加强系统管理和综合治理 提高低渗透油田注水管理水平.docVIP

加强系统管理和综合治理 提高低渗透油田注水管理水平 　　【摘 要】近几年，孤岛采油厂通过加强地面系统管理和工艺改造，确保了注水时率；对储层通过运用油层保护和改造技术、水井调剖、注采井网的补充完善、动态调整和间歇注水、分层注水、注水井转抽和注水水源优化等措施，改善了油田开发效果。 【关键词】注水井；注水水源优化；转抽 孤一油藏经营管理区主要管辖着孤岛油田的中一区Ng3、Ng4、Ng5、Ng6、Ng1+2、Ng3-6、Ng7-10、孤北一断块等八套开发层系，含油面积 16.8 平方千米，地质储量12308万吨。共有59 座配水间，63座计量站；4 座注聚站。截止到2007年8月，油井总井702口，开井545口，日液水平45654m3，日油水平2562t，综合含水 94.3%；水井总井 319口，开井251口，日注水平45549m3，累计产油5150.8832万吨。 1.近年来注水开发综合治理情况 近年来先后实施包括水井酸化、补孔、大修、分注等水井作业，改善了井况和开发效果。 1.1水井储层改造效果明显 今年以来共增注13井次，统计12口增注井，油压降低到24MPa，注水量增至400m3，日增注337m3。究其原因是水质改造后，酸化解堵见到了明显效果。 1.2不断完善注采井网，减少层内、层间矛盾，提高油水井对应率 目前主要在井网不完善井组转注6口，共对应油井15口。针对套损、管柱问题造成注采二次不完善，这部分井主要实施大修恢复。如其中一口井转注两个月后注水见效，见效前日液3.8t，日油3.7t，含水2.0%；见效后日液8.3t，日油8.1t，含水2.0%，目前日液7.5t，日油7.3t，含水2.4%，累计增油1032t；今年一月份补孔1.3层后一直保持稳产至今，缓解了油井层间矛盾，油井含水下降，注水见效，日增油2.5吨，累计增油225吨。针对有的区块层薄、低渗透、油井层间矛盾突出，在该块水井实施双管分注，解决井组油井层间矛盾，效果明显，含水下降到42.1%，日增油1.8吨，后期由于油井泵漏，检泵作业累增油仅58吨，影响了分注效果。 1.3加大水井作业力度，有力地保障注水 去年以来先后实施了36井次注水井作业，井况得已改善，特别是相继开展的“注水质量管理月”和“注水管理质量提升月”等活动，从基础管理、注水井配注完成率和生产保障三个方面共实施水井作业34井次，井况有了较大改善。 1.4水井转抽成为改造油层和改善开发效果的一种手段 为了使井组地层油水重新分布，提高剩余油采出，进行补孔转抽并且辅以压裂措施，对应水井注水完成较好，有充足的能量补给，初期日油达13吨，累增油2170吨。后该块另一水井实施转抽，年增油447吨。 1.5改注浅层水，减少水井污染 将报废井转为水源井，供水并注6口水井，注水时率增加到96%，平均日注水量增到288m3，日增注139m3。水井状况良好，水井油压保持稳定并稳中有降，累增油9282t。 1.6强化注水系统管理，完善工艺流程和各项配套设施，确保注水时率 近几年先后更换35MPa高压井口25套，同时加强地面工艺流程调整改造，更换注水站供水管网；新投产配水间；增上高压注水泵；更换江式泵头、曲轴箱、电控柜，应用重力沉砂工艺，通过改造使该区块管网流程更完善，减小了二次污染，保障了注水时率。 2.目前注水存在问题及影响 2.1水质不稳定，有效注水周期短 自水质改造以来，出口水质基本上达到标准，但检修造成的供水管网多次进油，对注水设备、注水井造成了极大影响，部分水井注水压力升高，有效注水周期缩短。其次欠注井较多，造成井网二次不完善。 2.2地面管网腐蚀严重 现有供水管网在建设中大部分采用停用的动力液、输油、生活水等老管线，由于投产时间长，管线老化穿孔严重，严重影响水井开井时率。 2.3水井井况仍需改善 油水井报废井数不断增多，主要原因是井筒问题和注不进。注水井井况差造成有效注水井点减少，注采井网二次不完善，在有的区块表现最为突出。正常注水井的减少，造成单向注采对应率增加，含水上升加快，日减油24.7吨。此外水井三年以上未动管柱，转大修及报废井较多。 2.4注水井洗井存在的问题 今年引进了洗井车，但绝大部分注水井没有洗井流程，水井的正常洗井得不到保证。而部分水井由于距周边油井远，采用罐车放空，加上注水站泵效原因，达不到注水井洗井排量的要求，影响了洗井效果。 2.5作业存在的问题 由于水井压力高，作业前无法及时将井底压力放干净，作业时压井液比重达不到要求而重复作业，加上近年来对环保加大了管理力度，导致水井作业速度一直较慢；水井增注过程中由于部分作业队在酸化施工完后不