杏北油田注水系统优化调整措施与潜力分析
注水开发油藏调整潜力分析与评价
注水开发油藏调整潜力分析与评价
注水开发是一种常用的油田开发方法，通过向油藏注入水来增加油藏内部的压力，从而推动油的流动，提高采油率。
不同油田的地质条件和油藏特征不同，对于不同的油藏进行注水开发之前需要进行潜力分析和评价，以确定注水开发的适用性和调整方案。
一、地质条件分析：对油藏地质条件进行分析，包括沉积环境、构造、岩性、油层特征等。
地质条件对注水开发的效果有很大影响，需要分析地质条件是否适合注水开发，如注水层是否存在有效的油水接触、岩石渗透率是否够高等。
二、岩性评价：对油藏岩石性质进行评价，包括孔隙度、渗透率、孔隙结构等。
岩石性质决定了油藏的储量和藏层的导水性能，评价岩石性质对于确定注水开发方案和调整潜力具有重要意义。
三、水源评价：评价注水开发所需水源的供应能力和水质，确定注水开发所需的水量和水质标准。
水源评价对注水开发的实施至关重要，水源的供应能力和水质直接影响到注水开发的效果。
四、注水开发方案评价：对不同的注水开发方案进行评价，包括注水井的选址、注水压力、注水周期等。
通过评价不同的注水开发方案，确定最优方案，提高注水开发的效率和效果。
五、调整潜力评价：根据已有的注水开发数据和地质条件，预测和评价注水开发的调整潜力。
调整潜力评价是根据已有的数据和经验进行预测，可以帮助确定注水开发的效果和调整方案。
通过对注水开发油藏进行潜力分析和评价，可以确定注水开发的可行性和调整方案，提高开发效果和效率。
潜力分析和评价也是一个不断完善和改进的过程，需要不断积累和更新数据和经验，并结合新的技术手段和方法。
只有通过科学的潜力分析和评价，才能实现优化和可持续发展的油田开发。
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。
杏北油田注水系统运行能耗控制措施及效果分析
管理·实践/Management&Practice注水是油田开发的重要环节，注水系统的稳定运行关系到油田开发效果。
同时，注水也是油田生产的耗电大户，注水系统耗电约占油田生产耗电的1/3，注水系统的高效低耗运行关系到油田的开发效益。
随着杏北油田基础井网、一次加密、二次加密、三次加密和三次采油开发的推进，杏北油田逐步建成了普通水注水系统、深度水注水系统及三采注水系统三套注水系统[1]。
1注水系统能耗升高的原因分析1.1注水泵扬程与管网压力不匹配注水系统站库管网建设原则为注水站在相对居中位置建设，站内泵管压差宜控制在0.5MPa以内[2]，站外压力损失不宜超过1MPa，因此注水泵扬程按照注水井最高破裂压力加1.5MPa设计。
在实际运行中系统井网压力相对较低，平均为12.1MPa。
1）部分注水泵扬程设计过高，导致泵管压差增大。
杏六联注水站2台D300-150×11型注水泵，泵额定扬程为1683m。
投产后该站1#和2#注水泵平均运行泵压为16.6MPa，平均出站管压为15.3MPa，平均泵管压差达到1.3MPa，平均泵水单耗5.83kWh/m3，最高泵水单耗为6.45kWh/m3，较普通注水系统平均运行单耗高0.76kWh/m3。
普通注水系统井网平均注水压力为11.71MPa，管网需求压力为14.2~15MPa，杏六联注水站2台注水泵额定扬程偏高，供需能力不平衡，导致运行效率降低，注水泵运行能耗增加。
2）部分注水泵减级后扬程降低，管网压力过高时无法高效运行。
杏二十四注水站1#注水泵进行减级后，泵水能力和运行单耗发生较大波动。
分析发现，以系统管网压力14.5MPa为界，低于14.5MPa 时，该泵泵水能力基本维持在额定排量及以上（平均泵水能力10119m3/d），泵水单耗维持较低水平（平均泵水单耗4.8kWh/m3）；高于14.5MPa时，该泵泵水能力显著降低（平均泵水能力6291m3/d，超过16.0MPa后，泵水能力仅为5152m3/d），同时泵水单耗显著增加（平均泵水单耗6.36kWh/m3，最高连续16天平均8.50kWh/m3）。
杏北油田含油污水水质提升面临形势及对策分析
杏北油田含油污水水质提升面临形势及对策分析王中专大庆油田有限责任公司第四采油厂规划设计研究所摘要：杏北油田处于水驱、聚驱及三元复合驱三种开发方式并存的阶段，随着化学驱开发的不断推进，油田含油污水成分日益复杂，出现了工艺不适应、水量不平衡、负荷高低不均衡等问题，导致处理难度不断加大。
为此，“十三五”期间结合杏北油田水质现状，提出杏北油田多元开发方式下“分质处理、平衡水量、均衡负荷、节点管理”的水质治理思路，制定了工艺管网完善、开源节流、能力互用、高效管控等含油污水水质改善措施，保证不同水质分质处理、产注平衡、负荷均衡，为含油污水处理系统优化运行奠定了基础。
目前，杏北油田注化学驱尤其是三元规模进一步扩大，分析了三元污水无法达标、三元生产废液影响污水处理、水处理设备设施老化以及“三采产水过剩、深度水源不足”等形势和问题，坚持“十六字”治理思路，制定了三元污水处理投加水质稳定剂、降低三元污水站负荷、优化三元分质处理、调整废液处理流程等技术措施，提出加强三元污水及三元相关生产废液技术试验的建议，对未来一段时间水质提升具有较大指导意义。
关键词：多元开发；含油污水；治理思路；改善措施Situation and Countermeasure Analysis of Upgrading Oily Sewage Quality in Xingbei OilfieldWANG ZhongzhuanPlanning and Design Institute of No.4Oil Production Plant，Daqing Oilfield Co.，Ltd.Abstract：Xingbei Oilfield is in the stage of coexistence of water flooding，polymer flooding，and ASP flooding.With the continuous development of chemical flooding，the composition of oilfield oily sewage becoming more and more complex，and there are problems such as unsuitable process，unbal-anced water volume，and unbalanced load，which lead to the increasing difficulty of treatment.There-fore，during the13th Five Year Plan period，combined with the current water quality situation in Xingbei Oilfield，the water quality treatment ideas of"separate treatment，balanced water volume，balanced load，node management"are put forward under the multiple development modes of Xingbei Oilfield，and the improvement measures of oily sewage quality，such as the improvement of process pipe network，income increasing and expenditure reducing，capacity mutual utilization，and efficient management and control，are formulated to ensure the separate treatment of different water quality，production and injection balance，and load balance，which lay a foundation for optimal operation of oily sewage treatment system.At present，the chemical flooding in Xingbei Oilfield，especially ASP flooding，is further expanded.The situation and problems such as the lack of ASP sewage，the influ-ence of ASP production waste liquid on sewage treatment，the aging of water treatment equipment and facilities，and the"excess water production from tertiary oil recovery and the lack of deep water source"are analyzed.Adhering to"sixteen-character"treatment approach，some technical measures，such as adding water quality stabilizer to ASP sewage treatment，reducing the load of ASP sewage station，op-timizing ASP separation treatment，and adjusting the waste liquid treatment process，are proposed to strengthen the technical test of ASP sewage and related production waste liquid，which has great guid-ing significance for water quality improvement in the future.Keywords：diversified development；oily sewage；treatment ideas；improvement measuresDOI:10.3969/j.issn.1006-6896.2020.10.010杏北油田经过54年的开发建设，污水系统建成了满足水驱、聚驱、三元复合驱和深度处理的站库及管网系统，随着多元开发方式的推进，污水处理出现了一些影响水质稳定达标的问题，为此，“十三五”期间围绕“分质处理、平衡水量、均衡负荷、节点管理”的思路，制定了多项水质改善措施，取得了显著效果。
杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用
张晶：杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用第14卷第1期（2024-01）杏北油田共建成油水井1.6万口，各种油水处理站场204座，有各类机泵4442台，加热炉388台，各类管道1.12×104km。
随着油田生产时间延长，油田开发形势发生变化，多种开发方式并存，综合含水持续升高，低渗透油层多井低产等现象持续出现，原有的开发方式下建立起来的系统平衡被杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用张晶（大庆油田有限责任公司第四采油厂）摘要：油田含水率的上升和产液规模的不断增大，导致集输能耗逐年增加，如何保持开发效益，降低集输能耗，成为高含水开发阶段面临的一大难题。
随着节能工作不断深入，潜力已得到很大程度的挖掘，常规技术节能空间小，能耗管控压力大。
因此开展能量系统优化技术研究，该方法转变原来区域优化的方式，统筹采油井、计量间、转油站、脱水站四个环节，通过确定末端能耗需求，逐级推导前端各环节能供给的方式，指导集输系统精细化、低能耗生产运行。
杏北油田自2017年应用能量优化运行技术，由点及面逐步扩大规模，已实现水驱转油站全覆盖，截至目前累计节气5621×104m 3，节电3275×104kWh，为油田集输系统降本增效提供了指导依据。
关键词：杏北油田；集输系统；能量系统优化；掺水温度；输油温度DOI :10.3969/j.issn.2095-1493.2024.01.004Research and application of energy optimization method for the whole process ofwater blending system in Xingbei oilfield ZHANG JingNo.4Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co ．，Ltd ．Abstract：The oilfield water content has been rising and the liquid production scale has been continu-ously increasing，leading to the increase in the energy consumption of gathering and transportation year after year.How to maintain development benefits and reduce gathering and transportation energy con-sumption has become a major challenge in high water bearing development stage．With the continuous deepening of energy conservation work，the potential has been greatly explored．Because conventional technologies have small energy conservation space and high pressure on energy consumption control，the research on the energy system optimization technology will be carried out，which will be trans-formed the original regional optimization method and coordinated the four links of oil production wells，metering rooms，oil transfer stations，and dehydration stations．By determining the energy consumption demand at the end and gradually deriving the energy supply method for each front-end link，the gathering and transportation system is guided to refine low-energy production and operation ．Since the energy optimization operation technology was applied in 2017，Xingbei oilfield has gradually expanded its scale from point to point and has realized the full coverage of water flooding oil transfer sta-tion，with a cumulative total of 5621×104m 3of gas saving and 3275×104kWh of electricity saving，which provides guidance for the oilfield gathering and transportation system to reduce costs and increase efficiency ．Keywords：Xingbei oilfield；gathering and transportation system；energy system optimization；water blending temperature；oil delivery temperature 作者简介：张晶，工程师，2012年毕业于东北石油大学（油气储运工程专业），从事油田地面技术管理工作，引文：张晶．杏北油田掺水系统全流程能量优化方法的研究与应用[J]．石油石化节能与计量，2024，14（1）：16-20.ZHANG Jing．Research and application of energy optimization method for the whole process of water blending system in Xing-bei oilfield[J]．Energy Conservation and Measurement in Petroleum &Petrochemical Industry，2024，14（1）：16-20.技术应用/TechnologyApplication打破，油田地面生产系统均存在一定的低效高耗问题。
油田注水开发后期提升采油率的技术措施
油田注水开发后期提升采油率的技术措施油田注水开发是一种常见的采油方式，通过向油层中注入水来增加地层压力，促进原油的驱替，提高采油率。
随着油田的逐渐开发，采油率逐渐下降，为了进一步提升采油率，需要采取一系列的技术措施。
本文将探讨油田注水开发后期提升采油率的技术措施。
一、提高注水效率提高注水效率是提升采油率的关键一环。
注水井的布置和注水压力的选取对注水效率有着极大的影响。
合理的注水井布置可以有效增加地层有效驱替面积，提高注水效果；而适当增加注水压力则有助于提高地层压力，促进原油的驱替，增加采油率。
在实际注水作业中，还可以通过提高注水井的注水量，优化注水方式，选择合适的注水剂等手段来提高注水效率。
科学的注水管网设计以及注水管道的保温隔热等工作也是非常重要的，可以有效减少水量的损失，提高注水效率。
二、优化注采工艺在油田注水开发后期，优化注采工艺也是提升采油率的重要手段。
一方面，可以采用CO2注采技术，通过注入CO2驱替原油，提高采油率。
也可以考虑采用聚合物注入技术或化学驱油技术，以提高原油的采收率。
在注采工艺中，还可以考虑采用多井水平井开发技术、分段注水工艺等先进工艺手段，通过提高油井有效驱替面积，减少水驱过程中的压力损失，提高采油效率。
通过人工提升油田注水开发后期的采油率的新型注采装置和控制技术的应用，也可以有效提高采油率。
三、加强地质研究加强地质研究是提升采油率的必要步骤。
在油田注水开发后期，地质条件的变化对原油产量有着直接的影响。
需要加强对油层地质结构、渗透率、孔隙度等方面的研究，找到影响原油产量下降的原因，以便提出相应的解决方案。
加强对同类油藏的比较研究，尤其是成功案例的借鉴，可以帮助油田提升采油率。
通过借鉴其他油田的经验，可以及时发现问题，并及时做出调整，以提升采油率。
四、开展新技术研发随着科技的不断进步，油田注水开发后期提升采油率，需要开发新技术。
可以结合现代地震勘探技术和数值模拟技术，进行油藏地质模型的重建分析，为制定合理采油方案提供依据。
安塞油田杏河北区油藏潜力及开发对策
１ 分 层 系继 续动 用 油层 的 潜 力 ． ２
从油藏地质特征及采油工艺分析 ，细分层系开发适宜从 下部层系 逐级 向上开 展 ， 华北油 田开发实践表明 ， 生产下部层系 ， 先 废弃后可
安塞油 田杏河北 区含 油面 积４ ． 平方公里 ，地质储量１４ ． 万 ８２ ４ ９ ７８ ６ 吨 。在开 发过程 中由于各个 小层 间存在 的物性差异，注水开发后，注 入水在各个小层间推进的速度和方 向存在差异 ， 造成层间矛盾突 出，
（ ） １ 东北 部井区长６ 段剩余层较厚 ， 长６ 建议对剩余油层逐步射 开生产 ，首先对长６段补层 ，同时对应水井相应完善补层 。 依据 目前注水情况及油井生产情 况 ， 议对长６已经注水而油井 建 没有射开 的长６ 段油层实施 补层 。如果水淹则卡封 ，逐级上返 。 （ ） ２ 西部 目前射开生产厚 度小 ，油井产能低 ，生于剩余油层较
１１ 提 高 水驱 控 制 程 度 的 潜 力 ．
（） １ 完善 补层 。依据研究结果表 明 ，油藏仍 有提 高水驱控 制程 度的潜力 ，对油井 已经生产水井没有完善注水的层段实施完善补层注 水 。及时补充地层能量 。尤其东北 部和西部井区开 发时间较早 ， 产量 下降和含水上升明显 ，通过完善注采关系可以使 部分层 由未水驱 实现
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。
杏北西部聚合物驱注水系统优化研究
杏北西部聚合物驱注水系统优化研究刘洋;佟林;曾丽;金可凡;汤矫龙;丛蕾旭【摘要】The injection-water amount is greater than the output-water amount in Xingbei Oilfield,so some clear water should be replenished.For improving the development effect,the clear water should be replenished in new polymer flooding areas as much as possible.On the premise of ensuring the supply-injection balance of the whole plant,the water injection system in the western polymer flooding part of Xingbei Oilfield is adjusted from replenishing water with deep oxygen exposure totally to replenishing some clear water.The western polymer flooding part Ⅰ and Ⅲ are during their initial period,so dilution water can be changed from sewage to clear water.All injection stations adopt the proportional control pump injection process,which has an adjustable range of 30％-100％ of the theoretical ing clear water to dilute polymer can reduce the viscosity loss and save the using amount of polymer powders.After adjusting the dilution water,the amount of the single-well mother liquor and the load of the injection pump both have reduced,so it is necessary to adjust the injection pump accordingly.%杏北油田注入水量大于产出水量,需要补充部分清水,为提高开发效果,应将区块补充的清水尽可能安排在新建聚驱区块.对杏北西部聚驱区块注水系统进行调整,在保证全厂供注平衡的前提下,将全部补充深度曝氧水调整为补充部分清水.其中西部聚驱Ⅰ、Ⅲ块处于注聚初期,稀释水可由污水改为清水,注入站均采用比例调节泵注入工艺,泵调节范围为理论排量的30％～100％.清水稀释聚合物能够降低黏度损失,节省聚合物干粉用量;稀释用水调整后,单井母液量降低,注入泵负荷降低,需对注入泵进行相应调整.【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2017(036)004【总页数】3页(P18-20)【关键词】聚合物驱;注入工艺;污水;清水稀释;黏度损失【作者】刘洋;佟林;曾丽;金可凡;汤矫龙;丛蕾旭【作者单位】青海油田采气三厂开发室;青海油田采气三厂开发室;青海油田采气三厂开发室;青海油田采油一厂尕期第三采油作业区;青海油田采气三厂三号油田采油作业区;青海油田采气三厂三号油田采油作业区【正文语种】中文油田开发初期可以利用地层能量进行开采，此时油层的压力驱使原油流向井底，经井筒举升至地面。
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。
注水开发油藏调整潜力分析与评价
注水开发油藏调整潜力分析与评价注水开发油藏调整是指在油田开发过程中，为了提高油井的产能，将水注入到油藏中以增加油藏的压力和驱替效果。
在实际操作中，由于油藏的特性、注水参数的选择以及油藏的物理化学变化等原因，注水开发油藏的效果可能存在一定的差异。
对注水开发油藏的调整潜力进行分析与评价是十分必要的。
1. 油藏物性的评价：对油藏的物性进行评价是油藏调整潜力分析的基础。
通过地质勘探等手段获取到的油藏物性数据可以用于分析油藏的渗透率、孔隙度、饱和度等参数，这些参数对注水开发的效果有重要影响。
通过对油藏物性的评价，可以初步判断注水开发的可行性。
2. 油藏驱替效果分析：油藏驱替效果是指注入的水能够将原有的油推出油藏并提高采收率的能力。
影响油藏驱替效果的因素有很多，如注水速度、注水压力、注水层位选择等。
通过对注水井的产能测试以及地质资料的分析，可以评估注水开发的驱替效果。
3. 油藏化学变化评价：注水开发过程中，油藏中的化学物质可能发生变化，从而影响油藏的渗透率、黏度等性质。
对油藏的化学变化进行评价是非常重要的。
通过化验实验和油样分析，可以预测注水开发后油藏的化学变化及其对油井产能的影响。
4. 数值模拟分析：利用数值模拟软件对注水开发油藏进行模拟分析，可以评估不同注水参数对油藏开发的影响。
通过调整注入水的流量、压力等参数，可以得到不同场景下的注水开发效果，从而指导实际操作。
5. 经济评价：对注水开发油藏的经济效益进行评价是十分重要的。
通过对开发成本、投资回收期、预测年产油量等参数的评估，可以从经济角度对注水开发油藏的调整潜力进行分析与评价。
注水开发油藏调整潜力的分析与评价涉及到多个方面的因素，需要综合考虑地质勘探、物性评价、化学变化、数值模拟和经济评价等各个方面的信息。
通过对这些信息的综合分析，可以得出更为准确的注水开发油藏调整潜力的评价结果，为油田开发的决策提供科学依据。
注水开发油藏调整潜力分析与评价
注水开发油藏调整潜力分析与评价1. 引言1.1 研究背景石油是世界上最重要的能源资源之一，但随着石油资源的逐渐枯竭，石油开采难度和成本也逐渐增加。
为了更有效地开发利用石油资源，注水开发油藏技术应运而生。
注水开发油藏是指通过向油藏注入水来提高油井生产效率的一种开发方式。
通过注入水可以增加油藏压力，推动原油向井口运移，从而提高采油率。
随着注水开发油藏技术的不断进步和完善，其应用范围也日益扩大。
在实际的注水开发油藏过程中，需要对油藏进行调整以提高开采效率。
调整潜力分析是对注水开发油藏进行潜力评估的重要步骤，需要通过对油藏地质特征、水驱和油水层分布等因素进行分析，确定油藏调整的潜力。
而调整潜力评价则是对调整效果进行综合评价，从而为油藏的优化开发提供指导。
本文将对注水开发油藏调整潜力分析与评价进行深入探讨，通过案例分析来验证调整潜力分析的有效性，并总结研究成果并展望未来的发展方向。
1.2 研究目的研究目的是为了探讨注水开发油藏调整潜力的分析与评价方法，进一步优化注水开发技术，提高油藏开发效率和产量。
通过研究不同的调整方法和评价指标，可以更好地指导油田开发管理决策，准确评估油藏调整潜力，提高油田开发效益。
通过实地案例分析，探讨不同油藏类型在注水开发过程中的调整潜力，为油田开发提供更科学的理论依据。
研究目的还在于为油田开发领域提供新的思路和方法，推动注水开发油藏调整潜力的研究与应用，促进油田勘探开发工作的进一步发展和完善。
通过这些研究成果，为我国油气资源的开发利用提供可靠的技术支持，促进油田产能的提升，实现资源的合理开发与利用。
2. 正文2.1 注水开发油藏的概念注水开发油藏是一种常用的油田开发方式，通常用于提高原油采收率和延长油田生产周期。
在油藏开发过程中，由于地下岩石孔隙结构的不均匀性，部分油区可能存在油藏压力不足、含油层疏松等问题，导致原油开采困难或效率低下。
注水开发油藏的概念即是通过将高压水或其他液体注入井下油层，增加井底压力，促进原油的流动，提高采收率。
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。
注水开发油藏调整潜力分析与评价
注水开发油藏调整潜力分析与评价
注水开发油藏调整是指在油田开发过程中，采用注水技术改变原有油藏的物质状态和流体分布状况，以提高油藏的开采效果和采收率的过程。
注水开发油藏调整具有较大的潜力，主要体现在以下几个方面：
注水开发油藏可以促进原油的采出。
注水可以通过增加地层的压力，扩大油藏有效采收半径，改善油藏的静态和动态物性参数，从而提高油藏的可采储量和采油速度。
注水可以改变油藏的流体分布状况，增加储层中原油的有效流动区域，提高原油渗流能力，进一步促进原油的采出。
注水开发油藏可以改善油藏的水驱特性。
油藏的水驱特性是指油藏中油水两相流体在地层中流动的规律和规模。
通常情况下，油藏的水驱特性会受到许多因素的影响，如地层渗透率、孔隙度、流体黏度等。
注水可以在地层中形成水驱前沿，改变原油与水的相对流动速度和方向，提高水驱的效果，使得原油更容易被推进和采集。
注水开发油藏可以提高油藏的经济效益和社会效益。
油藏的开发和利用是为了实现油田的产量最大化和经济效益最大化。
注水可以提高油藏的开采效果和采收率，降低采油成本，增加油田的产量和利润。
注水还可以延长油田的寿命，延缓油藏的衰竭，保障油气资源的可持续开发和利用。
浅谈杏北区“13331精细分层注水管理法”
浅谈杏北区“13331精细分层注水管理法”摘要：杏北区目前主要开采长2，长4+5和长6油藏，采用注水开发方式，但随着开发时间的不断延长，区块综合含水呈现上升趋势，油层的非均质性逐渐体现出来，注水开发中“突进”和“窜流”现象越来越明显，水驱不均的现象日益突显，严重制约着区块的高效开发。
而且多油层叠合并同时动用是杏北区的最显著特征，做好有效分层注水是确保区块稳产的重要手段，精细注水管理是保持区块稳产的重中之重。
本文通过杏北区近几年对精细油田注水现场做法进行总结，研究与应用“13331精细分层注水管理办法”，评价取得的成效，提出下步攻关方向，为区块长期稳产夯实基础。
关键词：多油层开发分层注水 13331精细注水成效评价攻关方向引言作为安塞油田主力产油作业区之一，杏北区块位于陕北斜坡中部，储层以三角洲前缘水下分流河道沉积微相为主，砂体展布呈北东-南西向，多油层叠合发育，油藏主要受岩性控制，天然裂缝不发育。
目前油藏进入中高含水阶段，稳产难度增大。
随着开发深入，水驱不均矛盾日益凸显；注采比高、存水率低，存在无效注水；动态裂缝逐步开启、优势通道不断延伸，水驱波及系数降低；剖面上，水驱状况逐年变差，需加大治理力度等特点；紧密围绕原油生产任务，树立“注水稳产”的理念，通过“深化三项研究”、“落实三项实验”“从严三项管理”的“13331精细分层注水管理法”，确保了精细注水管理的各项具体工作能够落到实处，为区块长期稳产夯实基础，为安塞油田注水稳产做出应有的贡献。
1区块概况1.1储层特征一是孔喉结构复杂。
压汞资料显示，三杏中杏北中值压力最大、排驱压力（指油驱水时启动压力）最大、说明迂曲度高，最大喉道半径最小，为小孔微细喉型，渗透率最小。
跟塞6比，杏北残余油饱和度高，油水两相共渗区窄，等渗点偏左且过等渗点后油相渗透率急剧下降，水相渗透率快速上升。
二是是剖面物性、含油性差异大。
15口取心井资料表明，渗透率、含油饱和度长4+52 、长611-2 、长612较高，是区块的主力产油层位。
大庆油田杏北试验区注水综合系统效率分析
科技 论坛 Ｉ ＩＩ
徐 英
大庆油 田杏北试验区注水综合系统效率分析
（ 大庆 油田有限责任公 司第四采 油厂 ， 黑龙江 大庆 １３ １ ） ６５ １
摘 要： 分析 了注水系统的能耗构成及影响注水 系统效率的 因素。从 注水泵阀 门节流、 配水 间节流、 注水管网沿程摩擦 阻力损失等方面对注水 系统能耗情况进行 了分析 ， 并提 出相应的注水系统应采取 的措施 。 关键词 ： 系统效率； 降低 能耗 ； 油田 注水是油田开发后期维持地层压力 、 高 提 原油采收率 的重要举措。 注水系统 已经形成普通 污水注入系统 、 深度污水注水系统和聚合物驱注 水系统三套注水系统Ⅲ ２ ０ 年对该地区的注水 。 ０７ 系统综合系统效率进行计算 ， 平均注水综合系统 效率为 ４ ． ％， ８ ７ 其中一般水注水系统和聚合物 ４ 驱 注水 系 统 的综 合 系 统 效 率较 低 ，分 别 为 ３ ．１ ３ ． ％。油 田注水系统能耗 占油田生产 ９ ％、７８ ８ ７ 用电量 的 ３ ％以上 ， ０ 其中注水泵效率为 ７ ． ％， ６４ ５ 而管网效率 只有 ６ ．％。 ６３ 因此， 优化注水泵站系统 的运行和技术改造 ， 设法提高管网效率是提高注 水系统效率 的有效途径。 导致的腐蚀 、 结垢严重等 。注水干线平均压力损 ３１ ．采用注水泵变频调速技术 失为 ０ ４ ａ ｂ ． ＭＰ 。． ２ 配水间控制压力损失。 配水间控 对于注水量变化频繁的注水泵站 ，可以采 制压力损失是指在配水间满足单井注水量 ， 而需 用变频控制技术 。 它有调节及时、 节流小、 适应性 要控制单井注水压力的阀门节流损失。 该值是配 强及改造工程量小等优点 。 其原理是在注水泵进 水间阀组泵压减去配水阀组油压所得数值。 由于 口安装调压器 ， 将压力信号通过压力变送器传递 油层 的非均质性严重， 导致在同一注水系统的注 给调节器 ，使其按设定值给变频器输人控制信 水井吸水能力差异很大， 从而各注水井 的注水压 号 ， 不断改变电源频率， 从而改变电机转速 ， 来调 力不同，使配水间阀门控制压力损失无一定标 整泵的运行参数 。采用注水泵变频调速技术 ， 可 准， 地层差异越大 ， 间控制压力损失也就越 达到节能降耗的 目的， 配水 改善电动机和注水泵的工 大。 配水问控制平均压力损失为 ２ ＭＰ ， ． ａ这部分 况 ， ６ 延长易损件 的维修 间隔 ， 减少泵维修次数 。 损失在整个管网压力损失 中（，４ ａ所 占比重 ３７ ＭＰ ） ３ 实施注水泵设备 自动监测技术 ． ２ 最大 ， ７ ％； 单井管线损失 。 为 ３ ｃ ． 管线结垢与水质 为 了实现注水泵站设备安全经济运行 ， 建 １注 水 系统 密切相关 ， 压力损失大的单井管线主要集 中在注 议应用泵站注水泵在线监测系统 ， 不仅能够实时 １１ ． 能耗 构 成 水管结垢严重的油 田区块 。 影响单井管线压力损 监测注水泵运行工况 ， 而且可以实现对注水泵的 注水系统消耗的能量分为 ４ 部分。 ． ａ 驱动注 失大的主要 因素是结垢造成管径变小， 流动阻力 自动调节控制。该系统具有对注水泵站调控、 巡 水电动机所损耗的能量。 取决于电机 自身的无功 增大 。 视、 保护、 数据录取和网络通讯等功能， 实现了注 能消耗 ，受设备机型和质量优劣影响较大 ；． ｂ注 ２ 节 能措 施 水泵出 口阀门开闭度无级 同步调速 ， 并通过对注 水泵消耗的能量。用注水泵效来描述 ， 平均泵效 ２１ 水 泵减 级 ．注 水泵输出流量 、 、 扬程 电动机电流等参数监测 、 计 为 ７ ． ％ 管网所消耗的能量 。为管 网摩阻损 ６５ ４ ２ ０ 年对注水泵进行 了减级 ０７ 减小泵管压 算 、 优化 ， 始终控制注水泵在高效区内运行 ， 而 从 失， 用管网效率来描述。 不同的管网系统， 管网摩 差以提高注水系统的综合系统效率。 Ａ注水站的 达到稳压注水、 节能降耗 的目的。 阻损失的比率相差较大。注水管 网平均效率 为 ２ 注水泵型号 Ｄ ０ － ５ ｘ １叶轮级数为 １ ， ＃ ３０ １０ ｌ ， １减 ３ 完善综合系统效率测试系统 ． ３ ６． ６ ％。一般水注水系统管 网效率为 ５％， ３ ｌ 平均 级后 叶轮级数变 为 １ 。Ｂ注水 站注水 泵型号 ０ 建立综合系统效率检测机制 ， 实行每年或 泵效为 ８ ％， ０ 综合系统效率为 ３ ％； ９ 深度水注水 Ｄ ０ — ５ ｘ ， ３０ １０ ｌ 叶轮级数为 １ ， １ 减级后 叶轮级数 每半年全规模地测算注水系统综合系统效率 ， １ 及 系统管 网效率为 ９ ％， ３ 平均泵效为 ７％， ５ 综合系 变为 １ 。经过减级 ， Ｏ Ｂ注水站 的 １ ＃注水泵的泵 时地掌握注水系统的状况 ， 针对存在问题采取相 统效率 为 ６ ％；聚合物驱注水 系统管 网效率 为 出 口 ７ 压力由 １． Ｐ 降为 １ ． Ｍ ａ ６ ７Ｍ ａ ７ ５ ６ Ｐ ，管线压 应的措施 ， ７ 保证注水系统处于高效运行状态。 ５ ％， ３ 平均泵效为 ７ ％， ４ 平均 电机效率为 ９ ％， ６ 综 力由 １． Ｍ ａ ６ ９ Ｐ 降为 １． Ｍ ａ泵管压差由原来 ３ ５ ９ Ｐ， ３ ３ ． ４注水泵型匹配组合技术 合 系统效 率为 ４％； 将水 注入油 层所需 的能 的 ０ ８ Ｍ ａ降 为 ０ ７ Ｍ ａ ８ ｄ ．５ Ｐ ３ ． ０ Ｐ ；泵 效 由原 来 的 ３ 对要新建的注水站 ， 考虑到随着油 田开发， 量 其决定于油层所要保持的压力 、 储油层的性 ８ ． ％ １ ４ 增加为 ８ ． ％； ２ １ ８ 泵水单耗由原来 的 ５ １ 以后注水量可能会逐步减小 ， ５ ．２ ７ 为减少离心泵偏离 质和油层的动态因素等多种因素 。 ｋ ， ｗｈｍ 降为 ５ ９ Ｗｈｍ 。 ． ８ｋ ／ ４ 高效点运行造成能量浪费建 议考虑注水泵型 匹 ２２ 响 因素 ．影 ２ 定期冲洗注水干线 － ２ 配组合技术， 即将排量不 同、 压力相 同的离心泵 ２ ．注水泵损耗。主要表现在泵 阀控制压 ．１ ２ 每年对结垢 、腐蚀严重的注水干线进行 冲 进行组合 。这样既能满足刚投产 的注水量 ， 又可 力损失。造成注水泵阀门压力损失的原因有 两 洗 ， 以把管线里的垢 、 杂物等清除 ， 从而保证注水 以适应注水量的减小 ， 使注水泵一直处在最佳工 种： 一是随着油田开发时间的延长和开发动态的 干线的压力损失降至最低。２０ ０ ７年共冲洗 Ａ排 况状态。对 目前注水站 ， 现有 ３台 Ｄ ０ ４０的注水 变化， 油田注水设备的注水能力与地质配注不能 东深度网等注水干线共 ６ ｋ １ｍ． 泵， 正常工作情况下运行 ２台注水泵。由于现在 合理匹配 ， 迫使在注水泵 出口 处用阀进行节流 ， ２３ ．注水井洗井 注水量降低 ， 导致每天每 台实际流量只有 ２ ０ ３ ８ ｍ／ 使泵管压差增大 ， 耗能加大 ， 网效率降低。此 管 每年对大部分的注水井进行洗井Ｔ作 ， ｈ左右 ， 以 注水泵没有处于最佳工况状态 ， 耗能大， 外， 受生产管理的制约 ， 注水井在开关井 、 洗井作 把井底 的软垢 、 杂物携带出井 口， 了注水井 效率低。 保证 业时， 没有与注水站取得联系 ， 整个注水 系统 内 稳压注水 ，提高注水系统。 ４结 论 的注水泵没有进行适时调整 ， 也会导致注水泵管 ３系统效率建议 ４１ ．对注水泵采取减级措施 ， 可以减少注水 压差过大 ， 泵阀压力损失增加。注水泵出口压力 注水系统是一个整体性很强的大系统 ， 系 泵 的泵管压差 ， 提高泵效及注水系统效率。 与管线压力之差 的平均值为 ０ ５ Ｐ ， ． Ｍ ａ与大庆 油 统中各个部分之间是密切关联 的。 ４ 为使整个系统 ４ 定期冲洗注水干线及 洗井工作 ， 了 － ２ 保证 田所规定泵管压差规定值 Ｏ Ｐ 接 近。见表 取得最好 的效果 ， ．Ｍａ ５ 应在系统优化的统一 目标下指 注水系统效率的提高。 １ 。 导各注水站进行优化， 全面改进各部分的用能状 ４３注水 泵变频调速是实现注水系统管 网 ＿ ２ －注水管网能耗 。 ． ．２ ２ ａ 干线压力损失。 主要 况。同时， 应逐步引进先进技术 ， 利用精密仪器 、 优化运行 的重要技术措施 。 采取各种措施来降低 因素主要有注水载荷大、 干线长和管线投用多年 设备来提高注水 系统的综合系统效率。 压力损耗 ， 变频调速调节流量可把注水泵阀门的 压头损耗减到最小 ， 使注水系统处于高效状态运 表 １注水系统压力损失数据表
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。
杏北油田集输系统停掺冷输实施效果与潜力分析
试验研究/TestingResearch杏北油田在运转油（放水）站51座，脱水站7座，管辖共计8082口油井的集输系统。
随着油田开发规模的不断扩大，集输能耗持续上升，近5年集输耗电升高50%，耗气升高131%。
集输能耗主要消耗在单井掺水以及中转站加热炉升温方面。
随着油田产能规模的不断扩大，采出井数逐年增加，与2013年对比，采出井总数由7226口上升至8375口，受其影响年均掺水量由2715×104m3升高至4064×104m3；因此，耗能单元基数不断扩大是集输系统能耗上升的主要因素。
1实施背景随着油田开采程度的不断深入，采出液含水浓度不断升高，凝固点逐渐下降，对于特高含水油田来说，不加热停掺冷输是油田节能降耗的必然趋势[1]。
但采用不加热集油之后，将面临井口回压上升速度快、低温脱水、低温污水处理、低温破乳剂选取、计量间采暖温度下降等诸多问题[2]。
由于每个区块具体生产环境不同，面临的问题也不同，所取得的经验及认识并不适合完全套用，需要在生产实践中不断摸索总结经验，形成并不断完善各区块自己的制度[3]。
为此，2018年杏北油田选取8座转油站开展停炉停掺冷输试验，其中水驱转油站3座，聚驱转油站2座，三元驱转油站2座，过渡带地区转油站1座，进一步挖潜集输降掺潜力，降低油田生产能耗，为后期推广提供技术储备[4]。
停炉停掺冷输试验区生产情况见表1。
表1停炉停掺冷输试验区生产情况站库聚驱1#水驱1#聚驱2#三元驱1#三元驱2#过渡带1#水驱2#水驱3#合计总井数1631191171191191031301361159生产井数43907238636010694619外输液量/(m3·d-1)1735237133003037306816703552242022765掺水量/(m3·d-1)1113.521771919912.913361556420139213124建设规模/(t·d-1)120008600120008000750050008000850076600吨液耗电/(kWh·t-1)1.81.41.20.81.11.20.51.11.2吨液耗气/(m3·t-1)1.31.11.10.51.21.60.41.41.42停掺冷输试验运行2.1整体运行自2018年7月实行以来，试验区整体运行较为平稳，聚驱1#转油站及水驱3#转油站先后由于单井回压明显升高，现场生产管理困难等因素恢复掺水运行，其他各队运行较为平稳。
杏北油田注水系统注水泵启停布局优化方法
第 31 卷 第 1 期
石油规划设计
2020 年 1 月 23
只能采取大小泵启停的方式，实现水量的阶梯式调 节，无法实现供需关系的连续同步调整，致使某些 水量变化区间系统供过于求，管网压力及运行能耗 阶段升高 。 ［2］
8.2
7.9
8.0
8.8
9.5
三采网注水量 3.4
3.4
3.6
3.5
4.2
5.0
4.8
4.9
5.2
5.4
5.9
6.1
总水量注水量 19.2
19.0
18.1
17.8
18.4
18.0
18.0
18.0
18.1
18.4
19.5
20.5
1.2 注水系统缺少连续调节能力 杏北油田建有 2 台 D200 型注水泵、17 台 D250
由表 2 可以看出，2018 年，杏北油田普通注水
网 日 注 水 量 由 年 初 的 6.3× 104 m3 下 降 至 年 底的 4.8×104～4.9×104 m3。由于上游注水泵能力固定不 变，造成系统供过于求，管网压力从 15.6 MPa 上升 至 16.2 MPa，为缓解这一问题，需要探寻注水泵启 停布局优化方法。
关键词 杏北油田 注水系统 注水泵 优化布局
中图分类号：TE357.6 文献标识码：A DOI：10.3969/j.issn.1004-2970.2020.01.006
1 注水系统运行现状及存在问题
杏北油田共建有 17 座注水站、64 台注水泵， 负责 6 048 口注水井的供水工作。随着开发程度的 不断深入、油田规模不断扩大，注水井实注水量发 生变化。2018 年底，杏北油田实际运行注水泵 27 台， 日均泵水量为 20.5×104 m3。
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地 面系统 局部 污水供 水 不足 ，在 没有 清水 补水 管线 的情 况 下 ，注水 站 供水 不 足 ，采 取 控 制 闸 门运 行 ， 引起 注水 站泵 管压 差增 大 ，出站压力 降低 。这 一 方 面造 成 阶段 性 区域 注水 压 力 不 足 ，影 响 注水 效 果 ；
另一方面使注水泵运行效率降低 ３ ． ２ ９ ％，泵水单耗 联 注水 站 。 升高０ ． １ ２ ｋ ｗ・ ｈ ｉ ｍ 。 。 通 过 水 量 平 衡 计 算 得 到 ， 区 域 可 补 充 清 水
踪２ ０ １ ０ ￣ ２ ０ １ １ 年 杏 北 油 田注 、产水 量 变化 ，杏北 油
田注产 差 南 ２ ０ １ ０ 年 初 的平 均 ３ ． ８ ６×１ ０ ｍ。 ／ ｄ 增 加 到
二 次 加密 、杏 二 区中部 西块 二 次加密 和杏 一 ～ 区
２ 优 化调整措施及潜力分析
对 于注 水系 统局 部供 水不 足 问题 ，按照 聚 驱 区
第３ ２ 卷第 ９ 期 （ ２ ０ １ ３ ． ０ ９ ）（ 试验 研 究）
杏北油田注水系统优化调整措施与潜力分析
王锋 大庆油田 采油四厂
摘要 ：杏 北 油 田整体 注水 量 大 于产 水量 ，根 据 开发预 测 ，注 水量 与 产 水量在 一定 范 围 内呈
增 大趋 势 。 杏北 油 田针 对 注 水 系统 面 临的 形 势和 运行 矛盾 ，积 极 分析 和研 究 ，强化 系统优 化 与 调整 思路 ，制 定供 注水 管 网优化 调 整 、聚驱 后 注入 站优 化调 整 、 注水站 功 能转换 、“ 换 、优 ”结 合 改造 等措施 。从 节能运 行 效果上 看 ，可降低 杏一～ 三 区西部站 库 运行 单耗 ０ ． １ ２ ｋ Ｗ． ｈ ／ ｍ ；从 产
效运行 。
１ ． ３ 设 施腐蚀 老 化对 系统生 产带 来影 响
共 建成 注 水 站 １ ７ 座 ，安 装 注 水 泵机 组 ５ ９ 套 ，建 有 注水 （ 人 ）井 ４ ４ ３ ０口 ，建设 高压 注 （ 人 ）水 管 势及 问题
ｄ ｏ ｉ ： １ ０ ． ３ ９ ６ ９ ／ ｊ ． ｉ ｓ ｓ ｎ ． １ ０ ０ ６ — ６ ８ ９ ６ ． ２ ０ １ ３ ． ９ ． ０ ２ ０
１ ９ ６ ６年 杏 北 油 田投 人 开 发 ，截 至 ２ ０ １ １ 年底 ，
田产能 区域 规模 和钻 井井 数保 持在 较 高水平 。产 能 建设带 来 的钻关 区域 和井 数增 多 ，注水 系统 整体 水 量波 动较 大 ，导致 系统供 需 矛盾持 续存 在 ，无法 高
腐蚀 穿 孑 Ｌ 严重 ，影 响 注水 系统平稳 运 行 。
（ １ ）水 质 适 应 性 调 整 导 致 普 通 网局 部 能 力 过
剩 。调 查 发 现 ，杏 一 ～ 区 东 、西 部 管 网压 力 偏
高 。该 区域 内普 通井 网需 求 水量 为 １ ． ０ ３ Ｘ １ ０ ｉ Ｔ Ｉ ／ ｄ ，
而 区域 内注水 站额定泵 水能 力为 １ ． ４ ４ Ｘ １ ０ ｍ 。 ／ ｄ ，
受 管 网疏导 能力 限制 ，区域供 过 于求 ，导致 区域 泵 水 单耗 较系 统平 均值 高 ０ ． １ ３ ｋ Ｗ・ ｈ ／ ｍ 。 。 （ ２ ）产 注差 异 导致 深 度 网局部 供 水 能 力 不 足 。 杏 北 油 田整 体 注 水量 大 于 产水 量 ，根 据开 发 预 测 ， 注 水量 与产 水量 在一 定 范 围内呈增 大趋 势 。调查 跟
１ ． １ 注水 系统 区域 负荷不 平衡 矛盾 突 出
杏 北 油 田注水 系 统 经 过 ４ ６年 的生 产 运 行 ，地 面 已建设 施 、设 备 腐蚀 老化 问题 突 出 。注水泵 运行 年 限超 过 １ ５ 年 的２ ７ 台 ，占总 数 的 ４ ６ ％ ；注 水 管道 运行 ２ ０ 年 以上 的 ２ ８ ３ ． １ ８ ｋ ｍ，占管道 总 长度 的 ２ ３ ％。 据 调 查 ，２ ０ １ ２年 注 水 系 统 泵 水 单 耗 超 过 ６ ． ０ ｋ Ｗ・ ｈ ／ ｍ 的注水 泵 有 ５台 ，这 些注 水泵严 重影 响 系统 生 产 。２ ０ １ ２ 年 注水 管 道 累计发 生腐 蚀 穿孑 Ｌ １ ４ ８ ７次 ，注水 干 线发 生 爆 裂 和穿孔 ４ １ 次 ，单 井 支 线 发生 腐 蚀 穿孔 １ ４ ４ ６ 次 。建设 较 早 的纯 油 区面积 井 网采 用配水 间 配水 流程 ，注水 管 网半 径长 ，管 道
４ ． ７ ３ Ｘ １ ０ ｍ ／ ｄ 。分析 原 冈为 ，杏北 西部 过 渡带北 块 ２ ． １ 改善 注水 系统局 部 负荷不 平衡 矛盾
西部 高浓 度 聚驱产 能 块 陆续 投 产 ，由于产 注时 间 块 受效 期集 中补 清水 、水 驱 区块平 衡利 用 污水 的原 差 异 和开发 区块 逐渐 受 效 ，油 田整体 产 污水 相对 则 ，进 行注水 站 供水 管 网优化 调整 ，为处 于受效 期 注水 量减 少 。杏一 ～ 区西 部 区域注 产差 增大 导致
能控 投 资 效果 上 看 ，可 少建 注水规 模 ２ ． ６ ４×１ ０ ｍ ／ ｄ ，少 建曝 氧站 规模 １ ． ６×１ ０ ｍ ／ ｄ ；从优 化 改 造投 资 效果上 看 ，可减 少更新 注 水 支线 １ ８ ． Ｏ ２ ｋ ｍ。 关键 词 ：注水 系统 ；优化 调整 ；措 施 ；潜力
的杏一 ～ 区西 部 聚驱 区块补 充清 水 ，即增 加 杏二 十五注 水站 清水 补充 管线 。利 用 系统 已建 污水 调水 管 道 ，一方 面将 部分 杏二 十 五联普 通 滤后来 水调 至 清水补 充较 多 的新杏 九联 ，另一方 面将 部分 杏 二十 五 联深 度处 理滤 后水 调输 至供 水不 足 的水驱 杏 十 九