特高含水期油藏开发对策研究
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2010 年第 21 期 申小敏等 特高含水期油藏开发对策研究
153
初期生产状况 井号
H 7- 9
目前生产状况 含水
14 65 56
投产日期
2008. 6. 3
层位
S3 下 4 上 4 下 S3 下 5
日产液
( t) 13 31. 6 12 56. 6
日产油
( t) 11 . 2 11 . 1 5. 3 27 . 6
液面
1643 633
层位
S3 下 1- 4 S3 下 4- 5
日产液( t) 63. 4来自2 . 5 24. 5 90. 4
日产油
(t ) 4 . 4 1 . 9 2 . 6 8 . 9
累产油 含水
93 26 90 90 . 2 (t ) 2967 1297 459 4723
H 7- C25 2009. 1. 30
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内蒙古石油化工 2010 年第 21 期
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特高含水期油藏开发对策研究
申小敏, 王玉堂, 王永站, 李顺凯, 丁海霞, 李 军
(中原油田分公司)
摘 要: 进入特高含水开发后期 , 产量不断下滑 , 油藏开发难度逐年加大, 近两年胡七南沙三下区块 在构造精细研究和剩余油分布研究基础上 , 利用老井大修换井底、 套管补贴、 堵水等工艺手段进行剩余 油有效挖潜 , 取得了较好的开发效果 , 为深化老区挖潜提供可借鉴经验。 关键词: 胡 7 南断块; 剩余油; 大修换井底 中图分类号: TE357 文献标识码: A 文章编号: 1006 —7981 ( 2010) 21— 0152— 02 1 油藏概况 胡七南断块位于东濮凹陷西部斜坡带第二断阶 带胡状集油田的中部 , 是受石家集断层及其派生的 次级断层—胡 7- 7 断层共同夹持的西高东低的一 个鼻状构造, 沙三下主要含油层位为 S 3 下 3- 10 砂 组, 油藏埋深 2210- 2900m , 含油面积 1. 7km 2 , 石油 地质储量 393×104 t。属于构造较为简单、 埋藏较浅、 常温常压、 中高粘度、 非饱和的层状中、 高渗严重非 均质孔隙性砂岩油藏。 进入 2007 年以来开发 状况逐 渐恶化 , 递减加 大, 到 2007 年 5 月份降至最低 , 该区块油井 19 口 , 开 井 18 口 , 日 产液 551m 3, 日 产油 41t, 综 合含水 94. 1% , 采油速度 0. 29% , 采出程度 20. 84% ; 水井 15 口, 开井 12 口 , 日注水平 1021m 3 , 自然递减 19. 82% , 综合递减 18. 24% 。 2 开发中存在的问题 2. 1 储层非均质性严重, 水驱动用程度低, 水驱采 收率低 该区在下第三系沉积时期形成了一套以滨浅湖 扇三角洲砂体为主的快速沉积建造, 加上物源近 , 水 体动荡, 沉积环境极不稳定 , 沉积相在平面上变化 大, 水下分流河道在纵向上继承性差, 因此该区储层 三大矛盾均较突出。 由此造成目前水驱动用储量为 153. 9× 104 t, 水驱动用程度仅为 42. 5% 。 油田标定 采收率为 27. 9% , 低于同类油藏。 2. 2 剩余油分布类型日益复杂, 综合含水与采出程 度不匹配 , 自然递减居高不下 胡 7 南沙三下经过多年的注水开发 , 导致目前 剩余油分布类型日益复杂 , 目前油田含水高达 94. 1% , 而采出程度仅为20. 84% 。 近几年自然递减均高 于 25% , 稳产难度极大。 2. 3 井筒状况日益复杂 , 影响区块开发水平 随着开发的深入, 区块井筒状况日益复杂, 目前 该块总井 34 口, 井况有问题井1 5 口, 占总井数的 44 .
K 37- C 2 2008. 8. 15 S3 下 4 上 4 下
1250 S3 下 4 上 4 下
合计
51. 2 1175 . 3
认为 , 该层系北部开发动用程度较低, 应有一定的剩 余油富集 , 通过 H 7- 15- C24 井老井利用、 7- 57 回 采、 H 7- 42- 37 井转注 , 完善注采井网 , 取得较好效 果, 日增油 6. 4t , 目前已累计生产原油 1595t。 4. 2. 2 利用多种堵水手段挖掘二、 三类层潜力 在剩余油研究的基础上 , 为挖掘层间潜力, 提高 II 、 III 类层动用程度 , 实现开发向 II 、 III 类 层转 移, 加大了对高液量、 高含水油井的堵水治理力度。 通过 运用套管补贴、 挤堵等多种工艺手段, 充分挖掘层间 剩余油。 实施套管补贴、 挤堵等工艺 10 井次 , 其中油 井 9 井次 , 水井 1 井次 , 增加水驱 控制储 量 4. 3 × 104 t, 水驱动用储量 1. 7×104 t, 油井措施日增油量 7. 5t , 累增油量 2836t。 4. 2. 3 利用低效油井转注进行潜力区域注采完善 为进一步完善区块局部注采井网 , 提高水驱波 及体积, 通过转注低效油井, 进而提高区块整体的水 驱控制程度。 今年在区块内共实施转注措施 7 口 , 增 加日注水量 374m 3 , 增加水驱控制储量 35. 6 ×104 t, 增加水驱动用储量 10. 6×104 t, 对应油井14 口 , 见效 6 口 , 日增油量 7. 2 t, 累计增油 1582 t。 5 区块整体效果评价 胡七南沙三下开发指 标对比表从上表可以看 出, 胡七南沙三下的开发指标呈现出 “三升一平稳二 降” 的形势 , 即: 日产液量、 日产油量、 平均动液面上 升, 综合含水平稳运行, 综合递减、 自然递减明显下 降, 储量动用状况得到明显改善 , 采收率明显提高,
收稿日期: 2010- 08- 08
1% , 严重影响整体开发水平提高。 3 特高含水期的主要研究方向 3. 1 精细构造研究, 不断深化构造认识 , 查找构造 潜力 利用新三维地震资料及 3D PA K 软件, 采用人 机联作技术 , 反射波的对比、 自动追踪的综合应用 , 结合测井曲线的对比 , 重新确定断点位置 , 并对断点 进行组合 , 取得了以下几点认识: ①对石家集断层 产状重新修订、 重新认识胡 7- 23 断层。 ②通过加密 等深线作图, 发现沙三下部分砂层组平面图上存在 局部高点。 3. 2 剩余油分布研究 , 查找剩余油潜力 胡七南块剩余油分布规律研究, 以油藏地质再 认识和油藏精细描述为基础, 以油藏动态分析、 油田 监测资料分析为依据 , 综合研究剩余油分布。 通过对该区块9 个含油砂组61 个含油砂体动用 状况调查, I 类小层剩余地质储量为 146× 104 t, 由于 物性好 , 储量动用状况好, 采出程度高, 水淹程度高 , 以层内剩余油为主 , 该类储量 105. 73 ×104 t , 占该类 小层总剩余地质储量的 72. 40% 。 II、 III 类小层剩余 地 质储量为 132× 104 t , 平面分布相对稳定, 受层间 非均质性的影响 , 储量动用状况差, 剩余油分布相对 连续, 剩余油类型以成片分布的差油层型为主。 4 针对性挖潜措施及效果 4. 1 老井大修换井底挖掘构造剩余油 在构造研究取得突破的基础上, 根据构造剩余 油分布特点 , 充分利用老井大修换井底、 侧钻等工艺 手段对该区域进行挖潜, 取得了十分显著的效果。 4. 2 应用多种工艺手段, 进行精细注采调整 4. 2. 1 老井利用、 回采调整完善差层注采井网 面对区块井况损坏严重 , 造成局部井网不完善 的问题 , 同时为了挖掘 II、 III 类层的潜力 , 通过老井 利用、 回采等手段, 重新对局部注采井网进行完善。 例在对胡七南沙三下 5- 6 层系剩余油分析研究后
杏北油田特高含水期开发策略
256油田在持续地水驱开发过程中，会导致其含水越来越高，虽然如此，但其依然具有较高的可开采价值。
因此我们需要根据油田具体的油层分布，找出合理的开采策略。
杏北油田在经过四十余年的水驱开发后，综合含水已经超过90%，如果还是按照之前的开发方式，已经很难再持续获得原油，对此有必要深入了解其油层分布并提出针对性的开发模式。
1 杏北油田剩余油层分布杏北油田具有层数较多、砂体多样化、垂直角度岩性多元化等特点，同时其水平角度上河道沙、薄层砂、表外层和泥岩区都大量存在且并不独立，这都造成了该油田的多种油层之间的含油量差距较大，即使同一油层的含油分布也比较不均匀。
1.1 纵向剩余油分布在垂直方向上，不同的层面的水淹情况不太一致，在未见水层、见水层未水淹区、低含水水淹区都有油的分布。
在含油多的区域，下部多属于水淹区，上部则通常不属于水淹区。
位于下部的油具有低饱和度的特点，而上部存留的油则多为高饱和度。
在油层组上，剩余油主要集中在葡Ⅰ4-7、葡Ⅱ组、高Ⅰ组三个油层组；但绝对剩余储量上，以萨Ⅱ组、萨Ⅲ组居多，合计占据了三分之二。
1.2 平面剩余油分布在平面方向上，剩余油的分布有带状分布和连片分布的特点。
多分布在砂体的边缘位置、砂体与一些障碍物交合的区域，具有片状分布的特点。
因为油层的厚度较小，使得剩余的油分布呈现连带的特点；因为前期注水严重，使得岩性脆弱的地区被水淹严重，滞留了一部分油。
2 剩余油分布影响因素（1）储层非均质性。
在地下原油所依赖存储的物质中，因为其形状的差异、空隙的存在与不同、渗透性的差异等，使得其存储油的性能存在不同，在水驱开采后能够保留的油的能力也有所不同。
（2）构造位置。
岩层的不同位置所具有的对水和油的结合能力不同，带来了油的分布的不同。
其中断层的边缘位置容易滞留水分，同样也会滞留一定的剩余油分，而构造比较高的位置也有同样的效果。
（3）沉积相、砂体发育。
一些砂体无法控制油层，这与其发育的情况有直接的关系。
针对特高含水油田的有效注水增产措施研究
针对特高含水油田的有效注水增产措施研究随着石油资源的日益枯竭，石油勘探开发已逐渐向地质条件复杂，开发难度大的特高含水油田倾斜。
特高含水油田指的是地下水超过80%的油田，注水增产已成为特高含水油田开发的重要手段。
而要有效地开展注水增产，就需要研究出一些有效的措施来应对特高含水油田的开发难题。
本文将结合实际情况，对特高含水油田的有效注水增产措施进行研究。
一、特高含水油田的特点特高含水油田是指地下含水量占油层总孔隙容积的80%以上的油田。
这类油田具有以下特点：1. 储量丰富：由于地下水的参与，特高含水油田往往具有丰富的油气资源。
2. 开发难度大：地下水的参与导致特高含水油田开发难度大，注水增产效果不佳。
3. 生产成本高：特高含水油田的生产成本通常都较高，生产效益不明显。
特高含水油田的注水增产措施主要包括技术措施和管理措施两方面。
1. 技术措施（1）合理注水井网设计：根据特高含水油田的地质特点和产能情况，进行合理的注水井网设计，确保注水井点的合理布局。
（2）注水水质控制：注水水质对注水增产效果起着重要作用，应当对注水水质进行控制，尽量减少对油层的污染。
（3）注水井强化改造：通过对注水井的强化改造，提高注水井的注水效率，确保水能够有效地进入油层。
（4）注水压力控制：合理控制注水压力，确保油藏水平分布均匀，避免注水导致地层压力不均衡。
（5）水驱改造技术：通过水驱改造技术，提高地层对水的吸收性，增加油水混合物的产出。
以上技术措施旨在提高注水井的注水效率、增加地层对水的吸收性，确保水能够有效地进入油层，从而达到注水增产的效果。
2. 管理措施（1）生产管理：加强油气生产管理，确保油藏开发稳定、安全、高效地进行。
（2）注水管网建设：完善注水管网，提高管道输送效率，确保水能够有效地输送到注水井。
（3）环境保护：加强环境保护工作，确保注水活动不对周边环境造成污染。
以上管理措施旨在加强注水增产的管理工作，确保注水增产活动能够有效地进行，并保护周边环境不受影响。
特高含水期油藏精细注采管理方法探讨
特高含水期油藏精细注采管理方法探讨油田处于高含水期后，采出程度近半，新井、措施井挖潜难度逐年增大，稳产基础薄弱，同时特高含水驱开发导致作业维护上修难、动态调配效果差、杆管偏磨加剧等开发现状。
今年以来，我们围绕如何做好油藏的稳产开发工作，通过精细注采管理，推行班组注采分析与操作管理，实现了产量的稳定开发，对特高含水驱油藏稳产开发具有较好的借鉴意义。
标签：特高含水驱;稳产开发;注采管理;分析油田进入高含水期，降本增效的压力日益加剧。
最大限度的降低“成本压缩，工作量减少”对动态管理工作带来的影响，进一步提高动态管理水平，与特高含水期老油田规范、精细的要求还有差距。
特别是低油价下动态管理工作面临着更大的挑战，必须进一步创新思路才能适应新的要求。
1.特高含水驱油藏注采基础管理针对特高含水期注采开发特点，我们把注采管理的重心延伸到地下，注重地质基础开发，协调注采关系，全员过程分析与控制，提升了特高含水驱油藏的稳产工作。
1.1成立注采管理开发分析体系。
成立注采管理项目小组，制定了注采系统管理的目标、责任、运行和考核机制，采取日分析、旬对比、月考核方式落实注采管理工作;通过指标预警开展注采分析，通过每日的细微指标变化，大家互相督促，开展地面、井筒、油层的动态联动分析诊断，摸清油藏动态变化趋势，制定恢复稳产措施。
1.2精细地质基础管理。
一是规范了油藏剖面图、地质构造图、产能构成图、平面图、开发数据曲线等基础资料，同时完善基础图表和开发数据资料，浓厚了地质开发氛围，为动态分析和上产提供了良好的平台。
二是精细资料录取标准，强化资料录取的及时性、准确性、全面性、同步性。
在资料录取过程中加大录取频次、录取质量，突出资料的可靠性和真实性，为地质动态分析提供有力保障。
三是制定了适合采油七队特高含水驱的资料录取新规范，在生产过程中，为了细化动态分析，创新和制定了单井动态分析流程、单井液量管理规范、单井化验管理规范、高含水换大样桶取样、低含水延长取样时间、掺水井归真资料录取、油井分级分类资料录取管理等新规范，为动态分析提供了准确性资料。
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。
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人类社会的发展，对能源的需求越来越大，石油作为重要的能源资源，一直都备受人们关注。
由于石油资源的开采和使用，导致了油田的特高含水期现象越来越严重。
在这种情况下，对油田特高含水期的开发调整成为了当前石油行业亟待解决的问题。
本文将从几个方面探讨油田特高含水期开发调整的重要性和注意事项。
需要认识到油田特高含水期对石油开采的影响。
特高含水期是指油田中含水率超过80%的情况，这种情况的发生会严重影响原油的开采效率和成本。
由于含水率较高，会导致原油和水的分离困难，生产成本增加，甚至会导致原油开采无法进行。
必须认识到油田特高含水期对石油开采的重要影响，及时采取有效的措施进行调整。
需要重视油田特高含水期的调整技术和方法。
针对特高含水期的油田，必须采取针对性的调整技术和方法，以提高油田的开采效率和降低成本。
在技术方面，可以采用化学调剖、水驱采油等方法，有效降低油水混合物的粘度，提高原油的提取率。
在方法上，可以采用增加注水井、优化注采方式等措施，有效降低含水率，提高油田的开采效率。
需要重视油田特高含水期的调整技术和方法，找到适合的途径进行调整。
更重要的是，需要加强对油田特高含水期开发调整的管理和监管。
在油田特高含水期的开发调整过程中，必须加强对管理和监管工作，确保调整工作的顺利进行。
这需要加强油田管理团队的建设，提高员工的专业技能和管理水平，确保油田开发调整工作得到有效推进。
还需要加强对油田开发调整工作的监管，建立完善的考核制度和监测体系，及时发现和处理问题，确保油田开发调整工作的质量和效果。
需要注意油田特高含水期开发调整的环保和可持续发展。
在油田特高含水期的开发调整过程中，必须注意环保和可持续发展的重要性，采取有效的措施保护环境，确保资源的可持续利用。
在开发调整工作中，必须合理利用水资源，降低对环境的影响，防止污染和资源浪费。
还需要关注社会责任，积极履行企业的社会责任，促进经济、社会和环境的协调发展。
特高含水期油藏精细管理方法探
特高含水期油藏精细管理方法探油田面对开发后期高含水的情况，开采工作困难，产量难以达到生产要求。
需要利用油藏精细化管理的方法对该油藏进行精细注水管理，精细采油并且将水洗油效率提高到一定的水平。
对正在发生的油田效益递减进行全面的阻止，同时提升油田开采管理水平，减少油田生产成本。
标签：特高含水期;油藏;精细管理对油田的开发主要是围绕着剩余油进行的，但油田进入特高含水期后仍开采了很多年，特高含水期还存在无效循环问题，使得油田开采注水量大，采出水量大，驱油效率低，后期的水处理还会耗费大量资金，大大降低开发效益。
一、增大波及面积，增强水驱开采效率1进行层系转换，对井网部署方案进行改善，可以有效的增大注水波及面积利用沙三段下亚段的储层叠加性非常好的特征，使得旧井网于储层中由于长时间注入水出现的较大通道使注水效率地下的状况得到良好的改善，有效的提高了注水开采的效率，降低开采成本。
将优选井位集中在沙三段下亚段1—3之中，使用相应的手段实现层位转换。
提高井組的循环效率，同时对注水波及体积进行改善。
2强化层间调整，启动二三类层，提高水驱动用程度使用更为先进的技术手段，将层间调整力度进一步提升。
做到在目的层注水量充分的情况下，使用二类以及三类层以便增大水驱动用程度。
面对地层压力差大于十兆帕以上的井，将水嘴的口径进行合理的调整也无法实现共同注水。
此时适合使用间歇注水的方法，对低压底层进行高效度的注水，捞嘴子注低压层，进行循环。
这使得因为压差较大而无法同井注水的难题。
3增强间歇注水强度，提高水洗油的效率依据次主力层的起始压力，将间歇注水的动机力度进一步提升。
这种做法可以对地层的压力场进行改变，将油藏中的剩余油通过增大的水动力而开采出来。
使用这种方法进行注水开采可以提升水洗油的效率，同时提高采油效率节约生产成本。
二、利用油藏精细注水管理，提高水利用率1建立水井预警机制，确保注好水应该使用水井预警机制，将水井注水工作进行有效的控制。
复杂断块油藏特高含水期水动力学注水技术研究与应用
复杂断块油藏特高含水期水动力学注水技术研究与应用摘要：中原油田整体处于特高含水开发中后期，主要以水驱开发为主，受低油价的影响，投资缩减，原油产量下降，吨油成本持续攀升，效益开发形势严峻。
水动力学注水作为一种低成本水驱提高采收率技术，已得到广泛应用。
本文在前人研究的基础上，结合中原油田油藏特点，形成了一套复杂断块油藏水动力学注水技术政策，并进行了矿场试验。
研究表明，水动力学注水对于低油价下改善断块油藏后期开发效果，提高水驱采收率具有重要意义。
关键词：水动力学注水低油价特高含水期复杂断块低成本开发0引言水动力学注水包括周期注水、变强度注水和注采耦合等方式，是一种低成本水驱提高采收率技术，广泛应用于江汉[1]、胜利[2]、大庆[3]等油田，获得了显著效果。
本文在前人研究的基础上，重点针对复杂断块油藏高-特高含水开发阶段，从室内试验、油藏数值模拟和矿场试验三个方面进行了系统的梳理，摸索出一套适用的水动力学注水方法，为复杂断块油藏高-特高含水期效益开发提供依据。
1水动力学注水的技术机理为研究水动力学注水的技术机理，研究设计了多套水驱油室内试验和油藏数值模拟方案，对比不同方案下油藏压力场、流线场和饱和度场变化，明确了水动力学注水机理。
（1）激动注水井井点压力，改变原稳定压力场，降压周期时会产生新的压力高点在常规稳定注水方式下，水井的日注水量基本稳定，注水井井底压力保持不变，井区内压力场分布图上显示为制高点，与对应油井间形成单向稳定的压力梯度。
水动力学注水通过周期性的改变注水量，使注水井压力发生周期性变化，在升压周期内，地下压力场分布与常规稳定注水相似；在降压周期内，由于水井日注水量下调，井底压力下降，地层压力也呈下降趋势。
由于不同储层的导压系数不同，相同时间内压力变化存在差异，中渗层导压系数大，降压快，低渗层则与之相反，因此在降压阶段内，低渗区会产生新的压力高点，与油井形成新方向上的的压力梯度。
图1水动力学注水不同周期压力场分布图（2）压力场改变后，流线场随之改变，降压阶段可增加新的流线方向常规注水时，注采流线相对固定，沿注水井指向油井。
特高含水油田有效注水增产措施研究
特高含水油田有效注水增产措施研究随着石油行业的不断快速发展，加强研究与分析对特高注水油田进行注水增产的策略对于提高石油的开采量以及有效的降低不利因素对石油开采的影响都具有至关重要的作用。
因此，我们应首先认识与了解对特高注水油田进行有效注水的设计思想，进而遵循相应的注水原则，以此来有效的对特高注水油田进行一定的注水，从而不断的提高石油的开采量，以此来有效的满足社会对石油的需求量。
标签：特高含水油田;注水;增产措施多数的油田都隶属于大陆相沉积。
在开采的过程中，发现很多油田的油层性质比较复杂，原油的粘度也是比较高的。
经过测试和分析，即便是油田中的含水量超过了80%，在可采储量的采出程度当中，也仅有63%左右，这就给特高含水油田的开采带来很多的难题，既不能应用严重的破坏手段，也不能采取传统的开采方法，要在提高开采量的同时，保护好油田本身的环境。
在此，本文主要对特高含水油田有效注水增产对策展开讨论。
1特高含水油田有效注水的思想随着油田行业的不断快速发展，对特高含水油田进行有效的注水方案已不能按照传统的方法来进行设计，而是应不断的创新，进而设计出较符合现代石油开采的策略，从而有效的提高油田的开采量，进而不断的满足社会对石油的需求。
因此，在设计相应的油田开采方案时，应注意：第一，要遵循以济效益为中心的原则，进而不仅能够有效的提高石油的开采量，而且还能有效的提高经济效益，从而不断的促进经济的快速发展。
第二，在对石油的开采过程中，应充分考虑滤液的流转方向，进而提高油田开采的质量。
第三，不断的优化油田开采过程中的注水段，进而不断的提高注水量和产液量。
2有效注水的原则在对特高含水油田进行注水时，一定要遵循相应的注水原则，进而才能不断的提高对石油的开采量。
下面，就针对有效注水的原则展开具体的分析与讨论。
对特高油田采取一定的注水策略，不仅要从思想上进行创新的转变，而且还应遵循相应的注水原则，进而才能有效的降低开采过程中不利因素对注水工作的影响，从而才能有效的确保注水工作的顺利完成。
油田高含水期开发技术
油田高含水期开发技术研究[摘要]：我国陆上大部分油田开发主要采用注水开发方式，并且大多已进入高含水开发期。
目前还有相当大一部分的储量要在高含水期采出，高含水期是油田开发的重要阶段。
本文通过分析高含水期剩余油分布与规律，提出了高含水期油田开发的调整方法，对此类油田开发有一定借鉴价值。
[关键词]：好含水期剩余油分布调整方法中图分类号：te133+.2 文献标识码：te 文章编号：1009-914x（2012）20- 0040 -01一、引言随着石油消耗的增加及储量的减少，提高原油的采收率成为了一项长期的、艰巨的任务，是一项综合采用各种高新技术的大的系统工程，它贯穿于油田开发的始终。
世界石油工业发展至今，许多油田已经进入后期开采阶段，而地下可采储量仍然很大，所以为了提高原油的最终采收率，世界各国一直在不断地探索新的技术与方法。
在油气开发策略上，我国大多数油田采用注水开发方式。
目前，我国大多数注水开发的油田己经进入高含水阶段。
据统计，我国油井生产平均含水己达80%以上，但仅采出可采储量的2/3左右，因此高含水期油田开发将是我国重要的油田开发阶段。
高含水期与中低含水期的开发规律不同。
在注水开发后期，随着水的长期冲刷，储层参数发生改变，随着水驱采出的水量越来越多，各层水淹不均匀，高渗层严重水淹，并且随着含水饱和度的增加水相渗透率的增长幅度变小，注入水无效循环，耗水量增大，注入水的利用率大大降低，流压增大；低渗储层出油状况较差，动用程度较低，水在高渗透层形成优势通道，导致低渗层的波及体积较小，受到高渗储层的影响很可能不出油甚至出现“倒灌”现象。
因此研究高含水期油藏开发技术是非常必要的。
二、高含水期剩余油分布及控制因素1.剩余油分布规律垂直方向。
首先，层间剩余油分布。
层间剩余油的分布主要受层间非均质性的影响。
在垂向上，由于各个小层之间存在非均质性，导致在注水开发过程中出现严重的层间干扰和单层突进现象。
从而导致均质性较好、物性好的小层水淹早，采收程度高，而剩余油分布在非均质性较强、物性较差的小层内富集。
针对特高含水油田的有效注水增产措施研究
针对特高含水油田的有效注水增产措施研究特高含水油田是指地下含水量较高的油田，通常含水率超过70%，这种类型的油田由于含水率高，常常使得采油作业难度增加，油井产量降低，因此需要采取有效的注水措施来增加油田的产量。
本文将对针对特高含水油田的有效注水增产措施进行研究，并提出相应的解决方案。
1.注水井的选择选择合适的注水井对于注水增产效果起着至关重要的作用。
一般来说，应当选择与产油井距离适当的注水井进行注水，同时要考虑原油层的产出情况和地质条件。
需要根据油田的实际情况，选择合适的注水井布局和注水井的井网密度，以确保注水效果。
2.注水质量的控制注水质量对于注水增产效果同样至关重要。
一般来说，注水应当选择优质清洁的地下水或者通过处理后的工业污水进行注入，以避免因水质不佳而造成地层堵塞的情况发生。
还需要定期对注水质量进行监测，确保注水质量稳定。
合理控制注水量也是注水增产的关键。
过大的注水量会导致地层压力过大，可能引发地层崩塌或者开裂，因此需要根据油田地层情况和产油井的情况，合理控制注水量，以达到最佳的注水增产效果。
合理的注水时间同样影响着注水增产效果。
一般来说，应当选择在产油井停产或者产量下降的时候进行注水，以提高注水增产效果。
还需要根据油田的季节性情况，调整注水时间，以充分发挥注水的效果。
除了以上几点，针对特高含水油田的注水增产措施还需要结合地质勘探、资源评价等相关技术手段，以确定注水的具体方案。
在注水增产过程中，还需要不断进行效果评估，及时调整措施，以确保注水增产的效果最大化。
基于以上的研究，结合国内外相关经验和理论，我们提出了以下一些对策和建议：1. 加强油田勘探和资源评价工作，充分了解特高含水油田的地质情况和地下水情况，为注水增产提供可靠的数据支持。
2. 制定合理的注水方案，包括注水井的选择、水质的控制、注水量的控制等，以确保注水增产的效果。
3. 加强注水技术研究，提高注水的效率和效果，减少注水过程中可能出现的问题。