流动系数先从2.88上升到4.48，后降到0.03；表皮系数上升为负数，油层无污染。
同时，对注水井进行测压。
其中对注409井测压4次，其压力先从6.75 MPa 上升到9.14 MPa ，又下降到2.39 MPa 。
地层压力低是油井产量下降的主要原因。
而保持地层压力，可以持续提高油井产量。
以4066井为例，该井为注413注水井组受益井，其压力历年测试数据见表1。
由表1可知，自注水以来，地层压力保持稳定。
相关资料显示，该井生产压差为3.21 MPa ，产液量1 t ，产量较高且稳定，产液不含水。
因此，只有注够水、注好水，实施动态注水，才能保证油井产量稳定。
2.单井产液状况。
2011年10月，工作人员对57口井进行测试。
当时停产井13口，油井利用率为81.43%，低于行业标准要求。
全区日产液54.2 t ，平均单井日产液0.95 t 。
其中，日产液大于1 t 的井23口，占40.35%；日产液在0.5 ~ 0.9 t 的井25口，占43.86%；日产液小于0.5 t 的井9口，占15.79%。
57口井日产油45.38 t ，平均单井日产油0.8 t 。
其中，日产油大于0.6 t 的井35口，占61.4%；日产油0.3 ~ 0.59 t 的井14口，占24.56%；日产油小于0.3 t 的井8口，占10%。
3.单井含水状况。
2010年10月，工作人员经取样分析发现含水井59口，高含水关井11口。
其中，含水大于80%的井16口，占生产总井数的22.86%；含水在40% ~ 80%的井7口，占10%；含水低于40%的井47口，占67.14%。
另外，有21口井仍处于无水采油阶段，低含水阶段生产井居多，中、高含水井较少，情况最严重的是13口水淹停产井。
表1 4066井压力历年测试数据测压时间1999.072000.102002.122005.092006.082007.11压力2.612.732.572.412.821.88MPa。