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【摘 要】石油是我国最重要的能源之一，同时也是不可再生资源，因而其开采效率对于资源节约变得极为重要。本文主要通过对注水油田高含水后期开发存在的问题，分析提出注水油田高含水后期开发技术方针优化措施，以期为改善高含水期油田注水开发提供实用策略。
【关键词】石油工程：高含水期油田：注水开发：优化措施：
引言随着社会经济的快速发展，我国城市化进程不断加快，推动了建设规模的扩大，在社会经济建设发展中，油田开采占据的地位日益重要，其开采质量和开采效率和整个社会经济的建设发展密切相关。目前，我国油田开发和开采多采用早期内部注水方式进行强化开采，但这种方式不适用于高含水（含水率>80%）油田后期开发，若强行应用这种开采方式，会降低开采经济效益和技术效果。所以，需结合注水油田高含水后期开发存在的问题，优化开发技术方针，从而有效提高油田开发技术经济效益。
1、石油地质工程注水开发概述
目前，国内大部分普遍采用注水开发工艺来增加油田的采收率。油田的注水开发工艺中主要采用的是清污混注和污污混注的处理工艺。注水水源主要采用浅层地下水、地表水和经过处理后的地层水。因为注入水和地层水之间离子构成会有差异，导致注入水和地层水之间的不配伍，会在储层和管线中产生结垢，影响油田的采收率和正常生产开发。对不同层位采出水进行结垢性质的研究，探讨不同层位采出水混合处理回注过程中的配伍性，对防止储层堵塞与伤害具有重要作用，同时也为日后油田的防垢措施提供了有利的依据。油气田生产过程中，主要的集输处理工艺有混采工艺和混输工艺。若非同层产出液的配伍性良好，说明这两种产出液可以进行混采和混输，可以用一根管线同时将两种产出液输送至地面，可以降低油田的生产成本；若非同层产出液的配伍性不好，则说明这两种产出液不能进行混采和混输，需要通过两根管线分别输送至地面。所以，配伍性对油田处理工艺的研究具有不可忽视的作用。
2、目前注水油田高含水后期开发存在的问题
在油田开发中，制定和实施的开发技术方针通常是“分阶段调整、逐步完善开发油田注采系统”，但随着注水油田進入高含水后期开发阶段，含水量的升高会强化注水过程，若继续采用强化注采方式，注水油田高含水后期开发阶段会出现诸多问题，严重影响注水油田开采质量和开采效率[2]。目前，注水油田高含水后期开发存在的问题，主要有以下几方面。
2.1耗水量增多
注水油田进入高含水后期开发阶段后，含水量会持续提升，开采时注水量和产水量也呈现提升趋势，进而日益增加耗水量。例如延长油田某些油井后期开发阶段，出现了明显的耗水量增多情况，而且随着开发的深入，耗水量增多问题变得更加严重，需及时采取有效措施控制耗水量。
2.2设备损坏严重
注水油田进入高含水后期开发阶段后，需强制高压注水，并进行更多且更复杂的井下作业，以致设备严重损坏，例如油井套管。注水油田未到后期开发阶段前，油井套管就已长时间使用，而在开发后期阶段，高压和频繁使用会加剧油井套管损坏，甚至达到套管使用极限，以致报废。
2.3成本增加
注水油田高含水后期开发成本增加的原因主要有：（1）需不断维修和及时更换损坏的设备，增加了设备投入成本；（2）注水油田高含水后期开发阶段，需适当调整注水管道和原油输出管线，大量的地面工程改造和设备引进、采购，增加了一定的成本，而且随着开发进程的加快，工程改造和设备引进、采购也会更加的频繁，以致成本投入和工作量不断增加；（3）油田开采成本和其含水量关系密切，有效控制含水量是控制成本的基础，但注水油田开发后期含水量会不断上升，所以油田开采成本也随之增加；（4）单位原油开采耗能不断增加，增幅约40%，例如原本只需100kg/t耗能的单位原油增加至140kg/t，单位原油开采耗能的增加相应的提高了油田开采成本。
3、注水油田高含水后期开发技术方针优化措施
陆地是一个非均质，并且多油层的砂岩组成的。在土地的各个层间以及层内和层面这几方面有着很大的明显的不同。所以，对于未来油层的开发和发展，我们都要选择一个细分的开采道路，这样才能从根本上保证我国油田的开采效率得到快速的提高，最终提升油田的终采率。当前我国的每个大的油田在技术的研究过程中，都已经总结出了一套适合我国地质非均质同时多油层地质的油田开采的配套技术。具体的技术方案如下：
3.1构建高效注水开发方式和结构
确定不稳定注水方式，是注水油田高含水后期开发的关键，对于作用于不稳定注水方式下的注水油田，可通过持续的降压、降液等开采方式，周期性的停止向注水油田注水。注水结构的科学合理，可提高水驱效率，扩大注入水波和体积。也就是说，构建和适当调整注水结构，通常可使注水量年增长率从8. 18%降至5. 01%，从而充分发挥增产控水能力。
3.2应用周期注水技术
现阶段，在注水油田高含水后期开发中，强化注采方式已不适用，且不科学合理及效率低，需应用驱替效率和开采效率高的技术，如周期注水技术。周期注水技术的应用基础是注水油田地质地层情况，并根据地质分布和压力，科学合理的制定周期注水和注水量方案，同时根据注水油田含水量变化，适当调整注水量，以利于原油开采，进而有效提高开采率。经不断实践，目前周期注水技术是适用于注水油田高含水后期开发最有效的方式，但仍需进一步改进。
3.3应用重复压裂和裂缝深部暂堵酸化技术
重复压裂技术以缝内转向压裂技术为中心，工作原理是在进行压裂的油田中加油溶性转向剂，达到桥堵效果。该技术已在延长油田试用，取得了明显的控水增油效果，有效率高达94. 3%，切实提高了油田开采效率。为避免重复压裂技术受压裂液影响，需选择抗剪切性、携沙性等良好的压裂剂。裂缝深部暂堵酸化技术是适用于注水油田高含水后期开发的技术，其应用结合了油田储油特征、见水原因、开发状况，可有效提高油田开发效率，实现增产目标。表1 为裂缝深部暂堵酸化技术在陕西延长油田靖边采油厂的应用效果。 3.4.重点管理单井
在开采管理上，油田开发初始以整体效果为主设计方案，因此技术方案也以区块油田进行设计，并在油田前期开发中取得了良好的效果。随着油田开采的深入，尤其是高含水后期开发阶段，油田剩余油分布分散，主要在井间分布，因此油田开采需格外关注剩余油，并将管理重点转移到单井。单井的重点管理，需以改善其开发效果为基础，并适当调整技术方案，从而有效提高单井开采能力和油田整体经济效益。
3.5 研究全套的损井修复技术，进而提高我国油水井的利用率
由于长期的油田开采，已经使我国的大部分油田都已经进入了套损的高峰时期，严重的甚至引起套井出现了变形和错断的问题，同时钻孔以及标准层的部位都有了一定程度的损害，有部分地方出现了成片的套损。对于有的套层出现了严重的错段现象，弯曲程度较大的都有了变形和吐砂。可以说套损给我国的油水井打来了严重的破坏作用，尤其是在油田的注采着两方面，这也使得采收率在大幅度的下降。因此，我们将来对套损井的修复，首先要做的就是在粘土的膨胀以及构造这几方面做深刻的研究，对井的浮托作用以及高压注水曾这两方面的发生机理做细致的研究，这样才能促进损井修复技术的快速发展。由于每个阶级在开采过程中发生的套损也是不一样的，因此我们要这对这一特性对解卡打捞、密封和加固、测斜以及小通径的打通技术做研究，最终达到将一开始的轻微的套损做到控制的目的，最后控制其整个的综合治理和修复。当前，我国的过去的大型的油井修复能力年均的油量大概可以达到31*104 吨，每年修復的注水量一般可达到435*20m此产量在我国的部分油田表现最为突出。虽然现在我国油田的套损情况和之前相比，变得越发严重，而且也复杂了很多。但是随着技术的不断发展当前的套损井的修复率也在逐渐的上升，修复率现已将近90%，基本上达到了了注采平衡的目的。也能避免了成片套损的继续扩大。对于未来完善注采关系以及增强经济的采收率提供了一个很好的条件。
结语
采油工程就成为油田生产以及未来发展的最关键的一个环节，很多的生产技术的问题解决都是要依靠未来采油工程技术的改善和进步来完成。只有依靠科学技术的力量，才可以将保证产量以及节约成本两者高效的结合在一起。与此同时，我们还能将我国有线的资源做到最佳的开发和应用要不断的增强技术的研究，在最短的时间内将油田的潜力开发出来，创造更多的经济效益。
参考文献：
[1]常毓文，袁士义，曲德斌. 注水开发油田高含水期开发技术经济政策研究[J]. 石油勘探与开发，2005，03：
[2]王加富. 注水开发高含水期油田的开发技术经济政策方法分析[J]. 中国石油和化工标准与质量，2012，03
[3]宋燕. 强化注水管理提高高含水期油田开发效果[J]. 中国石油和化工标准与质量，2013，13
[4]杨嵘，王祎. 陕西石油开发中的资源环境问题与对策[J]. 生态经济，2009，01
【关键词】石油工程：高含水期油田：注水开发：优化措施：
引言随着社会经济的快速发展，我国城市化进程不断加快，推动了建设规模的扩大，在社会经济建设发展中，油田开采占据的地位日益重要，其开采质量和开采效率和整个社会经济的建设发展密切相关。目前，我国油田开发和开采多采用早期内部注水方式进行强化开采，但这种方式不适用于高含水（含水率>80%）油田后期开发，若强行应用这种开采方式，会降低开采经济效益和技术效果。所以，需结合注水油田高含水后期开发存在的问题，优化开发技术方针，从而有效提高油田开发技术经济效益。
1、石油地质工程注水开发概述
目前，国内大部分普遍采用注水开发工艺来增加油田的采收率。油田的注水开发工艺中主要采用的是清污混注和污污混注的处理工艺。注水水源主要采用浅层地下水、地表水和经过处理后的地层水。因为注入水和地层水之间离子构成会有差异，导致注入水和地层水之间的不配伍，会在储层和管线中产生结垢，影响油田的采收率和正常生产开发。对不同层位采出水进行结垢性质的研究，探讨不同层位采出水混合处理回注过程中的配伍性，对防止储层堵塞与伤害具有重要作用，同时也为日后油田的防垢措施提供了有利的依据。油气田生产过程中，主要的集输处理工艺有混采工艺和混输工艺。若非同层产出液的配伍性良好，说明这两种产出液可以进行混采和混输，可以用一根管线同时将两种产出液输送至地面，可以降低油田的生产成本；若非同层产出液的配伍性不好，则说明这两种产出液不能进行混采和混输，需要通过两根管线分别输送至地面。所以，配伍性对油田处理工艺的研究具有不可忽视的作用。
2、目前注水油田高含水后期开发存在的问题
在油田开发中，制定和实施的开发技术方针通常是“分阶段调整、逐步完善开发油田注采系统”，但随着注水油田進入高含水后期开发阶段，含水量的升高会强化注水过程，若继续采用强化注采方式，注水油田高含水后期开发阶段会出现诸多问题，严重影响注水油田开采质量和开采效率[2]。目前，注水油田高含水后期开发存在的问题，主要有以下几方面。
2.1耗水量增多
注水油田进入高含水后期开发阶段后，含水量会持续提升，开采时注水量和产水量也呈现提升趋势，进而日益增加耗水量。例如延长油田某些油井后期开发阶段，出现了明显的耗水量增多情况，而且随着开发的深入，耗水量增多问题变得更加严重，需及时采取有效措施控制耗水量。
2.2设备损坏严重
注水油田进入高含水后期开发阶段后，需强制高压注水，并进行更多且更复杂的井下作业，以致设备严重损坏，例如油井套管。注水油田未到后期开发阶段前，油井套管就已长时间使用，而在开发后期阶段，高压和频繁使用会加剧油井套管损坏，甚至达到套管使用极限，以致报废。
2.3成本增加
注水油田高含水后期开发成本增加的原因主要有：（1）需不断维修和及时更换损坏的设备，增加了设备投入成本；（2）注水油田高含水后期开发阶段，需适当调整注水管道和原油输出管线，大量的地面工程改造和设备引进、采购，增加了一定的成本，而且随着开发进程的加快，工程改造和设备引进、采购也会更加的频繁，以致成本投入和工作量不断增加；（3）油田开采成本和其含水量关系密切，有效控制含水量是控制成本的基础，但注水油田开发后期含水量会不断上升，所以油田开采成本也随之增加；（4）单位原油开采耗能不断增加，增幅约40%，例如原本只需100kg/t耗能的单位原油增加至140kg/t，单位原油开采耗能的增加相应的提高了油田开采成本。
3、注水油田高含水后期开发技术方针优化措施
陆地是一个非均质，并且多油层的砂岩组成的。在土地的各个层间以及层内和层面这几方面有着很大的明显的不同。所以，对于未来油层的开发和发展，我们都要选择一个细分的开采道路，这样才能从根本上保证我国油田的开采效率得到快速的提高，最终提升油田的终采率。当前我国的每个大的油田在技术的研究过程中，都已经总结出了一套适合我国地质非均质同时多油层地质的油田开采的配套技术。具体的技术方案如下：
3.1构建高效注水开发方式和结构
确定不稳定注水方式，是注水油田高含水后期开发的关键，对于作用于不稳定注水方式下的注水油田，可通过持续的降压、降液等开采方式，周期性的停止向注水油田注水。注水结构的科学合理，可提高水驱效率，扩大注入水波和体积。也就是说，构建和适当调整注水结构，通常可使注水量年增长率从8. 18%降至5. 01%，从而充分发挥增产控水能力。
3.2应用周期注水技术
现阶段，在注水油田高含水后期开发中，强化注采方式已不适用，且不科学合理及效率低，需应用驱替效率和开采效率高的技术，如周期注水技术。周期注水技术的应用基础是注水油田地质地层情况，并根据地质分布和压力，科学合理的制定周期注水和注水量方案，同时根据注水油田含水量变化，适当调整注水量，以利于原油开采，进而有效提高开采率。经不断实践，目前周期注水技术是适用于注水油田高含水后期开发最有效的方式，但仍需进一步改进。
3.3应用重复压裂和裂缝深部暂堵酸化技术
重复压裂技术以缝内转向压裂技术为中心，工作原理是在进行压裂的油田中加油溶性转向剂，达到桥堵效果。该技术已在延长油田试用，取得了明显的控水增油效果，有效率高达94. 3%，切实提高了油田开采效率。为避免重复压裂技术受压裂液影响，需选择抗剪切性、携沙性等良好的压裂剂。裂缝深部暂堵酸化技术是适用于注水油田高含水后期开发的技术，其应用结合了油田储油特征、见水原因、开发状况，可有效提高油田开发效率，实现增产目标。表1 为裂缝深部暂堵酸化技术在陕西延长油田靖边采油厂的应用效果。 3.4.重点管理单井
在开采管理上，油田开发初始以整体效果为主设计方案，因此技术方案也以区块油田进行设计，并在油田前期开发中取得了良好的效果。随着油田开采的深入，尤其是高含水后期开发阶段，油田剩余油分布分散，主要在井间分布，因此油田开采需格外关注剩余油，并将管理重点转移到单井。单井的重点管理，需以改善其开发效果为基础，并适当调整技术方案，从而有效提高单井开采能力和油田整体经济效益。
3.5 研究全套的损井修复技术，进而提高我国油水井的利用率
由于长期的油田开采，已经使我国的大部分油田都已经进入了套损的高峰时期，严重的甚至引起套井出现了变形和错断的问题，同时钻孔以及标准层的部位都有了一定程度的损害，有部分地方出现了成片的套损。对于有的套层出现了严重的错段现象，弯曲程度较大的都有了变形和吐砂。可以说套损给我国的油水井打来了严重的破坏作用，尤其是在油田的注采着两方面，这也使得采收率在大幅度的下降。因此，我们将来对套损井的修复，首先要做的就是在粘土的膨胀以及构造这几方面做深刻的研究，对井的浮托作用以及高压注水曾这两方面的发生机理做细致的研究，这样才能促进损井修复技术的快速发展。由于每个阶级在开采过程中发生的套损也是不一样的，因此我们要这对这一特性对解卡打捞、密封和加固、测斜以及小通径的打通技术做研究，最终达到将一开始的轻微的套损做到控制的目的，最后控制其整个的综合治理和修复。当前，我国的过去的大型的油井修复能力年均的油量大概可以达到31*104 吨，每年修復的注水量一般可达到435*20m此产量在我国的部分油田表现最为突出。虽然现在我国油田的套损情况和之前相比，变得越发严重，而且也复杂了很多。但是随着技术的不断发展当前的套损井的修复率也在逐渐的上升，修复率现已将近90%，基本上达到了了注采平衡的目的。也能避免了成片套损的继续扩大。对于未来完善注采关系以及增强经济的采收率提供了一个很好的条件。
结语
采油工程就成为油田生产以及未来发展的最关键的一个环节，很多的生产技术的问题解决都是要依靠未来采油工程技术的改善和进步来完成。只有依靠科学技术的力量，才可以将保证产量以及节约成本两者高效的结合在一起。与此同时，我们还能将我国有线的资源做到最佳的开发和应用要不断的增强技术的研究，在最短的时间内将油田的潜力开发出来，创造更多的经济效益。
参考文献：
[1]常毓文，袁士义，曲德斌. 注水开发油田高含水期开发技术经济政策研究[J]. 石油勘探与开发，2005，03：
[2]王加富. 注水开发高含水期油田的开发技术经济政策方法分析[J]. 中国石油和化工标准与质量，2012，03
[3]宋燕. 强化注水管理提高高含水期油田开发效果[J]. 中国石油和化工标准与质量，2013，13
[4]杨嵘，王祎. 陕西石油开发中的资源环境问题与对策[J]. 生态经济，2009，01