如何有效控制油井含水上升
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。
吉林油田新民采油厂控制含水上升的分析
吉林油田新民采油厂控制含水上升的分析【摘要】随着我国国民经济的不断上升和国民生产力总值的提高，充分显示出了各行各业的发展。
其中石油产业一直是一个倍受重视的产业，从1995年起我国已经成为出口石油的大国，石油企业得到了空前的发展，技术领域也有了一定的建树。
由于我国的地形差异和地质特征，使得在不同区域内油田采油厂的作业内容和作业方式有所差异。
还有采油厂的日常表现也会有不同。
本文探讨了吉林新民采油厂的工作情况和问题，在含水方面的技术还有欠缺，对于石油开采业而言，如果不加以控制采油设备和原油含水量，那么就会影响企业各个环节的作业情况，石油企业的效益就会大大降低。
因此吉林油田采油厂必须对含水量进行控制，才能把握好整体的石油开采。
本文探讨了吉林油田采油厂控制含水上升的原因以及方法措施。
【关键词】吉林油田新民采油厂含水上升的原因控制含水上升的方法四元分析法的应用前景在吉林油田采油厂中含水上升是一个长期发生和难以控制的现象，含水上升规律和递减规律是目前难以掌握住的特点。
目前对于两组规律的内在联系及含水上升规律的主要影响因素已经初步认识和研究。
含水上升的因素经研究结果表明：采油厂含水上升的规律通常随可采储量采出程度的变化而变化，规律图像是先凹后上升后转凸形上升，上升到峰值后开始下降。
认清含水上升的规律可以更准确地预测吉林油田采油厂含水上升的研究。
应用数值模拟计算、油水渗透率图像、小井距资料显示，分别分析了油层的非均质性、原油粘度、以及开发原油的措施调整分析对吉林油田采油厂含水上升影响因素。
针对这些因素有效展开讨论，并推出了解决方法。
1 吉林油田新民采油厂含水上升的原因吉林油田采油厂含水上升速度较快很难达到稳产，近年来，通过开展水驱规律研究、油田地质研究等一系列研究工作，找到了导致吉林油田采油厂含水上升的因素。
主要因素分为地质因素和开发因素，只有发现了问题所在才能从根本上找到控制含水上升的措施。
（1）地质因素就是吉林油田的油层固有属性对含水上升的影响。
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高含水期油田是指油田水含量高于油含量的阶段，开发这种油田需要采取一系列的措施。
注入水是一种常见的开发方法，可以提高油井的采出率，但需要注意控制水的注入量，避免过度注水导致油井堵塞等问题。
下面是石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的几种措施：1、优化注水井点和注水量优化注水井点的选址和注水量的控制是提高开发效率的关键。
注水井点的选取应当根据具体的地质条件和开采历史来确定。
一般选择距离油井近、岩石透水性好、含水大但井环密封性好的位置进行注水。
注水量方面，应通过试注水、试生产等手段进行调整，控制好注水量，避免过度注水造成地层渗透性下降等问题。
同时，对于高含水期油田，我们需要根据地层渗透性、水驱替效果等因素调整注水量，灵活控制注水强度，避免造成油井产量下降等问题。
2、注水前进行压力分析注水前需要对井口压力、水平分布、含水状况等因素进行分析，以确定注水量和井底压力。
如果注水时井底压力太高，可能导致油井溢流，或者造成地下水压上升，影响油井产量。
因此，需要在注水前进行充分压力分析，确保注水的有效性和生产效率。
3、合理注水周期和注水时间不同的油田地质条件和开发阶段需要采用不同的注水周期和注水时间。
一般来说，注水期间应当分段进行，充分调整注水时间和周期。
一方面可以有效控制注水量，避免水与油的混合，另一方面可以保持井底采油压力的稳定，提高注水的效果。
对于处于高含水期的油田，需要根据其含水状况和流体行为等因素，特别注意控制注水周期和时间，避免造成油井堵塞或水井短路等问题。
4、注水前进行水质处理在高含水期油田中，水质对于开发效果的影响很大。
水中杂质、沉淀物和气体等都可能对注水效果产生负面影响。
因此，在注水前需要对水进行过滤、处理、除氧等工作，以减少水对油井的污染和损害。
同时，注水前还需要对水进行测试，以确保其符合注入标准。
5、加强油田监测和数据分析油田开发过程中需要加强油田监测和数据分析。
基于水驱技术探讨控制后续含水上升速度的措施
基于水驱技术探讨控制后续含水上升速度的措施油田开采力度的加大外加对于能源需求的居高不下，这两条因素使得我国油田基本上进入了高含水的后期开采阶段。
油田开发面临着高含水、高采出程度、高递减的“三高”局面。
为了控制产量递减速度，达到稳油控水的效果。
本文基于国内外水驱开发油田高含水后期的开发模式进行探讨，对各种稳油控水、控制后续含水上升速度的措施进行了详细的分析。
可作为指导油田今后开发部署与重大决策的理论参考。
标签：油田；高含水后期；水驱；稳油控水我国是一个能源消费大国，能源需求居高不下，而我们不得不面对能源数量有限的严峻现实。
目前，我国油田基本上进入了高含水的后期开采阶段。
油田开发面临着高含水、高采出程度、高递减的“三高”局面。
为了控制产量递减速度，达到稳油控水的效果。
本文基于国内外水驱开发油田高含水后期的开发模式进行探讨，对各种稳油控水、控制后续含水上升速度的措施进行了详细的分析。
1 控制后续含水上升速度的措施1.1 在高含水期采用稀井网，大量进行油水井措施来降低伴随采出水量前苏联的巴什基里亚油区最早采用的上述方法。
30年代时，巴什基里亚油区就已经进行了开采。
1992年泥盆系油藏综合含水已经非常高了，高达93.8%。
油井的钻井程度已经达到了极限，接近100%，但井网的密集程度还是很差。
油水井数比与含水率成反比，含水率生生之后油水井数下降了。
1989年开始采取限水措施来提高油井产液质量，他们的控水方法主要是采用各种调剖和堵水等措施。
1.2 高含水期采用密井网，油水井措施很少，主要依靠关闭高含水井来降低伴随采出水量1930年属于东德克萨斯油田进行首次开发之年，采油井数目巨大，多达26000口，此后井网的魔都一直维持在较高水平。
由于油田生产井网密度较大，调节起来很方便。
含油面积能够均匀收缩，油田控制的主要措施关闭高含水井。
1.3 加密井网，在高含水期大量采用各种措施以及关闭高含水井实现控水稳油老君庙油田首次开发是1939年，1955年开始进行水驱开发，水驱一开始采取的是边外注水措施，后来转入边内面积注水。
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。
浅谈影响大路沟一区含水上升率的因素及控制方法
浅谈影响大路沟一区含水上升率的因素及控制方法大路沟一区自1997年开发，目前油藏已进入高含水开发期，面临含水上升速度快，产液量、产油量下降等一系列问题，严重制约着大路沟一区稳产开发，含水上升率的变化受到多种不确定性的因素的影响，所以从石油开采的角度来看，控制油田含水上升率对于油藏稳产具有极为重要的作用。
标签：大路沟一区；含水上升率；因素影响1 大路沟一区储层物性分析大路沟一区油藏储层的粘土矿物以绿泥石为主，绿泥石遇酸易发生酸敏，生成沉淀的酸敏矿物、而堵塞孔道，蒙脱石具有很强的吸水能力，很容易发生因水敏而堵塞孔隙的现象。
2 大路沟一区储层敏感性分析储层岩石的敏感性不仅直接影响着油田注水及油井热洗清蜡、冲砂洗井酸化、压裂施工等工作的顺利进行，而且对储层造成严重伤害，对油田注水开发的水驱效率也有较大程度的影响。
3 低渗油田渗流规律①在低渗亲水地层水驱油的机理可概括为：驱替机理、剥蚀机理，这两种机理的最佳配合，能最大限度地提高采收率。
但由于岩石孔隙的复杂性，使大部分孔隙的驱替速度与束缚水的剥离速度相当就可以了；②低渗亲油地层中水驱油微观机理：注入水必须克服毛管力后，才能进入岩石孔隙。
水驱过后孔隙表面上留下一层油膜。
水在孔隙中间流动，油沿孔隙壁面流动，随驱替时间增长，孔隙壁面上的油膜越来越薄。
4 影响含水上升率的因素及控制方法4.1油藏润湿性对含水上升率的影响4.1.1 油藏润湿性对含水上升率的影响机理油藏润湿性影响油水相对渗透率、储层中剩余油的分布及注水开发特征。
低渗透油藏采收率依赖于水自发进入基质岩块将油驱替出的能力。
强水湿性油藏中，强毛细管力作用下导致渗吸驱替效率很高，而混合润湿或油湿性油藏中，由于毛细管力很弱，导致渗吸过程减弱或消失，严重影响水驱采收率。
4.1.2 改变油藏岩石润湿性来提高原油采收率的方法根据措施的不同，目前通过改变油藏岩石润湿性来提高原油采收率的方法可分为物理法、化学法和微生物法三大类，结合大路沟一区开发特征及储层特征，目前适用的方法是化学法和微生物法。
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随着油田的开发和生产，油田开采进入了高含水期，如何在高含水期有效地进行注水开发是油田工程领域亟待解决的问题。
以下措施可以帮助改善高含水期油田注水开发。
第一，合理设置注水器。
注水器的设置位置和数量是影响注水效果的关键因素。
在高含水期，油层中的水会把石油推向油井外，使得油层有效厚度减小，因此在设置注水器时应当考虑到这一因素，尽量将注水器设置在原油层下部，加强钻井固井，防止油层渗水现象。
第二，优化注水压力。
注水的压力对于提高油层产能至关重要，但是在高含水期，若注水压力过大，则会使得油井底部的油层裂缝加剧，导致注水效果不佳。
因此，应当根据油田实际情况进行调整优化，以达到最佳注水效果。
第三，引入增强剂。
高含水期的油田注水开发面临一些阻碍，如岩石裂缝的扩张和油层渗透能力下降等问题。
这时可以引入一些增强剂，如聚合物、表面活性剂等，通过增加油层渗透性和润滑作用等，提高注水效果。
第四，改善地质环境。
在高含水期，油田的地质环境会发生变化，如多次注采后的岩石抗压强度降低、岩石裂缝扩大等。
这时可以采用改善地质环境的措施，如注入填充物、抽采压裂等，使得油层渗透性和抗压强度得到提高。
第五，对注水井进行增效。
对于已经开采的注水井，经过多年的使用和注水，其产能会下降。
此时可以采用增效技术，如改善注水井的物理性质和地质环境等，使其重新回归高产状态。
综上所述，改善高含水期油田注水开发的措施包括合理设置注水器、优化注水压力、引入增强剂、改善地质环境和对注水井进行增效等。
这些措施不仅可以提高注水效果，提高油田产能，还可以减少油田的环境影响，是油田工程领域的重要课题。
油井含水急剧上升的原因探讨
一般从两方面入手：1、含水上升主要是由于注入水引起的含水上升分析日注水量（注水强度）与含水的关系，注水强度大的下调注水，注水强度低的上调注水（特别是有孔隙水的高水饱油藏来说，这点尢为重要）如果是因裂缝引起的含水上升，一方面化堵调剖面、封堵高含水层，动用其它层，一方面停注，另外就直接转注如果是尖峰吸水引起注入水突进的，采用下调注水、剖面改造等方法2、含水上升主要是由于油井引起的分析采液强度与含水的关系，确定合理的采液强度（对于底水油藏、油水粘度比大的油藏来说，非常重要）分析流压（动液面）与含水、产量的关系，适当提高流压如果剩余油低（一般油井含水缓慢自然上升，采出程度高）的井，提高采液量对于油井含水上升，我认为主要从下面几点入手1.首先分析含水上升原因，通过化验鉴定水的矿化度，从而判断水的来源。
2.若水是来自生产层位，说明是水淹或根据地质图件判断出水具体层位，若是来自地表水，说明是窜层或上部有漏点，则可以通过找漏等措施，判断漏点以后，执行堵漏。
3.生产层位出水一般根据隔层厚度的大小，采取的措施有卡堵、填砂、注灰、打桥塞等措施实现分层开采的目的。
4.水淹层则可以采取调整对应水井的注水量，调驱等措施达到控制含水上升的目的。
1、油井含水急剧上升的危害当油井的含水达到98%时，意味着油井失去了开采价值，可见含水对油井生产的重要性，油井含水急剧上升对油井的生产造成很大的影响，首先是减缓了单井的采油速度，由于含水的急剧上升，造成日产油量急剧下降，从而减缓了单井的采油速度；其次是由于含水急剧上升，造成油层内大量原油开采不出来，从而降低了区块的采收率；再次，由于局部油井含水的急剧上升，造成注入水沿水线突进，一方面造成局部油层水淹，另一方面造成平面矛盾加剧，使其他区域油层注水见效慢或没有注水效果。
2、油井含水急剧上升的原因油井含水急剧上升是多方面原因造成的，分析研究以下几种情况。
2.1油井措施后含水急剧上升。
油井酸化措施后，含水急剧上升，而且一直居高不下，分析原因，一方面是酸化措施时，喷挤酸化液压力过大，造成油层裂缝增多，从而水线推进通道增多；另一方面酸液的浓度较高，酸液与疏通了高渗层或底水。
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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。
1.2 油层性质差异，层间矛盾导致油井含水上升
滨8-3块为多油层单元，各油层的性质差异较大，多层合采时，层间干扰严重，导致了小层动用的不均匀。
在高渗透油层中，油水井层位对应好，当注采比较高时，容易加快油层水淹。
在中低渗透层中，注入水易往渗透率较高的油层突进，含水容易急剧上升。
2.动态因素
2.1井网不完善，油井受效不均造成含水上升
滨8-3块部分水井停注后，油井受效方向发生改变，受效不均，注入水单向突进，油层不能处于最佳水驱状态，导致含水上升。
如PF4-3N7井组，水井于08年7月停注，油井3-613、3-623单向受效，产量下降，含水由84%上升到92%。
2.2地层能量低
统计滨8-3块含水上升幅度较大的井的分布，并结合单元压力分布图，含水上升较大的井大部分分布在压力相对较低的区域。
主要原因由于该区块平均地层压力较低，部分井区已低于饱和压力，造成原油脱气，原油粘度加大，油水粘度比加大，导致油井含水上升快。
总之，影响滨8-3块含水上升的各因素是相互联系、相互作用的。
静态因素起决定作用，动态因素加速了含水上升速度。
三、控制区块含水上升措施及效果
1.调整生产参数
为控制含水上升速度，可对水线方向的油井合理调整生产参数，对垂直于水线方向的油井放大生产压差。
控制构造低部位水井分层注水量，加强构造低部位水井对应层注水量。
如：PF4-2-71井在生产过程中明显的表现出受构造高部位水井PF42-7的影响较大，而受处
于构造低部位的水井PF4-2N8井影响较小。
通过控制PF4-2-7注水量（90-50方），加强PF4-2N8井注水(60-100)，有效缓解了PF4-2-71井含水上升速度。
2.应用新工艺新技术
进行水井调剖：平方王油田滨8-3断块地层温度（70℃），注入水矿化度（2.7×104 mg?L-1），应用《中低渗油藏多段塞微球调驱提高采收率技术》，在充分堵窜，提高水井FD的基础上，采用YG370聚合物微球进行深部调驱。
优选滨８-３块含水较高，井组油井含水上升较快的PF4-2-7井进行试验。
调剖前井组日液111.3t/d，日油7.6t/d，含水92.3%，调剖后井组日液104.7t，日油11.8t，含水88%。
日增油4.2t，含水下降了4.3%，累增油488吨。
尤其是PF4-2-73井，含水由90.7%下降到80%，效果十分显著。
3.实施井网注采完善和分层注采调配
在注采欠完善、地质储量动用差的区域完善动态注采井网。
实施分注井换封3口（PF4-2N8、PF4-4-623、PF4-5-623），实施水井转注2口（ 2组PF4-4-5， 2-3组PF4- 6-5）；实施油井扶停3口（2组PF4-4-61、PF4-4-71；PF4-3组：PF4-4-613）.其中PF4-4-5井组含水下降4.5%，取得日增油2.3吨/天的良好效果。
4.补充地层压力
增加有效注水量，补充地层压力，均衡流线分布。
通过提高注水压力，增加纵向动用系数。
滨8-3块日注能力由270方/天上升到340方/天，月增注1300方，平均动液面上升35米。
有效缓解因地层能量太低，洗井时造成油井水锁而引起的含水上升。
5.控制采液强度
通过优化下泵深度和排量, 调整工作参数，合理控制采液强度，有效降低生产液含水,提高产油量,减少了注入水的采出,间接起到维持地层能量,增大注水波及面积的效果。
通过对油井PF4-3-62调参
4-2.5次，降低生产压差，该井含水由95.2%下降到89.7%。
四、结论与认识
1.针对老区平面水淹严重，应充分利用动静态资料，深入研究井区平面水淹规律，指导井区注采调整。
比如在高能区提液，扶停、调
整工作参数等来改善水驱效果。
2.针对老区层间矛盾仍较突出，应继续加强分层注水，提高分层注水层段合格率和中低渗层段的剩余油动用程度，来实现层间注采平衡。
参考文献
[1]王秉海，钱凯.胜利油区地质研究与勘探实践. 山东东营：石油大学出版社，1992.
[2] 黄炳光，刘蜀知.实用油藏工程与动态分析方法. 北京：石油工业出版社，2000.
[3] 才汝成，李阳，孙焕泉.油气藏工程方法与应用. 北京：石油工业出版社，2002.
作者简介：李利娟，女，工程师，2000年毕业于山东建筑材料工业学院建筑工程专业，现从事油藏管理工作。
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