油田开发中解决高含水油井问题
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。
酸洗工艺在高含水油田增注增产的关键作用
酸洗工艺在高含水油田增注增产的关键作用摘要：受海上油田开发经济等因素影响，Z油田注采井网不够完善，井网调整难度大；受注入水水质、储层非均质性、钻完井及注采过程中造成的储层伤害等因素影响，水井注入能力下降、注水压力上升的特点愈发显著。
如何在安全注水压力限制条件下实现高效注水，通过调整产液结构、油井提液、恢复开井等实现稳产增产，有效控制老井递减，是Z油田亟待解决的问题。
本文通过油水井伤害机理分析，酸化实验研究，优选了酸液类型及浓度、酸液添加剂，适时对油水井实施酸洗解堵，增产增注效果显著，为油田高质量效益开发奠定了基础。
关键词：海上油田；酸洗工艺一、酸洗工艺简介酸洗是油、气、水井增产增注的重要措施之一，利用酸液溶解岩层中的盐类或者堵塞物，来达到提高近井地带油层的渗透率，改善渗流面积，从而增加油气井的产量和注水井的注入量。
二、酸洗技术体系1、油水井伤害机理分析1）注水过程中带来的杂质、碳酸盐等无机垢堵塞。
2）微粒运移，岩心地层物性分析，重伊利石、蒙脱石、粘土混合物为主，经过多年注水导致地层岩心疏松。
3）少部分井存在钻完井液污染。
4）粘土膨胀产生地层堵塞。
2、酸液体系选取思路根据Z油田实际需求，优选前置酸+主处理酸，其中前置酸设计主要针对存在的各类堵塞问题，主处理酸设计主要针对缓速和强溶增效问题。
1）酸液中的盐酸、醋酸溶解碳酸盐垢，防止产生CaF2沉淀，营造酸性环境。
2）酸液中的氟硼酸、改性硅酸，溶解铁锈等无机垢，溶解黏土。
3）酸液中添加的防膨剂，抑制酸化后裸露出来的黏土膨胀。
4）酸液能有效解除泥浆、完井液等外来流体造成的储层无机伤害。
5）酸液中加入沉淀抑制剂，防止氟化钙、氟硅酸钾、氟硅酸钠二次沉淀。
表1 酸液设计思路3、酸液体系实验调整（1）N80钢片腐蚀实验开展静态挂片实验，标准参照SY/T 5405-1996计算腐蚀速率，反应时间为2小时，反应温度为65摄氏度，实验表明腐蚀速率符合行业一级标准。
表2 N80钢片腐蚀实验表（2）岩屑粉溶蚀实验开展岩屑粉有机酸溶蚀模拟实验，以Z油田明化、馆陶两口不同层位油井岩屑为例,在60摄氏度条件下反应4小时,对比不同酸型对岩屑溶蚀作用的强弱,结果表明10%HCl+8%HBF4+2%HF酸型对岩屑溶蚀效果最好。
长庆油田开发过程中的问题及相关地质面工艺技术
长庆油田开发过程中的问题及相关地质面工艺技术长庆油田作为我国最大的陆上油田之一，其开发过程中面临了许多问题。
下面我将从地质面、工艺技术两个方面介绍长庆油田开发中的问题及相关解决技术。
一、地质面问题及技术解决方案1. 复杂的地质构造：长庆油田地质构造复杂，油层储集条件差异较大，油藏对比较差，存在复杂的断层、节理、溶蚀裂缝等地质结构，造成油井开采条件复杂和井口堵塞、洞缝腐蚀等问题。
解决方案：采用地质勘探技术和地震勘探技术，进行详细的地质勘探和储量评估，分析油藏结构和岩性特征，选择合适的开采方式和方法，确保油井开发的成功率。
2. 油井堵塞和洞缝腐蚀：长庆油田开采过程中，油井普遍存在堵塞和洞缝腐蚀问题，导致油井产能下降和油井失效。
解决方案：采用油井酸化、酸洗、酸化堵水、酸化护壁等技术手段，清除管道和岩石中的沉积物和垢层，防止管道和油井的堵塞和腐蚀，提高油井的产能和使用寿命。
3. 油层压力下降：长庆油田油层压力下降较快，导致油井产能减退和油田开采效果下降。
解决方案：采用压裂技术和注水技术，提高油层有效渗透率和孔喉连通率，增加油井井筒周围的有效采收面积，提高油井的产能和采收率。
1. 油井完井工艺问题：长庆油田油井完井工艺缺乏统一规范，导致油井完井质量参差不齐，油井产能低下。
解决方案：制定统一的油井完井工艺规范，从油井设计、固井、完井液体配方、封堵材料选择等方面进行控制和优化，确保油井的良好完井质量和较高的产能。
2. 油井防砂工艺问题：长庆油田地下水含砂量较高，油井开采过程中易受砂砾侵蚀，导致油井砂砾控制难度大，防砂效果不理想。
解决方案：采用先进的油井防砂技术和装置，包括防砂滤管、井底滤配合、梯级止砂器等，阻止砂砾进入油井，保护油井设备的安全和正常工作。
3. 油田环境保护问题：长庆油田位于华北干旱半干旱地区，油田开采过程中，可能会造成土地退化、水资源污染等环境问题。
解决方案：加强环境保护监测和管理，合理规划油田开发区域，采取涵养植被、防护措施，减少污染物排放和地下水污染，保护长庆油田及周边环境的可持续发展。
特高含水期油藏精细管理方法
质砂岩油田。
大庆油田历经60余年的开发，始终以高水平、高效益为目标；以解决“层间、层内、平面”问题为核心，在持续的实践与探索中，形成了完善的油田开采理论以及与之相匹配的开采技术。
特高含水期油田的储采严重失衡，剩余油严重分散，液油比迅速上升，挖潜难度极大。
因此，应以“控含水、控递减、提高采收率、提高难采储量动用程度”作为精细管理的最终目标。
以大庆长垣油田为例，储层的非均质特点对最终的油田开发效果产生重要影响。
上世纪末，喇萨杏油田通过全面的地质调查，采用垂直上细分沉积单元、平面上细分沉积微相的方式，构建了大庆长远油田的砂体沉积模式，并创立了“模式绘图法”，得到了大范围的实践应用。
步入21世纪后，无论是三次采油力度还是综合调整的力度都有了显著提升，调整对象也从层间逐渐转向了层内，厚油层底部的低效、无效循环和顶部的剩余油共存[2]。
在这种情况下，如果只认识到河道砂体的非均质特点已经无法满足开采需求，因此开始倾向于河道类型划分、层次划分等河道砂体的非均质性描述的研究。
比如，关于曲流河型砂体的研究，分别从复合河道砂体识别、单一河道的识别、单一点坝、点坝内侧积体与侧积夹层识别、内部构型的三维地质建模五个方面进行研究，加深了对曲流河型砂体平面和层内的非均质性特点的认知。
当油田的采收进入中后期，油水比会越来越高，粘结度也会发生很大变化，从而给注水开采带来困难。
该时期的油藏特点决定了无水采油的时间非常短，采收过程中几乎不可能是成片的油藏。
见水之后，油藏的含水率会迅速上升，然后便会呈现高含水、特高含水现象。
为了提高有产量，往往会采用强注强采的方法，从而在短时间内获得满意的采收率，而且并不会立刻产生其他不良影响。
但实际情况却是，地下油水的分布已然发生了翻天覆地的改变，水油比越来越大，给后期开发、开采造成很大阻碍。
如果仍然用早期的油藏来描述这一阶段的油藏特点，显然无法达到开采要求，所以要针对特高含水期油藏的具体特征来构建剩余油的预测模型，利用精细化系统模型分析剩0 引言我国的油藏管理的研究开始于20世纪90年代中期，阎存章、杜志敏、张朝琛等学者先后在江苏、胜利、中原等老油田进行了实践调查与研究。
高含水油井井口密封失灵的原因分析与管理措施
高含水油井井口密封失灵的原因分析与管理措施【摘要】高含水油井井口密封失灵是导致油井生产受阻的一个重要问题。
本文主要从高含水油井井口密封失灵的原因分析和管理措施两方面展开探讨。
在分析原因方面，主要包括注水压力过大、地质条件恶劣、井口设备老化等方面。
针对这些原因，本文提出了四点管理措施，包括定期检查维护井口密封、优化注水压力控制、加强对地质条件的认识和更新井口设备等措施。
通过实施这些管理措施，可以有效预防和解决高含水油井井口密封失灵问题。
总结了文章的研究成果，并展望了未来可能的研究方向，为相关领域的进一步探索提供了借鉴和参考。
【关键词】高含水油井，井口密封，失灵原因，管理措施，研究背景，研究目的，总结反思，未来研究方向。
1. 引言1.1 研究背景高含水油井井口密封失灵是一个影响油田正常生产的重要问题。
随着我国油田开采深度的不断加深和开采难度的增加，高含水油井的数量逐渐增多，高含水油井井口密封失灵的问题也日益突出。
井口密封失灵会导致井口周围环境污染、安全隐患增加，严重影响油田的安全生产和经济效益。
目前，国内外对高含水油井井口密封失灵的研究还比较有限，对于其具体原因和解决方法尚未形成系统的理论体系。
有必要对高含水油井井口密封失灵的原因进行深入分析，并提出有效的管理措施，以保障油田的安全生产和环境保护。
本文旨在通过对高含水油井井口密封失灵的原因分析和管理措施探讨，为进一步解决这一问题提供参考和借鉴，同时促进相关领域的学术研究和技术应用的发展。
1.2 研究目的高含水油井井口密封失灵是造成油井液体泄露和环境污染的重要原因之一。
本研究的目的旨在分析高含水油井井口密封失灵的主要原因，并提出相应的管理措施，以降低油井失效的可能性，保障油田生产安全和环境可持续发展。
通过深入研究高含水油井井口密封失灵的机理和影响因素，为油田管理者和工程技术人员提供科学的参考依据。
本研究旨在引起相关行业对高含水油井井口密封失灵问题的重视，促进相关技术的更新和改进，提升油田生产的整体效率和可持续性。
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随着全球能源需求不断提高，油田开发已成为各国能源政策的重要组成部分，但同时也面临着诸多的挑战，如油田特高含水期的开发调整。
本文将介绍油田特高含水期开发调整的几点认识。
一、特高含水期的概念特高含水期指在油田开发生产中，水含量超过20%以上的阶段，这种水岩相对比较松散，产生的渗透率低，油藏储层破坏程度大，直接影响了油藏渗流性能和稳定性。
1. 油藏压力下降2. 水驱过程中水的运移和排水不利3. 油井采油厂的运行效率有限1. 采用提高单口产能的方式，增加采出的石油量，减少分离的含水量；2. 采用水平井技术，提高储层有效采收率；3. 采用新技术、新工艺，如水源井充排技术、燃气调剂技术等；4. 通过开展水驱动势力恢复实验，了解水驱动力衰减机理，为特高含水期的治理提供科学依据。
1.合理调整开发方案在特高含水期，合理调整开发方案是非常重要的，不合理的开发方案不仅会增加开发难度，而且对油田的整体产出效率也有很大的影响。
2. 加强储层管理储层管理是在油田开发过程中不可忽视的一环，只有加强储层管理，才能有效地控制油井的含水量，从而提高油井的产出效率。
3. 推进技术创新技术创新是解决特高含水期难题的关键，新的技术手段可以有效提高油田的开发效率和产出效率，实现油井的高产、低耗、高效开发。
四、加强环保意识在开发油田的同时，也要保护和改善环境，加强环保意识，推广环保技术，实现经济效益与环境保护的双赢。
结论：通过实践证明，特高含水期对油田开发造成了重大的影响，但只要采用合适的开发策略，加强储层管理，推进技术创新，加强环保意识，就能够有效地降低含水量，提高油产效率，为油田的可持续发展提供保障。
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。
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。
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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。
二、石油开发中高含水油井面临的主要问题
1、抽油井杆柱组合问题
有杆泵采油技术是国内外最成熟、最完善的人工举升技术。
我国目前所使用的抽油机主要是以14型抽油机为主力机型。
抽油泵的助力泵型为∮38mm，占使用井数的60%。
在油井的高含水期普遍应用h级杆，抽油井杆柱有三种组合：87、86以及86组合下加部分∮22mm杆的四级组合。
在高含水油井生产过程中暴露出来的主要问题，就是因杆管磨损导致的各种故障检泵影响了油井的正常生产。
由于井下的抽油杆整体柔度较大，下冲程过程中阀的流体阻力及摩擦力使杆柱产
生压应力，杆柱在抽向方向上受缩造成下部杆柱失稳弯曲发生了变形，从而降低了杆柱的使用寿命，这样情况严重影响了泵深的增加，含水的上升、沉没度的下降，生产参数不合理而越发的严重。
2、油井出水问题
采用对油井注水的形式进行油田的开发，压裂是其必须的手段，随着开发的规模不断扩大，油井措施参数、改造力度也就逐渐的加大，致使人工裂缝延伸度增加。
这直接导致部分油田在短期内见到注入水，但是在注水井和油井之间存在裂缝，造成油井暴性水淹，从而造成整个油田的产能下降。
由于油层的分均质性和油水的流度比的不同，随着油水界面的前进，注入水和边水可能沿高渗透层不均匀的前进、纵向上可能单层突进、横向上可能会形成指进。
油层出现低水时，原油的产出可能破坏油水平衡的关系，是油水界面在井底附近呈现锥形升高，形成“低水推进”。
油井固井的质量差、套管损坏引起流体窜槽是引起油井出水的主要原因。
3、高含水油井产量计量问题
我国大多数的油井计量普遍采用十几口油井的产出也进入同一个计量间，公用一套计量装置的油井计量方式，计量的主要过程是先用两相计量分离器将油井产出物分出液、气两相，再用玻璃管量液，人工井口取样化验含水率，但是在油井进入了高含水阶段后，油井计量存在的主要问题有：油井产出液存在较大的波动，并且没有任何的规律可循，低产油井还存在产液间歇现象，间歇时间长短不一，短时计量很难得出真实的产量，采用两相计量分离器配玻璃管量油的方法已经很难适应了；不同的油井产量的差别很大，波动也很大，导致不同油井伴生气的产量差别和波动也比较大，孔板配双波纹管差压计等测气方法已经不能适用；由于油井产出液含水率高，有大量游离水存在，因此，人工取样随机性较强，存在误差，无法得到真实、稳定、准确的含水率值。
三、油田开发中对高含水油井问题的解决策略
1、针对抽油井杆柱组合问题，目前一般采用四级杆组合∮19mm抽油机，这将不再受压应力的作用，中和点下移，受压杆柱应力负荷比三级杆降低了约有10%，并且下部杆柱直径加粗，使得其抗弯性和在相同机械损伤条件下的使用寿命都得到了提高。
在高水期对油井进行的设计，要根据单井的具体情况选择杆柱组合设计，合理的应用加重杆、降低杆柱的弯曲应力，改善下部受力状况，不同举升能力分析，根据油藏开发的要求，在确定一定生产压差的情况相爱应用目前现有的机、杆、泵的合理组合，匹配相应的杆柱以及工作参数，满足油井生产的需要。
2、为了有效的解决高含水油井产量计量问题，现在普遍采用密度法油井两相分离计量装置，油井产出的油气水三项混合物进入分离器内，利用分离器内的压力实现液气的分离，液相在分离器下部增多，当达到溢流管时，就进入了计量桶内，和计量同并联安装的超声波位电极升到上电极的时间，在根据计量同的体
积计算出混合液的质量，液位达到上电极后，液体在分离器内压力的作用下，从计量同中排除，用密度计测密度，并且换算出混合液的含油率，分离器内分离出的气体经扑雾器进入气体流量计，和气体流量计配套安装有温度和压力变送器，实现在标准下的产气量的计算，从而准确、有效的计算出高含水油井的产量。
3、针对油井出水问题主要采用堵水酸化一体化技术。
采用分隔层注水的方式，堵液可以完全进入被封堵层，酸液完全进入到酸化目的层，这时措施效果是最好的。
油井堵水主要是油田降水增油的主要措施，油田化学堵水主要以偶封堵高渗层为主要的手段，通过建小号高渗层的渗透率，提高高渗透层的渗流阻力，而达到改善产液剖面的目的，而油井酸化主要是针对低渗透层进行酸处理，提高低渗透层的产液能力，环节层间矛盾。
四、总结
本文主要对在油田的开发过程中高含水油井存在的主要问题和解决措施进行了主要的分析。
随着我国经济的发展和石油开采技术的不断进步，采取有效措施改善高含水油井的产油状况，对提高油井的出油率，缓解我国日益严重的能源危机，提高社会经济的發展和维护我国的石油安全有重要的意义。
参考文献：
[1]王瑞东，高含水油井产量计量[J]，东北石油大学，2007年
[2]刘志敏、于志海等，中、高含水期抽油井杆柱组合分析[J]，东北石油大学，2009年
[3]刘丽，高含水油井堵水酸化技术研究[J]，西安石油大学，2012年。