国内外高含水、特高含水油田采油工程技术研究
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。
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。
油田高含水后期分层采油技术的运用分析
油田高含水后期分层采油技术的运用分析发布时间：2022-08-19T05:50:13.232Z 来源：《科技新时代》2022年第1期作者：贾喻博[导读] 分层采油属于石油开采技术之一贾喻博中石化河南油田分公司采油二厂摘要：分层采油属于石油开采技术之一，主要指在石油开采井内利用封隔器将石油层分成若干层段，之后利用配产或卡封的方式，尽量降低不同分层之间的相互影响，确保油层作用的发挥。
分层采油技术具有专业性强、技术性高、复杂性强等特点，在具体应用中，相关技术人员需要全面考量分层采油具体技术的优化与应用，以确保采油作业有序推进。
关键词：分层；高含水；采油；技术前言分油层采油技术属于当前应用最为广泛的采油技术之一，利用该开采技术可以确保石油开采质量，但此项技术应用多年，在实际应用中适当的改进原有技术对于增油、控水等具有重要意义。
本文从分层采油技术及高含水后期分层采油技术应用、技术改造两方面进行分析，希望可以起到一定借鉴意义。
1.分层采油技术分类及应用 1.1多管与单管分层采油技术及应用分层采油技术十分复杂，根据采油管形式的不同可以将分层采油技术分为多管与单管分层采油两种不同形式。
首先，多油管分层采油。
多管分采主要指在油井分层基础上，根据每一层油层的不同，使用不同口径大小的采油管，调整采油管数量与容纳范围，提升不同分层采油的速度与质量。
此种方式需要注重油井环境情况，需要确保采油施工环境安全。
其次，单管分层采油。
此种方式与多管采油相类似，都需要在油井分层之后进行，此种采油形式是指根据制定的采油施工计划，结合隔离设备的推动，在原有单管分层的基础上，减少其他石油开采工作产生的影响，避免多油层之间产生的不良性影响，提升采油质量[1]。
1.2高含水后期堵酸化工艺与重复压裂技术及应用一般分层采油技术在应用后期，难免会遇到高含水的情况，此时分层采油技术不得不考虑相应地质、水等因素，因此在技术选择上往往会选择暂堵酸化工艺（裂缝深部）与重复压裂技术，以保证高含水后期分层采油作业的质量。
油田特高含水期分压注水试验研究
１ ． ｍ ，有 效 厚 度 ２ ２ ，开 井 ３ ２７ ．ｍ ５口 ，注 水 压 力 １ ． ＭＰ ， 日注 水 量 １ ９ ｍ。 １７ ａ ２６ 。
２ 分 压 注 水 的 实 施 方 式 及 调 整 原 则
针对 油 藏埋 深 较大 、储 层 发育 相对 较 差 、油层 动 用程 度相 对较 低 的 葡 工４及 以下油 层 ，采取 分 压 注
［ 要 ］ 针 对 区 块 葡 Ｉ４及 以 下 油 层 埋 藏 深 度 大 、 储 层 发 育 差 、 动 用 程 度 低 等 特 点 ， 在 区 块 葡 ４及 以 下 摘
油 层 开 展 了分 压 注 水 试 验 ： 上 部 油 层 采 取 周 期注 水 ， 下 部 油 层 提 高 注 水 压 力 ， 克 服 薄 差 储 层 的 启 动 压 力 。 试 验 结 果 表 明 ，分 压 注 水 可 以提 高 油 层 的 吸 水 能 力 ， 改 善 油 层 动 用 状 况 ，对 特 高 含 水 期 水 驱 精 细 开 发 、 高 效 注 水 具 有 一定 的 指 导 作 用 。
２ １ 分 压 注 水 的 方 式 ．
最 大 注水 压力 主要 是 受射 孔顶 界 限制 ，葡 Ｉ ４油层 顶 界 比萨尔 图 油层 顶 界 深 １ ６ 左 右 ，单 独 层 系 ２ｍ 开 采 可增 加注 水压 力 １ ６ ＭＰ ，因此 ，采 取 分 压 注水 的方 式 ，即上 部 油 层 采 取 周期 注 水 ，下 部 油 层 提 ．１ ａ 高 注水 压力 ，克 服薄差 储 层 的启 动压 力 。
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。
国内外油田采油注水技术发展现状分析
国内外油田采油注水技术发展现状分析作者：俞航来源：《科学与财富》2021年第04期摘要：注水技术是提高和改善油田开发效果的主要途径。
为了顺利开采，近些年油田注水技术迅速发展起来，由早期的笼统注水、偏心注水、同心注水等发展到现阶段的分层注水，注水工艺始终主导着国内的石油开发进程。
本文对目前国内外的注水技术进行了全面阐述和分析，为自动化、一体化和智能化注水开采技术的研发提供理论依据。
关键词：注水技术;发展现状最近几年，中国的注水开采技术日趋成熟，但由于近年来的管理和投入上不受重视，注水油田开发的矛盾日益凸显。
主要表现为：部分油田含水和自然递减率上升，分灌注度和细分程度低，分层试验周期长，水驱开发油田采收率较低，井下管柱腐蚀，破损严重，注入水质二次污染严重等。
一些传统油田在进入特高含水期后，与生产直接的关系较为复杂，会出现如：测试周期长、人工操作繁琐、工作效率低等问题。
在这个阶段，注水精度和合格率低下的缺点被进一步扩大，不能再满足采矿需求，并且非智能化和自动化的注水技术和配水装置使得我国油田开采这一领域的发展停滞不前，急需突破和创新。
油田开采技术的智能化领域，相比国际研发技术，我国一直存在差距，这是基础设施建设上投入较少，也是我国研发学者在这方面探究的不够极致，具体体现在测试效率低下，测试工期长，注水精度差，并且无法实现真正的自动化操作，以及实时分析自动决策控制能力不足，现场施工时人工操作繁琐和安装困难。
自1954年玉门老君庙油田在L层边部MN27井成功实现油田注水起，国内注水技术开始发展，笼统注水是最早使用的注水方式，能够使得油层在各注水层出现不同的情况，因而开展采油工作将简单得多。
分层注水技术在国内油田的应用已经有几十年，在大庆油田、胜利油田等大规模油田的分层注水技术中的细分技术以及规模已经达到了国际领先的水平，为我国的油田各个时期的生产提供了技术保障。
然而由于其利用率和出油量低下，甚至在某些油层出现早见水不出油等情况，笼统注水已不能满足现阶段油田开采需求，可以看出不同的油层在相同的压力下进行注水，在吸水能力强的地层会注入更多的水，而需要水供给的油层却吸水能力较差的注水层难以得到供水。
油田高含水期稳油控水采油工程的技术分析杨存
油田高含水期稳油控水采油工程的技术分析杨存发布时间：2021-06-09T16:02:32.537Z 来源：《基层建设》2021年第5期作者：杨存[导读] 摘要：通过对高含水期油田稳油控水采油工程技术的改进，能够更好地实现石油资源生产的安全性。
长庆油田第三采油厂胡尖山作业区宁夏银川 750000摘要：通过对高含水期油田稳油控水采油工程技术的改进，能够更好地实现石油资源生产的安全性。
为此，石油企业要充分利用石油地球化学勘探模式，在对各层次含油量探测的基础上，依托精细注水技术，使得注水合格率提升。
并在堵水技术改进的同时，科学封堵高渗透出水层，对油井含水量加以控制，以达到稳油控水目的。
除此之外，要对石油化工仪表的配置进行优化处理，保证仪表监测报警的功能得以优化。
只有这样，才能够保证油田在进入高含水期后生产的安全性。
关键词：油田高含水期；稳油控水采油工程；技术引言基于社会经济可持续发展，现代工业随之加速，对能源需求量也不断提高。
而石油能源始终是重要能源之一，要想对石油能源安全性问题加以解决，就要尽量提升油气资源采收率。
一般来讲，油田开采涵括石油生产与地面油藏，且生产阶段是开采油田的重要目标。
为此，要高度重视石油开采管理的作用与价值。
1高含水期油田采油特征阐释在石油开采作业逐步开展阶段，大部分油藏均进入中后期的开采阶段，进而出现油田存在较高含水率的情况，直接提高了开采作业的耗电量，而且在动力设备电能能耗增多的同时，油田的生产成本也明显提升。
要想满足油田生产经济性指标要求，有必要将稳油控水技术引入其中，优化采油效率并实现产能提高的目标，获取更多经济效益[1]。
面对油田含水量偏高的问题，管道和设备也严重腐蚀，很容易增加泄漏概率，引发严重的安全事故。
在发生以上问题后，会直接影响油田生产，为此要综合考虑具体状况改善相关技术，确保稳油控水。
当油田开采进入高含水期，油井的生产用水量也将随之提高，安全隐患诸多。
2高含水期油田开采问题分析2高含水期油田开采问题分析2.1开采困难以科学角度分析，地下油田为天然碳氢化合物，而且表面下方以液体为主，甚至存在气体。
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
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流体流动单 元研究
术
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国内外高含水、特高含水油田采油工程技术研究
作者：钱爱萍
来源：《中国化工贸易·上旬刊》2016年第10期
摘要：随着油田开采时间的增长，国内陆上油田总体上都已进入高含水、高采出阶段，油藏生产动态复杂，稳产期短，油井见水快，产量递减快，油田开发指标预测难度大，预测结果存在较高的不确定性；但对于老油田而言，地下仍含有大量的剩余油，如何准确地描述剩余油的分布和提高油气采收率是当今油田勘探和开发的主要目标。
要实现这些目标，就需要科学地进行精细油藏述、油藏数值模拟、开发方案调整、精细地质模型的建立和剩余油的分布，不仅是油藏描述的主要内容，也是有效地开发油气藏的基础，在整个油气藏的勘探和开发过程中都具有十分重要的意义。
关键词：高含水；剩余油；采收率
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。
1 国内外情况
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。
控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。
2 采油工程技术研究
2.1 不稳定注水技术
不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差，充分发挥毛细管吸渗作用，提高注入水波及系数，驱替出低渗透区的剩余油，从而提高采收率。
不稳定注水的实施方法多样。
该技术很早就在俄罗斯和美国开始工业应用，俄罗斯对于相关应用基础的研究居世界领先地位。
我国对该技术已有小规模的现场试验和有限的机理研究，在技术上和应用规模上与国外有较大差距。
我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术，增产效果比较明显。
2.2 水平井技术
水平井钻井成本只是直井的1.5～2.0倍，而水平井的产量和单井增加可采储量可达直井的4～8倍。
除可显著提高油田产量外，水平井还可有效地提高油田采收率。
如美国Elk-Hills 26R 油藏从1988～1995年共钻14口水平井，获得良好经济效益（扣除成本，这些井在寿命期间获纯收入2.37亿美元），成功地控制了储量递减，并使该油藏最大可采储量提高18.7%。
在我国的大庆和长庆油田的一些低渗透砂岩油藏中已经开始了水平井的实验，结果表明，水平井加上压裂改造，可以取得比直井更好的开发效果。
2.3 加密调整井技术
直至目前，钻加密井、调整注采结构仍然是国外高含水期油田开采剩余油、改善水驱效果的主导技术。
其发展趋势是基于油藏精细描述，实现加密井的优化布置加密调整井网的对象，一是断块面积小，井距过大，连通状况差的油藏；二是开发对象转移到Ⅱ、Ⅲ类油层，物性差、需要缩小井距的油藏；三是原井网井距偏大，不利于储量动用的油藏。
3 我国今后技术发展方向
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。
在提高高含水油田采收率方面我国今后需要进一步发展的技术有：侧钻水平井、复杂结构井技术、油层深部调剖技术、不稳定注水技术、注水后热采技术、物理法采油技术、套损治理技术等。
参考文献：
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