高含水期油藏分层分级注水配套技术
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。
高含水期精细注水技术研究
高含水期精细注水技术研究
高含水期精细注水技术是指在油田开发的高含水期，通过对油藏储层的精细调控，实
现有效的注水，提高油矿采收率的一种技术方法。
本文将从高含水期的工艺特点、技术原理、应用效果等方面进行详细介绍。
高含水期是指油田开发的后期，油藏含水饱和度高于50%的阶段。
在这个阶段，由于
油藏压力下降、开采压差减小等因素的影响，使得油水分离能力下降，导致采收率的降低。
传统的常规注水方法对于高含水期油藏的提高采收率效果有限，因此需要采用精细注水技
术来提高采收率。
精细注水技术的核心原理是通过优化水的注入参数和注入位置，提高油水分离能力，
增加原油的开采效果。
具体方法包括多层次注水、分层注水、岩石改造等。
多层次注水是指在高含水期油藏中，根据油水分布规律和储层特性，在不同深度设置
多个水层，分别进行注水。
通过不同深度的注水，能够充分利用油藏的有效导流能力，避
免水与油直接混合，提高原油的采收率。
岩石改造是指通过改变油藏储层的物理性质，如渗透率、孔隙度等，增加油藏的渗流
能力，提高原油的采收率。
具体方法包括化学改造、物理改造等。
化学改造是指通过注入
一定量的改造剂、聚合物等物质，改变储层岩石结构，提高渗透率和孔隙度。
物理改造是
指通过施加压裂、酸化等物理力学手段，改变储层岩石结构，增加油藏的渗流能力。
通过采用高含水期精细注水技术，能够有效提高油矿采收率。
经过实践应用，已经取
得了良好的效果。
但是需要注意的是，精细注水技术需要根据具体油藏特点进行针对性设
计和优化，以达到最佳的注水效果。
油田分层注水工艺技术
油田分层注水工艺技术油田分层注水工艺技术是一种常用于提高油田采油效率的技术手段。
该技术通过根据油层的不同特征和油井的实际情况，精确地确定注水层位和注水量，从而实现有效地提高油田的采油效率和产量。
油田的分层注水工艺技术主要分为两个方面，一是通过调整注水层位，使其与油层渗透率较高的部位相匹配，实现油水层之间的有效接触，提高油井的采油效率。
二是通过合理控制注水量，保持注水压力在适宜范围内，避免水漏失和局部堵塞，从而保证注水效果。
在油田的分层注水工艺技术中，首先需要进行注水层位的确定。
这需要通过对油田地质、地震、物探等数据的分析研究，确定油层的分层情况、受压力影响程度和渗透率等重要参数。
同时，还需要考虑井口压力、井筒结构和井口温度等因素，综合分析确定注水层位。
其次，注水量的控制也是油田分层注水工艺技术中的重要环节。
注水量的控制需要根据油井的实际情况和油层的特性来确定，主要包括油层渗透率、油井井底流体组成、井口温度、地下注水压力等因素。
通过合理调整注水量，可以实现减少水漏失、提高采油效率和避免油井局部堵塞的目的。
油田分层注水工艺技术的应用能够有效地提高油田的采油效率和产量，实现可持续的经济效益。
通过准确的注水层位和合理的注水量的控制，可以实现提高油井产能、降低采油成本的目的。
此外，油田分层注水工艺技术还可以减缓油井废弃和深井释水的压力，延长油田的开发寿命和资源利用率。
在实际应用中，油田分层注水工艺技术还需要与其他采油技术相结合，共同形成一套完善的油田开发方案。
例如，与水驱采油技术相结合，可以实现更高的采油效率和更低的开发成本；与化学驱采油技术相结合，可以实现更高效的驱油效果和更长的开发寿命。
总之，油田分层注水工艺技术在油田开发中具有重要的应用价值和经济效益。
通过精确的注水层位和合理的注水量的控制，可以提高油井的采油效率和产量，延长油田的开发寿命和资源利用率，为油田的可持续发展做出贡献。
同时，油田分层注水工艺技术也需要与其他采油技术相结合，共同形成一套完善的油田开发方案，实现更好的经济效益和社会效益。
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。
高含水期精细注水技术研究
高含水期精细注水技术研究
随着油田的开发和开采，油井的含水率逐渐增加，高含水期油井对于油田开采效果的
影响越来越大。
为了提高含水期油井的开采效率，精细注水技术成为了一种重要的解决方案。
精细注水技术是利用注水井平衡注水和调控油、水剖面不均衡的技术方法。
通过合理
调整注水策略和优化注水层位，可以实现高含水期油井开采效果的最优化。
具体包括以下
几个方面的研究内容。
需要对高含水期油井的油、水剖面进行详细的描述和分析。
通过现场取样和实验室测试，可以获取到油井产液、产气和井底流体的组成和性质参数，进而建立起油井的动态模型。
通过模拟和分析，可以得出油、水剖面的分布规律和变化趋势，为优化注水策略提供
依据。
需要进行注水策略的优化设计。
注水策略包括注水量、注入位置和注入方式等方面的
考虑。
一方面，需要合理控制注水量，避免过高的注水量导致流体压力过大和油井产液增多。
需要选择合适的注入位置，以增加注水效果和减少技术难度。
还可以考虑采用分层注水、交替注水等方式，以提高注水效果和均匀注水。
需要进行实验验证和应用示范。
通过选择一部分油井进行试验和验证，可以验证优化
注水策略的有效性和可行性。
并通过示范应用，将精细注水技术推广应用到更多的油井中，以提高整个油田的开采效率。
高含水期精细注水技术的研究涉及油、水剖面分析、注水策略的优化设计和实验验证，旨在提高含水期油井的开采效率。
这项技术对于提高油田的开发效果和降低成本具有重要
意义，将在油田开发领域得到广泛应用。
长寿命分层注水管柱
辛17-21井油管的腐蚀情况
胜采3-3-6井3年油管及丝扣腐蚀照片
临盘的P1-46井油管内径变为 井油管内径变为28mm。L13-24井下管柱 临盘的 井油管内径变为 。 井下管柱 三年，起出管柱后在1000m以下有 以下有300多个圆洞，最大 多个圆洞， 三年，起出管柱后在 以下有 多个圆洞 孔径40mm。 孔径 。
注水层位 空心配水器
封 隔 器
注水层位
空心配水器
循环凡尔 筛管
丝堵
人工井底
2.油管和工具腐蚀结垢严重 油管和工具腐蚀结垢严重
腐蚀
1. 普通油管、修复管抗腐蚀性能较 普通油管、 防腐涂料油管涂层脱落， 差，防腐涂料油管涂层脱落，镍 磷镀油管钳夹持处破损。 磷镀油管钳夹持处破损。 2. 水质不达标、腐蚀严重。 水质不达标、腐蚀严重。 油管漏失、强度下降。 油管漏失、强度下降。
3、封隔器方面 、
40%
1.管柱结构不合理 管柱结构不合理 2.封隔器结构和原理问题 封隔器结构和原理问题 3.封隔器胶皮质量问题 封隔器胶皮质量问题 耐温性能、抗老化性能差
K344封隔器易 层间串通； Y341封隔器洗 井通道太小； 上提解封封隔 器易自动解封； 下放解封封隔 器解封不彻底。
配 水 器 损 坏
封 隔 器
管柱的支撑点：悬挂于井口， 管柱的支撑点：悬挂于井口，没有锚 定机构。 定机构。 注水井工作状态改变（注水、洗井、 注水井工作状态改变（注水、洗井、 关井等状态之间的相互转换） 关井等状态之间的相互转换）往往会 导致温度和压力变化， 导致温度和压力变化，导致管柱伸长 或缩短。 或缩短。 理论计算表明， 1000m（钢级N80） 理论计算表明，每1000m（钢级N80） N80 油管温变20℃ 20℃时的伸缩量约有 27/8 油管温变20℃时的伸缩量约有 0.312m。 0.312m。
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。
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高含水期油藏分层分级注水配套技术
摘要: 对于非均质油藏，开发初期分层注水是调整矛盾改善开发效果的主要手段，随着开发的深入进入中后期，由于水质的影响，多次作业岩石骨架的破坏，井况
恶化，以及地层出砂堵塞等影响，井网受到一定程度的破坏，强化注水工艺配套，完善注水工艺，是减缓油田递减，控制含水上升，提高水驱储量的有效手段。
关键词: 油田；注水工艺；细分注水；增产增注
前言
高含水开发后期开发效益逐渐变差，如何转方式、调结构，提高开发水平和
开发效益是摆在我们面前的实际问题，以提高“两率”为中心，精细做好“控水、稳油、调结构、转流线”等工作，保持油藏平稳开发。
开发过程中强化特高含水期精细构造、精细断棱、精细储层、精细剩余油分布等基础研究，应用油藏工程、数
值模拟等方法进行水驱规律研究与开发技术界限研究，科学指导开发调整；细化
平面、层间产液结构调整、采取“平面+层间”产液联动调整、井网变流线调整等模式的注水产液结构调整，探索油藏控水稳油技术方法，液量增长速度有所减缓，
产量保持稳定，开发指标有所改善，开发配套技术得到不断完善。
目前油田主力单元开发程度的提高，含水上升加快，层间矛盾突出，能量不足，递减加大，严重影响油田开发效益。
注水是保持油藏压力，提高水驱效率的
有效途径，在及时注水保持地层能量同时，不断调整注采强度和水驱油方向，提
高注水波及体积，才能保持单元产量平稳运行。
1 油田开发现状和问题
目前油田注水开发存在问题：（1）平面非均质严重，注入水平面水淹不均匀；（2）注采矛盾突出，井网不完善，储量动用不均衡；由于堵塞以及地层渗
透性差，水井欠注注不进，水驱效果差；（3）层间非均质影响，层间水淹差异大，纵向上吸水剖面不均匀，层间低渗透段剩余油动用差；（4）分层注水受水
质和油井连通性影响，层段合格率低。
通过对注水开发中“平面、层间、层内”三
大矛盾，加强油藏开发动态分析，以“注上水、注好水、注足水、高效注水”为目标，强化以注水为核心的老区综合治理，推广应用注水新工艺，开展井网完善、
注采调配、源头水质一体化管理，改善注水开发效果。
注采对应率提高到5.4%，
夯实油田稳产开发基础。
2多层分级管理技术对策
2.1 构建分级管理体系
（1）分级管理“网络化”。
分级管理网络对存在问题及时了解，做好对各类问题的处理工作。
（2）全员管理“培训化”。
采取每日一问一答、岗位练兵、知识竞赛、导师带徒和“走出去请进来”的形式，开展多层次全方位的培训。
（3）目标管理“分解化”。
将注水系统的各种目标、计划逐步分解、逐项落实到各级管理人员
和一线工人，并实行层层包干的方法，调动全体人员做好本职工作的积极性，形
成一种群体管理的格局。
（4）检查管理“督促化”。
（6）考核管理“奖惩化”。
（7）水井治理“专项化”。
在项目组安排下，以地质、工艺方案设计为依据，以井下作
业工作量为主要内容，每月召开月度例会，分析工作中存在的问题，安排下步工
作计划。
2.2分层注水工艺技术
形成了适应不同油藏、不同井况、不同开发阶段要求的精细卡封精确定位、
液控式分层注水、双管大压差等分层注水工艺技术系列，进一步提高了分注率和
层段合格率，可满足井深大，工作压差≤35兆帕，2～5层的井况分注要求。
采用
大通径防砂液控分层注水工艺，分层测试调配工作受管柱遇阻影响，增大了测调
工作量，降低了水井测试数据准确性，分层注水效果难以量化。
为简化投捞测试
工作量，开展空心分注管柱测调一体化工艺技术研究，摒弃常规配水芯子，采用
同心同尺寸可调节配水装置，分层级数不受限制，配水器内通径达46毫米，便
于后期测试、调配工作。
生产中，水井无需投捞注水芯子，调配采用无级调配方式，调配更精确，一次作业完成测试、验封、调配工作，降低了工作量及施工费用。
在一级二段分注井中推广同心双管分注技术，逐步解决测调成功率低，分注
合格率低的问题；在合注井中采用玻璃钢防腐油管笼统注水，解决注水管柱腐蚀
穿孔问题。
2.3地层配伍以及精细过滤注水技术
加强转注前区块敏感性分析评价、油层保护和预处理技术研究,强化注入水质
的配伍性监测工作,保证注水质量和注入水与油层的配伍性。
同时，加强注水的精
细过滤例如：某断块是独立小断块。
长期以来，该区块十几口油井没有能量补充，严重影响了正常生产。
开展精细过滤注水试验。
精细过滤注水工艺主要由水源井、存水设备、过滤设备、增压设备及注水井组成。
基本思路是将水源井作为洁净水
来源，通过过滤设备去除机械杂质，然后由增压泵将合格水质注入油层，对应油
井综合含水由19.1%降到17.2%，精细注水效果初步显现。
2.4 化学调驱技术
为改善纵向吸水剖面，提高油田水驱效果，通过加大调剖力度，扩大深部液
流转向深部调剖调驱的实施，封堵大孔道，减少无效循环，提高注水利用率。
针
对注水存在的问题,注入水沿高渗层或裂缝方向窜进,造成纵向各层和平面各向油
井受效不均;小剂量的化学调剖封堵半径较小,后续注水很快绕过封堵屏障,措施有
效期大大缩短。
对区块整体实施调驱措施,使层内高渗透带受到控制，扩大注水波
及体积，使相对较低的渗透带得到动用，提高水驱采收率。
2.5解堵增注工艺的优化
1）机械分层解堵增注工艺。
管柱组成：安全装置＋锚定工具＋可洗井封隔
器＋节流器＋压温器＋密封套＋单流阀等工具组成。
实施机械分层解堵，有效率100％。
2) 增注转向技术。
增注作业前预先向注水井内挤入转向剂，转向剂中较
硬的刚性材料作为架桥粒子，在高渗透层内的孔隙吼道处架桥，转向剂中的较软
材料在压力及温度作用下可软化变形，充填于由刚性材料构架成的网状孔隙内，
由此对高渗透层产生物理堵塞，从而形成一条具有一定厚度的、较高强度和较低
渗透率的暂堵带，将高渗透层实施暂堵，使酸液更多地进入到低渗透层内，解放
低渗透层。
水溶性转向剂溶解于注入水中，从而达到分层解堵增注的目的。
应用
增注转向技术，有效率100％。
2.6防膨剂优化。
在室内试验的基础上，优选出与储层及流体配伍性良好，防膨率较高的FP3
＃改性小阳离子聚季胺盐防膨剂，实验数据评价FP3＃防膨剂对S4储层不产生吸
附伤害，通防膨剂后，岩心渗透率不下降。
利用吸附伤害后的岩心继续实验，通
入0.22μm过滤的注入水进行防膨周期评价，S4岩心通注入水400PV后，岩心渗
透率不下降，证明FP3＃防膨剂具有良好的长久防膨效果。
因此，优选FP3＃防
膨剂。
3结论
随着油田开发已进入中后期，油层水淹状况日趋复杂，井况恶化严重，注采
矛盾日益突出，递减加快，开采难度加大。
通过强化注水分层分级管理、完善注水配套技术，减缓油田产量递减，控制单元含水上升。
参考文献：
[1] 张春荣.低渗透油田高压注水开发探讨[J].断块油气田.2009.16；
[2] 季华生.油田注水新思路的探求与实践. 石油工业出版社出版.2009.04。