2009胜利油田开发技术座谈会材料9

加快推行一体化治理努力提高老油田水驱采收率胜利油田分公司东辛采油厂2009年2月2日加快推行一体化治理努力提高老油田水驱采收率编写：隋春艳牛拴文徐赋海马来增路智勇董福生颜春者卢惠东初审：赵明宸审核：马代鑫杨勇2009年2月2日目录前言： (1)一、广利油田影响采收率的因素 (1)（一）概况 (1)（二）开发简历及现状 (1)（三）存在问题 (2)（四）莱1断块综合调整的启示 (3)二、广利油田一体化治理的做法 (4)（一）改善源头水质，减缓水质腐蚀 (4)（二）精细地质研究，二次完善注采井网 (8)（三）科学配注，启动调水工程，提高注采比 (10)（四）加强工程技术配套，实施治理一步到位 (11)（五）强化注采动态调配和现场注采管理 (12)三、广利油田一体化治理的效果及认识 (13)（一）一体化治理的效果 (13)（二）一体化治理的认识 (15)1、精细油藏描述、找准剩余油是一体化治理的基础 (15)2、改善注水水质是一体化治理的前提 (15)3、技术进步是一体化治理的关键 (16)4、精细管理是一体化治理的保障 (16)5、一体化治理是提高老油田采收率的重要手段 (16)四、推广一体化治理的部署安排 (16)（一）东辛油田推广一体化治理开展的前期研究工作 (17)1、断块油田精细地质研究 (17)2、水质腐蚀机理及稳定技术研究 (18)3、开展欠注层改造技术研究，提高潜力层储量动用程度 (20)4、开展大压差井分层技术研究，提高层间差异大井的动用程度 (21)（二）东辛油田中部断块区一体化治理部署 (22)前言：东辛复杂断块油田经过四十多年的开发，进入“三高”开发阶段。

围绕老油田稳产工作，在注水上做了大量工作，先后开展了注水井“三个一百”、水井补欠账治理和水井专项治理等工程。

2001年以来，平均每年投转注84口井、恢复停注51口井、欠注层改造118口井，但开水井数和注水量没有明显增加，欠注层仍居高不下，动液面持续下降。

如何夯实断块油田稳产基础成为摆在我们面前的一项重要课题。

针对这种情况，我们进行了分析和思考：油田开发到了中后期，多种矛盾和问题相互交织，单凭一项或者几项单一的措施都是难以凑效的，必须从源头到过程，多措并举、综合治理。

为此，我们在广利油田开展了注水一体化治理工程。

一、广利油田影响采收率的因素（一）概况广利油田是一个开发30多年的老油田，是一个常温、常压、常规稀油的整装构造油藏，主力含油层系沙四段，含油面积31.8Km2，有效厚度13.1米，地质储量4791×104t，可采储量2011×104t，采出程度33.4%，油层纵向及平面非均质严重，变异系数0.72。

地层水水型为CaCL2型，矿化度高，一般在4.71-12.33×104mg/L之间，平均为5×104mg/L。

（二）开发简历及现状广利油田74年投入开发，76年开始注水，81-88年进行多次综合调整，采油速度最高达到3.09%,89-95年滚动开发莱14块和沙二段油藏，95年后由于油水井大批腐蚀损坏，造成井网不完善，产量快速递减，再加上注水套窜严重，地层能量下降快。

方案实施前，该油田投产油井125口，开油井73口，日液能力7536t，日油能力279t，综合含水为94.5%，累产油量1599.6×104t，采出程度33.4%，采收率为38.3%，采出可采储量的93.5%，采油速度0.18%，投注水井158口，水井开47口，日注水平6987m3，月注采比0.85,累计注水为7884.913×104m3，累计注采比为0.77。

平均动液面1375m，地层总压降12.22MPa。

（三）存在问题1、井网损坏严重,导致单元注采系统极不完善，水驱控制程度低，只有59.2%，油井多向受效率只有36.9%。

2、平面及纵向非均质严重，储量动用状况不均衡砂体平面及纵向非均质严重，变异系数高达0.72，突进系数2.5-4.1，渗透率级差3.5，低渗层区、段的潜力难以得到较好的发挥。

3、注水系统腐蚀严重，注水干压低，无法适应开发中低渗透潜力层的需求高矿化度的地层水不仅对油水井井下管柱腐蚀严重，对地面系统也同样腐蚀严重，由于管网老化，目前注水干压只能维持在10MPa左右，而油藏低渗区、层的启动压力在11MPa以上，因此目前管网很难适应中低渗透潜力层开发的需要。

4、目前广利油田采用自身产出水回注，由于区域注水量不足，造成水驱指数下降（为-0.34%），累计存水率为-0.07%，油田递减加大，水驱开发效果变差。

目前注采比只有0.77，地层压降高达12.22MPa。

（四）莱1断块综合调整的启示莱1断块2002年实施技术改造方案，实施新钻水井4口，大修水井7口，方案实施后增加日油能力40吨，见到一定的效果，2003年实施注采井网完善的综合调整方案，设计新井17口，老井工作量65井次（其中大修18口），实施新钻井15口，实施老井工作量42井次（其中大修7口），当年增加日油能力80吨，但到2004年初断块日油能力快速下降到200吨左右，开发效果变差，未达到方案设计要求。

通过两次的调整，莱1断块给我们启示有以下几点：1、老井大修资金短缺以及大修技术条件限制导致大修工作量实施较少，不到方案设计大修井的40%，使得多数注采井组无法完善。

2、在方案实施过程中老井不断损坏，给井网完善工作增加了难度，当年新老井转注7口，水井大修7口，扶停1口，然而老水井又损坏19口，致使开水井数从2003年初的30口下降到26口,而且呈继续下降趋势，远达不到方案设计要求，所以老井防腐的预防和治理急需要加强。

3、新井钻遇油层情况基本和方案认识一致，新井日增油60吨，平均含水70.2%,对断块的增油降水效果十分明显，对产能的贡献较大。

但地面管网腐蚀以及水源不足导致潜力层注入不足,每年液面下降近80米,地层能量下降,多数生产中低渗透层的油井供液不足,产量快速递减。

莱1断块虽然进行了两次调整，但由于污水处理工艺、井筒防腐技术不配套以及注水量不足、资金短缺导致大修工作量跟不上等问题，开发形势依然没有好转。

两次实践使我们认识到，广利油田的综合调整必须统筹考虑，实施一体化综合调整。

二、广利油田一体化治理的做法（一）改善源头水质，减缓水质腐蚀1、水质腐蚀原因分析离CO2含量233mg/l，并含有少量的H2S和溶解氧，这是造成腐蚀的主要原因，同时高矿化度对腐蚀产生促进作用。

2、水质不稳定原因分析广利水质稳定性差的根本原因是水中Fe2+含量13mg/l，会逐渐被氧化形成Fex(OH)m(3x-m)+胶体沉淀，形成新的SS，使水质沿流程逐渐恶化，最终导致注水井井口水中SS含量较出站高数倍，造成实际注入水质严重超标。

3、采用电化学预氧化处理工艺，解决水质腐蚀问题目前常规处理工艺技术（三防药剂）和处理流程无法根本解决上述技术难题。

为此，我们研究并引进应用了电化学预氧化处理工艺。

（1）电化学预氧化技术原理污水中存在如下化学平衡反应：CO2＋H2O →H++HCO3-，HCO3-→H++CO32-通过带正、负点的两极板，发生如下电化学反应：阳极（氧化）反应：Fe2+－e→Fe3+阴极（还原）反应： 2H+＋2e→H2↑随着电化学反应的进行，降水中Fe2+氧化成Fe3+，同时 H＋消耗后促使水中游离CO2溶解变成CO32-，遇钙、镁、铁离子生成沉淀，沉降出来。

Ca2++CO32-→CaCO3↓或 Fe3++CO32-→ Fe2(CO3)3（2）电化学预氧化的作用①减缓腐蚀电化学反应消耗了H＋，去除了水中游离CO2，提高了pH值，改变了弱酸性腐蚀环境、减缓水质腐蚀。

②电化学杀菌电化学氧化在水中产生大量的氢氧自由基OH·的中间态的强氧化性物质，起到氧化杀菌作用。

③电化学混凝净化及水质稳定通过电场对碰撞运动的强化作用和电化学反应产生强氧化性物质，将采出水中难以混凝沉降的Fe 2+、各种硫化物等氧化成易于沉降的Fe 3+、单质硫，再与配套的混凝剂共同作用，使采出水中的各类杂质全部快速混凝沉降下来，实现水质净化、稳定达标。

（3）机理室内试验结果电化学絮凝过程显微观察结果表明，电化学作用加快悬浮体架桥絮凝的速度。

1—初期絮体图像， 2—40秒后絮体图像 3—80秒后絮体图像， 4—140秒后絮体图像 5—340秒后絮体图像， 6—640秒后絮体图像5A/m2 通电时间10s 5A/m2 通电时间180s自然沉降10s 自然沉降180s10A/m2， 通电时间10s 10A/m2 ，通电时间180s未经电絮凝的絮体沉降图像23－搅拌结束5秒后絮体图像24—搅拌结束10秒后絮体图像25—搅拌结束15秒后絮体图像26—搅拌结束20秒后絮体图像27—搅拌结束24秒后絮体图像28—搅拌结束35秒后絮体图像29—搅拌结束60秒后絮体图像30—搅拌结束120秒后絮体图像31—搅拌结束180秒后絮体图像电絮凝的絮体沉降图像电化学絮体沉降特性实验结果表明：电化学作用加快悬浮物沉降速度,通电时间越长，沉降越彻底。

通过优化试验，最终确定广利污水站电化学预氧化改造技术参数：电压：3～5V直流电；电流：3000A电化学装置现场试验（广利站）4、进行污水罐和流程改造，保证出口水质稳定一是新上6座玻璃钢罐（其中2座1000方除油罐、2座1500方混凝沉降罐、2座500方缓冲罐）；二是采用双流程处理模式，并对结垢流程进行清洗；三是利用废弃干化池，增加污泥沉降时间。

5、采用技术总承包模式，提高水质达标率技术总承包模式：对药剂投加、预氧化设备运行及维修进行承包。

承包水处理费用为0.72元/方。

优点：既可以保证药剂的足量、连续性投加，又可以根据水量及时地调整加药量及药剂配方，减少污水处理费用。

通过电化学预氧化处理改造，广利污水站水质腐蚀速率由原来的0.4mm/a降低到0.033mm/a，腐蚀速率低于0.076mm/a 的SY/T5329-1994行业标准；悬浮物、含油明显减低，整体达到B2级指标。

（二）精细地质研究，二次完善注采井网1、开展沉积微相描述研究相继开展了沉积微相、隔夹层描述、主力小层微构造描述等精细地质工作，为全面实施综合调整奠定了扎实的地质基础。

2、开展微构造描述研究同时，进一步精细落实地质构造，在莱36等断块内部新发现4条4级小断层，为后期井网部署及注采调配提供了依据。

如部署的莱36X41井投产后，日油10t，含水56%。

3、应用多信息叠合技术，搞清剩余油分布规律多信息叠合分析技术是运用新的构造信息、沉积微相研究信息、隔夹层分布研究信息、生产动态信息、监测信息以及数值模拟研究信息综合分析，去伪存真，叠合判断层间、层内以及平面剩余油分布规律，叠合信息越多，分析认识离真实情况越近，判断越准确，该技术贯穿了我们油藏工程方案研究设计全过程。