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摘要：当前，注水开发是我国多数油田选择的主要开发方式之一，在多种油田类型中，高含水油田的注水开发一直是技术瓶颈，开发难度大，并且在开发过程中容易造成环境破坏问题。因此为了满足社会和企业对石油資源的需求量，在高含水油田的开发过程中，要采用科学有效的注水增产措施。基于此，本文主要从高含水油田有效注水增产基本概念入手，探究其具体措施并给出成果分析方法。
关键字：高含水油田;注水增产;措施研究;成果分析
当前，我国大部分的油田种类主要以沉积型油田为主，即在大陆沉底积压的基础上，最终形成油田。因此，油层性质较为复杂，部分油田原油粘性较高，加剧了开采难度，即使是开发中后期含水量达到80%以上的油田，采出程度依然不高。在高含水油田的开发过程中，应该采取有效注水增产措施，扩大开采量的同时，保持油田的周身环境。
一、高含水油田有效注水增产的基本内涵
注水增产是高含水油田的新型开采方式，其开采理念和使用原则与传统的开采形式有所不同。首先从开采理念上讲，注水增产开采方法利用滤液流转，尤其是注入倍数不高、潜力不高的区域。其二，高含水油田开采应该保证经济效益，以现实情况为依据，来满足市场对油田的需求量。其三，注水增产方法在使用过程中要不断提高产液量，不断完善提液工序，保证注水量的安全性，实施专业化、专门化的数据分析，从而降低开采过程中的危险系数。从注水原则上讲，要对数据进行全方位的剖析，在注水时尽量选取集中、连片区域，利用数据分析对井网作出科学分配和统一调度，关注液流的动向;其次，要降低安全事故发生率，要保证注水的严谨性和操纵的规范性，优化注水井的分布结构，降低资源消耗。
二、高含水油田有效注水增产措施研究
（一）高含水油田有效注水增产的基本方式
在不同的地质环境下，就会有不同的油层排列方式和油藏特殊性，因此应该采用灵活的开采方式[1]。首先是内部注水法，通过横向切割、纵向切割、环状切割手法，围绕需要开采的地理区域进行“行列切割注水”，将区域开发成若干部分，之后再针对每一个小单元进行专业注水，因此这种注水方式也被称作为面积注水法。其次是外部注水法，在开采过程中，将注水井设置在含油区域外部或者是油水外边界，称为边外注水，这类注水法比较简单，适用于油水关系清晰或者油藏结构简单的油田;将注水井设置在油水内界面称为边内注水;将注水井设置在油水内外中间则被称为边缘注水，同时采油效果的优劣与采油井和注水井之间的距离具有线性关系。
（二）高含水油田有效注水增产的具体措施
在高含水油田的开采过的过程中，要想实现注水增产的效果，就要在施工前期、中期、后期做好相关的准备工作[2]。首先在开采前期，相关技术人员要严格制定工艺流程，总结以往开采经验，分析工作成果，无论是主力油层还是非主力油层，都应该增加倾区注入倍数，在前期分析与研究过程中，找到倾区井网的不足之处并针对技术缺陷进行有效弥补，使用过路井妥善处理静态井网的不足，从而提高储量的利用率。其次如果因为倾区物理性质不能完成注水工作，甚至出现欠水情况时，要对油井进行压裂引效处置，提高油井动用力度，从而扩充注水体积，深入挖掘并提升中低渗透油层的潜力，加强注水联通率，最大化地开采剩余储量。此外，加大对主力油层的掌握程度，严格掌控主要区域注入倍数，充分考虑滤液流转向因素，对于高注入倍数现象的区域进行针对性复注，从而提升驱替率效率。通过此类注水策略，提升油田的开采量，保证高含水油田的注水增产效果。在注水开发的后期阶段，地下油藏可能会出现相应的问题，降低注水开发效率，因此，为了保证增产的目的，就必须提高注水利用率。对于剩余油较为富足的区域，应该采用转注法提高水趋控制范围，通过调整采井网位置来改变水流方向，从而增加注水波及面积。针对于油层间或者土层间的矛盾产生的注入水无效循环，技术人员应该利用调剖堵水法，增加纵向注水波及范围，提高注水增产效果。在强水淹区和吸水效率低的地区应该采用不同的注水量，在吸水慢的地区可以增加注水量，强水地区应该严格控制注水量。最后，应该以开发区域数据资料和实际情况，科学剖析地下层位联通情况、吸水效率和注水效果，根据实际情况实时调整注水措施，灵活运用注水方案。从而提高注水利用效率，促进高含水油田的采收率。
三、高含水油田有效注水增产措施成果分析
注水开发的效果直接影响油田的开采量和采收率，因此，应该从耗水率、存水率、水驱指数等方面进行效果评价[3]。其中存水率在评价体系中起着重要的作用，土层存水率的多少直接代表注水利用率的大小，注水利用率与注水开发效果呈现正比关系。其次耗水率也是开采效果好坏的重要评价标准，如果耗水率高就意味着原油开采时含水量也是较高的，这就说明注水开发效果不好。此外水驱指数（存入地下水量与开采原油的比值）也是衡量注水增产措施成果的重要指标，水驱指数越接近与1，则说明注水利用率高。在高含水油田中，存水率曲线和采出曲线在半对数坐标系中主要呈现线性关系，可以根据采收率计算累积注采比，得出水油比、极限水油比、极限含水率。
结束语：综上所述，高含水油田注水增产措施不仅能够提升石油开采量，降低能源浪费，还可以提升采收率，确保开发的科学性与合理性。因此，在明确有效注水增产基本内涵的基础上总结注水开发经验，严格制定工艺流程，灵活运用注水方案，从而提高注水增产效果。
参考文献：
[1] 秦向发， 安乾鹏， 王天龙. 石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施[J]. 中国化工贸易， 2019， 011（027）：178-178.
[2] 赵辉. 特高含水期油田节能方法探讨与实践[J]. 石油石化节能， 2020， v.10;No.117（11）：9-10+36-37.
[3] 霍雅迪， 江厚顺. 高含水油藏后期剩余油分布研究——评《高含水油田剩余油分布研究》[J]. 新疆地质， 2020， v.38;No.145（01）：137-137.
1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂;
2.中国石油长庆油田分公司第二采油厂;
3.中国石油长庆油田分公司安全环保监督部
关键字：高含水油田;注水增产;措施研究;成果分析
当前，我国大部分的油田种类主要以沉积型油田为主，即在大陆沉底积压的基础上，最终形成油田。因此，油层性质较为复杂，部分油田原油粘性较高，加剧了开采难度，即使是开发中后期含水量达到80%以上的油田，采出程度依然不高。在高含水油田的开发过程中，应该采取有效注水增产措施，扩大开采量的同时，保持油田的周身环境。
一、高含水油田有效注水增产的基本内涵
注水增产是高含水油田的新型开采方式，其开采理念和使用原则与传统的开采形式有所不同。首先从开采理念上讲，注水增产开采方法利用滤液流转，尤其是注入倍数不高、潜力不高的区域。其二，高含水油田开采应该保证经济效益，以现实情况为依据，来满足市场对油田的需求量。其三，注水增产方法在使用过程中要不断提高产液量，不断完善提液工序，保证注水量的安全性，实施专业化、专门化的数据分析，从而降低开采过程中的危险系数。从注水原则上讲，要对数据进行全方位的剖析，在注水时尽量选取集中、连片区域，利用数据分析对井网作出科学分配和统一调度，关注液流的动向;其次，要降低安全事故发生率，要保证注水的严谨性和操纵的规范性，优化注水井的分布结构，降低资源消耗。
二、高含水油田有效注水增产措施研究
（一）高含水油田有效注水增产的基本方式
在不同的地质环境下，就会有不同的油层排列方式和油藏特殊性，因此应该采用灵活的开采方式[1]。首先是内部注水法，通过横向切割、纵向切割、环状切割手法，围绕需要开采的地理区域进行“行列切割注水”，将区域开发成若干部分，之后再针对每一个小单元进行专业注水，因此这种注水方式也被称作为面积注水法。其次是外部注水法，在开采过程中，将注水井设置在含油区域外部或者是油水外边界，称为边外注水，这类注水法比较简单，适用于油水关系清晰或者油藏结构简单的油田;将注水井设置在油水内界面称为边内注水;将注水井设置在油水内外中间则被称为边缘注水，同时采油效果的优劣与采油井和注水井之间的距离具有线性关系。
（二）高含水油田有效注水增产的具体措施
在高含水油田的开采过的过程中，要想实现注水增产的效果，就要在施工前期、中期、后期做好相关的准备工作[2]。首先在开采前期，相关技术人员要严格制定工艺流程，总结以往开采经验，分析工作成果，无论是主力油层还是非主力油层，都应该增加倾区注入倍数，在前期分析与研究过程中，找到倾区井网的不足之处并针对技术缺陷进行有效弥补，使用过路井妥善处理静态井网的不足，从而提高储量的利用率。其次如果因为倾区物理性质不能完成注水工作，甚至出现欠水情况时，要对油井进行压裂引效处置，提高油井动用力度，从而扩充注水体积，深入挖掘并提升中低渗透油层的潜力，加强注水联通率，最大化地开采剩余储量。此外，加大对主力油层的掌握程度，严格掌控主要区域注入倍数，充分考虑滤液流转向因素，对于高注入倍数现象的区域进行针对性复注，从而提升驱替率效率。通过此类注水策略，提升油田的开采量，保证高含水油田的注水增产效果。在注水开发的后期阶段，地下油藏可能会出现相应的问题，降低注水开发效率，因此，为了保证增产的目的，就必须提高注水利用率。对于剩余油较为富足的区域，应该采用转注法提高水趋控制范围，通过调整采井网位置来改变水流方向，从而增加注水波及面积。针对于油层间或者土层间的矛盾产生的注入水无效循环，技术人员应该利用调剖堵水法，增加纵向注水波及范围，提高注水增产效果。在强水淹区和吸水效率低的地区应该采用不同的注水量，在吸水慢的地区可以增加注水量，强水地区应该严格控制注水量。最后，应该以开发区域数据资料和实际情况，科学剖析地下层位联通情况、吸水效率和注水效果，根据实际情况实时调整注水措施，灵活运用注水方案。从而提高注水利用效率，促进高含水油田的采收率。
三、高含水油田有效注水增产措施成果分析
注水开发的效果直接影响油田的开采量和采收率，因此，应该从耗水率、存水率、水驱指数等方面进行效果评价[3]。其中存水率在评价体系中起着重要的作用，土层存水率的多少直接代表注水利用率的大小，注水利用率与注水开发效果呈现正比关系。其次耗水率也是开采效果好坏的重要评价标准，如果耗水率高就意味着原油开采时含水量也是较高的，这就说明注水开发效果不好。此外水驱指数（存入地下水量与开采原油的比值）也是衡量注水增产措施成果的重要指标，水驱指数越接近与1，则说明注水利用率高。在高含水油田中，存水率曲线和采出曲线在半对数坐标系中主要呈现线性关系，可以根据采收率计算累积注采比，得出水油比、极限水油比、极限含水率。
结束语：综上所述，高含水油田注水增产措施不仅能够提升石油开采量，降低能源浪费，还可以提升采收率，确保开发的科学性与合理性。因此，在明确有效注水增产基本内涵的基础上总结注水开发经验，严格制定工艺流程，灵活运用注水方案，从而提高注水增产效果。
参考文献：
[1] 秦向发， 安乾鹏， 王天龙. 石油地质工程中改善高含水期油田注水开发的措施[J]. 中国化工贸易， 2019， 011（027）：178-178.
[2] 赵辉. 特高含水期油田节能方法探讨与实践[J]. 石油石化节能， 2020， v.10;No.117（11）：9-10+36-37.
[3] 霍雅迪， 江厚顺. 高含水油藏后期剩余油分布研究——评《高含水油田剩余油分布研究》[J]. 新疆地质， 2020， v.38;No.145（01）：137-137.
1.中国石油长庆油田分公司第一采油厂;
2.中国石油长庆油田分公司第二采油厂;
3.中国石油长庆油田分公司安全环保监督部