高含水油田面临的形势与新技术研究
对注水开发油田高含水期开发技术研究的论述
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对 注水开发油 田高 含水期开发 技术研究 的论述
杨 琳
ｆ 黑龙江省大庆市萨 尔图区第一采 油厂 第七 油矿工 艺队， 黑龙江 大庆 １ ６ ３ ０ ０ ０ ） 摘 要： 由于我 国储 油层 非均质性严重 的特点 ， 导致我 国在 开采 的过程 中经常采取注水的方式 ， 并经过 多年的 实施 ， 总结 出来 了大量 数据 ， 并开展 了 多项 的实验 于其他 的相 关技 术相比 ， 注水技 术拥 有价格廉价 、 供应量充 足、 驱 油效果消耗低 等优 点， 所以在进 行开采的过程 中， 大 多数施工单位都采取 注水开发 的形式 ， 在未 来的几年里 面这种情 况并不会发 生 太大的改变 ， 在 油田的开发上 面仍是主要手段。 由此可以看 出， 对 于石 油工作 者来说 详细的 了解注水开发油 田的技术及开发效果拥有很 重要 的意义 ， 注水技 术成果 的出现将能够对 于油 田开采上面起 到很 大的促进作 用。 ，
关键 词 ： 注水 ； 油田 ； 技 术
济极 限含水率 的计算方法 ， 由单井 经济极限含水率的计算方法可以 求得 经济极 限产 量计 算方法 ， 根据这些计算方 法 ， 如果按照最低 的 藏油地 区的地质地貌 特征对于在 开采过 程 中注水方 式有很 大 成本进行计算 ，单井经济极限含水率在一定程度上就有所升高 ， 经 的影 响 ， 并且还 会削弱注水 水驱开发效果 ， 还有 就是对水 驱后所 收 济极 限产量是 已知的 ， 关井界 限也 就可以确定 了。如果界 限产 量比 益到 的程度造成影响 。藏油地 区的地质地貌是 一个 笼统的概念 ， 它 关 井的界 限要低 ， 就要采取 一定 的改造措施 ， 进 而实现更多 的经济 是许多周 边地质特征 的集 合体 。比如在油 田进行 注水开 发的过程 效 益 。 中， 能够对 于效果造成影 响的因素有很 多 ， 我们 不能够一 一的对其 ２ ． ２单井经济开采年限及采收率 进行 防范 ， 所 以只对其 中影响最为严重 的进行处理 ， 我们 将对于 注 所谓 的单井 经济开采年限 ，就是指在经济极 限含水率 的年份 ， 水开发效果造成影响的 因素主要分为七类 十六种指标 。 如果 单井 的极 限含水 率 已知 ，那 就等于单井 的开采 年限也就确定 １ ． ２ 人为控制 因素对 于油 田注水开发效果的影响 了。 所谓 的经济采收率 ， 就是指开采 的量 占到总量的百分 比 ， 如果地 个藏油地区在进行建设过程 中注水效果 的程 度 ， 不仅仅 与当 质 总储 量也就是极 限经济量是 已知 的 ， 开采量 已知 ， 就可 以计算 出 地的地质地貌有关 ， 还与施工人员 的技 术水平有关 。能够影 响到油 来 了 。 田注水效果 的人为控制 因素并不少 ， 在经过对于注水开发效果人 为 ２ ． ３措施经济临界增产量 的计算 控制影响 因素 的研究 中， 我们 总结 出来 能够产生影响 的人为控制 因 对 于其 的计算 方法主要有 ： 零净现值分 析方法和盈亏平衡分 析 素有六类十六个指标 。 方法 ， 目前较 为常用 的是盈 亏分析方法 ， 通过盈亏计算 方法可 以确 １ ． ３ 评价水驱开发效果 的原则 定 措施 经济 临界增产 量 ， 从 公式 中还可 以看 出 ， 随着 临界增产量 的 在进行油 田的水驱过 程中取得 的开发效 果主要表 现是指在油 增大 ， 固定成本也相应增加 ， 因此二者之间成正 比关系 ， 而盈亏平衡 田进行 开发阶段 以后 ， 经 过整体 的设计规 划化 ， 在进行 注水工程完 点所对应 的产量和可变成本之 间成反 比关系 ， 如果也就是说随着产 成阶段所取得 的油 田水驱效果 ， 这 一效 果的确定能够对油 田的整体 量增加 ， 可变成本就降低 ， 反之 ， 则增加 。 开采率和油 田的储油量进行准确 的计量。 所 以在注水工程的开展上 ２ ． ４经济可采储 量的计算 面为 了实现对于油 田开采率和储油量 的确 定 ， 对于工作人 员的技 术 如果是在经济极限产量的生产情况下 ， 将所用 的产量 进行 累计 针对总体的开 要求 较高 ， 在现实 的实施 工程 中开展极 为 困难 ， 在体现 工作人员 的 就是经 济可采储量 。鉴于我 国油 田 目前 的开发状况 ， 技术水准上面也不能够具体 的表现 出来 。所以 ， 在进行油 田的注水 发 指标 ， 可以通过注水 开发的特征 曲线来 进行预测 ， 将其 和经 济极 工作上面 ， 对于油 田的开采率和实际储油量 的确定并要求 获得 一个 限含水 率进行结合 ， 就可以确定出经济可采储量。通过对累计的产 对未来的含水率进行 预测 ， 将经济极 限含水率带入计算公式 中， 具体 的数值 ， 只需要取得 一个相对 的概念就可 以了 ， 就 是说 当采 用 量 ， 也就是 经济可采储量 ， 用经 济可采储 注水 技术进行施 工 以后能 够达到的预计水 驱效果和 理论上能 够达 就可 以计算 出累计 的产油量 ， 进 到 的水驱效果之 间的 比值 ， 通过这样 形式上 的转换 ， 就能够在施 工 量减掉 目前 累计 的产油量 ，所得 的差就是剩下 的经济 可采储量 ， 的过程 中将技 术人员 的整体技术水 准和管理水平进行完美 的体现 。 而就可 以得到经济采 收率 了。 ２ ． ５油 田开发项 目的开采年限的确定 在油 田的施工过程 中所采用 的输水效 果相对概念 ， 主要是 为了能够 这是在假说经济技术条件不发生变化 ， 对油 田开发项 目的最长 将某一个 开发 方案 和以后 的实施 效果得到具体 的体现 ， 使得能够在 理论上 面得出该套 注水效果 的优 越性能 ， 并且在其 中能够将技术人 经营时 间进 行计算 ， 在这段 时间之内 ， 油 田内部的实 际收益率应该 比目标收益率要高。 产油量的实际价值要 比所投人生产中的费用要 员和管理人员 的水 准进 行综 合的体现。 高， 这才算是 油 田项 目的经济极 限产 量 ， 影 响油 田项 目经 济的极 限 １ ． ４评价改善水驱开发效果的原则 对于将油田注水水驱效果的改善只是一项相对 的概念 ， 并不是 产量的主要 因素就是固定成本 和可变成本 。 一旦项 目的经济极 限产 再将计算 出经济极 限产量和预测 的每一年的产量进 说一 定要 对其 进行 根本上的改变 ， 只是 在由于为 了面对某一个突发 量被确定之后 ， 事件而技术人员对于注水人为控制将 其改 善的一种体现 。 在对于油 行 比较 ，如果预测的某年的产量正好和项 目经济的极限产量相等 ， 田注水情况的评定上面主要原则是 ， 首先我们要 了解到在改善之前 就可 以确定 出在该年就是 项 目经济 的极 限寿命周期。
中高含水油田后期开发的研究与探讨
中高含水油田后期开发的研究与探讨【摘要】随着我国大中型的油田的开发进入了中高含水期，对于非均质性严重的油田，常规的注水波及系数以及水驱除了正常的发挥其主要的功能以外，采收率并不高，油田的含水量上升，产油量下降的问题日益的威胁到我国的能源安全，本文以青海油田为主对我国的中高含水油田的后期开发进行了一些研究和开发方式方法的探究。
【关键词】中高含水油田后期开发青海油田研究探讨1 中高含水油田的开发特点到目前为主，我国的有很多的油田都处在了中高含水开发的后期，一般的油田在含水量达到了60%以上就已经进入了高含水期，这无疑是为油田后期的开采增加难度，所以要治理好中高含水油田的后期开发，就要全面的了解我国的石油在中高含水开采的后期阶段呈现的最主要的趋势：（1）进入了中高含水的油田，在石油中含有大量的水，由于水和油的密度不同，就造成了油田中各个油层出现了明显的区分，并且各种油层之间相互渗透，相互竞争空间，致使矛盾不断的尖锐，更加严重的油层已经进入了水洗的阶段。
（2）尤其是到了夏季的多雨季节，青海的土层比较薄、土质疏松，在大雨的作用下很容易形成渗漏的通道，造成了大量的水进入了油层中，这样使得本来已经很复杂的地下油层的分布更加的复杂，对于还未开发的油层，起到了一定的破坏作用，因为它使得地下油层更加的分散和破碎。
（3）由于大量水进入到了油层中，不仅仅产油量下降，采油的难度指数也不断的上升了，采液指数却得到了上升，水油的增长率很大。
综上所述，我国的油田在含水量高的时期，它的采液指数是不断的增加的，采油的指数下降，采油的难度指数是上升的，产油量大幅度的下降，对于地下还未开采的剩余的油层分布更加的复杂，在以后的开采的难度系数更大，这也是高含水开发的阶段和低含水开发的阶段最大差别。
所以做好高含水期的石油的开采需要综合的调整采油的工艺技术，以及整个开采的流程，提高经济效益。
2 中高含水油田后期开发的主要措施面对我国中高含水油田后期开发的主要措施除了采用传统的水驱法之外，还要加大对水驱法的研究，以及对传统的矿井的再利用，提高产油量的方法，还有一个最重要的措施就是研制新工艺，确保我国的中高油田在后期的开发中能够保证产油量和油田的可持续发展。
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。
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。
油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析
油田高含水期剩余油精准挖潜技术分析我国大部分油田均是陆相沉积型油田，而且油田的平面、储层内和储层间的渗透率改变情况均比较大。
由于油田主要是采取注水方式进行开发，随着开发工作的不断推进，油田的开采也会逐步进入高含水期，而高含水期剩余油的分布也会变得越来越复杂，这样便会增加挖潜油田的难度。
为此，本文首先对油田高含水期剩余油的分布特征和影响因素进行了分析，接着对其挖潜对策进行了探讨，以期为提高油田的开采潜力及效率提供一些参考依据。
标签：高含水;剩余油;精准挖潜;技术分析1.油田高含水期剩余油分布特征及影响因素1.1油田高含水期剩余油分布特征（1）片状剩余油。
片状剩余油是指在注水的过程中，由于水没有驱入，造成剩余油残留于模型的边角位置，进而产生的剩余油。
片状剩余油主要包括两种，一是簇状剩余油;二是连片剩余油，所谓的簇状剩余油指的是四周环绕着较大孔道的小喉道中的剩余油，事实上簇状剩余油属于水淹区内的小范围剩余油块，是注水绕流于空隙中而产生的。
（2）分散型剩余油。
所谓的分散型剩余油，指孔隙占用较少的剩余油，其主要包括两种：一是孤岛状剩余油;二是柱状剩余油。
其中，孤岛状剩余油属于一种亲水孔隙结构的石油，其主要是通过水驱油而逐步形成的，注水顺着亲水岩壁表面的水膜进入，在没有彻底驱完之前，注水已蔓延至喉道，阻止了油的流动，随着孔隙中油滴的不断增多、孔隙不断增大，从而逐步形成了孤岛状剩余油。
而柱状剩余油主要分布在喉道位置，且喉道大部分是由孔隙相连而形成的，且较为细长。
1.2剩余油分布影响因素（1）地质因素。
砂岩的空间分布、碎屑岩的沉积韵律特点、储层的非均质性、沉积层理种类、薄夹层分布以及沉积微相展布等地质因素均取决于沉积条件。
其中，小断层、沉积微上以及储层的非均质性等是影响剩余油的主要原因。
同时，随着构造运动的不断进行，其所形成的裂缝、断层及不整合面也会在一定程度上影响油水的运动，进而对剩余油的分布产生影响。
①断层构造与油层微构造给剩余油分布造成的影响。
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油田开发的不断推进，高含水期油田的开采已经成为了当前油田开发的一个重要问题。
高含水期油田的开采效率低、采收率低是目前油田开发面临的一大难题，怎样有效地提高高含水期油田的采收率，已经成为了许多油田开发者所迫切需要解决的问题。
采取有效措施提高高含水期油田的采收率具有重要的意义，以下是一些有效的提高高含水期油田采收率的措施。
一、合理确定开采方案在高含水期油田，由于油水井混采和注水采油比例高，导致采收率低，首先需要合理确定开采方案。
合理确定开采方案，可以提高油井的单井产量，降低生产成本，提高含水期油田的开采效率。
在确定开采方案时，需要充分考虑油藏地质特征、油藏物性、含水层分布等因素，采用合理的开采技术，采取合理的注水周期和注水量，加强生产管理和控制，提高采收率。
二、加强油藏改造在高含水期油田，由于地表水对油藏的影响，使得油藏中的有效油层被水淹没，导致采收率低。
加强油藏改造，是提高高含水期油田采收率的有效措施之一。
油藏改造主要包括油藏调整、提高复杂油藏采收率、提高含水油藏采收率等方面。
通过合理采用各种注水压力、注水量和注水周期等技术手段，调整油藏的产油构造，提高含水期油田的采收率。
三、提高采收系统效率在高含水期油田，采收系统效率低也是造成采收率低的一个原因，为了提高高含水期油田的采收率，需要提高采收系统的效率。
提高采收系统效率，需要采用先进的采收技术，改进生产工艺，提高油田的开采效率。
注重提高采收系统的自动化程度，加强对采收系统的管理和维护，对采收系统进行地面设施改造与提升，以提高采收系统的效率，从而提高高含水期油田的采收率。
四、加强注水管理在高含水期油田，加强注水管理也是提高采收率的一个关键。
注水是高含水期油田采收率低的主要原因之一，加强注水管理，有效控制注水量和注水周期，减小油藏的含水量，提高油水比，提高高含水期油田的采收率。
注水管理包括注水井的选址、注水井的生产工艺、注水井的控制等方面，需要充分重视，加强管理，提高注水效率，提高高含水期油田的采收率。
特高含水期油田开发的研究分析
进 行 比 较 和交 流 。同那 些 含 水 率 相 对 较 低 的 开 采层 比较 而 言 ， 特 高 含 水 油 田在 实 际 的开 发 过 程 中 ，往 往 具 备 采 油 速 度 较 低 而 且
剩 余 油 量 相 对 比较 分 散 等 缺点 ， 同 时再 加 上 井 况 恶 化 以及 开 发 经 济 效 益 相 对低 下 等 特 征 ， 逐 渐 的 进入 到一 个 特 高 含 水 期 。在 这 个时期 ， 往 往 会 出 现 含 水 率 明 显 上 升 的情 况 。 严 格 意 义 的讲 ．我 国现 阶段 的油 田开 发 仍 然存 在着 诸 多 问 题： 开 采 过 程 中采 储 量 相 对 较 小 ， 压出程度较 高 ， 储 藏 和 开 采 之 间存在着较大矛盾 ， 油 藏 水 内部 驱 动 程 度 较 高 ， 开 采 层 之 间存 在 接替层 沙 ， 耗水量 相对较大 ； 主力 油 层 在 开 采 之 前 被 积 水 淹 没 ； 开 采 过 程 中 因使 用 注 水 运 动 而 导 致 受 断 层 出 现 破 坏 等 等 ，进 而 形 成 在 开 采 过 程 中 出 现 注 水 运 动 规 律 以 及 扫 油 程 度 还 有 地 下 油 水 分 布 相 对 分 散 等诸 多 问 题 ， 此 外 也 会 增 加 相应 的挖 潜 难 度 。 二、 对 特 高含 水 油 田 的开 发 和 研 究
石
油 化 工
１ ９
特高含水期油田开发的研究分析
马强 郭 选 马金 玉（ 长庆 油 田 第三采 油厂 五里 湾 第一采 油作 业 区 ７ １ ７ ５ ０ ７ ）
摘要 ： 近些年 ， 随着 社 会 的 不 断 发 展 以及 工 农 业 经 济 生 产 的 需 要 ， 人 们 对 石 油 等 能 源 的需 求 正 在 急 剧 增 加 ， 这 就 从 一 定 程 度 上 促 进 了 能 源 开采 业 的发 展 。本 文 通 过 结 合 在 特 高 的 含 水 阶 段 ，对 油 田进 行 开 发 过 程 中存 在 的问 题 与 现 状， 对如何做好解决这些问题 ， 做好 该 阶段 的研 究 工 作 进 行 详 细 的 探 究 与 讨 论 。
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高含水油田面临的形势与新技术研究
摘要：某油田已开发50多年，为高含水油田，其综合含水率达到85%以上。
受限于采油水处理量与油田用电负荷的双重约束，目前已无提液馀量，且采用传
统的大泵提液法、换层侧钻法，已经达到高含水后期开发阶段，提高原油产量的
潜力十分有限。
本文从地下油水分离技术、表面活性化学驱油等方面对高含水油
藏进行了深入的研究。
通过借鉴先进的开采工艺改进技术，从理论上对其进行分析、论证，从而可以提高油田采收率，降低地面工艺处理难度，进一步提高储量
开采难度大与开发效益差的矛盾。
关键词：高含水油藏；井下油水分离；活性剂驱油；降低成本提高
1问题与简介
某油田是大型陆相砂岩油田之一，位于松辽平原中央部分，油层为中生代陆
相白垩纪砂岩，深度900米～1200米，中等渗透率。
原油为石蜡基，具有含蜡量高，凝固点高，粘度高，含硫低的特点。
原油比重0.83～0.86。
治理前水驱采出
程度31.4%，综合含水87.98%。
该油气田是一种典型的高含水油气田，目前该油
气田正处在开发中后期。
问题一：日益增长的油量与产能之间存在着矛盾。
目前，该油田的产能已经
接近饱和，若继续提高产量，将会超过产能，导致排污率达不到要求。
问题二：油田用电饱和与负荷增长之间存在着矛盾。
老油田电网已经进入全
负荷运行阶段，由于更换大水泵，增大了用电负荷，导致主变母排承受不住负荷。
2.井下油水分离工艺
井下油水分离是一种新的开采方法，它通过将油水从井下分离出来，将大部
分的水直接注入到地层中，而将一小部分的水与原油抬升到地表。
本工艺的实施，将极大地减轻了油田污水处理的难度，并降低了对环境的污染。
同时，对高含水
油井，也能有效地延长其使用寿命，增加其经济储量。
尤其是在北方地区，不仅
能减轻污水处理装置的运行压力，还能为大泵调峰提液增油提供良好的条件，从
而达到提高油井采收率的目的。
2.1井下油水分离工艺的基本理论
水力旋流器是井下油水分离技术的核心。
油井流体经多个切线进口流入油井，在油井中形成高速旋涡。
将进口的流速转换为切线速度，由此在液体中形成一离
心力，随着进液沿锥形部分流向下游，切线速度增大，因而离心力也增大。
它具
有足够的离心力，能够将油水分开，高浓度的水和固体粒子紧贴着管道壁，低浓
度的油集中在管道的中央，这是一个低压区，水相在管道壁上不停地转动和下降，横截面越来越小，最终，水和固体粒子从管道的末端被排放出来，通过对应的出
口回流到处理层。
石油沿着管道的中线，从粗大的一端流出，通过管道上升到了
地面上。
为实现分选，必须将多台旋流器按一定顺序布置在井筒底部，才能实现
分选。
2.2表面活性剂的应用
在油田开发中，表面活性剂作为一种具有很大应用前景的化学驱油剂，具有
很大的开发潜力。
在注入水中加入表面活性剂后，常规注入水驱油效果显著，其
作用机理是：
(1)通过向水中添加表面活性剂，使油水界面上的表面张力显著减小，使原
油更易于变形，从而使其从孔隙中排出所作的功减小，并提高了油层中原油的流速；使选择性润湿接触角变小，让岩石颗粒表面的水润湿得到加强，也就是岩石
变得更具有亲水性。
表面活性剂驱的驱油特点是，当稀表面活性剂随注水注入到
地层中后，它降低了油水界面张力，改变了油的乳化特性，同时也改变了地层岩
石表面的润湿性，这样一方面可以形成比较稳定的油水乳状液，另一方面还可减
小油对地层表面的粘附力，从而提高了洗油能力。
(2)表面活性剂的水溶液可以将岩石表面以膜状的方式沉积的石油洗去，从
而使这些油膜破碎并被冲走，表面活性剂还可以吸附于油水界面，代替石油在岩
石上形成牢固的吸附层的成分，防止石油粘附在岩石上。
表面活性剂对原油有强
烈的乳化作用，在水-油两相间的剪切作用下，可以快速地将原油从岩层中分离
出来，形成“水包油”（0/W）乳化液，进而提高油水两相流度比值，增加波及系数。
(3)表面活性剂可改变储层孔隙毛细管内的液体平面，强化其毛细作用，提高注水过程中通过毛细渗透抽吸饱和原油的深度及速率，降低残余油饱和度，增加注入时可将更多的油珠带到井眼内。
3技术可行性与经济效果的分析
3.1石油和天然气分离工艺
经对该油田的开发情况进行了简单的对比，认为该油田目前具备了油水分离工艺，其主要特点是：
正如前面提到的，耦合度仅仅是各个系统之间相互影响的程度，并不能体现出各个系统之间的协调发展程度。
在此基础上，建立耦合协同模型，以揭示两者之间的同步与有序关系，并体现两者之间的动态平衡状态，从而更好的评价二者之间的相互作用。
产液量高，含水率高；气油比很低；原油的比重为25~30℃，如果超过临界值，则 API的比重为16℃；储层埋深不大，不到1000 m，将油、水分开后，很容易将储层抬高到地表；惟一的缺点是，当油井出现沙粒时，可以用防砂管柱来阻止砂粒的产生；对分离涡流管的油口进行了合理的设计，以使砂石颗粒能够被分离并带走，从而避免了堵塞；从现有的原油处理结果来看，在破乳、清水剂的作用下，油水很容易被分离，可以通过在生产管道中设置化学物质的注入点，添加高效的破乳、清水剂，来加快油水的分离，从而达到更好的油水分离效果。
油田存在着较高的高温，已有了油水分离的应用；从油田废水回注井的抽水状况来看，对于油水分离的品质没有太高的要求：废水中的原油含量不超过50 PPM，能够满足地层的长期注水需要；对于从井下抽出的油水分离出来的井液，其含水量可以降到50-70%。
油区仅有的一口废水回注井，其回注层压不高，在4.0~5.0 MPa之间，已有废水回注层可利用。
在不需要注水的情况下，底部有足够的水能，储集层的孔隙、渗透率也满足一定的条件。
3.2表面活性剂
表面活性剂驱适进行尝试注入开发，以原油物理性质为依据，研究出高效的表面活性剂，可以在当前高含水的油井中选择出一口变为表面活性剂注水井，井位要尽可能延伸到更多的油井，将经过处理后的污水连同表面活性剂一同注入油组，通过表面活性剂与油藏流体之间的相互作用，将剩余原油带到油井井筒中，从而降低油井含水率，提高采收率。
4新技术经济效益预测
该新技术适用于高含水层底水富集储层的表面活性剂；对井下油水分离技术进行了优化，形成了一套可以申请专利的井下采油技术；预测增产原油，使该地区的采收率更高；节省药品成本，使生产用水的水质达到标准的要求，废水的产生量也变少，对环境的污染也变小。
在开发中后期，该模型对高含水油气田的开发具有一定的借鉴意义。
参考文献：
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[2] 白喜俊，王延斌，常毓文.高含水油田面临的形势及对策[J] .资源产业经济，2019，11.。