摘要：油田开发到特高含水期，含水变化相对稳定，通过含水率跟踪分析，在现有的经济技术条件下精细描述地下构造提高认识，采取有针对性的措施，确保老井产油，是油藏经济开发的需要，也是老区水驱油藏接替稳产的有利保障。
关键词：油田开发特高含水规律油藏
一、油田含水率的变化规律
影响含水上升率的因素较多，主要取决于油水粘度比和油层渗透率级差，因此不同条件的油藏含水上升规律各不相同。对于一个油藏，注水开发的过程中，油水粘度比影响着阶段采收率和含水上升率。实践表明：任何一个水驱油藏，含水率与采出程度之间存在一定的内在关系。根据童宪章导出的含水率与采出程度的基本关系式，图形大致呈一条S型曲线，它能够适用于一般的油藏，即中等原油粘度和中等渗透率级差的油藏。
不同的水驱油田开发过程中，均有不同的含水上升规律。但是，通过产液结构调整，即调整不同类型井和不同油层的产液量比例，能够控制油田的含水上升速度。通过对含水较低的井加强开采提高采液速度；对含水特高和较高的井采取分层控制注水和分层堵水，控制其产液量增长速度；再加上注采系统调整、井网加密调整和三次采油等方法调整，能够较有效地控制含水上升速度。
油田进入特高含水期，原油靠注入水冲洗携带出来，含水变化基本稳定，随着采出程度的增大，含水相应增高是正常的。但单井和小范围含水出现大的波动，可以肯定的说管理上和井下管柱上出现问题，油层水淹、边水、底水的影响、注采调配效果不佳、防砂堵水失效，都不同程度的影响油井含水。
二、特高含水对油井生产的影响
1.油井见水后，通常采油指数下降，含水量不断增加，井筒含水比增大，液柱重量也随之增大，重力消耗要增加，（据统计资料分析，含水增加1%，流压将增加0.03MPa）从而会导致油井过早停喷。另一方面，在注水开发油田中，主要是靠注入水来补充地层能量，可是这些注入水却从高渗透条带或裂缝流进油井而被采出，因此使得地层压力下降，水驱油效果变差。
2.油井出水会引起粘土膨胀，降低油层的渗透率，且往往造成非胶结性储油砂层结构的破坏，增加油井出砂量，严重时可以造成油层塌陷，油层出砂及、灰浆以致油井停产。井内油水两种液体的出现，增加了砂粒之间的固结能力，形成坚实的砂堵，增加冲砂的困难。
3.油井大量出水不但加重深井泵的负荷，使得地面管线结垢更为严重，而且地层水有很大的腐蚀性，油井设备受被腐蚀的速度变快。
4.油井过早出水会在井网控制程度低的区域形成死油区，降低采油注水效率，因此大大降低了油田的采收率。
5、高含水对地面管理带来很大不利，井下管柱腐蚀快，井口不宜密封，地面管线腐蚀快，管线承受机械力大易破损。
三、针对高含水的生产管理对策
对于油井高含水采取的综合性措施可归纳为三个方面：（1）制订合理的油田开发方案，争取分采分注和规定合理的油、水井工作制度，以控制油水边界较均匀的推进。（2）在工程上要提高固井和射孔质量，避免采取会造成套管损坏（或水泥环破裂）的井下工艺技术措施，以保证油井的封闭条件，防止水层与油层串通。（3）加强油水井的管理分析，及时调整分层注采强度，保证均衡开采。而第三方面正是我们日常生产管理的重点。
水驱油田开采后期，油井含水率升高虽然是不可避免的现象，然而由于油层性质不均匀以及开发方案和开采措施不同等原因，使水在纵向和横向上推进很不均匀，造成油井过早水淹，采收率降低。所以，在油田开发过程中，必须及时注意油井出水动向，利用各种手段方法，确定出水层位，采取相应措施。
油井的日常生产管理主要包括地面、井筒、地下（油层）管理三个方面，井筒和地下管理是控制油井含水率升高的关键，井筒管理的核心是控制合理的生产压差，油层管理的任务是利用动静态资料相结合综合分析搞清油层状况，从中掌握各层段发挥作用的情况和存在的问题。具体措施：
（一）控制合理的生产压差
含水上升的规律与注采强度有很大的关系，调整不同渗透性层注采强度、合理控制生产压差，能有效的控制含水上升。
控制合理的生产压差需要认真细致地工作。各个油层的岩性、物性不同，在出砂和含水上升规律上有自己的特殊性，因此压差的控制要因井层而异，需要根据油田开采程度和各井的不同条件，通过反复实验，认真分析和摸索，才能找出既不破坏油层结构，又能保持高产、稳产的生产压差。
生产压差的影响：研究结果表明，动态上压力场不均衡是造成平面、层间和层内矛盾的根源所在，在开采过程中，压力场均衡的井组开发效果明显好于不均衡的井组。此外，地层压力和含水上升率关系曲线表明，二者之间呈正相关，地层压降大于-0.3MPa后，含水上升迅速增大，地层压降大于2.0MPa，则油层开始脱气，平面上压降最佳控制在0.5-1.5MPa之间。长期强注强采是造成目前“三高”状况的主要原因。对于单井而言，过高的生产压差会导致边水、底水的快速推进，导致油井的快速水淹。
（二）分析油层动态状况采取相应措施进行改造
1.深化层间层内非均质研究及认识，实施水井调剖工作
层内水淹主要受砂体韵律性和重力的影响，油层下部渗透率高，注水开发过程中渗流阻力相对较小，再加上重力作用加剧水质点下降，从而造成注入水沿砂体中下部优先突进。据室内物理模拟试验结果，在注水井井筒附近，各渗透层段均能吸水，但在远离注水井的区域，注入水沿下部高渗透层段推进速度和距离明显要高于上部低渗透层段，对应油井也是下部高渗透带优先见水。由于油层非均质性，注入水沿高渗带水窜，油层纵向水驱控制程度差异大，造成油井含水上升快，产量递减大。2006年在54-62后续水驱单元实施水井调剖1井次30-375，注水层位5561层，因套变光油管注水，2005.8月测吸水剖面，55层吸水57.1%，61层吸水42.9%，调剖前油压10.1/日注186m3，调剖后油压10.5/日注246m3，06.6.14日开井油压未上升，测吸水剖面55不吸水，61吸水100.0%，对应油井3井次，见效1井次（31N366、32-375），日增油3.3吨，阶段增油368吨。
2.实施油井卡封改层，改善纵向储量动用程度
针对低产井较多、产量被动的实际，精细分析研究，对有潜力的井实施卡封改层的措施，挖掘层间剩余油潜力。上半年共实施2井次，效果好的1口，累积增油451吨。
7-31-1334原生产45层，效厚1.4米，正常生产时产量26.4t/1.0t/96.1%，液面877米。2006.4月对其实施44+54552+3合采，效厚22.2米，油喷生产，目前产量137.1t/11t/91.9%，动液面井口，累计增油1989吨。
3.资料跟踪及时测试工作到位：高含水期出现液量变化井下原因较多，及时录取相关资料，跟踪分析，及时做工作；通过确实可行的群扶挖潜措施延长油井免修期。
4.优化机、杆、泵组合合理沉没度：高含水稳定性好，通过优化机、杆、泵组合合理沉没度能收到节约能源、费用、提高采液量的最佳效果。
5.加强地面设备的监控管理，为地面的管线井口流程加强巡回检查，及时维修更换以避免管线穿孔造成的不必要的影响。
四、结论
1.根据特高含水期剩余油分布规律及特点，搞清地下油水分布状况，按层间接替、井间接替的原则，准确把握挖潜对象，提高采收率。可分为三类：一是挖潜后可以增产的井，二是经过调整可以稳产的井，三是控制递减尚有余地的井，可通过注水调整，加强管理等措施减缓递减。
2.以注水为主导，进一步完善注采井网，搞好分层注水，增大井网控制面积，提高水驱波及系数，提高注水质量，以提高采收率。
3.在注够水、注好水的基础上，认真搞好油井的堵水、防砂等措施，发挥含水较低层位的生产潜力。
参考文献：
1.《砂岩油藏注水开发动态分析》方凌云万新德石油工业出版社
2.《孤东油田储层研究与开发》刘仁君戴启德刘良叔窦之林等石油工业出版社