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摘要：我国油田高含水后期的强化注水开采措施结合我国油田地质特征和油藏的开采条件，我们将油田的开采过程分成多个阶段进行，并且随着工程的施工，相关的科研人员不断对各个阶段的开发方式进行完善和创新，创造出更加有效的开采手段。在油田的开发初期，一般会部署基础井网，开发层的井距和井数也都会设置较大的数字。在中含水后期和高含水前期，可以适当的对井网进行加密，而且可以对开发层系进行细致的分划。根据流动单元的变化情况，对注采系统进行完善，提高水驱控制储量和可采储量。
关键词：油田;高含水;后期;特征;对策
在开采前期，我们要注意原油黏度较高的问题，采用逐步强化注水的方式进行开采。由于我国油田的地质特征，陆相沉积过程中通常都会有很大一部分是陆生高等植物。以它们为材料会生出很多的油母质，这些原油的含蜡量和黏度相比于一般的原油要高出很多。为扭转注水开发老油田高含水、低采出程度、低效水驱开发的不利局势，确保砂岩老油田持续合理高效开发，本课题针对高含水砂岩稠油油藏注水开发技术特点，运用综合分析方法對注水稠油油藏开发中后期剩余油分布特征开展系统攻关 。
1.注水开采措施
在油田的注水开发过程中，水驱油在地层中的油水黏度相对较高，水驱油的非活塞情况严重。大部分原油的开采都会在出现在油田开发的中、高含水阶段，这个开发过程，耗水量较大。在相同油比情况下，储层宏观非均质性对原油开采的动态过程的影响极大。层内和多层之间的渗透率越大，变异系数就越高，前期含水的上升速度也会越快。相比于相对均匀的储层，非均质性越严重，想要取得同等的采收率所需要消耗的水量也会越大。
在实际的油田注水开发过程中，实际含水比率和原油开采的程度之间所呈现的规律会受到上一段中提高的几个因素的影响。但是，这个规律展现出来的具体曲线形态，会收到所选择的注水方式和开发井网的加密等情况的影响。这个影响在一定程度上说明，我国注水开发油田在高含水阶段仍然是开采时期中的重要阶段。
2.剩余油分布特征
（1）平面分布特征。水驱控制程度较高区域，沉积相以水下分支流河道和河道间为主，储层物性好，水驱动用程度高，水淹严重，个别注采井间存在舌状突进现象;油水井分布较少区域，水驱控制程度较低，剩余油相对富集;油藏边部油水过渡带附近直井开发难动用，剩余油潜力较大。
（2）纵向分布特征。受储层非均质性影响，层间、层内矛盾突出，注入水易形成单层突进，致使纵向吸水动用差异较大。由数值模拟和动态分析结果可知，层间、层内储层物性好，油层厚度大的主力层优先吸水排液，形成油水运动通道，表现为水淹程度相对较高，剩余油饱和度较低;注水开发采出程度不断提高，油藏边底水持续侵入，多造成油藏底部及边水发育生产层位强水淹，剩余油饱和度低。
3.高含水后期开发技术中存在的问题和调整方法
3.1由强化开采带来的问题
1）由于在开采过程中，长期使用强制注水的方式，这种方式很可能造成设备的严重损坏。而由于套管内长期保持较高压力，并且在井下的作业时间较长，所以也容易出现严重损坏的情况。2）采油设备的严重损坏，严重影响了设备的使用寿命。一旦设备出现故障，如果没有相应的设备即使补调配到采油过程中，一定会影响施工的进程，增加施工工期，加大施工成本。采油过程的成本也受到含水比重的影响，想要控制成本，必须拥有能够有效控制含水量的手段。3）强制注水方式会带来油田含水量的增多，进而使耗水量也变多。
3.2相应的措施
1）改变注水方式现状。强制注水方式的效率随着开采的进行，会受到含水量的影响。相比于这种传统注水方法，国外的周期注水方式更加高效。所以我国在高含水后期的采油过程中，可以适当的选用周期注水方式。2）管理方式适当转变。高含水后期，开发效果主要受到剩余油动程度的影响，所以我国的管理不能只是注重开采效果，也要向单井方面侧重。同时要对单井的流线做好分析，提高开采效率，并且要注重对地层的保护，避免地层受到不必要的损伤。
4.开发调控对策
结合注水开发矛盾和剩余油差异富集特点，开发调整由单元整体向局部和井组转移，遵循注采调整与综合治理相结合的调控思想，提出优化注采井网、注水方式和注采结构等挖潜剩余油技术对策，明确高含水砂岩老油田二次开发调整方向。
4.1注采井网调整
（1）井网完善。提出油井转注，部署新井完善注水开发井网，提高平面水驱波及范围。根据数模理论计算表明，当注采井网不完善井，缺乏边井和角井，井间存在大量剩余油，想要提高平面波及系数，必须完善对应的井网，最终提高井组水驱控制程度。（2）井网抽稀重构.针对油藏主体部位油藏同时发育区域，提出纵向叠置平面交错开发两套层系立体井网结构设计，将油藏分层开发。（3）
井网转换。针对油田局部注水开发井组高含水、高采出程度的“双高”井组，提出反九点转五点井网设计，通过改变液流方向，进一步提高波及体积。
4.2注采方式优化
（1）分层注水。分层及细分层注水，优化储层纵向差异，增加吸水动用厚度，提高水驱动用程度。油藏开发过程中，特别是纵向上多套油层发育的油藏，分层注水的有效应用使注水井的分注率和利用率得到很大的提高，对高含水期砂岩油藏，可以有效的在层间进行调控，使层间矛盾得到有效的缓解，提高纵向动用程度，恢复地层压力，达到稳油控水的效果，从而提高经济效益。油田分注后，吸水动用程度得到提高，井组含水有效控制，产油量增加。（2）化学调剖。化学剂从注水井注入高渗透层段内，通过化学剂的吸附、动力捕集、物理堵塞等作用，大大降低高渗层的水相渗透率，调整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系数，改善注水开发效果，提高原油产量。本油田长时间注水开发造成储层和注采之间矛盾加剧，化学调剖可有效改善储层及注采之间的矛盾。目前本油田实施的化学调剖堵水主要分为两类，一是化学分注，解决层间非均质性矛盾;二是层内调剖，解决厚层油藏层内非均质性矛盾。
4.3注采动态调配
优化注采结构，抑制强驱，强化弱驱，提高井组注水利用率。针对低效注水开发井组，提出油水井联动调控思想，采取“动态调配注水与优化产液结构”两步走的调整对策，优化井组注采流线分布，从而提高注水效率。
5.结论
在我国的原油开采过程中，我们必须要正视我国开采工作起步晚的事实，技术层面的不足在一定程度上掣肘了原油开采的效率。针对注水油田高含水后期的开采技术和管理问题，相关的科研人员和管理人员必须做好技术的优化和管理方法的调整。在剩余油分布研究中，采用的物质平衡法、测井综合解释、动态综合分析、优势通道识别、精细数值模拟等研究方法对于探索出一套解决高含水砂岩老油田剩余油综合分析的有效方法具有普遍指导意义，为老油田注水二次开发调整提供可靠依据和有利技术支撑。
关键词：油田;高含水;后期;特征;对策
在开采前期，我们要注意原油黏度较高的问题，采用逐步强化注水的方式进行开采。由于我国油田的地质特征，陆相沉积过程中通常都会有很大一部分是陆生高等植物。以它们为材料会生出很多的油母质，这些原油的含蜡量和黏度相比于一般的原油要高出很多。为扭转注水开发老油田高含水、低采出程度、低效水驱开发的不利局势，确保砂岩老油田持续合理高效开发，本课题针对高含水砂岩稠油油藏注水开发技术特点，运用综合分析方法對注水稠油油藏开发中后期剩余油分布特征开展系统攻关 。
1.注水开采措施
在油田的注水开发过程中，水驱油在地层中的油水黏度相对较高，水驱油的非活塞情况严重。大部分原油的开采都会在出现在油田开发的中、高含水阶段，这个开发过程，耗水量较大。在相同油比情况下，储层宏观非均质性对原油开采的动态过程的影响极大。层内和多层之间的渗透率越大，变异系数就越高，前期含水的上升速度也会越快。相比于相对均匀的储层，非均质性越严重，想要取得同等的采收率所需要消耗的水量也会越大。
在实际的油田注水开发过程中，实际含水比率和原油开采的程度之间所呈现的规律会受到上一段中提高的几个因素的影响。但是，这个规律展现出来的具体曲线形态，会收到所选择的注水方式和开发井网的加密等情况的影响。这个影响在一定程度上说明，我国注水开发油田在高含水阶段仍然是开采时期中的重要阶段。
2.剩余油分布特征
（1）平面分布特征。水驱控制程度较高区域，沉积相以水下分支流河道和河道间为主，储层物性好，水驱动用程度高，水淹严重，个别注采井间存在舌状突进现象;油水井分布较少区域，水驱控制程度较低，剩余油相对富集;油藏边部油水过渡带附近直井开发难动用，剩余油潜力较大。
（2）纵向分布特征。受储层非均质性影响，层间、层内矛盾突出，注入水易形成单层突进，致使纵向吸水动用差异较大。由数值模拟和动态分析结果可知，层间、层内储层物性好，油层厚度大的主力层优先吸水排液，形成油水运动通道，表现为水淹程度相对较高，剩余油饱和度较低;注水开发采出程度不断提高，油藏边底水持续侵入，多造成油藏底部及边水发育生产层位强水淹，剩余油饱和度低。
3.高含水后期开发技术中存在的问题和调整方法
3.1由强化开采带来的问题
1）由于在开采过程中，长期使用强制注水的方式，这种方式很可能造成设备的严重损坏。而由于套管内长期保持较高压力，并且在井下的作业时间较长，所以也容易出现严重损坏的情况。2）采油设备的严重损坏，严重影响了设备的使用寿命。一旦设备出现故障，如果没有相应的设备即使补调配到采油过程中，一定会影响施工的进程，增加施工工期，加大施工成本。采油过程的成本也受到含水比重的影响，想要控制成本，必须拥有能够有效控制含水量的手段。3）强制注水方式会带来油田含水量的增多，进而使耗水量也变多。
3.2相应的措施
1）改变注水方式现状。强制注水方式的效率随着开采的进行，会受到含水量的影响。相比于这种传统注水方法，国外的周期注水方式更加高效。所以我国在高含水后期的采油过程中，可以适当的选用周期注水方式。2）管理方式适当转变。高含水后期，开发效果主要受到剩余油动程度的影响，所以我国的管理不能只是注重开采效果，也要向单井方面侧重。同时要对单井的流线做好分析，提高开采效率，并且要注重对地层的保护，避免地层受到不必要的损伤。
4.开发调控对策
结合注水开发矛盾和剩余油差异富集特点，开发调整由单元整体向局部和井组转移，遵循注采调整与综合治理相结合的调控思想，提出优化注采井网、注水方式和注采结构等挖潜剩余油技术对策，明确高含水砂岩老油田二次开发调整方向。
4.1注采井网调整
（1）井网完善。提出油井转注，部署新井完善注水开发井网，提高平面水驱波及范围。根据数模理论计算表明，当注采井网不完善井，缺乏边井和角井，井间存在大量剩余油，想要提高平面波及系数，必须完善对应的井网，最终提高井组水驱控制程度。（2）井网抽稀重构.针对油藏主体部位油藏同时发育区域，提出纵向叠置平面交错开发两套层系立体井网结构设计，将油藏分层开发。（3）
井网转换。针对油田局部注水开发井组高含水、高采出程度的“双高”井组，提出反九点转五点井网设计，通过改变液流方向，进一步提高波及体积。
4.2注采方式优化
（1）分层注水。分层及细分层注水，优化储层纵向差异，增加吸水动用厚度，提高水驱动用程度。油藏开发过程中，特别是纵向上多套油层发育的油藏，分层注水的有效应用使注水井的分注率和利用率得到很大的提高，对高含水期砂岩油藏，可以有效的在层间进行调控，使层间矛盾得到有效的缓解，提高纵向动用程度，恢复地层压力，达到稳油控水的效果，从而提高经济效益。油田分注后，吸水动用程度得到提高，井组含水有效控制，产油量增加。（2）化学调剖。化学剂从注水井注入高渗透层段内，通过化学剂的吸附、动力捕集、物理堵塞等作用，大大降低高渗层的水相渗透率，调整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系数，改善注水开发效果，提高原油产量。本油田长时间注水开发造成储层和注采之间矛盾加剧，化学调剖可有效改善储层及注采之间的矛盾。目前本油田实施的化学调剖堵水主要分为两类，一是化学分注，解决层间非均质性矛盾;二是层内调剖，解决厚层油藏层内非均质性矛盾。
4.3注采动态调配
优化注采结构，抑制强驱，强化弱驱，提高井组注水利用率。针对低效注水开发井组，提出油水井联动调控思想，采取“动态调配注水与优化产液结构”两步走的调整对策，优化井组注采流线分布，从而提高注水效率。
5.结论
在我国的原油开采过程中，我们必须要正视我国开采工作起步晚的事实，技术层面的不足在一定程度上掣肘了原油开采的效率。针对注水油田高含水后期的开采技术和管理问题，相关的科研人员和管理人员必须做好技术的优化和管理方法的调整。在剩余油分布研究中，采用的物质平衡法、测井综合解释、动态综合分析、优势通道识别、精细数值模拟等研究方法对于探索出一套解决高含水砂岩老油田剩余油综合分析的有效方法具有普遍指导意义，为老油田注水二次开发调整提供可靠依据和有利技术支撑。