高含水期影响油井含水准确性因素探讨
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。
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析
油田高含水期稳油控水采油工程技术分析
油田高含水期是指油田中含水率较高的时期。
在这个阶段，油井产量下降，油井采收率降低，油水比增加，给油田开发带来了很大的困难和挑战。
稳油控水采油工程技术是解决油田高含水期问题的重要手段之一。
稳油控水采油工程技术主要包括以下几个方面：
1. 油井防水处理技术：通过合理的油井防水处理技术，有效地控制油井的含水率，提高油井的产量和采收率。
常用的油井防水处理技术包括封堵剂注入、屏障注水等。
2. 油井调剖技术：利用调剖剂改变油层中的渗透率分布，增加油水界面面积，提高油井的有效采收半径，增加油井产能。
调剖技术常采用的方法有单一井调剖、井组调剖等。
3. 油井增产技术：通过改造油井，提高油井的产能，改善油井的产液能力。
常用的油井增产技术包括人工排液、电泵增压、抽油机采油等。
4. 油田整体开发技术：将整个油田纳入统一的开发模式，进行综合开发，提高整个油田的采油效率。
常用的油田整体开发技术包括注水开发、注聚开发、火烧开发等。
油田高含水期稳油控水采油工程技术在油田开发中起到了重要的作用。
通过科学合理地应用这些技术，可以有效地控制油田的含水率，提高油井的产量和采收率，延长油田的生产周期。
这些技术的应用，不仅能够为油田开发提供技术支持，还可以为油田的可持续发展做出贡献。
油田高含水期稳油控水采油工程技术的研究和应用具有重要的意义。
提高原油含水测定准确率的方法探讨
提高原油含水测定准确率的方法探讨在石油开采过程中，原油含水率测定的准确与否，直接影响着原油炼化和销售。
随着油田中开采原油的措施不断的更新，对原油含水率的准确测定要求越来越高。
基于此，本文通过对原油含水化验产生误差的因素进行分析，论述了传输线在线检测方法、甚高频电磁波谐振技术、全遥式在线检测方法在原油含水测定中的应用。
标签：原油含水；准确率测定；方法现阶段，我国在原油含水率测定方面开发出了很多种含水率测定仪，并将其应用到油田开采中。
虽然有一定的效果，但是由于技术水平比较低和工艺比较复杂等情况，在测定含水率时，其准确度、稳定性、安全可靠性受到比较大的影响。
这种情况下，在开采高含水油田时，难以适应实际生产的需求，因此，需要我们积极的探索新的原油含水率的测定方法。
1 原油含水化验产生误差的因素1.1 取样过程中产生的误差原油取样对含水化验影响是非常大的。
主要体现在以下两方面：第一，关掺水时间的影响。
在石油开采过程中，向油井中掺水然后进行循环是非常普遍的。
在取样过程中，如果取样人员没有关闭掺水，那么回油管中的水分会融入进样品中，影响原油含水的化验。
除此之外，对于油井来说，井的产液量不同，所用的关掺水时间也是不同的，会间接影响取样的准确性。
从而使原油含水化验产生误差。
第二，井口放空对取样的精确性也会有影响的。
在油井中取样时，井口中放出的采出液和溶解气会使取样工具中所带的死油带入样品中，使样品的准确性受到影响。
1.2 化验过程中产生的误差在化验过程中，对原油含水率测定的影响是最大的，主要体现在以下几点：第一，乳化油的流失，水在原油中存在的形式分别为溶解状态、乳化状态、悬浮状态、游离状态，其中分离游离水时乳化油也会随之流失，从而影响含水率测定的准确性。
第二，取样之后，对样品进行搅拌过程中，搅拌的不均匀会对原油含水测验产生误差。
搅拌的力度偏小或者是搅拌的时间不够，都会使样品在混合过程中，出现不均匀等现象，影响含水化验。
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。
高含水期剩余油研究方法及影响因素分析
作者 简介 ： 吴错 （９ ７ ）２ ０ １ ８一 ，０ ８年 毕 业 于 大 庆 石 油 学 院 资源 勘 查 工程 专 业 ， 读硕 士研 究 生 ， 要 从 事 油 气 田开 发 地 质 在 主
沉 积相 和压力 场分 布 的影响 。平面 上在 注水 井长 期
量 ， 要搞 清楚其 成 因 以及 分 布特 点［ ， 还 ２ 为油 田今 后 ］ 的开发 提供 依据 。 本文 主要 从剩 余油成 因、 影响 因素
冲 刷 的主流线 、 裂缝 方 向或一 线上 油井 水淹严 重 ， 内
以及研究方法三方面加以分析。
关键词 ： 层 非均质 性 ； 储 夹层 ； 地层倾 角； 原油粘 度 ； 剩余 油 中图分 类号 ： Ｅ３ ７ Ｔ ５ 文献 标识 码 ： Ａ 文 章编号 ：０ ６ ７ ８ （ Ｏ ０ ２ 一 Ｏ Ｏ 一 Ｏ １ ０— ９ １２１ ） ３ １ ７ ４
我 国油 田多为 陆相 沉积 ， 储层 的层 间 、 内和平 层 面 上渗透 率变 化大 。 ９ 油 田采 用注 水开采 方式 ， 近 ０／ ９ ６ 其基 本规 律是 注水 开发 早 、 中期含 水上 升快 ， 出程 采
夹层的分布等 。在水驱开发过程中， 由于渗透率、 孔 隙度在垂向上的差异 ， 高渗段先水淹 。 剩余油分布受 沉积韵律的影响， 一般分布在低渗段 ， 形成夹层顶部 遮挡型和上下隔层夹持型剩余油。
收稿 日期 ：Ｏ Ｏ Ｏ ５ ２ １ 一１ 一１
储 量 的控 制 程度 和 动 用程 度 ， 损 井 区剩 余 油 也相 套 对 富集 。 因此 ， 采系 统的完 善 程度对 油藏 高含 水期 注 的剩余 油分 布有 着重 要影 响 。
富集 。平面 非均 质是 指 由砂 体 的几何 形态 、 规模 、 连 续 性 、 隙度 和 渗透 率 的平 面 变 化所 引起 的非 均 质 孔 性 ， 括 各砂 层组 小 层或 单砂 体 在平 面 上 的非 均 质 包 性 。砂 体在 平面 上的 展布 、 延伸 规律 、 通性 受沉 积 连 微 相所 控制 。注入 水在 单砂体 平面 上 的运 动主要 受
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。
管输油品含水量影响计量交接准确性的原因分析及对策
管输油品含水量影响计量交接准确性的原因分析及对策发布时间：2021-05-03T08:50:44.770Z 来源：《中国科技人才》2021年第4期作者：王俏女[导读] 管道运输是我国大力发展的成品油运输方式之一,但管线建成投用后一般要进行水联运，而水联运后管道内残存部份水量无法有效完全排出，致使下载油库经常会出现油品含水问题，这不仅影响油品质量还会由于水量无法准确扣减引起计量纠纷，给管理带来了混乱，给双方合作带来严重影响。
国家石油天然气管网机关有限公司华南分公司 510620摘要：为了解决管输油品含水量问题引起的计量纠纷，保证油品交接计量的准确性，本文对油品含水问题影响交接计量准确性的问题进行了详细分析和研究，从中查找出具体问题，并针对问题提出减少此类油品交接计量纠纷的途径和方法，最大限度控制油品交接中的误差，降低企业运营成本，提高经济效益。
关键词：管输油品；含水量；计量纠纷；准确性；计量交接引言：管道运输是我国大力发展的成品油运输方式之一,但管线建成投用后一般要进行水联运，而水联运后管道内残存部份水量无法有效完全排出，致使下载油库经常会出现油品含水问题，这不仅影响油品质量还会由于水量无法准确扣减引起计量纠纷，给管理带来了混乱，给双方合作带来严重影响。
因此，本文根据本人实践工作中的实际案例，总结经验，谈谈如何查找和处理此类数质量纠纷问题，目的在于减少油品交接纠纷，进一步提升数质量管理水平。
成品油管道输送在进行站库油品计量交接过程中，如果出现油品含水问题，一般是通过人工计量检尺对水量进行计量确认，然后再对计算出的水量进行相应扣减。
因此，水量的准确计量不但关系到油品交接的合理公正，还直接影响到贸易双方的经济利益。
一、分析含水量计量交接误差的原因1.人员素质对油品含水量计量准确性的影响目前，在管输油品输送中，我们与油库的计量交接主要是以质量流量计为主，但对于油品含水量的测定主要还是通过人工计量检尺进行，而人员因素是在测量过程中由于每个计量员的个体水平运行表现不同导致的主观因素，如果在进行含水量人工计量检尺的某个环节中发生人员误操作或计算错误，就会产生含水量算量误差，从而影响油品计量交接准确性。
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高含水期影响油井含水准确性因素探讨
摘要：油田已进入高含水开发阶段，含水上升速度较快。
为给地质动态分析提供更加真实有效的数据，含水化验数据的真实性和有效性就至关重要。
本文就化验过程中对含水数据的影响因素进行了分析，包括取样、运输到化验，等各个环节对化验数据的影响进行分析，尽量减少人为因素对数据准确性的影响。
关键词：油田；高含水期；含水率；化验数据
中图分类号：td327.3 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）23-401-01
前言
近年油田含水已进入高含水开发阶段，含水上升速度较快。
为给地质动态分析提供更加真实有效的数据，含水化验数据的真实性和有效性就至关重要。
本文就化验过程中对含水数据的影响因素进行了分析，包括取样、运输到化验，等各个环节。
其中：包括取样时操作步骤对数据的影响，运输过程中样桶会对含水造成什么样的影响。
化验操作方面，样品搅拌力度，仪器预热时间，读数时的视觉角度等方面对化验数据的影响进行分析，尽量减少人为因素对数据准确性的影响。
1 取样操作对化验数据的影响
样品采集是否合格从根本上决定了化验数据准确性。
是否可以采集到真正能反映地下油层含水情况的样品是关键。
1.1 关掺水时间
取样管理办法要求，取样前要先关掺水阀门5min，确保没有掺水流入井筒。
如果关闭的时间不够，就会造成井筒中存有掺水，取样时掺水会随着油流一起流出，含水数据就会偏高。
这一影响因素在操作过程中是可以避免的。
取样之前，关闭掺水阀门，注意观察，听其是否还有声音，用手摸管线是否还有热度，在确定闸门确实已关严后再记录时间。
若井口闸门关不严，就要关闭计量间的总掺水闸门。
由统计数据可以看出关掺水2min做出的数据明显高于关掺水5min做出的数据。
这也说明关掺水的时间长短对数据的影响是比较大的。
而关掺水10min与5min比较数据有高有低，根据井的实际情况并考虑到天气情况，关掺水的最适宜时间应该是5min。
1.2 放空量
掺水关到要求时间后，就可以放空。
放空的主要目的是放出管道里的残余油，便于真正取到从地层里出来的油。
这一环节也很重要，放空不彻底就会取到大量的残余油，做出的含水数据就不能真实的反应地下的情况。
放空的量要掌握好，通常要放出一到两桶油（以取样桶为标准），根据具体井的情况具体定，最终是看见新鲜油流为止。
表1放空前后含水对比表
井号产液放空后含水未放空含水差值
1 165.8 93.1 91.
2 -1.9
2 111.4 92 91.2 -0.8
3 86.1 85.8 83 -2.8
4 36.3 91.8 91.
5 -0.3
由上表可以看出，取样前若未放空，最大差值可达2.8个百分点。
在同等压力下，水的流速要大于油，最后滞留在管道中的油会多一些，所以若不放空做出的数据要比实际含水值偏低。
1.3 上冲程取样
取样操作规程中要求，抽油机井要在上冲程取样，下冲程时关闭取样闸门，一桶样分三次取完。
上冲程油进入回油管线，这样才能保证取出来的是地层出来的新鲜油流。
下冲程气比较多，会影响油水的流速，导致进入样桶的油水比例并不能代表油层中的真实含水，做出的数据也就没有什么参考价值了。
1.4 取样闸门开关的大小
取样闸门旋开的大小会影响到油流流出来的速度。
若闸门旋开的较小，游离水的流速比较快，油流就会相对较少，含水数据就会相对偏高。
所以取样时闸门要开到2/3处，让油水都可以自由的流出，才能保证油样含水的准确性。
2 化验操作过程对化验数据的影响
离心法测定原油含水的原理是：原油与水是两种互不相溶的液体，其密度大小不同，在加入破乳剂的条件下，油中的乳化水被分离出来，再利用离心机高速旋转产生的离心力，密度大的水被甩到离心管的底部，从而实现油水分离。
含水化验操作过程虽然算不上复杂，但每个环节都会对结果造成影响。
本文主要针对几个重要环节即对数据影响较大的环节进行分析。
2.1 离心机对化验数据的影响
离心法测定含水的关键环节是离心部分。
将离心管放置平衡，加入50℃缓冲水后装入离心机中，在2min内转速平稳调至3200转/m in，设定时间为30min。
如果离心机的转速过大，甩出来的乳化水就比实际的多，导致做出的数据偏高；离心机的温度过高也会导致甩出的乳化水量偏高，相对的含水值就会偏高。
通过两个仪器的平行测定，从上表中可以看出仪器的稳定性对含水值有很大的影响，最大值可达0.6个百分点。
2.2 读数对化验数据的影响
在读离心管中乳化水的数值时，视线要与液面的凹液面下缘平行，其读数不得超过离心管的一个刻度，然后取平行测定两个结果的算术平均值。
如果不按操作要求操作，在这个环节很容易产生误差。
2.3 样品搅拌对化验数据的影响
操作规程中要求在40℃的水浴锅中加热油样，边加热边搅拌
3min。
如果样品搅拌的时间不够，油水混合的不够均匀，在向离心管中倒油样的时候就会产生误差，恰好碰上油多的地方，含水值就会偏低，相反则会偏高。
看出样品搅拌的时间不够，含水值通常会偏低，但差值并不大。
3 运输过程对化验数据的影响
运输过程中若是样品有倾洒，会对含水数据造成一定的影响。
样桶盖若没盖严，就会洒出一部分游离水和油，洒出的水和油肯定是
不成比例的，这样就会影响含水化验的数据。
所以样桶盖一定要盖严，运输过程中车速要尽量均匀，尽量避免样品倾洒。
4 结束语
取样过程中，关掺水的时间长短对含水值的影响较大，应该严格按操作规程操作，从源头上杜绝误差的产生。
仪器的性能也会对数据产生很大的影响。
所以在平时化验的过程中，应该注意仪器的保养与维护，尽量最大限度的发挥仪器的性能，做出准确的数据。
？对一些人为造成的误差，应该尽量避免。
[参考文献]
[1] 杨永成，张英梁.对井口原油含水化验在用标准中有关问题的探讨[j].石油工业技术监督，2002.。