坪北油田注水系统优化调整效果分析
油田地面注水系统的优化技术分析
油田地面注水系统的优化技术分析摘要：一般来说，在油田开采过程中对注水系统的利用较多。
若油田开采到达极限，可利用注水系统，对油田地层能量加以补充，增强其驱替介质，提升油田实际开采效率，促进二次开采成效的提高。
因此，相关企业应对注水系统予以高度重视，明确其在实际应用时存在的不足，并对其加以优化，提升注水线路设计水平，降低其能源的消耗程度，推动油层压力的提升，提高系统的生产效率，推动油田开采目标的实现，使其生产呈现相对稳定的特点。
关键词：油田地面；注水系统；优化技术引言注水是一种常用的技术手段，当原油产量达到最大值时，或需要提高开采效率时，必须用替代物补充地层能量。
注水系统有一定的复杂性，通过注水泵及地面管网将高压水注入注水井，保持地层一定的压力，确保原油受到高压水的驱替后进入相对应的生产井，从而大大提高生产效率和稳定性。
1.油田地面注水系统的应用现状当前，我国在对油田进行开发时，对地面油田注水的方式应用较多，在提升采油速度的同时，降低天然气溢出的概率，使得安全隐患有所减少，促进油田开采工作的顺利进行。
注水系统在实际运行过程中，会向油层中注入一定水量，为油层带来一定压力，使得原油能在相应驱动力下进入生产井，为油田开采工作的进行提供便利，提升开采成效。
与其他技术相比，注水系统的应用经济性较高，且水与石油的兼容性较差，可为原油的移动提供动力，促进油田开采目标的实现，提升油田二次开采成效。
现阶段，我国在利用油田地面注水方式开展石油开采作业时，所建立的相应工程呈现一定类似性特点，其主要由三大部分组成，即注水泵站，注水管网与注水井口，在三者的协同作用下，可提升水的注入速度，驱动石油的移动，促进企业运营管理成本的降低，为其经济效益的提升打下坚实基础。
2.在油田开发中对注水系统进行优化的策略2.1掌握注水系统优化的原理注水系统所涉及的结构相对复杂，所涵盖的设备与线路等较多。
企业若想实现注水系统全方位优化目标，不仅在系统调整方面存在一定难度，而且需耗费更多的成本费用，使得企业投入与产出不成正比，不利于企业经济效益的提升。
八面河油田与安塞油田坪北区注入水水质评价
安塞油田坪北 区位 于陕西省安塞县和子长县境 内，
构造位置处于陕北斜坡 中部坪桥鼻褶带 ， 属于构造平缓
的特低渗透低粘度 岩性油 藏。开采 油层 为三叠系延长 组， 注人水大部分是洛河组浅层地下 水， 水型为碳酸氢钠
型 （ ａ Ｏ ） 含有一 定量 硫酸 根离 子， Ｎ ＨＣ ￣ ， 与地 层水 不配
八 面河油田和安塞油 田坪北 区具 有完全不 同的储 层物性 和注人水水质 特性 ， 过对其地质特 征、 矿特 通 岩
征、 孔隙结构以及储层物性特征 、 流体特性和敏感性等进 行实验研究 ． 为进一步研究和制定适应油藏地质特点 的 水质指标提供科学依据。
１ 油藏注水开发简况
八面河油 区位于 山东省广饶县和寿光市境 内， 构造 位置处于济 阳坳 陷东营 凹陷南斜坡 东段的八 面河 断裂 构造带上 ， 开采油层为下第三 系沙河街组 ， 为断块油 田高
维普资讯
江 汉 石 油 职 工 大 学 学 报
２０ 年 Ｏ 月 ０７ ７
Ｊ ｕｎ ｌ ｆ ｉ ｇ ａ ｅ ｏｅｍ ｉｅｓ ｙｏ ｔｆ ａ ｄ ｒｅｓ ｏ ｒａ ｏ Ｊａ ｈ ｎ ｔ ｌ Ｕｎｖｒｉ ｆ ａ ｎ ｋ ｒ ｎ Ｐ ｒ ｕ ｔ Ｓ ｆ Ｗｏ
渗透高粘度油藏 。早期 注人 水为黄河水 ， 现在 已全 部改 为地层产出的污水经过净化处理 回注 ， 水型为氯化钙 型
ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ
２ 八面河油田与安塞油 田坪北区注入水水质动态
分 析
目前八面河油 田正在运行的注水站共有 ６ ， 座 全部
为污水净化处理站 ； 安塞 油 田坪北 区有污水净化处理站 １ ， 座 清水站 ３ 座。详 见表 １ 。
序 号 １
２
坪北油田“五配套”精细注水工艺技术
注水井 由阀门控制调水 ， 精细调水 困难 ， 瞬时排量不易控
制， 造成注水不平稳 。 ５ ）坪北油 田平均单层配注量 ４ ｍ３ ／ ｄ ， 常规分注管柱
存在封隔器密封有效期短 、 投捞测试成 功率 不高及分层
计量不准等问题 。
２ “ 五配套” 注水工艺应用研究
２ ． １ 水处理配套工艺 ２ ． １ ． １ 电化学离子稳定技术 电化学离子稳定技术主要包括 ４种新技术 ： 电化学 技术 、 离子调整技术 、 低速旋 流分离技 术和 Ｐ Ｌ Ｃ 自动控 制技术 。 工艺原理 ： 通过 电化 学技术 转化水 中的离子 ， 将 水 中Ｃ ｌ 一 部分变成抑制 细菌 的成分 ； 离 子调整技术是投 加 ＯＨ 一、 Ｃ ａ ｚ 、 Ａ １ ３ 等 高 价 离 子 ， 去 除 或 降 低 水 中 的 Ｈ Ｃ ０ ３ 一 、 、 Ｓ ２ ～， Ｆ ｅ ｚ 叶 ‘ 、 Ｈ 等离子 浓度 ， 乳化油破 乳 ；
量４ ｍ３ ／ ｄ 。经过多年 注水开发实践 ， 发展和完善 了从水
处理 、 注水泵 、 注水管网、 地面配水、 井下管柱等方 面进行
工艺技术研究 ， 经过多年实践 ， 形成 了坪北特色“ 五配套” 精细注水工艺技术 ， 实现 了油 田高效开发 。
１ 注水配套工艺存在的问题
坪北油 田自 １ ９ ９ ８年投 人 开发 以来 ， 注水 配套 工艺
生活污水和三相污水等混合处理 ， 水处理难度大 ， 利用常
规三段式处理工艺 ， 水处理效果不理想 ， 出站水质 达标率
ห้องสมุดไป่ตู้
低 。清水注水站杀菌采 用交替投加杀菌 剂 冲击 式杀菌 ，
细菌易产生抗药性 ， 细菌含量超标 。
２ ） 坪北油 田注 水站早 期是 采用 柱塞泵 配合 变频 调
坪北油田低品位区块超前注水后的压裂优化
４ ７
要获得理想 的压裂施工效 果 ， 应保证在压 裂过程 中
深度 （ ｍ） 自 伽玛 然 （ ８） １ ０
Ｌ
泊松比 （－．） ００５
杨 氏模 量 《－ ） ０ ８
备注
人工裂缝尽可能在水平方 向延伸 ， 同时， 尽可能控制裂缝 缝高在纵 向上 的延伸 。压裂作业 中， 响裂缝 垂向延伸 影
经论证和计算机软件模 拟后认为 ， 注水技术是 超前
解决坪北油 田边部低 品位区块在开采过程中地层压力下
降快 、 保持地层 压力 困难 问题 的有效方法。边部低 品位
区块的临近 区块都 已实施 了注水开发 ， 这是 实施边部超
前注水的有利条件 ， 便于利用现有 的注水井 网实施超前
注水作业 。
启动压力高 ， 以建立有效的驱替系统 。 难 从 坪北 油 田 Ｐ ０ 、 ４ １７ Ｐ ６等低 品位井 区 的开 采 情况
看， 新井投产后地层 能量下降快 ， 油井产量递减迅速 。注
水井投注后 ， 油井虽能够见到一定的注水效果 ， 但单井产 能仍然较低 。 针对坪北油 田边部低品位区块的开发现状 ， 采取 了 超前注水 ， 在较好地保持地层压力水平的同时， 对油井地 层压裂工艺技术进行合理优化的开发措 施 ， 到 了改善 达 开发状况、 稳定油井产能的 目的 。
２ 低品位区块开发工作中的压裂技术优化
在坪北油 田边部低 品位 区块采 用超前 注水技术 ， 对 压裂造缝是否有影响 、 如何通过优化压裂工艺技术达到 人工裂缝形态最优化 ， 是必须认真探讨的重要问题。
２ １ 原始地层应力特征 ．
地层应力对裂缝具有控制作用 ， 储隔层地应力差值 控制着压裂缝在纵 向上的延伸 ， 水平方 向主应力大小对 压裂缝的延伸方 向有直接影响。
注水系统优化运行效果分析
前 言：近年来 ，我国各大油田为提高水能的利用率，减 少 电能的消耗 ，都采 取了不同的方法对其注水系 统进 行不 断 优化 ，通过长时间 的研究与改进发现 ，油田注水 系统 的优化 是 一个 全 方 位 的优 化 改进 工 作 ，需要 从 注 水 系 统 的 多个 方 面 进行深入研 究。本文通过对油 田注水系统效率低、耗 能大 原 因的分析 ，从使用新技术 以及加强运行管理等方面入手 ，优 化注 水系统，提高原油产量 。 １ 我 国油 田注水系统 的现状 注 水是在 保持地层 的压 力、提 高原油的采收速度 方面 被 应用的最广泛 的一项技 术。近几年来 ，随着 我国对于原油的 需 求 量 不 断 增加 ，注 水 系 统 这 个 原 油采 集 系 统 中 的 基 础系 统 也得 到了不断地改进与优化 ，针对 注水系统长久以来存在 的 问题 ，对症下药 ，缓解或解决注水系统的 问题 ，提高原油采 集 的 效 率 以及 原 油 的 品 质 。 ２注水 系统存在 的问题 随着我国油耗的不断增加，油田注水系统存 在的问题 日 益显现。 首 先， 我 国使 用 的注 水 管 道 半 径 过 大 ， 且长度过长， 由于长时间的不断注水，导致管壁 的水垢厚度不断增加 ，并 且注水对 于管壁的压力也不断增加，导致注水管道损坏 日益 严重 ，不仅影 响了油 田注水系统 的注水效率 ，同时也增加了 注水管道维修 的费用 。其次 ，注 水系统注水泵 负荷量过大 ， 导致停止运转维修的次数频繁，并且维修时 间过长 ，注水极 不平稳 ，非常容易导致地层 出砂 ，影 响原油 的品质与产 量 。 另外 ，注 水系统由多个 部分 组成 ，集油站是其 中最关键 的部分之 一。集油站主要执 行油水分离及污水处 理等任务 ， 若 集 油 站 存 在 不 足 ，则 会 导 致 下 级 注 水 站 的 水 质 达 不 到 国家 要求 的合格标准 ，当不合标准 的的水进入注水 管道后 ，将会 极 大 地 损 坏 注 水 管 道 ，堵塞 地层 ，不 能 达 到 使 用 合 格 水 来 开
油田注水节能降耗措施研究及效果预测
油田注水节能降耗措施研究及效果预测1.改进注水方式传统的注水方式是将水用高压泵送进井口再注入井下，这种方式虽然简单，但浪费能源。
改进注水方式是将水通过管线输送到地面降压机处，先压缩后注入井下，这样可以避免能源浪费，降低能耗。
2.优化注水量为了提高采油效率，通常采用高注水量的方式，但这样会浪费大量的水资源，同时也会增加注水设备的能耗。
优化注水量是通过实验和分析得出的，可以有效地节约能源和水资源。
3.使用高效注水设备一些老化设备或低效设备会浪费大量的能源，使用高效注水设备可以有效地减少这些浪费。
如使用电子水嘴代替机械式水嘴，既提高了注水精度，又能控制注水量，从而达到节能降耗的目的。
二、效果预测采用上述注水节能降耗措施，可以预测其效果如下：1.注水能耗下降23%-32%通过改进注水方式，优化注水量和使用高效注水设备，能耗可以下降23%-32%。
优化注水量是最直接影响能耗的因素，改进注水方式是其次，使用高效注水设备则是能耗降低的关键。
2.节水率提高18%-27%通过优化注水量和采用高效注水设备，水资源浪费可以大幅度减少，预计节水率可以提高18%-27%。
而改进注水方式对水资源浪费的影响不是很显著。
3.年平均经济效益提高14%-23%注水节能降耗措施虽然在一些方面会带来一定的投资成本，但是预计年平均经济效益可以提高14%-23%。
在大部分的情况下，这些措施所带来的经济效益足以抵消投资成本，同时也有更长远的收益。
三、结论将节能降耗措施应用于油田注水中，可以最大程度地降低能耗和水资源浪费，提高采油效率和年平均经济效益，同时也减少了环境污染。
在实践中，应该根据不同油田的实际情况，对注水节能降耗措施进行综合考虑，制定可行的注水方案。
油田注水系统效率优化与研究
油田注水系统效率优化与研究摘要:油田自开始开展注水系统效率技术研究与应用，在系统的优化方面具有较为雄厚的技术优势，经过几年的研究攻关，技术不断进步、完善。
成为注水系统调整改造中的技术支撑，并形成了地面注水系统图形仿真、地面注水系统机泵工况诊断、地面注水系统管网分压优化、地面系统效率综合评价技术等四项主导技术。
通过深化注水系统井筒、储层效率技术研究，加快成果的应用，形成一整套具有推广价值的诊断、分析、评价集成技术，为注水系统优化设计、高效运行提供必要的技术保障。
该技术在油田注水领域具有先进性、完整性、创新性，现场应用后取得了明显的效果。
关键词:油田注水；系统效率；仿真优化；注水系统1.油田注水系统现状分析(1)注水系统基本状况。
大庆油田注水系统经过40多年的开发,经历了基础井网、加密井网、注聚井网等油田建设阶段。
已经形成了一般水注水系统、深度水注水系统和聚驱注水系统3套井网。
一般水注水系统为基础井网和加密井网服务,深度水注水系统主要为二、三次加密井网以及外围低渗透油田服务,聚驱注水系统主要为聚驱开发区块服务。
这样就实现了含油污水、深度污水和聚合物注低矿化度清水三种水质的分支注水,以满足不同井网对水质的各种要求。
(2)注水(入)流程。
为了满足油田生产需要,大庆油田根据自身的地域特征,开发并已逐步形成了7套油田注水(入)的工艺流程。
供水注水工艺流程分别为:集中低压供水、分散注水、单干管多井配水;集中高压供水、集中注水、单干管单井配水;集中高压供水、集中注水、单干管多井配水。
聚合物配置与注入工艺流程为:注入站单泵单井;注入站单泵多井;配制站集中配制、分散注入、单泵对单站供母液;配制站集中配制、分散注入、单泵对多站供母液。
2.注水系统能耗状况油田生产消耗电能,体现在生产过程中的各个环节。
主要耗电单元是各类以电为能源的举升设备,电力输配系统也存在一定的自身能源消耗。
随着油田生产的发展,仍需要不断提高注水效率。
坪北低渗透油藏局部强化注水的实践
要 的是能够增加有效动用程度或波及系数 。波及系 数 主要 受 注水方 式控 制 ， 当注 采方 向沿裂缝 走 向时 ， 随裂缝相对井简长度增加 ， 波及系数减少； 当注采方 向垂直裂缝走向时 ， 随裂缝相对井简长度增加波及 系数增加。计算表明 ， 裂缝性油藏 由反九点转线状 注水 ， 波及系数最大可增加近 ７ ％。 ０
１ 坪北 油藏的地质概况
坪北油藏构造位置处于鄂尔多斯盆地东部陕北 斜坡 中部坪桥鼻褶 带 ， 属岩性 油藏 。储油层 物性差 ， 属低孔、 特低渗透、 低含油饱和度储层， 平均孔隙度
１．％ ， １０ 平均渗透率 １３×１ ｐ 平均含油饱 和 ． ０ ， ， ｍ 度 ５ ％。油层层内属中等非均质储层 ； ０ 层间非均质
含油层 系为 三 叠 系延 长组 ， 主要 含 油小 层 为 长 ６
长 ６和长 ４＋ ５。人工裂缝 方 向为 Ｎ ７。 ８。 Ｅ ０ ～ ０。原 油性 质好 ， 有 低 密度 、 粘 度 、 沥青 质 的特 征 。 具 低 低 综 合评 价为 低产 、 低压 、 特低 渗 、 丰度 、 层 、 低 浅 中型
第ｌ ６卷
第 ４期
江
汉
石 油
科
技
Ｖｏ ． ６ Ｎｏ ４ １１ ．
Ｄｅ ． ｏ Ｃ ２ ｏ６
２０ ０ ６年 ｌ ２月
Ｊ Ｎ Ｈ Ｎ Ｐ Ｔ Ｏ Ｅ Ｍ Ｓ Ｉ Ｎ Ｅ Ａ Ｅ Ｈ Ｏ Ｏ Ｙ Ｉ Ｇ Ａ Ｅ Ｒ Ｌ Ｕ ＣＥ Ｃ ＮＤ Ｔ Ｃ Ｎ Ｌ Ｇ Ａ
坪北 低 渗 透油 藏 局 部 强化 注 水 的 实践
田注水后部分 井极 易水 淹 ， 而部 分井 难 以见 到注 水
08-浅谈坪北油田水平井长水平段地质设计优化
该尽量设计成从储层顶部穿至底部。
敬请各位领导专家批评指正
2.1 水平井形式优化
主要根据油层层数、泥岩隔层等确定水平井采用单层还是双阶梯形式
（1）根据油层数多少确定水平井形式
如果井组区域是单油层，其他层没有油层或者油层不好， 则采用单层水平井开发该井组。
（1）根据油层数多少确定水平井形式
P43-75
GR 50 SP 30 110
水层 0.0
AC 250 400 R4 0 150 200 10 ILD 50
水平井的方位取决于储层裂缝发育状况、储层砂
体的空间展布、构造特征、水平井投产方式、注水开 发后见水方向等因素，只有综合考虑各影响因素设计 水平井段的方位，从而完善井网，达到科学有效开发 油田的目的。
2.2轨迹方位优化
（1）考虑储层裂缝特征
坪桥北区西块微地震储层裂缝监测成果图
315° P 53-89 25°
在水下分流河道。
PX11-1HF
PX11-1HF部署方位为北北西向，与砂体延伸方向垂直。
（3）考虑水平井投产方式、注水开发后见水方向
坪北油田属于特低渗储层，油井自然产能很低，需要压裂投产生 产才能获得较好的开发效果，而且人工裂缝为北东东向。
2006-2011年主侧向压力图
16.0 14.0 12.0 10.0 8.0 6.0 4.0 2.0 2006年 2007年 2008年 2009年 2010年 2011年 2.9 4.1 4.5 5.4 5.6 5.8 10.5 12.0 12.9 13.9 14.2 14.5
（2）油层中部穿越 PH9-1导 眼
深 GR 度 30 180 岩 心 录 0 井 R4 200
垂深1495.4m 油 斑 高角 度缝
坪北油田特低渗透油藏强化注水提高开发效果
第 ４期
江
汉
石 油
科
技
Ｖ０ ． Ｎｏ ４ １２０ ． Ｄｅ ． ０１ Ｃ２ ０
２１ ０ ０年 １ ２月
￣ Ｎ Ｈ Ｎ Ｐ Ｔ Ｏ Ｅ Ｍ Ｓ ＩＮ Ｅ Ａ Ｄ Ｔ Ｃ Ｎ Ｌ Ｇ Ａ Ｇ Ａ Ｅ Ｒ Ｌ Ｕ ＣＥ Ｃ Ｎ Ｅ Ｈ Ｏ Ｏ Ｙ
坪北 油 田特低 渗 透 油藏 强化 注水 提 高 开发 效 果
３ ３％ 。
（） ２ 注入 水 推 进 的方 向性 ， 侧 向油 井 地 层 驱 使 动 能量 较低 。坪北 区属 特低 渗透 、 压 油藏 ， 井 能 低 油 量 恢复缓 慢 ， 力 监 测 难 度 较 大 ， 年 测 压 井 数 较 压 历 少 。根 据有 限 的地 层 压 力 资料 认 为 ， 缝 线方 向地 裂
整和滚动扩边工作 ， 近几年年产油量持续稳定在 １ ７ ｘ ０ｔ 。随着 注水开 发 的进 展 ， 密调 整井 网和滚动 ｌ 加 扩边详探的余地越来越小 ， 为了改善油 田注水开发 效果 ， 必须 将注水井 排上水 淹二注井 转注 ， 拉水线 强
化注水 ， 保油 田持续稳产 。 确
ｘ０ｍ ／， ｔ ｇｌ氯离子含量为 ５ ３ Ｘ ０ ｍ ／， ．５ １ ｇ１水型以氯 化 钙型为 主 。 （ ） 始地层 压力 为 ８３ ａ 油藏饱 和压 力为 ７原 ．ＭＰ ， ４８ Ｍ ａ原始气油 比为 ５ ．ｍ ／， 始油 层体 积系 ．３ Ｐ ， ６２ ｔ原
要 性和 可行 性 ， 进行 了油藏模 拟研 究 ， 结合 矿场 生产 实践 ， 出较好 的历 史拟合 ， 并 得 经数模 优化 ， 提
出了合理 的强化 注水 开发技 术及取得 的主要认 识 。
关键词
安塞 油 田坪 北 区 低渗 透 油藏
油田注水系统能耗分析与优化
油田注水系统能耗分析与优化摘要：油田注水系统是一个相对较大的系统，由若干部分组成，每个部分相互连接和相互作用，在注水过程中，该系统发挥着非常重要的作用。
因此，为了实现减少能源消耗的目标，有必要改进油田注水系统，以促进项目的整体进程，但在目前情况下，油田注水系统的改变没有达到以下目标要实现这一目标，就必须采取强有力的措施，并从更广泛的角度来看待这些措施，以便制定有针对性的减少能源消耗和节约能源的措施。
关键词：油田注水系统；节能降耗；措施引言当前，中国人更加重视环境问题，节能减排是我们面临的问题之一，也是一项比较艰巨的任务。
政府要求我们认识到节约能源和减少能源消耗的重要性。
近年来，社会的环境问题一直是我们关注的问题之一。
我们首先对目前的油田注水技术作了基本介绍，然后提出了解决这方面问题的办法。
一、油田注水系统的结构分析油田注水系统结构比较复杂，主要由电动机、喷油泵、管网、输水室、喷油泵、输水阀和喷口组成。
元件连接后，会形成注水组合。
因此，为了减少油田注水系统的能源消耗，有必要在宏观一级考虑并制定和实施节能措施，传统油田注水系统制定了减少以下方面的目标以及油田注水系统的复杂性，使其工作协调的差异更加明显，而且长期以来能源效率仍然很低。
因此，我们必须把重点放在统一管理注水措施上，确保这些措施充分有效，并使各机构能够同时开展工作，以实现节约能源和减少用水的最终目标。
二、油田注水站能耗构成分析首先，我们首先了解注水站的具体能量构成，主要由三部分组成:第一部分是注入水的总能量，由四部分能量组成；第一部分是水库水位的潜在能量；二是给水泵电动机输入的能量供电；三、注水泵电机的输入能量；第四，增压引擎的输入能量。
第二部分是注水站运行过程中损失的能量，包括水泵组损失的能量、注水站管道和阀门组损失的能量、回流损失的能量和注水网损失的能量。
第三部分是注水站使用的有效能源，主要是向地球地层注水所需的能源。
基于以上所述，我们可以对油田注水站能量损失有基本的认识，主要包括四个部分:第一，水泵发动机运转过程中损失的能量，提供大约96%的运行效率，这就进入了二是注射泵在运行过程中消耗的能量第三，注水网受到负荷强度和能量损失的影响。
坪北油田北一区注水方式探讨
井最 高峰值时间为 １ ３ ． ６ ～３ １ ． ８ ｄ ， 平均 ２ ２ ． ７ ｄ 。沿 裂缝
主向示踪剂推进速率是侧 向推进速率的 ３ ． ２ 倍（ 表１ ） 。
裹 １ 北一区主侧 向水线推进速度裹
［ 收稿 日 期 ］２ ０ ０ ｌ ７ 一Ｏ ５ —１ ５ ［ 作者简介］金明（ １ ９ ８ ３ 一） ， 男， 大学， 工租师 ， 长期从 事采 油工程技 术研 究、 油气勘探 开发管理工作 。
坪 北 油 田北 一 区 注 水 方 式 探 讨
金 明
（中国石 化 江汉油 田分公 司坪 北经理部 ， 陕西 安塞 ７ １ ７ ４ ０ ０）
［ 摘 要］ 坪北油田北一区具有特低渗透与裂缝的双重性， 只有采取多样化不稳定注水方式， 紧跟动态变化， 不断调 整不稳 定注水策略 ， 才可以尽最 大可能减缓含水上升速度 、 减缓产量递减速度 ， 实现 北一 区老 井的连 续稳产 。细分 注
４ ５ ． ４ ｍ ／ ｄ 。 示踪剂 到达 油井最高峰值 时间 为 ７ ～１ ４ ｄ ， 平 均１ ０ ． ５ ｄ Ｉ 侧向平均 推进速 度 １ ４ ． ２ ｍ／ ｄ ， 示踪 剂到 达油
水方式 ， 控制主 向井含 水上 升速度 ， 提高 侧 向油井 受效
程度 ， 已成为 目前北一 区稳产 的主要 任务 。
裂缝 主要 有 两组 ， 分别为 Ｎ Ｅ ２ ５ 。 ～Ｎ Ｅ ４ ５ 。 和 Ｎ Ｗ２ ０ 。 ～
ＮＥ ４ ５ 。 ， 注入水易 沿裂 缝 突进 ， 多形 成 “ 水 线” 。注水 开
由于北一区特低渗透与裂缝的双重性 ， 注入水的推进
表现出明显的方向性 ， 北一区注示踪剂结果显示如下 ：
表 ２ 北一区井间示踪成果裹
坪北油田特低渗透油藏超前注水探索与实践
累积 注 入 量 其 中
２ ７
替压力 系统 ， 压力下降后 渗透率 迅速 降低 ， 井 出现低 油 液高含 水 ， 即使通过后 期加大 注水补 充力 度 ， 也难 以使 渗透率 得到明显的恢复 。因此 ， 为了摸索适 合低渗透油 藏最佳 的注水方式 ， 田特选取 了 Ｐ ５ 区作为超前注 油 ５井
史稿 日期 ］ ２ １ ０ — １ ０ ３ ２ ９ ［ 一 作 者 简介 ］ 张丽媛 （９７ ） ． 第 １８一 ， 助理 工程 师 ． 业于重庆科技 学院油 气开采专业 ， 女 毕 现在 中国石油长 庆油 田分公 司坪 北经理部地 质研 究所 工作 ：
张丽媛． 坪北油 田特低 渗透油藏超前 注水 探索与实践
根 据 长 庆 油 田的 超 前 注 水 矿 场 试验 分析 ， 当注 水 强 度 大 于 ３ Ｏ （ ｍ） ， 井 投 产 后 见 水 较 快 ， 且 ． ｍ ／ｄ・ 时 油 而 含 水 上 升率 上 升较 快 ， 因此 ， 前 注 水 的 强 度 应 控 制 在 超
３ Ｏ 。 （ ｍ） ． ｍ ／ ｄ・ 以内 。根据地质条件类似 的坪桥 作业 区 的超前注水经验 ， 注水强度 应保持在 １５ （ ｍ） ． ｍ ／ ｄ・ 左 右时开发效果最好 。
江 汉 石 油 职 工 大 学 学 报．
２１ 年 ０ 月 ０２ ５
Ｊｕｎ ｌ ｆ ｉ ｇ ａ ｅｒｌ ｍ Ｕｎ ｅｓ ｙｏ ｔｆ ａ ｄＷｏｋ ｒ ｏ ｒａ ｏ ａ ｈ ｎＰ ｔ ｅ ｉ ｒ ｔ ｆ ａ ｎ ｒｅｓ Ｊｎ ｏｕ ｖ ｉ Ｓ ｆ
第２卷 ５
第３ 期
坪 北 油 田特低 渗 透 油藏 超 前 注 水 探 索与 实践
油气田井下注水堵水作业优化与效果评价
油气田井下注水堵水作业优化与效果评价一、引言油气田中地下水的分布对采油有着至关重要的影响，注水工艺可以提高油田采油率、油水效益和油藏储量等方面。
但注水工艺的影响因素众多，应用深度有限。
因此，必须对注水优化和评价进行深刻的研究和探索。
二、注水堵水作业的原理注水堵水作业是一种通过在井下向注水管道中注入高渗透性物质来阻塞低渗透性物质，从而提高注水压力和湿润度，增加注水效果的方法。
注水堵水作业原理基于注水过程有宏观运动规律，有流体动力学和物理化学等知识作为理论依据，在实际操作中，需要详细掌握油田地质属性、注水管道与油层间相互影响等因素。
三、注水堵水作业的影响因素注水堵水作业的影响因素很多，油井的地质地形、油藏的地质构造、油水互动等诸多因素都会对工艺起到重大影响，需要对注水堵水作业进行优化和调整。
（一）油藏地质构造油田的地质构造是注水堵水作业的基础条件，因此，必须选择适宜的油藏地质环境进行注水，以提高注水压力和流量、保证注水质量和效果。
对于复杂地层、大深度注水等情况，注水前需要对地质结构进行合理的分析和评估。
（二）注水管道与油层间的相互影响注水管道与油层是直接相互影响的，通过优化注水管道的位置、注水压力和注水流量，可以使注水穿透能力更强，注水效果更好。
同时，需要对油藏的水文地质条件和岩石物理性质进行近距离探测和分析，以给优化注水管道提供充分的前提依据。
（三）注水液量大小注水量不同，其堵水效果也会不同。
可通过一系列试验和模拟实验来确定注水液量大小，以达到最佳注水效果。
此外，还应根据实际注水情况进行及时调整，以达到最佳堵水效果。
（四）防堵水剂的选择不同的防堵水剂化学性质不同，基本适用于不同的油藏环境。
因此，需要根据油藏环境和注水效果，选择合适的防堵水剂，并进行精准配比和施加。
四、注水堵水作业效果评价（一）注水效果评价对注水效果进行评价的主要方法是通过揭示油井产出数据的变化来分析注水效果，不仅需要考虑产量值的变化，而且还要考虑产出液体类型和有效半径等多个方面的数据。
油田注水开发后期提升采油率的技术分析
油田注水开发后期提升采油率的技术分析油田注水开发是一种常见的采油方式，通过向油层注入水来维持油藏压力，促进原油的流动，提高采油效率。
在注水开发一段时间后，油田的采油率可能会出现下降的情况，这就需要进行后期提升采油率的技术分析和应用。
本文将从油田注水开发后期提升采油率的技术分析的角度进行探讨。
一、高效注水技术1.1 高效注水井网布置在注水开发的后期，可以通过重新布置注水井网来提升采油率。
通过优化注水井的布置密度和井网结构，使得注水液体更加充分地浸润到油层中，达到更好的增油效果。
1.2 注水液体优化对注入油层的注水液体进行优化也是提升采油率的关键。
选择性能更加优越的注水剂，比如高效的增粘剂、分散剂和防渗剂，能够提高注水液体在油层中的渗透性和压裂作用，进而提高采油效率。
1.3 优化注水压力在油田注水开发后期，需要根据油层的地质条件和油藏的剩余压力情况，对注水压力进行合理调整。
合理的注水压力能够保证注水液体能够更好地浸润到油层中，从而提高采油率。
二、提升采油效率的技术手段2.1 注水加酸技术在注水开发后期，采用注水加酸技术可以有效地提升采油效率。
通过向油层注入一定浓度的酸液，可以溶解岩石中的碳酸盐、铁锈、硫化物等，增大孔隙和渗透性，从而提高原油的产量。
2.3 电激发技术电激发技术是近年来逐渐应用于油田注水开发中的一种新技术手段。
通过在注水管道中引入电场，改变地层表面的电位分布，使得原本稳定的油水界面发生不稳定性，从而改变油层渗流规律，增强原油的流动性，提高采油效率。
三、油田注水开发后期提升采油率的现状与挑战油田注水开发后期提升采油率的技术已经取得了一定的进展，但仍然面临多方面的挑战。
油田地质条件复杂，不同油藏的注水开发后期提升采油率的技术手段可能有所不同，需要根据实际情况进行差异化的技术分析和应用。
一些提升采油率的新技术手段在实际应用中仍然存在一定的不成熟性和风险性，需要更多的实验验证和技术积累。
提升采油率的技术应用还需要综合考虑成本、效益和环保等因素，需要在技术、经济和环保之间进行平衡。
油田注水工艺技术优化分析
一、油田注水的概述油田中的地层能量亏空问题因全面转型注水开发而得以解决，利用一系列先进注水工艺技术措施，将符合注水水质标准的水注入地层，做到既不堵塞油层，又不会对注水管线和设备造成腐蚀，从而实现经济有效的水驱开发效果。
油田注水的具体过程：先将要注入的水进行水质净化处理，控制其含油量和悬浮颗粒浓度达到注水的水质标准，利用地面增压泵进行高压处理，由注水干线将其输送到各个配水站并分配给各注水井，最终通过笼统注水或者分层注水的方式将水注入油层，实现油水井的连通，以补充地层能量。
加强对油田注水工艺的管理，保持整个注水系统的平稳运营，时刻关注地层压力和吸水能力，并严谨分析研究注水井的注入压力情况，通过优化注水井注入制度降低能耗，来提高整个注水系统的生产效率。
注水设备要按期进行报修维护，防止运营时出现故障，保证注水系统的正常运行。
定期对注水井流量进行扫线清理，检测注水管线中水质是否合格，防止流程堵塞。
二、油田注水工艺技术的问题分析1.水质控制问题目前油田地面注水工艺技术主要选择油井采出水回注的方式，这样也就出现比较严重的水质问题。
例如某油田的水质达标率为72%，水中富含油、悬浮固体和SRB菌等，且机杂含量超标。
回注水水质不达标的问题，又会导致设备出现腐蚀、老化等问题，严重影响设备的寿命。
另外，水质不达标直接回注于地下，则会导致油层污染问题，最终影响对应油井的采收率。
2.注水量控制问题地层存在纵向注水控制程度不均的情况，部分地层因水窜已到高含水阶段，产出水远超于注入水需求，不仅容易造成油层水窜，还造成注入水浪费和无效水循环，结果导致目的加强层欠注。
例如某油井三年期间，用水量高达96000m3。
这种不均衡的情况无形成增加了水驱开发成本。
3.注水井堵塞问题管线腐蚀问题和分注管配注水嘴堵塞均会对注水造成不良干扰。
其中水嘴堵塞问题可导致注水井压力过高，甚至注不进，影响干线管线安全。
腐蚀结垢问题均影响注水流程管线性能。
如某油田的平均腐蚀率为0.31-1.49mm/a，严重区域可达2mm/a，对注入水水质影响极大。
恒压恒流自动控制注水工艺技术在坪北油田的应用
恒压恒流自动控制注水工艺技术在坪北油田的应用王晓龙;杨涛;王晖;陆新兴【摘要】恒压恒流注水工艺的特点，是在注水过程中保持注水泵出口压力的恒定和注水井注水流量的恒定。
注水泵采用变频调速和闭环调节，实现出口压力恒定；注水井口采用多功能恒流配水装置实现注水流量恒定。
恒压恒流注水工艺的应用，避免了调水引起的系统压力大幅波动和超注、欠注事故的发生，提高了注水质量，降低了岗位员工的劳动强度，提高了注水生产管理水平。
%Constant pressure and constant flow waterflooding technology is used to maintain the constant outlet pressure of the waterflooding pumps and the constant water flooding flow of water injection wells in the waterflooding process. Waterflooding pumps realize their function by using frequency control of motor speed and closed-loop regulation while waterflooding wellhead by using multi-functional distribution main with constant flow. The application of the technology has avoided such troubles as a big change of system pressure, over injection and short injection in the water transfer, raised the waterflooding quality, lessened the labour strength and also improved the management in waterflooding operation.【期刊名称】《江汉石油职工大学学报》【年(卷),期】2011(024)005【总页数】3页(P51-53)【关键词】恒压恒流;注水工艺;技术;应用【作者】王晓龙;杨涛;王晖;陆新兴【作者单位】中国石油长庆油田分公司坪北经理部,陕西安塞717408;中国石油长庆油田分公司坪北经理部,陕西安塞717408;中国石油长庆油田分公司坪北经理部,陕西安塞717408;中国石油长庆油田分公司坪北经理部,陕西安塞717408【正文语种】中文【中图分类】TE357.6坪北油田注水系统规模较小，注水管网具有“简、短、单、串、小”特点。
最新坪北油田开发中后期注水调整探讨-精品
坪北油田开发中后期注水调整探讨摘要：坪北油田为典型的特低渗透裂缝型岩性油藏,经过十几年的不断摸索,取得了良好的稳产开发效果,目前坪北油田面临水窜严重、累计注采比拟大、地层能量缺乏等开发矛盾.本文通过分析现阶段注水开发现状,对目前的注水开发方式进行探讨,希望能限制油田含水上升率、延长油田稳产时间.关键词：特低渗透；稳产；注水开发探讨1坪北油田开发简况1.1油田概况坪北油田是处于边际条件的特低渗透油田,区域构造位于鄂尔多斯盆地东部陕北斜坡中部的坪桥笔褶带上.构造对油藏无明显限制作用,属岩性油藏.主要开发层系为三叠系延长组C4+52、C61、C62小层.储层物性差〔平均孔隙度为11.5%,平均渗透率1.3md〕,非均质性强,原始地层压力低,地饱压差小〔地层饱和压力4.8MPa,压力系数0.64〕,天然能量微弱.油藏主要发育两组天然微裂缝：NE250-NE450,NW250-NW40°,裂缝在原始地应力条件下呈闭合状态.1.2注水开发主要历程及开发现状坪北油田开发主要经历了四个阶段：1998年5月正式投产,依靠天然能量试采,1998年年底-1999年为注水试验阶段；1999年年底-2001年年底为完善全区根底并网、大规模产建阶段；2001年年底-2022年年底为井网完善调整和加密试验阶段；2022-2022年为二注井转注、水井调剖调驱等老区综合调整阶段；并取得了自2001年至2022年连续稳产原油17万吨,自然递减率全年限制在8%的开发效果.截至2022年年底,坪北油田有采油井639口,其中开井数589口,平均单井日产液1.8t,日产油0.8t,综合含水率55.02%,地质储量采出程度6.16%,采油速度0.48%.注水井211口,其中开井数198口,月注采比2.03,年累积注采比1.41,老井自然递减率7.61%,综合递减率6.75%.目前,坪北油田处于低采出程度、中含水稳产开发阶段.2注水开发特征目前坪北油田注水开发主要存在以下3个特征：2.1油井排微裂缝与水线排窜通,油井含水上升快坪北油田储层有效孔隙度低,流体主要靠裂缝渗流,而坪北油田地层压力系数仅0.64,天然裂缝在初期处于闭合状态.在后期注水开发中,随着注水压力逐渐升高,转注井转注前压裂采油,油井重复压裂改造,侧向微裂缝开启并与注水水线窜通,造成注水沿裂缝方向窜进,油井含水迅速上升.2.2年累积注采比逐年提升,而水驱效果却未有效提升近年来,年累积注采比逐年上升,由2022年1.21上升至2022年1.42,但局部井区注水开发效果未有效提升,油井能量水平保持较低.比方在坪北油田北二区P116井区,油井20口,水井5口,油水井的井数比是4:1,截至2022年年底,注水井单井平均累计注水量达45000方,但整个井区表现为注水效率低,边部存在注水外溢,油井产液量低,平均单井日产液仅0.8吨,低于油田单井产液水平.2.3套损井逐年增多,局部井修复后难以实现精细分层控水近年来,受洛河层水的氧腐蚀、注入水水质和套管使用年限的影响,油水井套损井数呈逐年骤增态势,截至2022年6月底,套漏油水井已达45口,其中2022年上半年新增9口.注水井套损后,大局部无法实现分层注水,影响注水调整和注水效果.3注水开发调整与探讨3.1开展周期注水和水井重复调剖调驱,提升了注水的均衡性周期注水的机理：注水阶段注入水大局部先进入高渗局部,即裂缝开启方向,再由高压、高渗区局部进入低渗局部驱油；停注阶段高渗局部压力下降快,形成低压、低渗局部的油和水排入高渗局部而被采出.利用该机理,2022年上半年,在注水受效不均的井区开展周期注水,增强注水周期调整,从而延缓侧向水窜方向油井含水上升速度,促进周围其他油井均匀受效.共采取周期注水18井次,15口油井含水下降,11口油井含水保持稳定.同时,选取调剖失效的井组进行重复调剖调驱,封堵侧向水窜通道.2022年上半年完成调剖、调驱共5口,调后6口油井含水下降,日增油2.5吨.3.2整体调整注水强度,摸索现阶段合理的注采比2022年年初,对注采比最高的SP199井区降低注水220方,调后综合含水由61.9%降为59.7%.通过2022年的注水调整效果发现,目前井区内的月注采比有下调空间.2022年,选取累积注采比拟大和注水效率低的区域再次进行整体降水调整,累积下调注水量680方,调后整个坪北油田月注采比由年初的2.03降为1.46,年累积注采比保持在1.41,综合含水限制在54.2%,日产液水平保持稳定.3.3边部实施整体调剖调驱工艺,有效封堵注水外溢通道2022年上半年,针对边部注采完善区域存在注水外溢,长期注水不受效的现象,开展区域整体调剖调驱试验.以北区P116井区为试验区,根据周围油井的生产动态选取调驱3口,调剖1口,调后周围油井有6口含水明显下降,4口含水保持稳定,共日增油1.2吨.3.4积极摸索新工艺,改善套损并无法实现分层注水的现状2022年,针对封隔器堵漏后造成局部水井无法实现分层注水的现状,在坪北油田选取2口套漏注水井开展浅层挤水泥固井工艺试验.假设实施成功,可为下步套漏井治理的可行性提供依据.。
坪北特低渗透油藏改善水驱效果研究的开题报告
坪北特低渗透油藏改善水驱效果研究的开题报告一、研究背景随着油气资源的逐渐枯竭和开采难度的加大，已经非常明显地看到了未来全球石油行业的发展方向：将重心转向原油采收率的提高。
在这个背景下，如何改善水驱过程中的采油效果，降低成本、提高采油效率已经成为了重要研究方向之一。
坪北油田是我国大型油田集群之一。
该地区原油属于中低凝点原油，总含硫量低、蜡油含量低，常规采收率较低。
针对该矿区特低渗透油藏的水驱效果，需要着手开展改善措施的研究和优化方案的制定，以达到增大采收率、提高采油效率的目标。
二、研究目的和意义本研究旨在探索坪北特低渗透油藏的水驱效果改善方案，通过分析和优化改进水驱完成采收流程，提高采油效率，降低成本，进一步增加全球石油储量，提高全球能源供应安全性等，对实现我国能源供应安全和能源结构调整、低碳环保发展具有积极意义。
三、研究内容和方案1. 坪北油田特低渗透油藏水驱过程的理论分析和模拟方案。
2. 现场采集样品进行渗透系数试验，辅助建立油藏模型。
3. 基于油藏模拟，对坪北特低渗透油藏水驱效果进行评估和分析。
4. 设计若干组试验方案，结合现场实际操作，探索如何通过人工注水、改进水驱喷注方式等措施改善水驱效果，提高采收率，降低成本。
5. 对试验结果进行分析和总结，提出优化建议，为后续钻井、生产等提供科学依据。
四、研究计划安排1. 研究时间：2022年3月至2023年12月。
2. 研究流程：包括文献调研、样品采集与试验、油藏模拟、试验方案设计、试验操作、数据分析等。
3. 预期目标：对坪北特低渗透油藏水驱效果进行探究，提出改善措施和优化建议，进一步优化生产管理和工艺，提高采收率，降低成本。
五、研究预期成果1. 研究报告：归纳总结水驱成因和机理，提出改善措施和优化建议，为坪北油田特低渗透油藏的开发提供科学参考。
2. 学术论文：研究成果发表相关学术论文，提升研究水平和学术影响力。
3. 工作方案：提出改进水驱工艺的工作方案，具有一定的推广利用价值。
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循环 。
ｍ ３ ， 满足滚动开发和强化 注水的需求 。 ２ ． ２ 优化污水处理工艺 ， 提高注水水质 联合站原污水处理 工艺是 采用传 统 的混凝沉 降和
也 只能达到配注能力 ， 不能满足未来提高采 收率 配注发
展要求 以及管 网调整需要 。 Ｉ ． ２ 污水处理系统能力欠 缺， 注水水质不达标
２ ０ ０ ８年分公 司水质 监测 数据显 示 ， 坪北油 田注 水
综合达标率仅 为 ５ ６ ． ８ ５ ９ ／ ５ ， 尤其是联合站污水站达标率
油田对其注水系统进行 了优化调整 ， 主要 措施为 ： 新建、 改造注水站 ， 提 高注水 能力； 优 化污水 处理 工艺， 提 高注水水 质； 优化 系统运行 ， 提 高注水系统效率； 优化注水管网系统， 合理调 配水资源 ； 更换注水管线 ， 降低安全风险。
［ 关键词］ 坪北油田； 注水 系统 ； 注水管网 ［ 中图分类号］ Ｔ Ｅ ３ ５ ７ ． ６ ［ 文献标识码］ Ａ ［ 文章编号］ １ Ｏ ０ ９ —３ Ｏ １ Ｘ （ ２ ０ １ ５ ） ０ ２ 一Ｏ ０ ４ ３ —０ ３
“ 十五” 时期全油 田年平 均注水 量不到 ３ ５ ×１ Ｏ ｍ３ ，
“ 十一五” 末、 “ 十二五” 初已经增长到全年 ９ ２ ． ０ ×１ ０ ‘ ｍ ３ 。
Ｐ ３ ２注水 站于 ２ ０ ０ ０年 投产 ， 已累计运 转超 过 ３ ×１ ０ ｈ ，
机 械故障 多， 实 际注水能力 明显 下降 ， 其 它 ３座 注水站
１ 注水系统现状
坪北 油田注水 系统始 建于 １ ９ ９ ９年 ， 随着油 田注水
干线大多投产 于 ２ ０ ０ １年前 ， 按 长庆等周 边油 田注水 管
线使用年 限及坪北的现有管线腐蚀情况来看 ， 近两年 内 大部分注水干线超过使用年限 ， 可能出现大量穿孔现象 ， 注水干线更换的需求量大 。
第２ ８ 卷
第２ 期
坪 北 油 田注 水 系统优 化 调 整 效 果 分 析
熊 ● ～ 涛
（中国石化 江汉油 田分公 司油气工 艺处， 湖北’ 潜江 ４ ３ ３ １ ２ ４）
［ 摘 要］ 坪北油田注水 系统存在； ｉＴ ？ － ￣ ｇ ２不足， 污水处理不达标 ， 水源分布不合理等 问题 。为解决这 些问题 ， 坪北
坪北 油田位 于 陕西省 延安 市安 塞县境 内，１ ９ ９ ９ —
２ ０ １ ３年投入注水 开发 ， 开发储 量 ３ ４ ９ ７ ×１ ０ ｔ ， 占动用 储 量的 １ ０ ０ ， 对应 的受 效油井 ５ ２ ８口， 日产 原油 ４ ７ ６ ｔ 。油 田注水系统现有 注水站 ４座 （联合 站、 Ｐ ６ ５ 、 Ｐ ３ ２ 、 Ｐ １ ９ ９） 和注水点 ２个（Ｐ Ｘ１ 和Ｐ ｌ １） ， 总设 计注水 能力
２ ２ ８ ８ ｒ ｎ ３ ／ ｄ ， 实 际注水 ２ ２ ２ ５ ｍＶｄ 。由于连续滚动 开发
１ ． ３ 注水系统能耗高 ， 系统效率低 产能建设 配套后 ， 注水 井 网调整 ， 造成 注水 管 网布 局不合理 ， 注水效率低下 ， 管损能耗大 。２ ０ ０ ７年 ， 对坪北 油 田 ４座注水站进行 了注水地面系统效率 和单耗测试 。 测试数据表明 ， 该油 田平均注水系统效率仅为 ４ ３ ． ３ ２ ， 从注水站到注水井 口平均压力损 失均大于 ４ ＭＰ ａ ， 尤其
规模加大 ， 注水 战线拉长 ， 注水系统从 能力、 效率等方 面 都不能满足生产要求 ， 主要存在以下 问题 。
１ ． １ 注水量大幅增长 ， 注水能力严重不足 ２ 注水系统优化调整
２ ０ ０ ９年以来 ， 对 坪北 油 田注水 系统进 行 了优 化 调 整， 引进 了注水 、 污水处理新工艺、 新技术 。 ２ ． １ 新建 、 改造注水站 ， 提高注水能力 结合坪北油 田欠注 区块 、 注水 系统分 布状 况， 合理 优化布局 ， 通过新 建 、 改造注水站 ， 提 高注水能力 。２ ０ １ ０ 年新建 了 Ｐ １ ６注水 站 、 Ｐ Ｘ ６注水 点 ， 分别增 加注水 能力 ３ ６ ０ ｍ３ ／ ｄ ， １ ５ ０ ｍ３ ／ ｄ ； 系统改造 Ｐ ６ ５注水站 ， 其 注水 能力 提高 了 ７ ６ ０ Ｈ ｌ ３ ／ ｄ 。全油 田年 注水 能力提 高 ４ ６ ． ４ ×１ ０
是 Ｐ ３ ２和 １ ＇ ６ ５站 ， 平均压力损失超过 了 ６ ． ６ ＭＰ ａ 。注水
和开发思路调整 ， 注水井 数量 、 注 水强度 及分层 注水 井 比例均增加 ， 注水需求水量上升 ， 注水 线路也 随之延 长 。 Ｐ １ ９ ９注水站和 Ｐ ｌ ｌ注水点为 ２ ０ ０ ８年新建 ， 设计 注水 能 力 分别 为 ６ ０ ０ ｍ３ ／ ｄ 和５ Ｏ ｒ ｎ ３ ／ ｄ ， 实际注水量分别为 ４ ７ ０
江 汉 石 油 职 工 大 学 学 报
２ ０ １ ５ 年 ０ ３ 月
Ｊ ｏ ｕ ｒ ｎ ａ ｌ ｏ ｆ Ｊ ｉ ａ ｎ ｇ ｈ ａ ｎ Ｐ ｅ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ｕ ｍ Ｕｎ ｉ ｖ ｅ ｒ ｓ ｉ ｔ ｙ ｏ ｆ Ｓ ｔ ａ ｆ ｆ ａ ｎ ｄ Ｗｏ ｒ ｋ ｅ ｒ ｓ
ｍ３ ／ ｄ 和 ２ ５ ｍ３ ／ ｄ ， 其它站点及注水管 网均为 ２ ０ １ ０年左 右投运 。
站部分设备未在最优工况下运行 ， 造成系统能耗高。
１ ． ４ 部分注水管线腐蚀严重 ， 安全隐患大
Ｐ ６ ５ —１ ＇ ６ ０注 水 主 干 线、 Ｐ ６ １支 干 线 、 Ｐ ２ ２ 一Ｐ １ ８ 一 Ｐ ８ ６ 、 Ｐ ６ ２ 一Ｐ Ｘ ７ 一Ｐ Ｘ ６注水管线均在 １ ９ ９ ８年投 产使用 ， 局部管段 已多次穿孔 ， 管线 已达到更换年 限。坪北 注水