吴起胜利山油区注水开发效果分析
吴起油田榆树坪区注水开发技术政策分析与研究
158吴起油田白河区块位于陕西省吴起县吴仓堡镇西部，油区中心距离吴起县城约19.2km，北、西、南、东分别与定边采油厂、长庆油田作业区、胜利山油区、吴仓堡油区相邻。
构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，油区东西宽约10km，南北距离约22km，主要含油层为延安组延10、延8，延长组长4+5、长6、长8油层，油藏埋深1330~2230m；303省道北连定边、南至吴起，交通较为便利；全区分周关、黄砭、榆树坪三个开发单元，工区面积180km 2，探明含油面积92.09km 2，探明石油地质储量5395.58×104t，见图1[1]。
1 榆树坪区注水开发现状榆树坪区水驱控制面积1.35km 2，水驱控制储量64.93×104t，注水层位为延9，有注水站2座（吴90注水站400m 3、吴92注水站200m 3），设计注水规模600m 3，共有注水井5口，开井5口，利用率100%，日注水平72.84m 3，单井日注量14.57m 3，累积注水量1.38×104m 3，累计地下亏空30.31×104m 3，受益井18口，注采对应率89%，当前注采比4.48，累积注采比0.15。
区域内主力油层未划分至小层，小层地质图件不完善，各小层吴起油田榆树坪区注水开发技术政策分析与研究赵艳延长油田股份有限公司吴起采油厂 陕西 延安 717600摘要：随着油藏进入开发后期，含水逐渐上升，递减加大，有效增产措施不明确，油田稳产难度大。
为了改善吴起油田榆树坪区开发效果差的现状，在对研究区地质特征以及生产概况分析的基础上，评价油藏开发现状，并针对性提出了调整政策；并对主力油层地质基础研究、油藏特征研究、储量计算以及开发特征进行分析，优化延安组注水方式，调整注釆井网，实现延9、延10注水高效开发，查层补孔，提高注采对应率，挖潜未动用储层，制定综合调整方案，提高油井利用率，达到提高最终采收率的目的，为延长油田同类型油藏整体开发提供借鉴依据。
吴起油田低产井成因及治理对策
吴起油田低产井成因及治理对策吴起油田属于低渗、低压、低产的“三低”油藏，是由侏罗系延安组、三叠系及延长组构成的多油层复合连片。
所处地位的油层类型非常复杂，其中侏罗系和三叠系油层的物性差异比较大，各油层开采所需要的技术工艺以及措施规模都大相径庭。
吴起油田的侏罗纪延安组老区块地层压力低，开发潜力较低，油层含水量高、产量低、现阶段的增产措施实施起来难度较大。
本文针对吴起油田低产井的成因进行分析，并针对成因提出一些解决建议，对今后低产井的治理起到提供经验。
标签：吴起油田；低产井；成因；治理1 低产井成因分析1.1 低产井定义低产井全称是低产低效井，一般是指产量较低，没有经济效益或者经济效益低下的油井。
主要集中分布在开发时间比较长，开发处于中后期，注采井网不完善的区块。
特点是地层供液能力严重不足，石油产量低，抽油设备系统效率低，能耗损耗大。
1.2 低产井成因储层平面不均。
包括单油层渗透率不均，油层砂体平面分布形态不均，连续性差。
并且因为地形的不同，会导致不同部位的物性差异较大。
在开发过程中，物性差的区域更容易形成低产井。
在这种情况下，石油的存储量较低，油层比较薄，导致开采难度大，效率低。
另外由于沉积环境变化，会导致层间物性差异较大，每层的开采速度不一样，高渗透层和低渗透层开采强度和开发效果差异非常大。
而且低渗透油田储物层物性差，岩性变化大，孔隙多，结构复杂。
而部分油田断层多，注水的时候容易被遮挡，注水方向单一，难以连通，造成产能低下。
吴起油田所处地理位置地况较为复杂，最典型的是地下裂缝的变化。
在开发过程中，原本闭合的天然裂缝受注水开发的影响，导致裂缝扩大，注入水沿裂缝下渗，造成油井高压见水，加大开采难度。
另一方面，吴起油田部分开发单元开采时间较长，已经到了开发的中后期，油井含水量升高，水油比例增大，产油量急剧下降，形成低产井。
还有一部分情况是由于油层条件差，注入水质，钻井，射孔等施工过程中对油层造成污染，导致杂质堵塞了油层，造成油井低产。
胜利山采油大队推进精细注水工作
胜利山采油大队推进精细注水工作背景介绍胜利山采油大队是位于河北省卢龙县的一家油田企业，其主要业务为开采油气资源。
为了提高油井产量，减少资源浪费，大队一直在推进精细注水工作。
精细注水工作的意义精细注水是通过精准分析井底情况，采取合适的方法和措施，将水注入油层，从而提高油井产量的工作。
这项工作的意义非常重大。
通过精细注水工作，可以增加油井产量，提高采油效率，减少资源浪费，从而保证企业的稳定发展。
精细注水工作的具体方法为了推进精细注水工作，胜利山采油大队采取了以下具体措施：1. 提高注水精度通过更新井下注水设备，提高注水精度，避免水资源浪费，达到节约的目的。
同时，对于井下喷头也进行了优化调整，使得注水的效果更加理想。
2. 优化注水周期针对不同的井下情况，大队科学制定注水周期，避免注水周期过短或过长，对油井产量造成负面影响。
通过注水周期的优化，使得油田资源得到更加合理和高效的利用。
3. 有效控制井底压力针对不同的井下情况，大队科学制定合适的井底压力控制措施，避免因为高井底压力导致油井产量下降的情况发生。
通过井底压力的控制，油井的产量得到了有效地保障和提高。
项目效益推进精细注水工作，依靠科学的方法和措施，大队实现了以下效益：1. 产量提高通过精准注水，油田所有井的产量相应提高，平均提高幅度约为10%，给企业带来了较大的利润回报。
2. 成本降低优化注水周期、注水设备等设施的更新，使得注水成本得到了有效的降低。
未来计划在精细注水工作的基础上，大队将继续推进在以下方面的工作：1. 优化数据分析加强数据收集与分析，了解油井的实时情况，及时调整注水策略。
2. 推进新技术应用比如，正在积极推进数字化采油的工程，以数字化技术手段实现油田加密开采、井底智能化控制。
结论通过胜利山采油大队推进精细注水工作，企业实现了产量提高、成本降低等效益，为企业的长远发展奠定了坚实的基础。
各项措施在实施过程中，也取得了一定的成效，为未来工作指明了方向与契机。
吴起油田开发后期提高采收率的综合技术探析
吴起油田是我国开发较早的油田，但是因为长期的使用，并且没有关注实际的保养情况，造成油田在开发的过程中遇到一定的问题，出现使用过度造成的出油率下降，使得整个的开发出现严重的问题，影响整体的油田使用效率，对资源的合理开发带来不利影响。
因此需要在油田开放后对出现的问题进行分析，掌握更加全面的油田综合利用方法，进一步提升油田在使用中的科学性，提升油田的使用效率。
1 提升油藏开发的精细程度在进行油田矿产资源的开发中需要对矿藏资源的具体位置和分布情况进行更加细致的分析，掌握更加全面的油井发展动态和开发使用的具体情况，对藏井中的整体情况进行更加细化的测井解释，构建各个层级之间不同的电性标准，这样可以对矿井内部的采购现状、能量分布和含水分布等进行全面的分析，掌握其中的各项规律，然后制定出适合该油田实际情况的改革意见，保证油田的管理更加的科学化、规范化，全面的掌握油田的分布情况。
2 提升油田动态监测的科学性油田在进行监测的过程中需要关注监测的各项指标，将渗透率、综合含水量、油水的不同分部情况等各个方面的内容进行清晰的监测，这些指标对油田后期的使用中具有较为重要的意义。
首先在进行监控的过程中应该充分的掌握油管运行中的各种性能和状态，针对油管可能出现的损毁和破裂等情况进行细致明确的分析，掌握油管在运作中的各项指标。
其次，应该关注油田注水井的质量，对注水井实际吸水的情况进行处理，如果条件允许需要对不能正常运行的吸水井进行实验，选择性的进行增注或者是补孔调剖，进一步增加吸水的厚度，提升油井的工作效率。
3 提升油田注水科学性油田在开采的过程中需要注水，但是注水的科学性和周期性需要进行关注，注意调整周期性注水和转注等的技术掌握，进一步提升油田的开采效率。
首先为了继续平衡整个的水平驱面，需要结合油田内部矿藏资源的变动情况，不断的对注水情况进行调整，并探讨进行注水的周期情况，采用的注水方式，针对剖面吸水不均的情况，更加细致化的进行分层调整，采用不同的层级小规模注水的方式，提升注水这一步骤的效果。
吴起油田污水回注达标率提升措施探讨
吴起油田污水回注达标率提升措施探讨吴起油田是一个重要的石油开采企业，为国家每年的石油开采做出了重要的贡献。
随着开采规模的扩大，油田也存在一定的污染问题，污水回注问题尤为突出。
本文通过对吴起油田污水回注目前处理的工藝进行分析，及对未来污水处理的措施进行探讨，将吴起油田的污水回注达标率进一步提升，促进油田的安全、环保生产。
标签：吴起油田；污水；回注达标率污水回注是油田开采过程中一个重要的环节。
污水处理可以减少石油开采对环境的污染，达到资源的有效利用，维持生态平衡。
本文通过分析目前吴起油田在污水处理技术上的主要工艺，找出目前技术存在的欠缺，对如何提升污水回注达标率进行了探讨，促进吴起油田的良性发展。
1 吴起油田污水处理的现状吴起油田经过二十五年的滚动勘探开发，已建成联合站9座，日处理能力1.96万方，但在开采过程中伴随着一些问题，影响了油田正常的开采。
油田污水包括采出水和生产废水，其含有一定的有毒成分，对生态环境有较大影响，因此，对于污水回注处理中存在的问题亟待改善。
目前，由于建站规模、日处理能力、投资费用、成本、工艺水平等多方面因素的影响，污水处理指标未达到行业标准，为此，我们将探索新的工艺，节约成本及响应油田污水回注达100%的要求，2 吴起油田目前污水处理工艺流程为降低污水回收对水处理系统的冲击，在新建的污水站前端加设缓冲设施，降低后端设备的处理压力，以实现水量与水质的平稳运行，节约投资。
在污水处理除油段，推荐采用自然除油+气浮除油技术，污水处理主流程如下图：主要工艺流程描述如下：①考虑自然除油罐回收油品好，且对原水水质水量变化波动适应性强，所以来水首先进入自然除油罐除油，然后进入缓冲罐，并对来水实施均质均量。
因此在污水处理系统前端设置自然除油罐和污水缓冲罐各1座，并设液位检测；②经污水缓冲均质后，污水通过一级提升泵的提升，进密闭多级净化水装置，使出水含油和悬浮物达到20mg/L以下；③污水经除油后进入卧式缓冲罐，污水缓冲罐设液位检测；④污水再经污水二级提升泵提升后进入橇装式三级过滤器，滤后水质达到注入水水质标准；⑤在处理过程中，为确保污水水质达标，需分别投加杀菌剂、缓蚀剂、阻垢剂、混凝剂等相关水处理药剂。
注水动态分析
注水动态分析一、开发概况1、区域概况：图1 油沟区块地理位置油沟区块位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡中南部，地处吴起油田南部，从构造上看，长4+5油藏的砂顶起伏形成了一个大的鼻状隆起。
主轴线呈北东西南走向，长轴5000米、鼻隆高度30米左右，它对油沟长4+51油田的形成起到了决定性作用。
同时在大的鼻状隆起上又发育一些小的局部构造。
该区块长4+5油藏是三角洲前缘水下分流河道砂体与鼻状隆起相匹配，属于河控型湖泊三角洲前缘沉积。
油区沉积受志靖三角洲影响较大，主要发育水下分流河道、分流间湾微相，河口坝不发育。
其中水下分流河道沉积作为其骨架相较发育。
图2 油沟长4+5油藏沉积微相图图3 油沟长4+5砂顶起伏图2、油藏特征：该区块于2003年投入开发，主力生产层为长4+51。
长4+5油藏平均埋深为1960m，原始压力为13.3MPa，地饱压差2MPa，属未饱和油藏。
油层平均有效厚度8.3m，长4+51砂岩孔隙度分布在12.3%～13.3%之间，平均值为12.8%，渗透率分布在0.35～1.328×10-3μm2之间, 平均值为0.784×10-3μm2。
原始油气比125.3m³/t，原始驱动类型为弹性溶解气驱动，油藏类型为岩性-构造油藏。
由于长4+5油藏无边底水存在，所以没有明显的油水界面。
整体开发采用菱形反九点井网，探明含油面积20.2km2，探明地质储量1236×104t，可采储量284×104t，累计采油81.8×104t，采出程度6.6%。
3、开发历程：图4 油沟区块长4+5注水井网部署图注水开发阶段2008.06至今产能建设阶段2003.12——2008.06图5 油沟区块2003-2010年综合开发曲线截止2010年底，油沟区块投入生产井247口，开井210口，日产液533吨，日产油358吨，综合含水33%；注水井34口，开井30口，平均日注水量400m³，月注采比1.4，平均地层压力5.8MPa，年采油速度1.1%。
油田注水开发效果评价——吴起油田薛岔区块贺沟开发单元
油田注水开发效果评价——吴起油田薛岔区块贺沟开发单元刘振国
【期刊名称】《当代化工研究》
【年(卷),期】2024()4
【摘要】吴起油田薛岔区块是典型的弹性溶解气驱岩性油藏,经长期注水驱替导致地下油水分布十分复杂,实施了大量注水改进措施之后,需要对该区块的水驱开发效果进行分析与评价。
通过筛选指标,采用递减率、含水上升率、存水率、油藏水驱储量控制及动用程度等作为主要指标,选择研究区的长4+5、长6区两个层位,进行水驱开发效果评价。
从评价结果表明:自然递减率、综合递减率、含水上升率得到了有效控制;存水率较高,地层能量充足,生产能力稳定;区块水驱控制程度较好,各小层仍有进一步优化的潜力;但同时也面临着面临综合含水率高、各层水驱挖潜难度增大等问题。
【总页数】3页(P127-129)
【作者】刘振国
【作者单位】延长油田股份有限公司吴起采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE
【相关文献】
1.富昌油田区块注水开发动态分析及效果评价
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胜利油田注水工艺技术现状与发展
胜利油田注水工艺技术现状与发展胜利油田注水工艺技术在近几十年来取得了显著的发展和进步。
注水工艺技术是指通过向油田注入一定的水来增加油层压力，从而促进原油的产出。
这种技术对于油田的开发和提高原油产量起着重要的作用。
当前胜利油田注水工艺技术主要包括水平井注水、垂直井注水和贯通井注水等几种方式。
水平井注水是指在水平井中注入水来提高油田压力，增加原油的开采率。
这种方式能够有效地改善注水效果，提高油层采集效率。
垂直井注水是指在垂直井中进行水的注入，通过增加油层压力来推动原油的产出。
贯通井注水则是指通过在注水井和油井之间钻通通道，使得水能够更加充分地渗透到油层中，提高注水效果。
胜利油田注水工艺技术的发展还面临着一些挑战。
首先，注水过程中水的透过性不理想，难以达到预期的注水效果。
其次，注水过程中的剧烈压力变化可能会导致地层塌陷和井壁失稳等问题。
此外，注水过程中的地下水污染和钻井环境的恶劣性也是需要解决的问题。
为了解决这些问题，胜利油田注水工艺技术的发展方向主要包括提高注水井的设计和建设质量、优化注水工艺流程、改进注水设备和注水液等。
其中，提高注水井的设计和建设质量可以保证注水井的完好性和稳定性，减少工程事故和漏水现象的发生。
优化注水工艺流程则可以提高注水的效果，增加油层的渗透率。
改进注水设备和注水液可以提高注水工艺的稳定性和可控性，减少水的透过性不良等问题。
总的来说，胜利油田注水工艺技术在近年来取得了显著的进展，能够有效地提高原油产量，促进油田的开发和利用。
然而，该领域仍然面临一些挑战，需要进一步研究和发展。
相信在不久的将来，通过持续的创新和努力，胜利油田注水工艺技术将会取得更加突破性的发展，为油田工业的可持续发展做出更大的贡献。
胜利油田注水工艺技术在过去几十年来取得了显著的发展和进步，对于油田的开发和提高原油产量起到了重要的作用。
然而，在该领域仍然存在一些问题和挑战，需要进一步的研究和发展。
首先，注水过程中水的透过性不理想是一个重要的问题。
吴起油田采出水处理技术研究
吴起油田采出水处理技术研究【摘要】注水开发是提高陕北浅层低孔特低渗油藏最终采收率和开发效益的主要方式，随着开发工作的开展，油田污水已成为注水开发的主要水源，污水的处理、污水回注和再利用是油田可持续高效发展的关键问题之一。
本文对现阶段吴起油田污水处理技术的现状进行了分析，提出了吴起油田在污水处理上存在的问题，并针对现存的问题，给出了相应的对策和方法，结合现在的实际情况，对未来油田污水处理技术进行探讨。
【关键词】吴起油田污水处理防腐除油配伍性油层压力低，渗透率低，单井产量低，埋藏浅是陕北低渗透油藏典型的特点，油田自然能量不足，就需要依靠注水补充能量，这对提高油田采收率和效益至关重要，吴起油田处于黄土高原腹地，水资源不足成为油田注水开发工作中面临的主要问题[1]。
因此，吴起油田在进行注水开发时常采用清污回注来解决水源不足的问题，近几年来，吴起油田在污水处理和排放方面基本上已经达到了“零排放”的标准，但是在油田污水处理方面还存在一些问题，值得我们思考和解决。
1 油田污水处理的意义随着油田勘探开发和石油化工的快速发展，造成油田污水越来越多，给油田污水的排放和处理带来很大的困难，一些老油田已经进入开发的中、后期，采出液中的含水量为60～80%，有的油田甚至高达90%。
如果这些含油污水未经处理直接排放，将造成严重的环境污染，也是水资源的极大浪费，为了有效利用油田采出的污水，对污水进行处理回注是既经济又实用的办法，所以油田水处理技术是发展我国石油生产的一项重要的新技术。
2 吴起油田污水处理技术的现状油田污水处理是去除水中的油、悬浮物以及其它有碍注水、易造成注水系统腐蚀、结垢的不利成分，延长油田根据自身的实际情况，采用絮凝和絮凝与防垢、杀菌、防腐相结合的方法。
2.1 杀菌防腐技术根据现场水质的检测数据，延长油田注入水中普遍含有100～2500mg/l的s042-离子，有利于腐生菌和硫酸盐还原菌生长，它们含量比较高，是影响水质的主要因素[2]。
浅谈油田注水开发
1 天然能量开采针对天然能量充足的油藏可利用天然能量进行开采，但油藏单纯的依靠天然能量开采时，会存在一些问题，主要变现为以下几点：1）大部分油田地层原始能量不足，不易控制，同时天然能量作用时间短。
2）地层能量不均衡，表现为开采初期能量大，油井产量高，但是递减速度快，不能实现油田稳产。
3）最终采收率较低，注水开发。
目前我国已开发的油田中，天然能量充足的油田总储量仅占可开采储量的4%以下，而针对地质储量占96%的能量不足的油田，主要采用注水的开发方式，以保持油田的高产与稳产，提高采收率，所以，注水开发目前是各大油田的主要开发方式。
2 油田注水的优点主要表现为：1）能够保持油井持续稳产高产，保持地层压力，确保油井再较高的生产压差下工作。
2）通过注水可以将油层剩余油驱向生产井底，驱油效率较高。
3）注水能提高油田的采收率，砂岩性油田水压驱动采收率可达36%～60%以上。
4）经济效果明显。
水资源具有普遍性和经济性，容易获得，而且通过过滤、沉淀等工艺可以使污水回注油层，进一步解决了油田污水问题。
3 注水开发的时间及开发特点3.1 早期注水指在地层目前压力没有下降到饱和压力之前进行人工注水，使地层压力一直维持在饱和压力以上或者保持在地层原始压力值附近，通过早期注水，使地层目前压力高于饱和压力，使油井具有较高的产能，适合长期自喷式开采的油井，由于生产压差调整空间大，更能保持较高的采油速度并且实现长时间的稳产。
虽然早期注水有以上好处，但由于油田初期注水投资大，效益回收慢，所以早期注水不能满足所有油田的需求。
3.2 中期注水指油田开采初期依靠天然能量开采，随着持续开发，地层能量逐步降低，当地层能量下降到饱和压力之后时，汽油比上升到最大值之前进行注水开发，通过注水，将油层中原有的油气两相流动变为油气水三相流动，有利于提高油田采收率。
中期注水具有初期投资少，效益回收快，二期可以保持油田较长的稳产期，二期不影响油田最终采收率，适合地饱压差大，天然能量充足的油田。
吴起采油厂项目水资源论证-水资源论文-农业论文
吴起采油厂项目水资源论证-水资源论文-农业论文——文章均为WORD文档，下载后可直接编辑使用亦可打印——摘要:本项目水资源论证的主要任务是根据论证区水平年的用水要求，在区域水资源现状和开发利用情况分析的基础上，对建设项目取用水的合理性，取水水源的可靠性以及取水，退水对区域水资源状况和其他用户的影响等方面进行分析论证，提出建设项目合理的取水方案和退水方案建议，以便达到合理开发，节约使用，有效保护水资源的目的，并为业主单位向水行政主管部门提出取水申请提供依据。
关键词:水资源；论证；必要性；合理性1项目建设的必要性随着石油大规模的开采，地质日贮量日益减少，石油采取率降低，直接影响了石油产量。
为了提高石油采取率，提高单井产能，增加投资回报，油井注水开发是实现油田科学，合理，高效开发的有效手段，对油层进行注水可以补充提高地层能量，增加油井产量，提高企业整体经济效益，支持区域经济社会的可持续发展。
2项目建设用水的合理性该区所在区域内广泛分布着第四系上更新统冲积层，下白垩系洛河组潜水及承压水含水岩层，吴起县地下水总储存量较大，地下水利用率低，可开采空间较大，同时区域内其他用户较少，属于零星取水。
因此，该站的取水不会对区域水资源状况和其他用水户用水构成太大影响。
3取水水源的可靠性与可行性(1)该厂区注水站的地下水取水井所取的地下水来自白垩系下统华池组，洛河组裂隙孔含水层。
经分析计算，当取水井水位降深80．5～85m时，取水井涌水量403．32～427．33m3/d，且降深不大于含水层的2/3。
计算区域不同的保证率下的补给量，枯水年95%的降水入渗补给量29503．25m3/d，合计总补给量为59853．99m3/d，项目区已开采量32712．33m3/d，计划开采量4650m3/d，开采量是有保证的。
(2)论证区地下水根据《地下水质量标准》(GB/T1848－93)，采用单项评价法和综合评价法分别进行评价。
经分析，在25眼井中符合IV类水质的井点有7个，占监测井总数的28%:符合V类水质的井点有18个，占监测经总数的72%。
吴起油田寨子河区长6油层注水开发效果评价的开题报告
吴起油田寨子河区长6油层注水开发效果评价的开题报告一、选题背景和意义随着能源需求的不断增加，油气勘探开发成为当前最为重要的能源补给来源之一。
特别是在我国，油气资源稀缺，靠进口的依赖度越来越高，因此加强油气勘探开发成为当前的紧迫任务之一。
而注水开发技术作为一种常规的增产措施，其应用范围也越来越广，同时也面临着更加繁杂的工程问题和技术挑战。
因此，对注水开发技术进行深入研究和评价具有很大的现实意义。
作为国内最大的油田之一，吴起油田是我国石油勘探开发的重要组成部分，其开发效益的提高对保障国家能源安全、促进经济发展、提高人民生活水平等具有重要的意义。
而寨子河区长6油层是吴起油田的主力油层之一，注水开发技术的应用越来越广泛，但对其开发效果的评价还需要进一步深入研究。
因此，本文以吴起油田寨子河区长6油层注水开发效果评价为研究对象，旨在系统性地评价注水开发技术对油田开发效益的影响，为进一步优化注水开发技术提供理论依据和实践指导。
二、选题研究现状分析目前国内外对注水开发技术的研究已经十分成熟，并在石油勘探开发中得到了广泛应用。
注水开发技术是一种通过向油层注入一定量的水，使其油、水、岩石三相之间的相互作用改变，从而达到增产效果的一种技术。
其主要目的是通过增加油层压力，促进油的自然流动，提高采收率，延长油田产能期，从而增加油田产量。
注水开发技术在国内外得到广泛应用，对提高油气勘探开发效益具有十分重要的意义。
在注水开发技术方面，国内外已经有了一定水平的研究成果。
在国外，美国、加拿大等国家在注水开发技术方面处于领先地位，主要采用水驱和气驱两种技术，注水开发技术得到了广泛应用。
而在国内，各大石油企业在油田注水开发方面也已经积累了丰富的实践经验。
例如，中石油研究院对注水效果进行了深入研究，并取得了一定的成果。
然而，目前仍然存在注水开发技术成本较高、工程难度大、技术难度较高等问题，注水开发的效果是否显著还需要进一步深入研究和实践验证。
延长油田吴起采油厂问题调查总结
延长油田吴起采油厂实习期间问题调查总结1.油井资料录取对于油井，目前既然都无法及时测得动液面，而动液面就像是人的血压一样重要的指标，它反映了一口井的供排协调关系，非常关键，必不可少，要全面掌握油井的生产动态，为油田开发决策提供有利依据，测动液面应及时准确。
很多情况下，有的井的间抽制度简单地依据产量来制定，不够精确，油井的精细化管理其实还需要考虑到机采系统的系统效率，但目前系统效率的测试工作还未开展，不利于油井的节能降耗生产，建议每季度开展一次系统效率的普查工作。
2.油井计量由于生产任务重，在组织新井投产时，经常为了赶进度，将新井的出液口管线连接到其他井的进罐管线上，造成一台油罐同时容纳有两口乃至多口井的产液，长时间产液混上，使得难以区分单井的产能，不利于油井的精细化管理。
建议单井单计量，如果有条件的话可以安装计量设备，这样不仅大大增加的计量的精度而且降低了采油工的劳动强度，同时降低了因采油工上罐量液、取样等工作造成的安全事故。
3.注水方面对于三叠系延长组油层，由于渗透率低，注水如果跟不上，会极大地降低油层的压力系数，降低油层液体的流动系数，不利于油井的稳产。
但是吴起采油厂大部分三叠系注水井的注水工作非常艰难，100口注水井中有48.2%是由于井口高压注不进造成的欠注。
因此，建议在延长组注水井适当采取定期酸化、洗井等制度。
另外，对于注水受效井分析，目前工作做的不是很到位。
很多井产液突然上升，但是要查明原因，就非常困难，对与油井产液剖面分析不是很到位。
加上很多区块注水工作滞后，造成注采比较小，地层亏空速度过快，因此，建议加强动态分析，尤其是针对含水率变化的跟踪工作。
第三，目前分层注水工艺已经被各大油田广泛应用，但是就吴起采油厂，分层注水工作还非常滞后，对于一个世界五百强企业下属单位而言，显然是不应该的。
对当前新工艺及技术的应用尚处于国际甚至是国内落后水平，由此建议积极引进先进的低成本高效益的工艺技术，改变技术领域的国内和国际地位。
吴起采油厂水源水与储层配伍性能研究
Ｋ 的含量 ， 据 水 质分 析 对 水样 的 水型 作 出正确 ） 根 的判 断 ， 并预测 水质 结垢趋 势 。 】 ２ ２ 水 源 水与不 同层 系水物 理 配伍实 验 ．． 考虑 到不 同层系 水样 在水 型 、 离子组 成 、 质配 地
伍性 等 方 面存在 的 明显差 别 ， 过 本 实 验具 体 探讨 通
其彼 此之 问相互 配伍 的可 能性 。实 验 内容为水 源水 与各 地层 水系列 水样 之 间的配 伍可 能性 研究 。 １ ２ ３ 水 源水 与储 层 配伍 性能 实验 方法 ．．
采用 天然岩 心流 动注 入评 价试验 ：
２ ２ 水源水 与地层 水 配伍性 实验结果 ．
表 ２ 吴起采油厂水源水与延 ９ 层产 出水配伍性实验结果
（ ） 验 装 置 ： 心流 动试 验 流 程 ， 温 ， 速 １试 岩 恒 恒
驱 ；
（） ２ 试验 岩 心 ： 自吴 起 取 心 井 的 岩 心 ， 选 钻切 成 ２ ５ｍ×５ｍ 的 圆柱 ， 油 、 和 。 ．ｃ ｃ 洗 饱
（） ３实验 用水 ： ①地 层 水 ： 过精 细过 滤 ； 注入 经 ②
水 ： 源水 ， 水 经过精 细过 滤 。
（） ４试验 程序 ： ①将 准备 好 的岩心 抽空饱 和地 层
水 ４ ｈ ②饱 和后 的岩 心装入 夹 持器 中 ， 温６ ￣ ③ ８； 恒 ０ Ｃ； 用 地层水 注入岩 心 ， 恒速 注入 ， 压力稳 定后 测定岩 待
ｒ ｑ ｉｅ ｏ ｐｌ ｔｄ ｓｇ ｎ ｏ ｐ ｕ － ｂ ｃ ｕ ｉ ｇｏ ｅ ａ ｉｎ ｎ ｏ ｄ ｒｔ ｅ ｔｄ ｍａ ｄ ｎ ｅ ｈ ｅ ｔｏｌ ｅ ｕ ｒ ｓｎ ｉ ｅ ｉｎ ａ ｄ ｎ ｌｇ－ ａ ｋ ｄ ｒｎ ｐ ｒ ｔ ．Ｉ ｒ ｅ ｏｍ ｅ ｅ ｎ ｓａ ｄ ｇ ｔｔ ｅｂ ｓ ｉ ｏ ｏ
吴起油田贺阳山油区注水开发动态分析
吴起油田贺阳山油区注水开发动态分析龙源期刊网 /doc/7017829104.html,吴起油田贺阳山油区注水开发动态分析作者：温建强彭毅徐长续来源：《中国化工贸易·下旬刊》2017年第02期摘要：吴起油田位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，典型的特低渗透油田，其储层岩性致密、物性差、渗透率低、非均质性强。
依靠天然天能量开采产量低、递减快、综合含水上升快，针对以上不足，吴起油田进入全面注水开发时期，大大提高了采油效益。
关键词：注水；动态分析；低渗透1 区域地质概况吴起油田贺阳山油区位于陕西省吴起县西北部的王洼子乡境内，西边、北面及东边都与定边县相邻，南边与铁边城相邻，勘探面积220km2。
构造位置处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中南部，为一平缓的西倾单斜，构造运动微弱，构造极为单一，倾角不足1 度，平均坡降小于10m/km，在此大背景下，形成一个大的鼻状隆起，在这个隆起上又形成了数个小的隆起，这对油藏的形成起了一定的控制作用。
贺阳山油区2009年开始投入开发，主力开发层系为侏罗系延安组和三叠系延长组，已经注水开发的层位为C9和C4+5。
长4+5油层为三角洲前缘相沉积，具有砂泥岩互层的沉积格局，形成了有利的自生自储式组合，属岩性油藏。
长9油层属三角洲前缘、浅湖、水下浊积扇和半深湖相沉积，由于具有一定厚度的富含有机质的半深湖相的生烃岩，与三角洲前缘相砂体、水下浊积扇的巨厚砂体形成了有利的自生自储式组合，属于岩性油藏。
油区孔隙度分布12.3%-13.3%之间，平均值为12.7%，渗透率分布在0.35-1.32×10-3μ㎡之间，平均值为0.78×10-3μ㎡，属于典型的低孔特低渗油藏，通过计算，注水开发采收率15%。
2 生产动态分析2.1 注水状况分析油区井网方式为菱形反九点井网，由于开发较早，注水滞后等历史原因，此区域内注采井网不完善，注采井数比仅为1.56：1。
截止2017年5月底，贺阳山油区共投入注水井45口，开井45口，日注水量150m3，注水井利用率100%，水质合格率100%，配注合格率100%。
提高注水地面管网系统效率的措施及效果
281吴起采油厂注水系统是油田开发过程中能耗最多的系统之一，是用电大户。
为了降低注水系统能耗，提高注水地面管网系统效率，2020年对系统效率现状进行了详细的调查，平均注水地面管网系统效率为54%左右，比与中石油总公司规定的注水管网58.8%的要求低约4.8%，因此需要分析影响注水管网系统效率的主要因素，采取针对性措施，从而提高注水管网系统效率。
1 庙沟曾岔1号注水站管网系统工艺现状吴起采油厂庙沟曾岔1号注水站，于2009年11月投入运行，设计注水能力为1000m 3/d，注水类型清污混注，目前该站有注水井68口，注水层位为长4＋5、长6、长9油层，受益井180余口，站内日注水压力15MPa，日注水量970m 3。
该站现有25MPa 型号为5130P-28.2/25高压注水泵3台，200m 3立柱式拱顶水罐4个，水质处理采用4台核桃壳过滤器及沙滤器过滤，水源采用柳沟联合站处理后产出水和地下水质较好且水量充足的洛河水。
2 庙沟曾岔1号注水站管网系统效率现状2.1 注水管网系统效率计算方法（1）注水泵泵效η泵η泵=N 有/N 轴×100% （1）N 有=QHρ/102 （2）≈0.2777Q （P 2-P 1）N 轴=3IVcosφη机/1000 （3）式中：η泵—泵效，％；N 有—泵有用功率，KW；N 轴—泵轴功率，KW；Q —泵排量，式（2）中，m 3/s，式（3）中，m 3/h；P 1、P 2—泵进出口压力，MPa；H —泵扬程，m；ρ—介质密度，kg/m 3；I —电流，A；V —电压，Ｖ；cosφ—功率因数，小数；η机—电机效率，按电机说明书给定值选用。
2.2 注水地面管网效率分析2.2.1 注水站综合泵效按照铭牌效率95.5%计算，高压电动机效率高，平均注水泵效率75.9%。
然而，2019年注水站注水泵综合效率仅为68.5%，主要受到站内工艺流程压力损失平均0.78MPa的影响。
超前注水在特低渗透油田中的应用——以吴起油田为例
第5卷第1期非常规油气Vol. 5 No. 1 2018 年2 月U N C O N V E N TO N八L OIL & GAS Feb. 2018超前注水在特低渗透油田中的应用—以吴起油田为例刘立虎(延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西延安717600)摘要：为了有效解决特低渗透油藏天然能量低、油井自然产能低及渗流阻力和压力消耗特别大的问题，从而达到提高最终采收率的目的，本文以吴起油田为例，介绍超前注水技术在特低渗透油田中的应用。
借鉴长庆油田超前注水的经验，通过对吴起油田进行超前注水方案设计，确定了最优井网井距和注 水时机，选择了合理的注水工艺，详细计算了超前注水的各项参数。
最终在吴起油田现场实施超前注水，并通过产量、压力及注水波及效果对比进行了详细的分析及总结。
文章认为先注后采的开发方式可 以有效提高驱替压力、驱油效率及波及系数，提高最终采收率。
本文旨在为同类油田高效开发提供更佳 的选择和理论指导。
关键词：超前注水；特低渗透油田；注水时机；吴起油田中图分类号：T E33 文献标识码：AAdvanced Water Injection Implemented in Extremely LowPermeability Oilfield—Taking Wuqi Oilfield as An ExampleLiu Lihu(W uqi OH Production P lant o f Yanchang O ilfie ld Co. , L td. , Y an a n, Shaanxi717600, China)A bstract：In order to effectively solve the problem of ultra-low perm eability reservoir, such as low natural energy,low natural productivity and seepage resistance and pressure consum ption, we can improve the ultim ate recovery. In this paper, taking W uqi oilfield as an exam ple, introduced the advanced w ater injection in low perm eability oilfield.Learning from the experience of advanced w ater injection in Changqing oilfield, through advanced w ater injection design of W uqi oilfield, the optim um well spacing and timing of w ater injection, chose reasonable w ater injection process，the param eters calculation w ith advanced w ater injection. T he final im plem entation of advanced w ater injection in W uqi oilfield, and through the production, pressure and w ater injection of contrast and effect of a detailed analysis and sum m ary. It was believed th at the developm ent mode of first injection and post extraction can effectively improve displacem ent pressure, oil displacem ent efficiency and wave sum coefficient, and improved the final recovery. T he aim of this paper is to provide better selection and theoretical guidance for the efficient developm ent of the same kind of oilfields.Key w ords：advancing w ater injection；extrem ely low perm eability oil field; injection tim e; W uqi oilfield吴起油田为侏罗系延安组岩性一构造油藏和三叠系延长组构造岩性油藏，目前三叠系已经进人二次采油阶段。
吴起油田注水井酸化增注工艺研究
酸化增注工艺是油田开采的常用手段，通过酸液的化学溶蚀作用，能很好的恢复和提高地层渗透性，减少油气流入井底的阻力和提高注水井注入能力，是保持稳产、高产的重要开采手段之一；随着注水开发的长期深入，储层内部容易产生结垢现象，并且注入水在进入地层之后容易引起矿物粘土的膨胀、脱落和运移等问题，导致地层堵塞，注水便越来越困难，严重影响油田的注水效果和开采率。
本文通过分析吴起油田的区块油藏特征，储层的伤害机理以及酸化技术在该区块的适应性，找出注水井注入压力上升的原因，并提出具体的注水井网酸化增注的措施，从而实现油井增产，水井增注的目标。
1 影响油田注入水水质的因素分析随着油田开采时间的增长，近井地带存在着多种污染因素，导致注水水质的不断恶化，压力升高；油田注入水水质受多种因素的影响，其中注水管道的腐蚀程度、铁与二氧化碳的含量比、粒径中值以及悬浮物含量和水的总矿化度等都是影响水质达标的主要因素；并且各个油区水质达标的影响又各不相同，如，在注入过程中注入含油量偏高的水会增加后续的水处理设备的压力，同时也增加了水处理流程的难度和复杂程度；注水罐容量小也是影响油田注水水质达标的因素之一，罐容量小就会造成沉降时间相对缩短，导致对水中的悬浮物和粒径值处理无法达到要求的效果；不科学规范的清罐操作会造成注水罐的二次污染，使水处理的效果大打折扣或毫无效果。
2 酸化增注管理措施2.1 加强水质监测，优化罐体设计通过结合油田实际，运用现代自动化的网络科技加强油田注入水水质监测与管理工作，通过水质进行在线监测控制系统，对水源、注水站、配水间、注水井口、注水井场及注水管道进行水质监测，快捷、全面、系统和层次分明的实时监测和检测实质情况，对水质的管理科学化、可视化，从而全面保证注入水质量的提高；并且要针对不同的油藏类型进一步做好合理的罐体等硬件的设计，强化地面配套系统工程的整体规划、科学建设以及现代化管理，使不同油藏情况下的注水地面压力及负荷调整以及水质要求等达到生产要求，使有效注水全面细化落实。
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吴起胜利山油区注水开发效果分析延长油田股份有限公司吴起采油厂张信丽吴起胜利山油区注水开发效果分析摘要：胜利山油田是吴起采油厂主要的产油区之一。
经过几年的滚动式勘探开发，截止2009年12月，已钻井731口。
目前主力生产层为延长组长4+52、长61、长63油层，其它生产层位为长3、长4+51、长62、长9以及侏罗系延安组延10、延9油层。
该油区于2006年5月开始在长61层系选择1-5井组开始注水实验。
目前长61、长63、长4+52三套开发层系已经实施面积注水补充能量开发。
本文通过对油区多组油井注水动态分析，结合地质及开发现状，对胜利山油区注水开发效果做了客观的分析评价。
关键词：注水井；注采比；井组动态；注水效果Wuqi Shengli oil field water flooding Mountain Effect Absteact: Shengli oil field is Wuqi oil plant one of the major oil-producing region.After years of rolling exploration and development, closing in June 2009, has been drilling 731. Main production floor for the extension of the current head of C4 +52, C61,C63 oil, other productive C3, C4 +51, C62, C9 and Jurassic Yan'an Formation of Y10, Y9. The oil in the area in May 2006 began a long series of C61, started water injection well group select 1-5 experiments. Currently C61, C63, C4 +52three layer series of development have been implemented to add the energy development area of injection. Based on the oil dynamic analysis of multiple injection wells with geological and development status, to win mountain development effect of water injection in oil gave an objective analysis and evaluation.Key words: injection wells; injection ratio; well group dynamics; injection effect目录第1章绪论 (1)第2章油藏特征和开发概况 (2)2.1 油藏特征 (2)2.2 开发概况 (4)第3章注水开发现状及效果分析 (5)3.1注水开发现状 (5)3.2注水效果分析 (5)第4章长4+5油层组注水见效及存在问题 (7)第5章长6油层组注水见效及存在问题 (26)第6章未注水井组动态变化及存在问题 (37)第7章对目前注水开发现状的认识及下步建议 (40)结论 (49)参考文献 (50)致谢 (52)第1章绪论1.1国内注水开发发展现状20世纪20年代开始出现了采用人工注水开发油田的方法,多在油藏天然能量枯竭后注水,使油藏恢复压力，提高产量和采收率，称为二次采油法；把前期依靠油藏天然能量开采阶段称为一次采油。
由于注水方法的推广应用，油田注水时间提前了。
苏联在40年代末开发乌拉尔新油区时在油田开发的初期即大规模注水，称保持压力注水。
此法在50年代得到广泛应用。
中国于50年代在玉门老君庙油田首先采用注水方法开采，60年代初大庆油田的开发采用了早期、内部、分层注水保持油层压力的开采方法，取得了很好的开发效果，80年代初，中国90％以上的原油产自注水开发的油田。
1.2我厂注水开发现状胜利山油田是吴起采油厂最大的油区,储层为三角洲体系的三迭系延长统地层,主要产油层长4+52,长61和长63胶结致密、小孔细喉、渗透性差,基本无自然产能,需压裂后才能获得工业油流,属特低渗溶解气驱的岩性油藏,开发难度较大,弹性采收率只0.8%,预测自然能量的最终采收率为8%[1]。
胜利山区域按照国内同类油田开发经验,见到注水效果,确定采用注水补充地层能量的开发方式,来保持油田稳产,提高采收率[2]。
胜利山油田2006年进入大面积注水开发。
旗胜1-5井组就是在2006年转注的,至今已生产了3～4年。
下面将结合井组的静态资料及生产动态资料,对胜利山油田注水井组开发效果加以分析评价。
1.3注水开发需要注意的问题由于吴起采油厂所属的特殊地理位置,以及历史遗留问题,因此我们在注水开发中既有常规注水中遇到的问题，也有低渗透油田自己的问题。
开始注水的时间和保持压力的水平，这直接影响油田建设和经济效益。
确定油层压力保持水平时，要充分利用天然能量，以实现用最简便、最经济的方法开发油田。
同时要使油藏保持的压力足以满足一定采油速率的要求，还要使油、气、水在地下的运动状态有利于提高采收率。
一般认为，在能达到要求的采油速率时，以油层压力降至饱和压力附近开始注水，较为适宜。
注水方式和井网依据油藏的构造形态、面积大小、渗透率高低、油、气、水的分布关系和所要求达到的开发指标，选定注水井的分布位置和与生产井的相对关系，称注水方式，它确定了水驱油的方向和油井受效特点。
注水方式有：①对有边水活动、面积较小的油田，油水区间的传导性能较好时，往往沿油水边界附近布置注水井，形成环状注水，也叫边外注水；②对面积较大、储层连片较好、渗透率较高的油田,注水井排切割油藏,形成行列注水；③对面积较大、储层连片情况较差、渗透率较低的油藏，生产井和注水井按照一定几何图案，互相间隔地排列，称面积注水。
另外，还有注水井分布比较灵活的点状注水、选择性注水等，这些方式也叫边内注水（适用于胜利山油田）。
为使油井充分受到注水效果，达到所需要的采油速率和所要求的油层压力，还需确定井和井间的距离（井距）,确定井距时,以大多数油层都能受到注水作用为原则。
注水井和油井的井数比例和分布形态,称为井网,如面积注水井网有五点法 (注水井与生产井的比例为1:1)、四点法（比例为1:2）、反九点法（比例为1:3），胜利山油田目前应用的注采井网为菱形反九点。
通常，依据油井的产油能力、注水井的吸水能力和要求达到的采油速率、采收率、开采年限等，来对比、分析注水强度不同和布井方式不同的各种注水井网的开发效果，从中选用最佳的井网形式。
注水井的吸水能力主要取决于油层渗透率和注水泵压，为使油层正常吸水，注水泵压应低于油层破裂压力。
调整吸水剖面注水过程中要经常调整注水井的吸水剖面，改造吸水少的中、低渗透层，控制影响其他层吸水的特高吸水层，使更多的油层按照需要吸水，以提高注入水的体积波及系数，采油井也要定期监测产油剖面，了解各油层工作状况，以便采取措施减少井筒内的层间干扰，发挥中、低渗透率油层的作用。
提高注入水利用率随着对注水采油认识的加深，近年来又发展了各种提高注入水的体积波及系数的方法，并减少注入水的采出量，提高注入水的利用率。
如对非均质性严重或带有裂缝性的油层，将连续注水改为周期性注水；对高含水地区改变注水井的分布，从而改变水驱油的液流方向等，已取得很好的试验效果。
注入水的水质和污水回注注入油层中的水，如含有机械杂质，易使油层堵塞；含腐蚀物质，易使注水设备和注水管柱损坏，腐蚀物的堆积也易使井底油层堵塞；水中含有细菌和具有细菌生存的条件，会加剧腐蚀和结垢；这些都将妨碍注水工作的顺利进行。
必须依据油田的孔隙结构、矿物成分、地下水性质等，对注入水进行过滤、除铁、脱氧、杀菌以及加缓蚀剂等处理。
生产井中排出的含油污水，一般应回注油层以保护环境和节约用水。
注入污水的处理原则和上述相同，但需增加脱油装置。
注水设备和流程注水时要求注入压力高于油藏压力。
所用的高压泵有两类：①多级离心泵，排量大，但在高压下效率稍差,通常注水压力较平稳,维修量小；②多缸柱塞泵（三缸或五缸）,排量小，但调节范围大,整机效率高，但维修工作量较大。
泵型的选择要根据油田具体情况和技术经济综合效益考虑。
处理过的水经注水泵加压，再经配水间分到各个注水井，注入水的流量在配水间进行计量。
为防止设备和管线腐蚀，除在水中加入缓蚀剂外，还常在输水管线中加上水泥砂浆内衬或其他涂料的涂层，注水井中的油管也常增加涂料内涂层。
尽管注水工作近年来有很大的发展，但因受到注入水的体积波及系数和驱油效率的限制，许多油田的注水采收率，在目前的工艺技术条件下，难以超过50％（目前我们的最大采收率只有20%左右）。
因此，需要研究改进注水方法，并在注水后还需要采用的新的提高石油采收率的方法。
第2章油藏特征和开发概况2.1 油藏特征2.1.1储油层及物性分布特征我们按照小层的划分从储油层三维地质模型中提取了储层骨架厚度（净厚度）的数据和物性加权平均值数据探讨储层分布特征。
表2-1胜利山地区地层厚度及岩电特征表胜利山地区侏罗系油层集中在延10油层组和延9油层组。
延10油藏属于边底水驱动的构造油藏，延9为构造—岩性油藏。
延9、延10油层渗透率和孔隙度下限值分别为8.5×10-3μm2和12.8%。
延9油层组岩性为灰黑色泥岩夹煤层或炭质泥岩、灰白色细砂岩，厚30m～40m，煤层单层厚1m～2m，由1～2层煤组成，属平原沼泽相沉积。
延10油层组岩性为黄白色、灰白色厚层块状中至粗粒砂岩夹含砾粗砂岩，上部含透镜状泥岩，发育大型槽状层理、板状斜层理；向上岩性变细，为灰白色浅灰色细砂岩，横向相变为深灰色、灰色、灰绿色泥岩或页岩[3]。
柳沟油田为一套以河流相沉积为主的灰白色含砾中粗砂岩及灰黑色河漫滩泥岩。
胜利山地区三叠系系油层集中在长2、长4+5、长6油层组，岩性偏细，砂岩以灰绿色为主，泥质含量增多，长2油层底水发育，物性较好；长4+52储层孔隙度5.43～14. 8％，平均12.33％；渗透率为0.011～1.978×10-3μm2，平均0.68×10-3μm2，长61储层孔隙度9.1～18.0％，平均12.9％；渗透率为0.035～5.104×10-3μm2，平均0.54×10-3μm2，长63储层孔隙度5.5～12.0％，平均8.83％；渗透率为0.011～0.618×10-3μm2，平均0.183×10-3μm2。