精细掺水工艺井管理夯实稠油井稳产基础

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应用泵上掺水工艺提高边部稠油井开发效果

１泵上掺水工艺的原理
泵上掺水工艺是热水从套管掺入，经由封隔器、筛管，从油管与采出液混合采出。通过掺水提高采出液温度，提高混合液含水，从而降低井筒中原油的粘度，使油井正常生，同产时也解决了原油地面集输困难的问题。
２性能特点
运用泵上掺水工艺，有效地保证了油井的抽汲参数，提高了单井产液量、产油量。具有一定压力和温度的污水与油井产出液在筛管处混合后，加了原油含水和原油温度，混合液和原油粘度得以降低，增原油的流动性得到改善，减小了抽油杆、油管壁与原油『的接触面积丘】和相互问的粘滞力，减轻了驴头负荷，使抽油杆得以正常往复运动，
【摘
要Ｊ泵上掺水工艺作为一个成熟的稠油开采方式，在东辛油田边部稠油开采中得到使用，发挥着巨大作用。在实践应用中，我们对它进 ’
行了改进，变套管掺水为油管掺水，使泵上掺水工艺的功能更加全面，起到了节电增油的效果，并使高矿化度地层水造成的躺井得到了较好的治
隔器的存在，减少了因油管漏失造成的躺井和低效问题。相对于地面掺水而言，避免了因停机造成的井简沉砂致使砂卡躺井。由于泵上封隔器的存在，使得管柱成为固定式管柱，消除了因液柱压力对管柱的交互作用引起的伸缩，增大了活塞冲程，提高了泵效。
用。在实际应用中，我们发现虽然油井参数上升，电机电流下降，但油水混合物的粘度相对还是较高，而改套管泵上掺水为油管泵上掺水，将使抽油杆所受的摩擦阻力大大下降，从而减小油井负荷，提高油井参数，最大限度的提高油井产能，并且节约电能。另外，该工艺对高矿化度地层水引起的抽油杆腐蚀严重而断脱躺井，也有一定的治理效果。通过实际应用，油管泵上掺水是值得推广的采油配套工艺技术。

长庆油田实现注水的精细化管理

长庆油田实现注水的精细化管理【摘要】近年来随着我国有油田开采的深入化的发展，我国越来越重视对油田深入化注水的管理工作，精细化注水不但可以使老油田稳产增收，同时也解决了油田企业油井老化停产的问题，所以，目前我国各大油田大力度的开展油田精细化注水的工作，尤其是长庆油田，在开发实践中，一直把“油水并重”的思路贯穿于整个油田开发的全过程。

坚持注好水、注够水，使低产、低效的油层获得“解放”使一批难动用的储量实现了效益的开发。

长庆油田始终把企业的精细化注水作为一种意识、一种理念、一种态度，来重点的管理，重点落实。

长庆油田在不断的实践和总结中形成以“三分”精细化注水为主的技术系列，较好的均匀了地层压力的分布，提高了注水的体积，是油田大面积增效，精细化注水成为整个油田开展的核心工作。

【关键词】注水的精细化管理的成就精细化管理的措施未来发展趋势1 长庆油田实现注水的精细化管理的成就近几年，长庆油田积极转变观念，坚持整体部署，分步实施，积极开展注水的专项管理工作，重点油藏综合治理和“0.1工程”（平均单井日增产原油0.1吨）示范区的建设，全力推进油田的开发工作。

实施“油田开发基础年”活动3年来，长庆油田超前注水区累计新建石油产能1234.9万吨，平均单井产能提高15%至20%。

长庆油田始终坚持“上得去、稳得住、管得好”的发展战略长庆油田子自实施注水的精细化管理田自然递减率由2008年的8.6%下降到目前的7.9%，含水上升率控制在2.5%以内，水驱储量控制程度由92.2%上升到93.1%，水驱储量动用程度由69.7%上升到71.4%，三叠系地层压力水平保持在95%以上。

这些指标处于中国石油油气田开发的先进水平。

同时长庆油田创建了“三超前、三优先”的超前注水模式，“三超前”即超前注水建设模式，超前预测开发模式，超前建设注水系统、超前建设供水系统。

“三优先”即优先打注水井、优先建注水管线、优先投注水井，坚持实施地质、工艺和地面建设三位一体化设计施工，实现钻、试、投无缝衔接，加快了超前注水区块的油井上产工作。

加强水井精细管理改善井组开发效果

加强水井精细管理改善井组开发效果【摘要】临南油田为中低渗注水开发油田，注水效果的好坏成为影响稳产的关键因素。

本文从加强注水井的管理入手，保单元稳产。

总结经验，对出现的问题提出相应的治理措施，以此来作为稳产的一种手段，减缓产量递减。

【关键词】注水；酸化；检管柱；水淹0.前言目前油田已进入高含水开发阶段，但从油井产液剖面看，油层动用程度不均，主力层水淹严重，甚至尚未动用。

随着油水关系的复杂化，三大矛盾日益严重，决定注水工作向精细化发展势在必行，也是油田后期稳产的关键，主要方向是：通过实施攻欠增注，实现有效注水；通过硼中子等基本手段，结合生产实际，准确判断出水层位；以地质动态分析为依据，摸清来水方向；通过调整层间、层内、平面水线推进方向和速度，减缓油藏含水上升速度，减缓三大矛盾影响，充分发挥非主力层作用，提高储量动用程度，实现油田高含水阶段保持稳产的开发效果。

1.地质概况临南油田划分为夏32块、夏52块、田口块、兴隆块、钱官屯、街二块等六个开发区块，23个开发单元，油藏埋深2400-3750m，含油层系沙二段、沙三段、沙四段，含油井段150-600m，为典型的中低渗、低饱和断块层状油藏，具有构造复杂、断层发育、断块多、含油面积小、纵横向上非均质严重、油水关系复杂等油藏地质特征。

2.临南油田的目前生产情况2012年6月，探明地质储量3197.08万吨，动用储量3123万吨，可采储量821.3万吨，采出程度23.33%。

油井总井237口，开井171口，日液水平4173t，日油水平348吨，综合含水91.7%，平均动液面1112m，水井总井97口，开井71口，日注水平2816m3/d。

月注采比0.67，累计注采比0.46。

3.水井精细调配，油井密切跟踪，确保调整措施有效3.1水井调配的原则（1）水井调配要和油井调整结合，必须兼顾整个井组和单元的实际开发情况，做到统筹兼顾、点面结合、纵横结合。

（2）水井调配实施前，必须对主要受效井的产液量、动液面、含水上升速度等做出科学的、详细的论证。

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。

抓基础重落实提升采油工程管理水平

抓基础重落实提升采油工程管理水平摘要】孤岛采油厂不断加强科学管理、系统管理和精细化管理，不断提高队伍素质，提高采油工程管理水平和运行质量，加强自主创新，优化成熟配套工艺，各项经济技术指标、原油稳产和成本控制都有了一定进步。

本文对此进行了详细论述。

【关键词】注水治理；精细管理2012年按照分公司总体部署，深入开展“比学赶帮超”暨“精细管理提升年”活动，不断加强科学管理、系统管理和精细化管理，不断提高队伍素质，提高采油工程管理水平和运行质量，加强自主创新，优化成熟配套工艺，各项经济技术指标、原油稳产和成本控制都有了一定进步。

1.工作取得的成效1.1加强注水系统治理，夯实水驱油田稳产基础针对水驱油藏开发效果差，生产系统开展了攻欠增注月活动和洗井会战；集输注水系统开展水质处理系统技术调研和改造方案论证；科研系统强化测试分析、井组动态分析和水井措施分析论证；作业系统加强了水井作业质量监督。

与去年同期相比，开井数增加到553口、日注水平提高到40163m3/d、层段合格率上升到59%。

加强系统水质处理，将水质药剂承包改为药剂+设备的承包模式；明确管理责任，消除影响水质的不利因素；开展沿程水质的分析研究和处理工作，保障水质符合率在95%以上。

加强泵站干压和增压泵管理，保障干压达标率在95%以上。

及时安装和配套维修，保障增压泵开井时率在90%以上；推行调度化运行，加强洗井管理，采取一井一策。

通过以上工作，注水系统效率提高到53%。

通过管网调整改造，理顺了各注水站系统的管理，分清了责任；缩短供水半径，提高管网效率。

治理后共有7座配水间、30口注水井受效，增注147m3/d；改造后总开泵台数减少到7台，同时区块减少了2台增压泵，综合日节约耗电量3047度；油井开井数增加3口，日注水平增加了147方，月注采比提高了0.4，层段合格率提高了27%，注采对应率提高了12.2%，增加可采储量6.56万吨，区块老井递减趋势减缓。

浅谈青海油田精细注水夯实稳产基础

浅谈青海油田精细注水夯实稳产基础【摘要】随着油井开发的不断深入，开采的难度也逐渐加大，对油水井的管理工作也提出了更高的要求，在全球化的知识经济和社会主义市场经济条件下，企业管理模式已经成为油田企业发展的重要条件，企业的生产模式和管理模式也决定企业获得资源的产量，进而影响到油田企业的竞争和企业长期的稳定发展，而精细化注水的的管理模式，是一种科学高效的管理和生产模式，它对油田的开发和老井的稳产都发挥着重要的作用。

青海油田实施强化注水井精细管理，全面落实水井的增注、分注、大修等工作，油田注水进入精细注水时代，从注上水、注够水逐渐转变到注好水。

到3月23日，青海油田注水井开井597口，开井率86.4%，完成注水量176万立方米，比去年同期多注水18万立方米，原油综合含水下降0.27%，夯实了油田稳产的基础。

【关键词】精细化注水的成就应对措施必要性1 青海油田实施精益化注水所取得的成就目前青海油田一直把“抓注水、促稳产，实现油气田高效开发”作为油气生产的重点工作来抓，采油一厂也紧紧抓住尕斯油田水质达标和注水试验区示范工程，加强注水技术创新和攻关试验，提出水井免修期达到560天以上的工作指标。

采油二厂进行所管油区注水站和注水系统的部分更新改造，提高分注率和分层注水合格率。

采油三厂针对所管理油区不同的地质条件、油田注水状况及存在的问题，开展层系井组调整、油水井维护、流程改造等多方面研究，提高注水工艺技术水平。

使青海油田整体的注水项目实现了精益化。

2 青海油田实施精益化注水的应对措施（1）改善思想观念。

面对日益严峻的稳产形式，青海油田在全单位发出“今天的水就是明天的油”的发展口号，使这种观念深入每一个员工的内心。

（2）以老井为主开展注水新技术。

当前青海油田主要以老井的稳产作为主要的战略目标，全面分析单井产量下降的原因，牢固树立“油水并重，注水先行”的理念，开展以注水为核心的专项治理和技术攻关，科学配注，逐步实现了注上水、注够水的目标。

浅析油田注水井精细化管理的措施

油气勘察油田注水技术是勘探过程中非常关键的技术。

多年来我国的注水井技术已经连续发展了多个阶段，但是目前这些技术都不够精细，油田注水井技术的效用较低。

为了能够充分应对复杂的储水油层，需要使用精细化的注水技术，实现精细化管理，可以提高经济效益、实现持续稳定生产的有利作用。

一、油田注水井现状１．注水井的增注工作目前，有许多的油田的水质都比较差，而水质差会引起原油脱气的情况，因此，需要注入保证符合标准的水质的水。

但在许多恶劣的水质前提下，在水中的一些淤泥经常会使水井堵塞，只能增加注水的工作量。

尤其是一些被严重污染的水，其往往含有腐蚀性杂质，非常容易破坏注水井的管柱。

２．注水井的井况恶劣随着油田开采量的加大，所需的注水量也在逐渐增加。

在这前提下，注水井的工作越来越繁多。

同时，对于注水井的检修与更换的周期会延长。

因此，当注水井出现被腐蚀以及堵塞时长期得不到清理，日渐会导致注水井的井况恶化。

虽然会有定期的维修，但是诸多不良的因素的出现会导致注水井进行完全的修补，而完全修补的时间较长，同时会影响油田开采的工作。

３．分注井的技术落后我国经常采用的是分层注水管柱技术，分层注水管柱技术是在管柱内悬挂配水器以及封隔器等设备，在实际的使用过程中管柱会存在一些问题，如在深层的油藏会使得管柱的温度升高、压力加强，导致实现分层注水会很困难。

另一方面，一些较为恶劣的水质会缩短注水的有效期，在对管柱进行维修时，致使注水无效，不能满足分层注水的需要。

４．精细化注水的基础是地质想要实现油田的精细化注水并非所有的地质条件都可以，由于精细化注水是一个较为复杂的程序，因此，要对地质有一定的要求。

精细化注水的内容大概有：选择注水的阶段、注水量匹配、注水的效果评估等。

这需要对地质的结构、地貌、沉积的环境、砂体的厚度等详细的掌握了解。

大多数时候需要建立地质模型来确保精细化注水的预期效果。

二、加强注水井精细化管理的措施１．制定完备的注水井管理制度油田勘探的多种经验表明，油田的开发是一个很大的工程，工程中的每个细节都不能忽视。

稠油掺水“集策”精细管理

稠油掺水“集策”精细管理
赵军琴;柯杰
【期刊名称】《经济视野》
【年(卷),期】2013(000)017
【摘要】针对稠油开发特点，坚持持续优化理念、一体化管理理念、多向思维理念以及差异化控制理念，开发管理过程中，确保任何决策与经营行为都要以满足节能减排、持续高效为准则，创造性地提出并实施了稠油掺水“集策”精细管理，使油田得到了高效开发，各项指标均位于薄层稠油油藏前列，稠油年综合递减控制在10%以内，含水上升率控制在1.5%以内，躺井率控制在3%以内，油井利用率保持在90%以上，采油速度保持在3%以上。

【总页数】2页(P109-109,111)
【作者】赵军琴;柯杰
【作者单位】胜利油田河口采油厂工程师;胜利油田河口采油厂工程师
【正文语种】中文
【相关文献】
1.精细管理减少躺井延长检泵周期——文72-423掺水化盐规律摸索 [J], 程豪杰;张建忠;刘春林;周福霞;许翠霞
2.岔河集油田支环状掺水集油工艺 [J], 耿玉广;宋丽梅;刘海俊;石惠宁;李新彩;刘福贵;吴宗武;吴天春
3.海上特稠油掺水集输方案 [J], 唐宁依;张公涛;刘际海;朱梦影;刘春雨;万宇飞
4.吉7井区稠油掺水集输工艺研究及应用 [J], 冯小刚;叶俊华;鄢雨;宋多培;李建财;
王伟
5.河南油田稠油集油站掺水系统防垢除垢技术研究 [J], 李猛;景天豪;丁波;李立;赵兵;葛红雨
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稠油井掺水升温工艺应用现状及分析

稠油井掺水升温工艺应用现状及分析孤四区油藏经营管理区主要管理着渤89、渤76、渤21、孤南稠油、南区馆5-6稠油、南区东扩边等6个开发单元的稠油井，总井450口，开井386口，稠油掺水井118口。

由于稠油井粘度大、流动性差、井筒输送困难、地面输送困难的特点。

随着稠油开发规模逐年加大，储层条件越来越差，热采井在转周生产一段时间以后，由于温度下降，原油粘度增大，出现低液量、低含水，光杆缓下的现象增多，严重影响了稠油井生产管理和稠油产量稳定。

目前采用的稠油掺水工艺有有：地面掺水、泵上掺水、空心杆掺水以及泵下掺水方式。

以地面掺水降粘伴送为主，只有少量油井采用泵下掺水和空心杆掺水。

孤四区稠油井掺水主要采用孤五联低压独立掺水管网，由于管网涉及掺水间数量多，掺水管网流程长，到达掺水间水温平均在45℃左右，经过掺水间再次分配后，到达单井掺水温度平均在37℃左右，不能达到稠油井升温降粘的效果，为此，孤四区在稠油井单元实施了掺水升温的工艺技术，实施后，大大降低了稠油井冬季管理难度，创造了良好的经济效益。

一、在具备气源井站安装加热炉，提高掺水温度1、在气量富裕的区块，掺水井与计量站比较集中区域，对计量站安装加热炉，已安装投用计量站加热炉11台。

通过安装加热炉，大大提高了掺水干线来水温度，平均提高15℃左右，有效解决了70口油井因掺水温度低，导致井筒及地面输送困难的问题。

注采管理406站渤69-1站管理着5口稠油井，其中掺水井4口，平均原油粘度6208mPa?s，粘度较大，平均掺水温度40℃，平均井口温度21 ℃，每逢冬季，油井频繁出现烧皮带、光杆缓下、堵管线等问题，给生产带来较大困难。

2013年4月，在渤69站安装加热炉，对掺水干线实行加热升温，并对单井实施单空心杆掺水，实施后，加热炉出口水温达到61℃左右，平均井口温度上升到42℃左右，解决了井筒及地面输送困难的问题，效果较好。

二、在不具备气源的井安装电加热装置电加热杆采油是利用电加热杆内的电缆，通电后发热，传热给电热杆本体，加热油管内的液体，降低稠油粘度，达到降低稠油在井筒内流动阻力的目的。

浅谈特稠油藏掺水管理的效果分析

浅谈特稠油藏掺水管理的效果分析针对稠油开发特点，本文介绍了持续优化理念、一体化管理理念、多向思维理念以及差异化控制理念，对于开发管理过程中，做到任何决策与经营行为都要以满足节能减排、持续高效为准则，创造性地提出并实施了稠油掺水”集策”精细管理，使油田得到了高效开发，各项指标均位于薄层稠油油藏前列，稠油年综合递减控制在10%以内，含水上升率控制在1.5%以内，躺井率控制在3%以内，油井利用率保持在90%以上，采油速度保持在3%以上。

标签：精细管理油田开发稠油掺水含水上升率陈家庄油田是河口采油厂特稠油出砂油藏的一个主力区块，动用含油面积26.5平方千米，动用地质储量4446万吨，注水储量2073万吨，热采储量2373万吨，标定采收率16.1%。

目前有陈25块、陈15-37两个普通稠油区块及陈371西、陈311、陈373三个特稠油热采区块投入开发。

2007年开始应用“空心杆泵上掺水”工艺，使得油田得以开始规模开发，在应用过程中不断完善设施配套、摸索管理经验及制定保障制度，逐渐形成了以掺水管理为核心的“集策”精细管理模式，实现了油田高效开发。

1掺水“集策”精细管理形成的背景陈家庄油田特稠油热采区块自2002年开始动用开采至2007年初，开井数维持在40口以内，动用面积和开发效果很不理想。

先后采用了电热杆、药剂降粘、杆中杆等多种井筒降粘开发方式，均因地面措施不配套、系统不完善、高耗能、高成本等原因没有大面积推广，油田没有得到有效开发。

1.1配套设施不完善举升工艺上采用的空心杆掺水生产方式，掺水深度过大或过小均不利于举升设备的工作，采用∮73mm油管做生产管柱摩擦阻力大，不能满足油井正常生产。

且根据稠油流动能力差的实际，采用常规工作参数无法正常生产。

1.2掺水参数不匹配由于对掺水管理的知识匮乏，掺水量随意控制现象普遍，掺水温度不能有效保证，掺水压力高低无法调控，掺水水质差造成的结垢杆堵、流程堵塞及频繁穿孔现象普遍，以上四个掺水管理关键参数没有达到最佳的匹配，不仅造成能源浪费，更重要的是因管理原因造成停躺井事故频发。

采油厂强化注水管理夯实稳产基础

采油厂强化注水管理夯实稳产基础发表时间：2018-07-05T11:09:22.933Z 来源：《建筑学研究前沿》2018年第2期作者：卢昊[导读] 针对采油厂注水管理，要做好洗井和管线冲洗工作，一方面科学优化洗井计划。

辽河油田锦州采油厂地质研究所辽宁盘锦 124010摘要：采油厂要围绕油田稳产的中心任务，拓宽思路，精密部署，科学实施，力求转变认识观念，提升技术水平，从而不断加强油田开发保障能力，夯实油田稳产基础。

以“提高全员注水意识，强化注水管理责任，精细注水措施管理”为目标，确保精细注水见到实效。

关键词：采油厂；注水管理；夯实；稳产基础1、引言针对采油厂注水管理，要做好洗井和管线冲洗工作，一方面科学优化洗井计划，做好清蜡泵车加温热洗和空罐车反洗井的安排部署，最大程度提高洗井车的利用率；另一方面加大回收流程自洗井应用比例，确保周期洗井顺利开展。

此外，技术人员合理制订注水井管线冲洗计划，保证管线每月可冲洗一次，并对水质监测取样结果差的管线加密冲洗。

采油厂强化问题水井的治理工作，加强水井日常维护措施的落实，确保水质达标、井筒清洁，有效预防欠注井的发生。

制定问题井处理流程，健全相关报表，落实责任。

采油厂技术人员严格执行注水井分析制度，对所管井做到“一井一策”对症下药，强化服务意识，深入一线指导注水管理工作，确保注水管理做到“严、细、精、准”。

2、稳油必先重水，认识转变推动管理升级据了解，去年四季度以来，面对低油价下产能建设压缩的“大考”，该厂上下转变观念，由“重油轻水”向“油水并重”转变，建立从采油队队长到机关科室再到厂领导的注水一条龙专项管理模式。

要想把水注好，每口井的“身体状况”摸得越清越好。

为此，该厂对受注水影响的油井实施“一井一策”方案，将每口井的产量和液量进行一对一诊断，一井配一方，让油层“喝够水、喝好水”。

针对“喝”不进水的“老病号”，经过为油层做精密的检测，技术人员研究出了用该井上部层段的产水注入下部层段的方法。

精细管理夯实基础做好油田精细注水工作

精细管理夯实基础做好油田精细注水工作【关键词】精细管理；注水近年来，胜利采油厂不断深化注水井基础和技术管理，在系统整合地面、管柱、工艺、地质开发等管理资源的基础上，以技术分析为导向，精细管理为手段，实现水井信息处理和水井问题治理的“专业化、一体化、精细化”，从“精细化注水基础管理、精细化注水技术提升、精细化注水高效开发”三个阶段，推动了注采管理工作，重点提高分注井层段合格率，注水井综合利用率、测试成功率、洗井成功率，强化油藏与工程、地上与地下的有机结合，实现注好水、注足水、注效益水的目标，努力夯实稳产基础。

1.强化分析，提高注入质量1.1确保注水量“注得进”加强前期水井实际注入能力评估分析和后期控制，确定注水方向，切实保障计划注水量真正落实到单井。

另外水井保钻、保作业、后补水，加强井组动态分析，确保补水补得进。

1.2确保提水量“注得好”强化注水总量控制的同时兼顾开发管理，针对因限电、污水调控失衡等因素水井提水，阶段性补水造成部分单元注采失衡的矛盾，要强化欠注井原因分析。

规范欠注井治理流程：一是以技术分析为导向，包括结合单元开发需求和利用测试手段全面掌握问题水井信息；二是做好作业方案发放前期工作，贯彻“先地面、后地下”的治理，优先落实地面工艺流程问题，采取洗井治理，根据洗井情况再进一步发放作业方案。

欠注井原因分析流程：按照“先地面后地下、先井史后现状”的原则，建立欠注井原因分析的先后顺序，提高欠注井原因分析水平；细化欠注井原因分析内容，提高资料利用率。

2.细化管理，提高注水井管理水平2.1建立测试问题井分类治理，提高层段合格率以测试问题水井分类信息库为基础，建立测试问题井跟踪治理流程，在保障测试成功率的同时，加大测试资料分析及问题跟踪解决力度，推动测试资料数据库、问题水井治理和分层注水质量的提高。

结合以声波变密度找串、磁定位精确校深、封隔器密封性检验、测试调配为主要手段的措施；在资料解释上结合生产动态状况对试井、测井资料综合分析的方法，提高资料解释的准确性，充分发挥测试资料的指导作用。

提高掺油质量确保稠油区块长期稳产

为保证掺油温度的持续稳定．我们以作业区技术工程组为检查核心．督促约束岗位员工每天坚持
调整好井口掺油温度和出液温度作业区为各采油站专门配备了红外线测温仪，主管领导保持经常性
的深入现场与员工一道讲思路、温度、问题，看查很
差目前区块普遍采用掺稀油降黏的生产方式．以在往的管理过程中．仅凭现场经验对油井进行掺油管
理工作．时常出现因掺油量过大而造成出砂井砂卡．掺油量过低油井起不到稀释降黏作用，缩短了油井
形成连续的混合流为此．掺稀油温度必须保证在
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提高掺油质量确保稠油区块长期稳产
＿陈宾南付红雷蔡敏
■ 中国石油辽河油田公司欢喜岭采油厂采油作业二区（辽宁盘锦１４１）２００
欢１７块兴隆台油层属稠油油藏．平均原油黏２
度５１４１ａｓ２．ｍＰ・．特别是１７西块扩边新井平均黏２
后．们合理的调整了该井的掺油量由０５／调我．Ｌｈ上
到０８／．并采取加热炉单独为稀油加热将混合液．ｈＬ改走旁通的方式确保井口掺油温度保持在１０．０％
掺：严格化就是严格执行掺油质量监督标准，使油井
保持最佳的生产状态
保证掺油温度是提高掺油质量的必要条件
在掺油管理中．油温度的高低，掺直接影响着稀油对井筒原油升温降黏的效果在以往的管理过程中．口掺油温度达到７ ℃即可，井０生产中，部分油井井口出液不连续，尔会出现软卡现象。了改变这偶为种局面．我们对稠油黏度与温度的变化曲线进行分析．现当油井出液温度达到某一临界温度后，油发稠

精细注水管理,夯实稳产基础

精细注水管理，夯实稳产基础
技术室陈佳伟
2012年，盘古梁作业区紧紧围绕“有效注水、精细注水”两条主线，严格执行、落实厂油藏开发技术政策，抓好“老井稳产、措施增产、新井上产”，狠抓油水井现场管理，使油田开发良性循环基础得到进一步夯实。

注够水：形成了“系统优化、单点消欠、提前预防、日常监控”的注水专项治理工作思路，全年累计治理欠注井28井次，日消欠108方，已基本消灭欠注井。

注好水：注重水质管理和井筒治理两手抓。

一是通过注水系统的系统维护改造及水质加密监测，有效提升回注水质标准，二是加强注水井检串、洗井，不断改善井筒注水环境，保障注水系统运行良好。

有效注水：一是扎实开展剖面治理工作，努力提高水驱储量动用程度；2012年累计实施水井剖面治理50井次，见效油井51口，单井日增油0.98t，累计增油3279t，降递减0.67%，可对比吸水厚度6.3m↑8.9m（17口），水驱储量动用程度37.5%↑51.4%。

二是推进分层注水技术的应用，2012年作业区坚持“单点分注、局部扩大、区域连片”的工作思路，全面走精细小层注水之路，全年实施分层注水25口，累计增油1472吨，降递减0.31%。

精细注水：2012年，作业区继续坚持分区域注水开发技术政策，结合长6油藏及陕92新区分区域储层物性及开发动态特征，持续优化分区域的开发技术政策，全年注水调整188井次，累计调整水量717m3，见效油井154口，累计增油1758t，降递减0.15%。

精细注水管理,夯实油田稳产

精细注水管理，夯实油田稳产
技术管理室陈佳伟
2012年，盘古梁作业区继续按照“油水并重”的思想进一步加强注水井管理，从地面工艺和注水井井筒健康状况及注水井剖面等几方面入手，实施综合治理。

地面工艺方面：从水源管理、计量完善、注水监控、考核管理和新工艺推广等方面加大管理力度，确保注好水、注够水。

井筒状况：针对测试遇阻、检串时间较长井，制定检串计划，针对放空量大，外协困难的井，充分利用带压作业技术，严格按照计划实施检串作业，同时，对需要大修井积极组织安排大修，确保井筒健康；2012年，作业区共完成大修21井次，带压作业36井次。

剖面治理：对测试吸水剖面不正常井，为改善注水井剖面吸水状况，提高水驱储量动用程度，积极开展水井措施，通过实施分层注水、补孔调剖、酸化调剖、化学调驱等措施治理吸水剖面。

截止目前累计实施注水井剖面治理48井次，其中暂堵酸化7井次，补孔6井次，分注24井次，浅层调剖5井次，深部调驱7井次，通过15口可对比井分析，平均吸水厚度从6.60米上升至8.50米，增加1.90米，油藏剖面得到进一步改善，对应151口油井见效72口，累计增油3662吨。

加强注水工艺配套改善油田开发效果

加强注水工艺配套改善油田开发效果【摘要】采油厂开发已进入开发后期，油层水淹状况复杂，井况恶化，注采问题日益突出，开采难度加大。

通过强化注水管理、完善注水工艺技术配套措施，实现减缓老油田产量递减、控制含水上升的目的。

【关键词】油田注水工艺细分注水增产增注随着油田主力单元开发程度的提高，含水上升加快，层间矛盾突出，能量不足，递减加大，严重影响了油田开发效益。

注水是保持油藏压力，提高水驱效率的有效途径，还需要不断调整注采强度和水驱油方向，还需要不断调整注采强度和水驱油方向，提高注水波及体积，才能保持单元产量高位运行。

本文以青海狮子沟油田为例，探索了注水工艺配套对改善油田开发效果的作用，采油厂成立注水项目攻关组，强化深层分注、中浅层增注措施，提高注水层段合格率。

1 开发后期油田现状和问题狮子沟油田截止2010年12月底，狮子沟油田总井数81口，其中油井61口，开油井41口，注水井20口，开井14口，核实年产油1.9×104t，核实累计产油37.5466×104t，核实年产水6.503×104m3，核实累计产水55.8457×104m3，年注水13.4834×104m3，累计注水103.3927×104m3，年注采1.38，累计注采比0.847。

目前油藏综合含水为76.95%，地质储量采油速度0.91%，地质储量采出程度17.3%，可采储量采油速度4.56%，可采储量采出程度86.51%，综合递减18.31%，自然递减22.5%。

目前油田注水开发存在问题；（1）注采矛盾突出，井网不完善，储量动用不均衡；由于堵塞以及地层渗透性差，水井欠注注不进，水驱效果差；（2）层间非均质影响，层间水淹差异大，纵向上吸水剖面不均匀，层间低渗透段剩余油动用差；（3）随着开发强度的加大，能量下降很快，边水影响突出，含水快速上升；（4）分层注水受水质和油井连通性影响，层段合格率低。

稠油热采井配套工艺与精细化管理对策探讨

稠油热采井配套工艺与精细化管理对策探讨作者：张海涛来源：《科学与财富》2017年第09期摘要：对于稠油油藏，常规方法很难将原油开采出来，蒸汽吞吐是目前应用最多的稠油热采方法，同时保持热采稠油井的稳定、高效生产，离不开好的生产管理方法，采取分阶段管理法，实现稠油生产精细化管理，有效达到了提高其储量动用程度、改善开发效果、提高采收率的目的。

关键词：稠油油藏；蒸汽吞吐；精细化管理；开发效果稠油热采是向油层注入高温高压蒸汽，注入地层蒸汽干度越高，其热焓越高。

如何保证注入油层蒸汽的干度，是本文研究的重点。

提高井底注汽干度有两个方面，一是提高锅炉出口干度，二是减少输汽过程中的热损失。

通过研究如何减少输汽过程中的热损失，在锅炉出口干度一定的情况下，以保证井底干度达到设计要求。

1注汽管网热损失计算蒸汽输送热损失包括注汽管线热损失、阀门热损失、支墩热损失，根据《注汽管线热损失分析与保温技术研究》知道，支墩热损失占输汽过程中热损失的13.6%，阀门散热损失占输汽过程中热损失的2.3%，两项为15.9%，注汽管线热损失占84.1%。

因为阀门、支墩热损失理论计算较困难，使用仪器现场测量支墩权平均求得占总热损失的比重。

如果能计算出注汽管线的热损失值，就可求得墩和阀门的散热损失。

重点研究注汽管线的热损失的理论计算。

注汽管线散热损失主要包括注汽管壁通过保温层的导热，保温层和空气的对流辐射换热，在工程计算中，可将对流、辐射换热系数复合成对流换热系数。

2稠油井配套工艺技术2.1防偏磨配套工艺，延长杆管使用寿命。

采用空心杆掺水工艺后，热采井综合含水由30%上升到了60%以上，原来使用的抗磨节箍防偏磨作用明显下降，杆管使用寿命缩短。

针对这一问题，在热采井中应用空心杆抗磨付替代抗磨节箍，防偏磨效果发生了明显好转，空心杆的在用时间由120天延长到了310天，能够完全覆盖注热转周周期。

2.2防砂配套工艺，延长防砂管柱使用寿命。

针对油层胶结疏松、易出砂的特点，在全部采用两步法机械防砂时，注汽过程中的高温高流速蒸汽将砂墙推向油层深处，在放喷回采过程中地层砂回吐，造成防砂失效，尤其是多轮次注汽后更加明显。

加强精细注水治理,夯实老油田稳产基础

加强精细注水治理，夯实老油田稳产基础李淑静，王宏伟（大港油田公司第六采油厂，天津　３０００００）摘　要：羊三木油田羊三断块已经进入特高含水开发期，渗流场固化严重，治理难度大。

为了实现老油田稳产，立足油田可持续发展，以地质工程一体化为引领，以渗流单元为调控对象，加强“精细注水、有效注水”，持续改善水驱开发效果。

治理后，断块注采对应率提高到９８．２％，油层动用程度提高到８８％，自然递减降低到５．６％。

关键词：特高含水；渗流场；稳产；精细注水中图分类号：ＴＥ３５７．６文献标识码：Ａ文章编号：１００６—７９８１（２０１９）０８—０１２３—０２羊三木油田羊三断块是被羊南断层和羊北断层切割成单斜构造，边底水油藏，主要开采层位上第三系明化镇、馆陶组。

自上而下分为羊三馆一、羊三馆二上、羊三馆二下、羊三馆三油组，开发动用含油面积４．８ｋｍ２，地质储量１９２８．６万ｔ，可采储量７１５．６万ｔ，采收率３７．１％。

平均孔隙度２８％，平均渗透率１３０２．６４×１０－３μｍ２，原油密度０．９５ｇ／ｃｍ３，地下原油粘度１３７ｍＰａ·ｓ，属于中高渗疏松砂岩稠油油藏。

储层非均质性强，注水矛盾突出，流场固化，注水无效循环严重。

目前已经进入特高含水开发期（综合含水９４％）。

为实现特高含水开发期的稳产，开展了基于渗流场研究为基础的精细注水调控工作，有效的控制了油田的自然递减率。

１　注水开发现状羊三木油田属于典型的断块油气藏，边底水发育，投产初期产量较高，由于经过长期的注水开发，含水上升快，已经进入特高含水开发期。

截止２０１９年６月底，羊三断块有油井１１４口，开井１０５口，日产油水平２３９ｔ，综合含水９４．６３％，年累计产油４．１４０２×１０４ｔ，总累积产油６５６．５１５９×１０４ｔ。

地质储量采出程度３４．０４％，可采储量采出程度９１．７％。

有注水井４３口，开３５口，日注水平５５６３．７４ｍ３，月注采比１．２４４，总累积注水５３７４．６１３６×１０４　ｍ３，累积注采比０．７３３。

强化水质治理和注采调整,夯实公司稳产基础

强化水质治理和注采调整，夯实公司稳产基础【摘要】鲁明公司所辖区块既有疏松砂岩断块油藏，又有低渗、高凝油区块，近几年来通过水质治理，对若干单元进行了注采调整。

本文就强化水质治理、抓好注采调整进行了详细论述。

【关键词】水质治理；注采调整；稳产鲁明公司工区分布在济阳、商河等11个县区内，累计探明含油面积79.2km2，地质储量6220.41×104t，动用储量4543.27×104t。

目前有水驱开发单元13个，水驱开发储量2079万吨，占动用储量的45.8%，试注开发单元6个，储量1889万吨，主要为低渗透油藏，占动用储量的41.6%。

以前的水井主要依靠天然能量开采，自然递减率16.7%，水质达标率远低于油田水平。

基于此，我们提出了强化水质治理和抓好注采调整。

1.强化水质治理的主要做法1.1健全组织机构、完善管理制度。

健全组织机构、实施水质治理“一把手”工程，“一把手”亲自抓水质治理，树立“油水并重”的思想；技术管理部作为注水及水质管理的主管部门。

同时完善制定了3个制度：《鲁明公司注水井管理制度》、《注水岗位责任制》、《注水井指标考核制度》。

1.2保证新建、改造站和水质处理药剂的投入。

近三年来加大了对水质治理方面的投入，特别是2010年，只要方案论证可行基本全部通过，对水质达标投入“一路绿灯”。

1.3加强油藏结合、从设计源头保证水质。

实行一井一策：严格按油藏方案的要求，和油藏开发紧密结合，按照最新水质推荐标准对每个注水区块，每个单井重新核实了水质要求，为优化设计提供保证。

完善地面设计，保证资料的正确性和完整性，加强项目的可行性研究；审查设计方案的先进性和合理性，确定最佳设计方案；组织施工图会审，确保设备选型合理，工艺流程最佳；超前考虑，一次设计到位，避免重复造成的浪费。

1.4加强地面配套设备优选，确保水质达标。

近年来，在低渗区块开展试注工作，新建投产了史112-10、樊142-2-10、大373等注水站，由于低渗透注水对水质要求苛刻，地面设备压力高等特点，优选水处理设备选型，严把以下4道关，确保了水质达标：（a）处理装置采用混凝、沉降、过滤三级组合。