有效注水（通用8篇）
有效注水 篇1
当前, 随着我国石油开采规模的不断扩大, 低渗透油田在数量上增多, 这种类型的油田普遍具有单井产能低、丰度低、油层渗透率低、分布广泛、油气藏类型多等特点, 且在油田开发中占比重较大。大庆油田中就有数量较多的低渗透类型, 单井配注平均为30 m3/d, 如果不引入有效的分层注水技术, 是很难达到开发与使用低渗透油田目标的。在大庆低渗透油田的开发中如何有效应用分层注水工艺技术, 是开发人员急需思考的问题。
1分层注水工艺技术基本概念
在低渗透油田开采中, 分层注水工艺技术适合用在开采油田的中后期阶段, 或者是在开采中发现油田存在较多的非均质情况, 那么就可用分层注水工艺技术进行开采。油田分层注水技术, 是以对油井中封隔器进行注水为基础, 把油层划分成多个注水层, 在各个层段设置与之开采需求相符的配水仪器, 并借助水嘴注水工艺以合理斜体安排各层之间的矛盾, 科学地将注水分配到各个油层中。
在实际操作中, 分层注水可增加注水力度, 从而不断优化开采效率。实践表明, 将分层注水工艺技术应用到低渗透油田的开采活动中, 可大大提高开采质量与实效, 值得大面积推广应用。
2分层注水工艺技术的应用策略
在开采低渗透油田过程中需要用到的有效分层注水工艺技术涵盖分层注水封隔器、封隔器验封技术、井下测试技术、防腐工具集油管技术、堵塞起密封剂配水器技术、注水井伸缩器、双击节流水嘴等, 笔者将其详细分析如下。
2.1注水封隔器
低渗透油田开采中单层注水压力较大、配注量较低, 这就对封隔器提出了新的高要求, 不仅要求封隔器具有很高的密封性, 而且还应确保其具有很高的耐压性, 只有这样才能确保分层注水工作科学、安全进行。通常情况下, 低渗透油田开采中用到的封隔器主要有以下几种。
(1) 型号为Y341-114KA的可洗井封隔器。在实际开采中为了预防洗井通道未完全密封问题的出现, Y341-114KA封隔器可依照洗井活塞盘根来实现对锥度的设计标准, 并预防在洗井过孔环节破坏洗井活塞中的盘根, 从而确保盘根具有良好的密闭性。型号为Y341-114KA的可洗井封隔器配合使用油管下方的放液阀, 可有效降低封隔器在井下作业时发生坐封问题, 从而切实提高分层注水封隔器的密封性, 进而实现洗井排量超过60 m3/h的目标。
(2) 型号为Y341-114的封隔器。该型号封隔器的主要优点, 是将坐封构建设计到了容器的内部, 可有效避免设备在下井时因刮碰而造成中途释放状况的出现。还可将胶筒设计到活塞中, 从而确保胶筒始终处于正常循环状态, 最终提高封隔器的承压能力。另一方面, Y341-114封隔器的优点还体现在重量轻、体积小、结构简单等方面。高压水对大活塞发生作用时, 销灯会因简短而释放, 在这种情况下胶筒会因被压缩而变大直径, 并且还会使得封隔器油桃不断增加环形空间。在释放油管压力之后, 在大卡簧的压力下, 胶筒将始终处于环形空间中。当封隔器解封后, 管柱上提, 工作筒小于拉力而被扯断, 胶筒随之恢复原样, 封隔器的封锁也会自动解除。
(3) 型号分别为Y141-117和Y314-117的封隔器。封隔器Y141-117属于支撑类型中的一种, 对其打压后, 斜柱塞自动上移, 并带动小球上移。把斜柱塞扶正外移后, 管柱支撑在井底位置坐封。封隔器在水压变化的情况下能始终保持稳定状态, 胶筒也会一直保持密封、静止状态, 这就会大大延长管柱的使用年限。Y314-117与Y141-117的应用原理十分类似。如果将以上两种型号的封隔器和龙沈2#胶筒搭配使用的话, 它们的耐压性与密闭性也会显著提升, 甚至可超过25 MPa。
2.2双极节流水嘴
与相同孔径的节流水嘴相比时, 双极节流水嘴的注水压力要高很多, 并且单极的孔径小的节流水嘴与双击的在注水量上并无明显差异。在层间差异过大的状况下, 为实现有效提高注水达标率、并科学控制所层注水量这一目的, 双极节流水嘴顺势而生。
在传统的过滤底堵与堵塞器水嘴之间安装上一级水嘴, 并让一级水嘴和原来的水嘴合理衔接, 从而后成了新型的双极节流水嘴。
2.3注水井伸缩器
通常情况下, 注水井伸缩器都设计在保护封隔器的顶部, 和井段底部等各期共同构成平衡悬挂的管柱, 并确保管柱原有状态不变。在伸缩器下移到预设深度后, 有关内压会升高到16~17 MPa, 在高压作用下活塞被迫上行, 然后销钉释放出来、卡瓦也被推出, 从而注水井伸缩器中心管就会变成两部分后停在较为滑动的状态。在油压释放之后, 油管长度减小, 伸缩管内外中心深处, 并可在0~600 mm内正常工作。但是, 需要提出的是, 不管压力大小, 在伸缩器下方, 封隔器始终都保持静止状态, 这就可大大延长封隔器的寿命。
2.4堵塞器与配水器密封工艺技术
在低渗透油田开采中, 有5%的堵塞器与配水器不密封, 为了了提高两者的密封性专门研发出了密封工艺技术。堵塞器与配水器出现密封性不好的主要原因, 是配水器的进水孔将堵塞器的盘根刮破了, 或因粗糙的加工工艺导致堵塞器质量不达标, 因此导致配水器与堵塞器匹配度不高。有关研究数据显示, 配水器与堵塞器盘根的最优过盈在0.07~0.15 mm。在该范围内, 借助倒角的注水孔, 配水器就能和堵塞器较好地配合, 从而有效提高密封性。
2.5防腐工具与油管技术
因为低渗透油田的岩石空隙较小、渗透率低, 这就对注入的税制有很高的要求, 而由于注水管柱长期腐蚀外围油田, 因此在水质的作用下, 沉淀有很多杂质与污垢, 降低了油田投劳。借助防腐工具及油管技术, 可较好地处理以上问题, 从而显著优化低渗透油田的开采率。
2.6井内测试技术
因为低渗透油田的平均单井配注量通常在20~60 m3/d、单层平均配注量通常在6~30 m3/d, 而常用的最小排量是根据150 m3/d计算的, 但是这种计算方式误差过大, 所以很难实现精细注水。在引入井内测试工艺技术后, 可借助120 m3/d、80 m3/d、50 m3/d等多种规格的流量计, 可将计量精度提高为2.5级, 并且还可大大降低启动排量, 一般可将启动排量降为2.8 m3/d, 比原来的6.9 m3/d降低很多, 这就使得分层注水达标率及测试精度都有了明显提高。
3结语
总而言之, 将分层注水工艺技术应用到低渗透油田开采中, 可显著提高油藏开采成效。因此, 低渗透油田开采企业应全面了解分层注水工艺技术的重要性与优点, 并依据油田的实际情况加大资金扶持力度, 不断改善注水计量及相关仪器, 从而借助先进的分层注水工艺技术及设备, 促进低渗透油田开采效率的大幅提升, 最终促使我国油田开采技术不断优化。
参考文献
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有效注水 篇2
田 吉林油田 2020 年 年 注水系统提质增效 工程 注水系统注水阀池优化调整改造工程 环境影响报告表（报批 版）
委托单位：中国石油天然气股份有限公司
吉林油田分公司采油厂 编制单位：吉林省师泽环保科技有限公司 2020 年 年 10 月 月
修改清单
1.删除编制依据，按照省厅建议报告格式给环评文件瘦身。细化各分项工程地点及周围环境状况，建议明确给出经纬度坐标；进一步明确项目工程组成，给出周边环境敏感点分布；细化项目占地情况，是否涉及新增用地，完善选址合理性分析。（P3-4、）
2.项目多数工程为重建和翻建，必可避免会涉及一定量的建筑垃圾，结合区域道路现状进行综合利用，不宜送往松原建筑垃圾场，论证施工弃土去向及可行性；按照 6m 宽的管线占地，核实临时占地面积及土石方量，目前与实际有偏差。（P35、P5）
3.项目无环保手续，复核项目建设性质及作为技改的合理性？补充现有工程组成、规模及本次技改的具体内容；明确项目现有回注规模，回注水主要水质成分及浓度；明确管线更新等过程是否有管道存水产生及其处理方式。（P1、P5、P3）
4.补充项目原辅材料中药品理化性质及用量和药品的包装、暂存方式；核实噪声监测点位，建议在各单项工程位置进行监测；核实“三本账”内容，应该占位企业整体基础上进行“三本账”核算，而非仅考虑本工程。根据地形条件，明确区域不同含水层地下水流场，明确本项目地下水监测井针对的目的含水层，分析监测井位置布设合理性。细化生态恢复措施；充实地下水防渗措施。（P4、P17-18、P45、生态专章）
5.鉴于部分管线仅距查干湖自然保护区 100m，而且区域内又有鸟类栖息，建议按照生态一级评价完善对鸟类的影响分析及防护措施；细化项目与查干湖保护区的选址敏感性分析，细化施工期、运行期对其影响。完善工艺流程，完善风险分析内容。（详细生态专章、P2）
6.复核环保投资估算；结合总纲复核环境损益分析内容；鉴于项目大气及噪声评价范围涉及查干湖自然保护区，复核相关标准的判定。（P48、P25-26）
7.校核文字，规范附图附件，其他专家的合理化建议一并修改。（详见全文及附图附件）
建设项目基本情况 项目名称 吉林油田 2020 年注水系统提质增效工程注水系统注水阀池优化调整改造工程 建设单位 中国石油天然气股份有限公司吉林油田分公司采油厂 法人代表 姜 XX 联系人 薛万祥 通讯地址 吉林油田分公司采油厂
联系电话 2986 传真--邮编 138000 建设地点 吉林省松原市前郭县新庙乡 立项审批部门-批准文号-建设性质 技术改造 行业类别及代码 B1120 石油和天然气开采辅助活动 占地面积（m 2）
990
绿化面积(m 2)-总投资(万元)646.18 环保投资(万元)15 投资比例% 2.32 预期投 产日期 2020 年 12 月 工程内容及规模：
一、项目建设由来 采油厂站外 22 座注水阀池老旧破损漏失严重，存在安全隐患。联合站注水站加药装置损坏废弃，新北联合站注水站及 212 注水站无加药系统，影响注水水质，增加注水管道腐蚀风险。联合站、212 注水站、218 注水站水源井能力不足，影响生产。198 站注水干线局部压力损失大，导致注水井欠注。注水井吉+6-3 单井管线漏失，存在安全环保隐患。因此吉林油田分公司采油厂提出了吉林油田 2020 年注水系统提质增效工程注水系统注水阀池优化调整改造工程，对采油厂站外阀池及注水站等系统进行改造。
本项目符合国家发展和改革委员会第 29 号令《产业结构调整指导目录（2019年本）》。通过本项目的环境影响分析，本环评认为只要建设单位在施工和经营过程中充分落实本环评的各项污染防治对策，严格执行各种污染物排放标准，对
当地环境造成的影响较小。因此，从环保角度分析，本项目的建设可行。
根据《环境影响评价技术导则 地表水环境》（HJ2.3-2018），建设项目地表水环境影响评价等级按照影响类型、排放方式、排放量或影响情况、受纳水体环境质量现状、水环境保护目标等综合确定，本项目无生产废水产生，因此确定本项目地表水评价等级为三级B。根据《环境影响评价技术导则－地下水环境》（HJ610－2016）附录A，本项目属于附录A中未提及行业，根据地下水环境影响程度，参照相近行业分类，本项目地下水行业类别取石油、天然气、成品油管线（不含城市天然气管线），因此地下水环境影响评价项目类别为II类、地下水环境敏感程度为较敏感。因此，地下水环境影响评价工作等级应为二级；根据《环境影响评价技术导则-土壤影响》（HJ964-2018），本项目为III类，占地规模为小型，敏感程度为敏感。因此，本项目土壤环境影响评价等级为三级。根据《环境影响评价技术导则 声环境》（HJ2.4-2009），建设项目所处的声环境功能区为GB3096规定的1类、2类地区，或建设项目建设前后评价范围内敏感目标噪声级增高量达3-5dB（A）[含5dB（A）]，或受噪声影响人口数量增加较多时，按二级评价，本项目所处的声环境功能区为GB3096规定的1类地区，故本项目声环境影响评价等级为二级；根据《环境影响评价技术导则 生态影响》（HJ19-2011），本工程新增占地面积0.00071km 2，小于2km 2，距离查干湖国家级自然保护区仅100m，生态敏感性属于特殊生态敏感区，故本项目生态环境影响评价等级为一级；根据《环境影响评价技术导则 大气环境》（HJ2.2-2018），本项目没有锅炉，不产生锅炉烟气，且生产不产生粉尘，故本项目无大气污染物排放，P max ＜1%，大气环境影响评价等级为三级；根据《建设项目环境风险评价技术导则》（HJ169-2018），本项目不涉及危险物质的使用和贮存，故判定项目环境风险潜势为Ⅰ，因此确定做环境风险简单分析。
根据《中华人民共和国环境保护法》、《中华人民共和国环境影响评价法》、国务院令第682号《建设项目环境保护管理条例》、环境保护部令第44号《建设项目环境影响评价分类管理名录》、生态环境部第1号令《关于修改《建设项目环境影响评价分类管理名录》部分内容的决定》的有关规定，本项目为四十二、石油和天然气开采业132石油、页岩油开采中的其他。受中国石油天然气股份有限公司
吉林油田分公司采油厂的委托，吉林省师泽环保科技有限公司承担了本项目的环境影响评价工作。接受任务后，我单位组织评价人员进行了现场踏勘，对项目所在区域自然环境和区域环境质量现状等进行了详细调查与监测，分析建设项目与国家、吉林省有关环境保护法规、产业政策、相关规划的符合性。同时收集了区域生态环境相关资料，对本项目可能产生的环境影响进行预测评价。在进行前述工作的基础上，编制了本项目的环境影响报告表。在本项目环境影响报告表的编制过程中，得到了松原市生态环境局以及建设单位的大力支持和帮助，在此谨表谢意！
二、项目基本情况 1、、项目名称、性质及建设地点 项目名称：吉林油田 2020 年注水系统提质增效工程注水系统注水阀池优化调整改造工程 建设性质：技术改造 建设地点：吉林省松原市前郭县新庙乡。地理位置图详见附图 1。
与本项目改造的一队 2#阀池最近的村屯为村，距离为 70m。现场照片见附图2。、总投资及资金来源 本项目总投资 646.18 万元人民币，全部为企业自筹解决。环保投资 15 万元，占总投资比例 2.32%。、工程内容及规模 本项目对采油厂注水系统进行改造。项目组成及具体建设内容详见下表。
表 1
项目组成一览表 类别 名称 工程内容 备注 主体工程 注水系统 22 座破损老旧注水阀池进行改造，15 座损坏阀池拆除重建，7 座锈蚀阀门进行更新，腐蚀漏失出入户管线进行更新
联合站、新北站及 212 站站内新建加药系统
新建水源井 4 口（Q=80m 3 /h，H=84m），水源井房 4座，DN150 集水管线 0.5km
198 站 1#阀池至 2#配水间至 20#阀池注水干线（￠159×12 无缝钢管）更新（4.26km）
新建 21#配水间至吉+6-3 单井管线（￠114×9 无缝钢管）0.55km
辅助工程 仓库 仓库占地面积 20m 2
公用 工程 给水 外购桶装水
排水 生活污水排入到防渗旱厕中，定期清掏用作农肥
供电 松原市前郭县新庙乡城郊供电所供给
供热 电暖气
环保工程 废水 生活污水 防渗旱厕
噪声 噪声控制 安装消声器、厂房隔声等
固体废物 生活垃圾 定期委托环卫部门清运
4、、原辅材料 消耗情况 项目所需主要原辅材料详见下表。
表 2
本项目原辅材料消耗一览表 序号 名称 单位 数量 备注 1 闸阀 个 87加药装置 套 3注水管线 km
5.31
注：本项目加药装置所用药品储存于采油厂厂部，不在本项目厂址进行储存。、“ 三场” 设置情况 由于施工期较短，工程量小，不设置临时工棚及生活区、料场和取、弃土场。、占地类型及情况（1）临时占地分析 本项目新增临时占地主要为阀池施工、水源井及水源井房施工、加药间、仓库以及管线施工占地。单个阀室临时占地约 100m 2，本项目共重建 15 座阀室，合计临时占地面积 1500m 2 ；加药间临时占地面积约 300m 2 ；水源井及水源井房临时占地面积约 300m 2 ；管线共计 5.31km，作业带宽度 6m，管道作业带临时占地面积28560m 2 ；仓库临时占地面积 100m 2。
综上，本项目临时占地面积共计 30760m 2，占地类型均为耕地（水田）。
（2）永久占地分析 项目施工期临时占地将有一部分转变为永久占地，单个阀室占地 30m 2，本项目共重建 15 座阀室，本项目永久占地 450m 2，3 间加药间永久占地面积 150m 2 ；4口水源井及 4 间水源井房永久占地面积 160m 2 ；仓库永久占地面积 20m 2。
综上，本项目永久占地面积共计 780m 2，其中新征占地面积 720m 2，本项目永久占地类型为耕地（水田）。
7、土石方平衡 本项目阀池、加药间、水源井房及库房建筑面积共计新增临时占地主要为阀池施工占地及阀池拆除重建，建筑面积为 780m 2，施工土石方开挖量 1980m 3，回填量 1386m 3，工程施工产生余方 594m 3 ；管线工程埋深一般-1.5～-2.0m，管沟断面形式一般采用梯形，沟底宽一般为 1.0～1.5m，沟顶宽度约为 1.5～2.5m。本项目管线工程挖方量约为 8925m 3，填方量为 7140m 3，余方量为 1785m 3，产生的少量土方用于周围场地平整。
综上，本项目施工土石方开挖量 10905m 3，回填量 8526m 3，工程施工产生余方 2379m 3，不设弃土场。土石方平衡见表 3。
表 3
本项目土石方平衡表
单位：m 3
挖方 填方 余方 备注 10905 8526 2379 多余土方用于阀池及管线周围附近场地平整 8、公用工程（1）给排水 本项目只有施工期，施工期用水主要包括施工人员的生活用水，施工人员用水为外购桶装水，施工人员人数约为 10 人，生活用水量约为 0.3m 3 /d，施工人员生活污水均采用移动防渗旱厕收集。项目涉及管道无管道存水，故本项目废水仅为施工人员生活污水。
（3）供电、供热 供电由松原市前郭县新庙乡城郊供电所供给； 本项目生产不用热，冬季采用电暖气进行采暖。、组织机构、人员编制及施工计划（1）组织机构 本项目建设与管理由吉林油田采油厂负责。
（2）人员编制 本项目建成后，吉林油田采油厂负责，不增加工作人员。
（3）施工组织计划 本次改造工程于 2020 年 11 月初施工，2020 年 12 月末建成运行，施工时段避
开农作物的生长和收获期。
与本项目有关的原有污染情况及主要环境问题 1、现有项目概况 采油厂站外 22 座注水阀池老旧破损漏失严重，存在安全隐患。联合站注水站加药装置损坏废弃，新北联合站注水站及 212 注水站无加药系统，影响注水水质，增加注水管道腐蚀风险。联合站、212 注水站、218 注水站水源井能力不足，影响生产。198 站注水干线局部压力损失大，导致注水井欠注。注水井吉+6-3 单井管线漏失，存在安全环保隐患。、环评及环保验收情况 本项目涉及的阀池及注水站建设时间久远，均为八十年代建设，无环评及验收文件。经现场调查，本项目涉及的注水站及站外注水阀池均已经暂停使用，未进行正常生产，无污染物排放，且施工期临时占地已经进行植被恢复，状况良好，无现存环境问题。
建设项目所在地自然环境简况 一、自然环境简况（地形、地貌、地质、气候、气象、水文、植被、生物多样性等）、地理位置 松原市位于吉林省中西部，地处北温带，介于东经 123°06′～126°11′，北纬45°59′～45°32′之间。全境东西长 240km，南北宽 172.4km，幅员面积 22034km2，占吉林省面积的 12%。东、南与长春市、四平市为邻，西部与白城市、内蒙古自治区接壤，北部隔松花江、嫩江、拉林河与黑龙江省相望。
前郭尔罗斯蒙古族自治县位于东经 123°35′~125°19′北纬 44°17′~45°28′之间。正北隔嫩江为黑龙江省肇源县；东北以松花江为界与扶余县隔江相望;东南与农安县接壤；西南与长岭县为邻；正西与乾安县毗连；西北与大安市交界。县城处于松原市城规划区内，与宁江区接地相邻。全县东西长 136km，南北宽 130km，呈“靴”型。总面积 7000km 2。
本项目位于吉林省松原市前郭县新庙乡境内。拟建项目地理位置见附图 1。
2、、地形、地貌 项目区地处松嫩平原南部，地势平坦开阔，起伏和缓。主要由松嫩冲积平原、松辽分水岭台地平原组成，一般海拔高度为 130～266m 之间。南部长岭一带地面起伏较大，为一年轻的微弱隆起地带，是松花江、辽河分水岭的一段。但地势低缓，地面高出西侧平原也不过十几米。北部和东北部为第二松花江、拉林河和嫩江冲击而成的平原。、地质 本区处于 XX 夏构造体系第二沉降带—松辽断陷盆地中央拗陷带中北部，区内发育有北西向展布壳断裂--新木断裂，该断裂沿松花江方向发育，断裂带为主要地震区，地震烈度Ⅶ度。、气候、气象 松原市属于温带大陆性季风气候，处于半湿润半干旱过渡区，年平均温度4.5℃，最高气温为 36.9℃，最低气温为-35℃，冰冻时间约为 6 个月（10 月中旬—次年5月初），土壤冻结深度1.8m，年平均降水量450.8mm，最大降雨量达614.4mm，8 年平均蒸发量 1697.7mm，相对湿度 62.8%，最大积雪厚度 120mm，年平均日照2906 小时。松原市全年主导风向为西南风，冬季多为西北风，平均风速 3.07m/s，最大风速 29m/s，最大风向频率 12.7%。
前郭尔罗斯蒙古族自治县属于温带大陆性季风气候，四季分明。最高气温和最低气温在正负 36℃左右。春季干旱多风，夏季湿热多雨，秋季凉爽、昼夜温差较大，冬季寒冷降雪少、冰冻期长。全年晴天日数平均为 110 天，年平均日照时数为 2879 小时，年平均气温为 4.5℃。初霜期一般在 9 月中下旬，终霜期一般在 4月末至 5 月初，无霜期 130 天至 140 天。年平均降水量为 400 一 500 毫米。全年蒸发量在 1200 毫米以上。其中 4 至 5 月份蒸发量为 531.2 毫米，占全年蒸发量的45.2%。
5、、区域 水文情况（1）地表水 松原市内江河纵横，泡沼众多，尤以二江（松花江和嫩江）、一河（拉林河）、二湖（查干湖、大布苏泡）而闻名，其中第二松花江横贯市区，最大流量 6750m 3 /s，最小流量 63.3m 3 /s，最高水位 134.80m，最低水位 129.93m。
（2）地下水 本区地下水的形成和分布严格受地形地貌、地质构造和地层岩性的控制。本区白垩系泥岩构成区域隔水层，第四系白土山组孔隙承压水和全新统孔隙潜水为本区两种类型地下水，大青沟组淤泥质亚粘土为承压水的区域隔水顶板。
①第四系承压水：含水层岩性为中细砂、中粗砂和砂砾石，厚 10～25m，含水层埋深 25～40m，渗透系数为 6～22m 2 /d，导水系数 110～250m 2 /d，单井涌水量500～1000m 3 /d，影响半径 280～360m，水化学类型为重碳酸钠钙型。
②第四系潜水：含水层岩性为亚砂土、砂、砂砾石，厚 16—18m，水位埋深3—3.8m，单井涌水量 1000～3000m 3 /d，水化学类型为重碳酸钙钠型，部分为重碳酸氯化物钠钙型。松原市地形主要为分段起伏台地，松原市区域内最低处海拔为120m，最高处海拔为 187.5m。台地发育不充分，顶部平坦，由低平岗地和岗间低平地组成。
6、、土壤类型与植被
松原市土壤类型有淡黑钙土、草甸土、盐土、碱土、沼泽土、泥炭土和风沙土等 7 大土类。土壤的耕层浅，有机质含量较低，氮不足，磷极缺，钾丰富，一般来说土壤肥力不高。从土壤肥力特征分析，全县土壤呈碱性，石灰反应强烈，黑土层薄，沙性大，部分土壤存在盐化、碱化、侵蚀和低洼易涝等问题。
前郭尔罗斯蒙古族自治县土壤大致可分为黑钙土、草甸土、风沙土、盐碱土、沼泽土、泥炭土等 11 个土类，48 个土属，109 个土种。
吉林油田采油厂区内的土地类型主要为农田。区内主要为人工耕作的农田植被，主要农作物为玉米、高梁、谷子和大豆等。在田间地块和道路两侧，种植有以杨树为主的防护林带。、查干湖国家级自然保护区概况 根据保护区功能区划分原则，保护区的自然环境和自然资源状况，以及保护区内主要保护对象的空间分布状况，在目前土地利用和社区发展规模的基础上，按照《中华人民共和国自然保护区条例》的规定，将查干湖自然保护区划分为核心区、缓冲区和实验区等三个功能区。
（1）核心区 核心区是自然保护区内保存最完好的自然生态系统，以及濒危、珍稀物种的集中分布地。查干湖自然保护区共设置 3 个核心区，核心区总面积为 15531hm 2，占保护区总面积的 30.6%。
——辛甸生态系统核心区 辛甸核心区位于保护区的西北部，其北部是一处典型的水域及苇塘生态系统，是保护区鸟类重要的栖息繁殖地和鱼类的产卵场所；南部由浅水域、高草丛沼泽、草甸化沼泽及盐化草甸所组成，是半干旱地区典型的湖滨湿地类型。该核心区是水禽、涉禽最重要的活动场所，是保护区珍稀、濒危鸟类主要的栖息地之一。
辛甸核心区的具体边界范围是：以东经 124°3′53″、北纬 45°17′8″为西南起点，沿距保护区边界（铁路）1200m 的平行线向东北方向至东经124°8′59″、北纬 45°23′58″处，沿距辛甸泡内的苇塘边缘 800m平行线至东经 124°13′52″、北纬 45°19′15″处，向西至东经 124°12′56″、北纬45°19′16″的湖心岛西北角后，向东南沿湖心岛边缘至湖心岛东南角，起点。
折向南偏东至湖边东经 124°14′48″、北纬 45°12′18″处，再沿湖边向西北至东经 124°11′24″、北纬 45°16′1″处后折向东至东经 124°7′41″、北纬45°15′48″处，然后折向北至东经 124°7′18″、北纬 45°18′5″的湖边，沿湖边芦苇塘向西南至起点。该核心区面积为 14449hm 2，占核心区总面积的 93%。
——高家湿地核心区 高家湿地核心区位于保护区东部的新庙泡南岸，是一处沿湖岸带状分布的芦苇（香蒲）沼泽型湿地，也是保护区内鸟类的重要栖息地和鱼类的产卵场所。该核心区外距“引松入查”水渠较近，其对净化查干湖整体水质和鸟类栖息具有重要的意义。
核心区具体边界范围是：从新庙泡东岸苇塘边（东经 124°28′10″、北纬45°9′57″）为起点，向南沿距保护区边界 300m 的平行线环绕至新庙泡西岸苇塘边（东经 124°25′58″、北纬 45°9′27″），再沿湖内苇塘边缘与起点相接形成的闭合区域。该核心区总面积为 847hm 2，占核心区总面积的 5.5%。
——庙东湿地核心区 庙东湿地核心区位于保护区东部的新庙泡东北岸，是一处沿湖岸分布的芦苇（香蒲）沼泽型湿地，也是保护区内鸟类的重要栖息地和鱼类的产卵场所。
核心区具体边界范围是：从新庙泡东北岸距保护区边界 300m 的苇塘边（东经124°29′10″、北纬 45°13′02″）为起点，向东偏北方向按距保护区边界 300m的平行线环绕至东南岸苇塘边（东经 124°30′33″、北纬 45°11′56″），再沿湖内苇塘边缘与起点相接形成的闭合区域。该核心区面积为 235hm 2，占核心区总面积的 1.5%。
（2）缓冲区 缓冲区是为使核心区得到绝对保护所划定的区域，该区域对核心区免受人类活动的干扰起着缓冲作用，同时也完全具备珍稀水禽生存条件。根据核心区的分布和周边状况，保护区共设置了 3 个缓冲区，缓冲区总面积为 19334hm 2，占保护区总面积的 38.2%。
辛甸缓冲区范围是：从三不管西北部的保护区边界（东经 124°14′56″、北纬 45°22′37″）处为起点，向南至湖心岛北部（东经 124°14′52″、北纬
45°21′4″）向南沿湖心岛边缘至东经 124°15′25″、北纬 45°19′30″，后向南偏东至东经 124°15′48″、北纬 45°17′59″，再向东南至后宝勒太东部的湖边（即保护区边界，该点坐标为东经 124°21′45″、北纬 45°10′21″）后，先后沿保护区的南部、西部、北部边界至起点。该缓冲区面积为 17694hm2。
高家缓冲区范围是：从东经 124°26′4″、北纬 45°10′16″处向东至东经124°28′2″、北纬 45°10′16″处，向南环绕保护区边界至起点，该缓冲区面积为 1193hm 2。
庙东缓冲区范围是：以东经 124°28′38″、北纬 45°12′41″处向东南至东经 124°29′57″、北纬 45°11′30″处连线东北侧，除核心区以外的区域，该缓冲区面积为 447hm 2。
由于保护区的特点和重点保护对象的分布状况，所规划的核心区除辛甸核心区外，其它均靠近保护区边界，因此缓冲区的部分边界也即为保护区的边界。保护区的西部边界为铁路线，除过往列车对保护区有一定的干扰外，其它人类活动难以从此进入保护区，所设的缓冲区可以起到确保辛甸核心区实施绝对保护的作用。在新庙泡，由于外围边界紧靠农田、村屯，缓冲区的范围受到限制，但可通过设置边界网围栏使核心区得到绝对保护。
（3）实验区 保护区内除核心区、缓冲区以外所有的区域均为实验区，查干湖自然保护区实验区总面积为 15819hm 2，占保护区总面积的 31.2%。
本项目拟建的注水干线距离查干湖自然保护区边界最近，距离为 100m，本项目与查干湖国家级自然保护区位置关系详见图 3。
区域环境质量现状 建设项目所在地区域环境质量现状及主要环境问题（环境空气、地表水、地下水、声环境、生态环境等）
一、环境空气质量现状调查与评价 1、基本污染物 根据环境空气质量模型技术支持服务系统查询结果，松原市 2019 年 SO 2、NO 2、PM 10、PM 2.5 年均浓度分别为 6ug/m 3、17ug/m 3、58ug/m 3、29ug/m 3 ；CO24小时平均第 95 百分位数为 1mg/m 3，O 3 日最大 8 小时平均第 90 百分位数为121ug/m 3 ；各污染物平均浓度均优于《环境空气质量标准》（GB3095-2012）中二级标准限值，松原市 2018 年 6 项基本污染物满足 GB3095-2012《环境空气质量标准》中的二级标准，区域为达标区。、特征污染物（1）监测点位布设 为了解项目所在地环境空气质量现状，本次在拟建项目厂区内布设 1 个环境空气监测点位。具体见表 4 及图 3。
表 4
环境空气监测点位相对位置 序号 监测点位 监测项目 A1 妙音寺村 非甲烷总烃、TSP
（2）监测项目 根据本项目污染特征，监测项目确定为非甲烷总烃、TSP。
（3）监测时间及频率 吉林省昊远检测技术服务有限公司于2020年7月21日～27日进行监测。TSP监测日平均质量浓度，非甲烷总烃监测一次值。
（4）评价方法 评价方法采用最大浓度占标率进行评价，同时计算污染物超标率。数学表达式如下：
i siiCCP ×100％ 式中：P i 第 i 现状监测点最大浓度占标率，其值在 0-100％之间为满足标准，13 大于 100％则为超标；
C i 第 i 现状监测点实测浓度（mg/m 3）；
C si 污染因子 j 的环境质量标准。
超标率：iiinfD 式中：f i-i 污染物超标浓度标准的样品数； n i-污染物检出样品数； D i-i 污染物浓度超标率，%。
（7）评价结果与分析 环境空气质量现状评价结果见下表。
表 5
环境空气环境质量监测评价指数表 监测点 监测因子 监测时段 监测值浓度范围（ug/m 3）
检出率（%）
最大占标率（%）
超标率（%）
最大超标倍数 A1 TSP 日均值 77-89 100 29.67 — — 非甲烷总烃 小时值 0.22-0.40 100 20 — — 由上表可知，监测点位的各项污染物浓度最大占标率均小于 100%，环境空气质量满足 GB3095-2012《环境空气质量标准》中的二级标准及《大气污染物综合排放标准详解》中的小时平均值。由此可以看出，评价区域的环境空气质量良好。
二、声环境质量现状调查与评价 1、监测点位布设 为了解项目所在地声环境质量现状，本次布设 5 个环境噪声监测点。噪声现状监测点见表 6 及图 3。
表 6
噪声监测点布设情况 序号 监测点 监测点布设目的 N1 212 注水站东边界 了解区域声环境现状 N2 212 注水站南边界 N3 212 注水站西边界 N4 212 注水站北边界 N5 218 注水站东边界 N6 218 注水站南边界 N7 218 注水站西边界
N8 218 注水站北边界 N9 庙东村 了解敏感点处声环境质量现状 N10 村 2、监测项目 等效噪声级 Leq。
3、监测时间及频次 吉林省昊远检测技术服务有限公司于 2020 年 6 月 3 日进行监测。监测一天，分昼夜两次监测。
4、监测结果统计及评价 声环境监测及评价结果见表 7。
表 7
噪声监测及评价结果单位：dB(A)编号 监测位置 监测值 标准值 达标情况 昼间 夜间 昼间 夜间 昼间 夜间 N1 212 注水站东边界 46 39 65 55 达标 达标 N2 212 注水站南边界 42 38 65 55 达标 达标 N3 212 注水站西边界 43 38 65 55 达标 达标 N4 212 注水站北边界 43 39 65 55 达标 达标 N5 218 注水站东边界 48 38 65 55 达标 达标 N6 218 注水站南边界 54 38
N7 218 注水站西边界 49 38
N8 218 注水站北边界 42 39
N9 庙东村 43 38
N10 村 45 37
由上表可知，本项目所在地厂界四周环境声环境现状监测结果满足《声环境质量标准》（GB3096-2008）中 3 类标准要求。
二、地表水环境质量现状调查与评价就 就 本项目地表水监测点位引用本公司 2019 年 4 月编制的《采油厂油田 I 区块16 口井 2019 年产能建设项目环境影响报告表》中的监测数据，由于引用数据未超三年，且区域污染源未发生重大变化，所以引用数据有效。
1、监测断面的布设 为了解新庙泡的水质现状情况，布设 1 个监测点，监测断面位置见下表及图8。
表 8
地表水环境质量监测点布设情况表 序号 监测断面 布设目的 W1 新庙泡 了解项目附近的地表水提质量 2、监测项目 监测项目确定为 pH、COD、氨氮、石油类，共计 4 项。
3、监测单位及时间 吉林省同正检测技术有限公司于 2019 年 3 月 23 日-2019 年 3 月 25 日采样检测。
4、评价方法 本次评价采用单因子标准指数法（pH 除外）。
单因子标准指数公式：
S i ＝C i ／C si
式中：S i ─第 i 污染物的标准指数；
iC─第 i 污染物的实测浓度,mg/l；
oiC─第 i 污染物的质量标准浓度, mg/l。
S pH 计算公式如下：
sdipHpHpHS0.70.7
(pH j ≤7.0)0.70.7suipHpHpHS
(pH j ＞7.0)式中：S pH —pH 的标准指数；
pH j —pH 的监测值；
pH sd —标准规定 pH 值的下限；
pH su —标准规定 pH 值的上限。
水质参数的标准指数 S i ＞1 时，表明该水质参数超过了规定的水质标准，已经不能满足其使用要求。
5、监测结果及评价结论 监测结果、评价结果详见下表。
表 9
水质监测结果统计表
W1 标准 监测项目 监测结果 最大标准指数 PH 8.17-8.21 0.605 6-9 COD 13-14 0.7 20 氨氮 0.025L — 1.0 石油类 0.01L — 0.3 注：pH 值无量纲 由监测和评价结果显示，各监测断面水质满足《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类标准水质要求。
三、声环境质量现状 1、监测点布设 根据本项目特点，在 212 注水站及 218 注水站厂界四周 1m 处各布置 4 个监测点（东、南、西、北厂界各 1 个监测点）。距离拟建本项目较近村屯布设 2 个监测点位。具体位置详见下表，具体点位详见图 4。
表 10
监测点名称及布设情况 序号 监测点名称 监测点位置 布设目的 N1 212 注水站东边界 212 注水站东侧边界外 1m 了解项目四周声环境质量现状 N2 212 注水站南边界 212 注水站南侧边界外 1m N3 212 注水站西边界 212 注水站西侧边界外 1m N4 212 注水站北边界 212 注水站北侧边界外 1m N5 218 注水站东边界 218 注水站东侧边界外 1m N6 218 注水站南边界 218 注水站南侧边界外 1m N7 218 注水站西边界 218 注水站西侧边界外 1m N8 218 注水站北边界 218 注水站北侧边界外 1m N9 敏感点 庙东村 了解敏感点处声环境质量现状 N10 村 2、监测单位及监测时间 吉林省昊远检测技术服务有限公司于 2020 年 7 月 23 日监测。
3、监测结果统计
拟建项目厂界噪声监测统计结果详见下表。
表 11
噪声监测结果表
单位：dB(A)序号 监测点名称 监测结果 昼间噪声 夜间噪声 N1 212 注水站东侧边界外 1m 46 39
N2 212 注水站南侧边界外 1m 42 38 N3 212 注水站西侧边界外 1m 43 38 N4 212 注水站北侧边界外 1m 43 39 N5 218 注水站东侧边界外 1m 48 38 N6 218 注水站南侧边界外 1m 54 38 N7 218 注水站西侧边界外 1m 49 38 N8 218 注水站北侧边界外 1m 42 39 N9 庙东村 43 38 N10 村 45 37 表上表可以看出，项目所处区域周围声环境质量现状较好，项目厂界处能够满足《声环境质量标准》（GB3096—2008）中 2 类标准要求；敏感点处能够满足《声环境质量标准》（GB3096—2008）中 1 类标准要求。
四、土壤环境质量现状及调查 1、土壤类型 根据现场踏查和国家土壤信息服务平台查询结果，评价区内主要土壤类型为草甸土。详见下图：
图 2
项目所在区域土壤类型图 草甸土是在沉积、腐殖质积累和氧化还原交替 3 个成土过程综合作用下形成的，拥有暗腐殖层而且在深土层有锈斑。我省境内草甸土共有 3 个亚类：草甸土、石灰性草甸土、盐化草甸土。
2、土壤理化性质 区域代表性监测点位土壤理化性质详见下表。
表 12
土壤理化特性调查表 点号 S2 时间 2020.6.20 经度 41°53“57.66”N 纬度 126°19“4.52”E 层次 A 层 B 层 C 层 现场记录 颜色 灰棕 暗棕 灰棕 结构 单粒状 单粒状 无结构 质地 砂质壤土 砂质壤土 砂质壤土 砂砾含量 80% 75% 85% 其他异物 植物根系 无 石块 实验室测定 pH 值 6.60 6.62 6.61 阳离子交换量 22 24 22 氧化还原电位 455 480 465 饱和导水率/（cm/s）
0.3×10 -3
0.5×10 -3
0.5×10 -3
土壤容重/（kg/m 3）
1.3×10 3
1.6×10 3
1.8×10 3
孔隙度（%）
3、监测点布设及采样方法 为了解区内土壤现状，对评价区土壤进行了采样监测。共在评价区域内布设了 3 个监测点，本次土壤采样点位置见下表及图 3。
表 13
土壤监测点位置及布设目的 序号 监测点 备注 采样深度 监测点布设目的 S1 218 注水站占地范围内（其他）
【126.318012、41.899955】
表层样 0~0.2m 了解项目区域土壤环境现状 S2 一队 3#阀池占地范围内（其他）
【126.318029、41.899374】
表层样 0~0.2m S3 212 水源井占地范围内（其他）
【126.318122、41.899028】
表层样 0~0.2m 采样及分析方法：表层样应在 0~0.2m 取样，取样方法参照 HJ/T166 执行。
（2）监测项目 根据本项目特征，S1、S2、S3 监测项目均为 pH、砷、镉、六价铬、铜、铅、汞、镍、四氯化碳、氯仿、氯甲烷、1,1-二氯甲烷、1,2-二氯甲烷、1,1-二氯乙烯、顺-1,2-二氯乙烯、反-1,2-二氯乙烯、二氯甲烷、1,2-二氯丙烷、1,1,1,2-四氯乙烷、1,1,2,2-四氯乙烷、四氯乙烯、1,1,1-三氯乙烷、1,1,2-三氯乙烷、三氯乙烯、1,2,3-三氯丙烷、氯乙烯、苯、氯苯、1,2-二氯苯、1,4-二氯苯、乙苯、苯乙烯、甲苯、间二甲苯+对二甲苯、邻二甲苯、硝基苯、苯胺、2-氯酚、苯并[a]蒽、苯并[a].芘、苯并[b]荧蒽、苯并[k]荧蒽、䓛、二苯并[a,h]蒽、茚并[1,2,3-cd]芘、萘、石油烃；
19（3）监测频率 监测 1 天，每天监测 1 次。
（4）土壤环境质量现状评价标准 建设用地土壤监测因子能够满足《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）中表 1 及表 2“建设用地土壤污染风险筛选值和管制值（基本项目）”和“建设用地土壤污染风险筛选值和管制值（其它项目）”第二类用地筛选值标准。
（5）评价方法 对照标准利用标准指数法进行评价，评价公式如下：
SiCiPi
式中：P i-土壤中 i 种污染物标准指数； C i-土壤中 i 种污染物污染实测值(mg/kg)； S i-土壤中 i 种污染物污染物评价标准(mg/kg)。
（6）监测结果统计及评价结果 表 14
S1 监测结果统计及各污染物标准指数 序号 监测项目 单位 S 1
标准值 单项标准指数 1 pH 无量纲 6.97 — — 2 铜 mg/kg 18.0 18000 0.001 3 铅 mg/kg 13.3 800 0.01662 4 镍 mg/kg 17.1 900 0.019 5 六价铬 mg/kg 未检出 5.7 — 6 镉 mg/kg 0.063 65 0.00097 7 汞 mg/kg 0.066 38 0.0017 8 砷 mg/kg 6.49 60 0.108 9 氯乙烯 mg/kg 未检出 0.43 — 10 氯甲烷 mg/kg 未检出 37 — 11 1,1-二氯乙烯 mg/kg 未检出 66 — 12 二氯甲烷 mg/kg 未检出 616 — 13 反式-1,2-二氯乙烯 mg/kg 未检出 54 — 14 1,1-二氯乙烷 mg/kg 未检出 9 — 15 顺式-1,2-二氯乙烯 mg/kg 未检出 596 — 16 氯仿 mg/kg 未检出 0.9 — 17 1,1,1-三氯乙烷 mg/kg 未检出 840 — 18 四氯化碳 mg/kg 未检出 2.8 — 19 苯 mg/kg 未检出 4 —
20 1,2-二氯乙烷 mg/kg 未检出 5 — 21 三氯乙烯 mg/kg 未检出 2.8 — 22 1,2-二氯丙烷 mg/kg 未检出 5 — 23 甲苯 mg/kg 未检出 1200 — 24 1,1,2-三氯乙烷 mg/kg 未检出 2.8 — 25 四氯乙烯 mg/kg 未检出 53 — 26 氯苯 mg/kg 未检出 270 — 27 1,1,1,2-四氯乙烷 mg/kg 未检出 10 — 28 乙苯 mg/kg 未检出 28 — 29 间，对-二甲苯 mg/kg 未检出 570 — 30 邻-二甲苯 mg/kg 未检出 640 — 31 苯乙烯 mg/kg 未检出 1290 — 32 1,1,2,2-四氯乙烷 mg/kg 未检出 6.8 — 33 1,2,3-三氯丙烷 mg/kg 未检出 0.5 — 34 1,4-二氯苯 mg/kg 未检出 20 — 35 1,2-二氯苯 mg/kg 未检出 560 — 36 2-氯酚 mg/kg 未检出 2256 — 37 硝基苯 mg/kg 未检出 76 — 38 萘 mg/kg 未检出 70 — 39 苯胺 4-氯苯胺 mg/kg 未检出 260 — 40 2-硝基苯胺 mg/kg 未检出 41 3-硝基苯胺 mg/kg 未检出 42 4-硝基苯胺 mg/kg 未检出 43 苯并[a]蒽 mg/kg 未检出 15 — 44 䓛 mg/kg 未检出 1293 — 45 苯并[b]荧蒽 mg/kg 未检出 15 — 46 苯并[k]荧蒽 mg/kg 未检出 151 — 47 苯并[a]芘 mg/kg 未检出 1.5 — 48 茚并[1,2,3-cd]芘 mg/kg 未检出 15 — 49 二苯并[a,h]蒽 mg/kg 未检出 1.5 — 50 石油烃 mg/kg 55 0.011
表 15
S2 监测结果统计及各污染物标准指数 序号 监测项目 单位 S 1
标准值 单项标准指数 1 pH 无量纲 7.21 — — 2 铜 mg/kg 14.4 18000 0.0008 3 铅 mg/kg 12.8 800 0.016 4 镍 mg/kg 18.0 900 0.02 5 六价铬 mg/kg 未检出 5.7 — 6 镉 mg/kg 0.125 65 0.0019 7 汞 mg/kg 0.085 38 0.0022 8 砷 mg/kg 6.45 60 0.1075 9 氯乙烯 mg/kg 未检出 0.43 — 10 氯甲烷 mg/kg 未检出 37 — 11 1,1-二氯乙烯 mg/kg 未检出 66 — 12 二氯甲烷 mg/kg 未检出 616 —
13 反式-1,2-二氯乙烯 mg/kg 未检出 54 — 14 1,1-二氯乙烷 mg/kg 未检出 9 — 15 顺式-1,2-二氯乙烯 mg/kg 未检出 596 — 16 氯仿 mg/kg 未检出 0.9 — 17 1,1,1-三氯乙烷 mg/kg 未检出 840 — 18 四氯化碳 mg/kg 未检出 2.8 — 19 苯 mg/kg 未检出 4 — 20 1,2-二氯乙烷 mg/kg 未检出 5 — 21 三氯乙烯 mg/kg 未检出 2.8 — 22 1,2-二氯丙烷 mg/kg 未检出 5 — 23 甲苯 mg/kg 未检出 1200 — 24 1,1,2-三氯乙烷 mg/kg 未检出 2.8 — 25 四氯乙烯 mg/kg 未检出 53 — 26 氯苯 mg/kg 未检出 270 — 27 1,1,1,2-四氯乙烷 mg/kg 未检出 10 — 28 乙苯 mg/kg 未检出 28 — 29 间，对-二甲苯 mg/kg 未检出 570 — 30 邻-二甲苯 mg/kg 未检出 640 — 31 苯乙烯 mg/kg 未检出 1290 — 32 1,1,2,2-四氯乙烷 mg/kg 未检出 6.8 — 33 1,2,3-三氯丙烷 mg/kg 未检出 0.5 — 34 1,4-二氯苯 mg/kg 未检出 20 — 35 1,2-二氯苯 mg/kg 未检出 560 — 36 2-氯酚 mg/kg 未检出 2256 — 37 硝基苯 mg/kg 未检出 76 — 38 萘 mg/kg 未检出 70 — 39 苯胺 4-氯苯胺 mg/kg 未检出 260 — 40 2-硝基苯胺 mg/kg 未检出 41 3-硝基苯胺 mg/kg 未检出 42 4-硝基苯胺 mg/kg 未检出 43 苯并[a]蒽 mg/kg 未检出 15 — 44 䓛 mg/kg 未检出 1293 — 45 苯并[b]荧蒽 mg/kg 未检出 15 — 46 苯并[k]荧蒽 mg/kg 未检出 151 — 47 苯并[a]芘 mg/kg 未检出 1.5 — 48 茚并[1,2,3-cd]芘 mg/kg 未检出 15 — 49 二苯并[a,h]蒽 mg/kg 未检出 1.5 — 50 石油烃 mg/kg 46 0.0092
表 16
S3 监测结果统计及各污染物标准指数 序号 监测项目 单位 S 1
标准值 单项标准指数 1 pH 无量纲 6.90 — — 2 铜 mg/kg 13.1 18000 0.00068 3 铅 mg/kg 12.3 800 0.01537 4 镍 mg/kg 16.4 900 0.01822 5 六价铬 mg/kg 未检出 5.7 —
6 镉 mg/kg 0.063 65 0.00097 7 汞 mg/kg 0.033 38 0.00087 8 砷 mg/kg 9.86 60 0.1643 9 氯乙烯 mg/kg 未检出 0.43 — 10 氯甲烷 mg/kg 未检出 37 — 11 1,1-二氯乙烯 mg/kg 未检出 66 — 12 二氯甲烷 mg/kg 未检出 616 — 13 反式-1,2-二氯乙烯 mg/kg 未检出 54 — 14 1,1-二氯乙烷 mg/kg 未检出 9 — 15 顺式-1,2-二氯乙烯 mg/kg 未检出 596 — 16 氯仿 mg/kg 未检出 0.9 — 17 1,1,1-三氯乙烷 mg/kg 未检出 840 — 18 四氯化碳 mg/kg 未检出 2.8 — 19 苯 mg/kg 未检出 4 — 20 1,2-二氯乙烷 mg/kg 未检出 5 — 21 三氯乙烯 mg/kg 未检出 2.8 — 22 1,2-二氯丙烷 mg/kg 未检出 5 — 23 甲苯 mg/kg 未检出 1200 — 24 1,1,2-三氯乙烷 mg/kg 未检出 2.8 — 25 四氯乙烯 mg/kg 未检出 53 — 26 氯苯 mg/kg 未检出 270 — 27 1,1,1,2-四氯乙烷 mg/kg 未检出 10 — 28 乙苯 mg/kg 未检出 28 — 29 间，对-二甲苯 mg/kg 未检出 570 — 30 邻-二甲苯 mg/kg 未检出 640 — 31 苯乙烯 mg/kg 未检出 1290 — 32 1,1,2,2-四氯乙烷 mg/kg 未检出 6.8 — 33 1,2,3-三氯丙烷 mg/kg 未检出 0.5 — 34 1,4-二氯苯 mg/kg 未检出 20 — 35 1,2-二氯苯 mg/kg 未检出 560 — 36 2-氯酚 mg/kg 未检出 2256 — 37 硝基苯 mg/kg 未检出 76 — 38 萘 mg/kg 未检出 70 — 39 苯胺 4-氯苯胺 mg/kg 未检出 260 — 40 2-硝基苯胺 mg/kg 未检出 41 3-硝基苯胺 mg/kg 未检出 42 4-硝基苯胺 mg/kg 未检出 43 苯并[a]蒽 mg/kg 未检出 15 — 44 䓛 mg/kg 未检出 1293 — 45 苯并[b]荧蒽 mg/kg 未检出 15 — 46 苯并[k]荧蒽 mg/kg 未检出 151 — 47 苯并[a]芘 mg/kg 未检出 1.5 — 48 茚并[1,2,3-cd]芘 mg/kg 未检出 15 — 49 二苯并[a,h]蒽 mg/kg 未检出 1.5 — 50 石油烃 mg/kg 45 0.009
根据现状监测，本项目所在地及调查范围内建设用地土壤监测因子能够满足
《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》（GB36600-2018）中表 1 及表 2“建设用地土壤污染风险筛选值（基本项目）”和“建设用地土壤污染风险筛选值（其它项目）”标准，土壤环境质量良好。
五、地下水现状调查与评价 详见地下水专章。
环境保护目标（列出级别及保护级别）：、污染控制目标：
（1）地表水：控制生活污水排入防渗旱厕，不对地表水体造成污染；（2）声环境：控制项目周围区域的声环境质量符合《声环境质量标准》（GB3096-2008）中 2 类标准要求；（3）固体废物：控制固体废物排放，加强固体废物的环境管理，避免对周围环境造成二次污染。
2、环境保护目标：
根据本项目污染物排放情况和周围环境状况，确定主要环境保护目标如下表所示及附图 4：
表 17
环境保护目标一览表 序号 环境 要素 保护对象 人口 方位 最近距离(m)保护级别 1 地表水 新庙泡--西 100（注水干线）
《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类类标准要求 2 环境 空气 妙音寺村 687 南 610（五队 10#阀池）
GB3095-2012《环境空气质量标准》中二级标准值 庙东村 860 南 350（一队 2#阀池）
村 940 东 70（212 注水站）声环境 庙东村 860 南 370（一队 2#阀池）
《声环境质量标准》（GB3096—2008）1 类区标准要求 村 940 东 70（212 注水站）土壤 评价区域内 GB36600-2018《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》中第二类用地的风险筛选值 5 地下水 查干湖国家级自然保护区 评价区域内
/ 6 生态 查干湖国家级自然保护区 /
评价适用标准 环 环
境 境
质 质
量 量
标 标
准 准 一、环境空气 本项目拟建地点所在区域为二类环境空气质量功能区，环境空气评价采用《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准，详见下表。
表 18
环境空气质量标准限值 污染物 单位 取值时间 标准限值 标准来源 O 3
µg/m 3
日最大8小时平均 160 《环境空气质量标准》（GB3095－2012）小时平均 200 PM 10
µg/m 3
年平均 70 24 小时平均 150 PM 2.5
µg/m 3
年平均 35 24 小时平均 75 SO 2
µg/m 3
年平均 60 24 小时平均 150 1 小时平均 500 NO 2
µg/m 3
年平均 40 24 小时平均 80 1 小时平均 200 CO mg/m 3小时平均 4 1 小时平均 10 TSP µg/m 3
年平均 200 24 小时平均 300 非甲烷总烃 mg/m 3
《大气污染物综合排放详解》 二、地表水 评价范围内的地表水体主要为新庙泡。新庙泡为Ⅲ类水体。执行GB3838-2002《地表水环境质量标准》Ⅲ类标准，详见下表。
表 19
地表水环境质量标准（摘录）
序号 项目 单位 Ⅲ类标准限值 标准来源 1 pH
6～9 GB3838-2002 2 化学需氧量（COD）
mg/l ≤20 3 石油类 mg/l ≤0.05 4 氨氮 mg/l ≤1.0 三、地下水 本区地下水应用功能主要为农业用水和饮用水，采用GB/T14848-2017《地下水质量标准》中Ⅲ类标准；未作规定的石油类选用GB5749-2006《生活饮用水卫生标准》附录A中石油类限值。详见下表。
表 20
地下水质量标准限值
单位：mg/L（pH 除外）
序号 类别 标准限值 标准来源 1 pH（无量纲）
6.5≤pH≤8.5 《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准 2 氨氮 ≤0.5 3 耗氧量（COD Mn 法，以 O 2 计）
≤3.0 4 石油类 ≤0.3 GB5749-2006《生活饮用水卫生标准》 四、声环境 根据《声环境质量标准》（GB3096—2008）及《声环境功能区划分技术规范》（GB/T15190-2014）中的相关规定。确定本项目位于 1 类声环境功能区，故本项目声环境质量标准执行《声环境质量标准》（GB3096—2008）1类标准。站场执行 2 类声环境功能区要求，标准见下表。
表 21
声环境质量标准
单位：dB(A)声环境功能区类别 时段 昼间 夜间 0 类 50 40 1 类 55 45 2 类 60 50 3 类 65 55 4 类 4a 类 70 55 4b 类 70 60 五、土壤环境 本工程厂区内土壤执行 GB36600-2018《土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（试行）》中第二类用地的风险筛选值，详见表 26。
表 22
土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准限值（基本项目）
有效注水 篇3
注水开发已经成为大多数油田二次采油提高原油采收率的方法。除了地层损害, 最初设计注水时没有考虑注入盐水的成分。然而, 最近的实验室岩心驱替研究以及现场测试表明, 在很多情况下, 低矿化度注水开发能促使原油采收率比传统注水开发增加2%～40%, 它取决于油藏的矿物质组成以及盐水成分。低矿化度注水开发提高原油采收率的机理可归结为: (1) 由于黏土的运移, 使润湿性向亲水的转换; (2) 由于CaCO3的溶解使pH值升高, 它将使原油采收率增加, 其表现为:润湿性的改变, 表面活性剂的形成, 界面张力的降低; (3) 多种成分的离子交换发生在黏土矿物表面和注入的盐水之间。大体上, 在低矿化度注水开发中原油采收率的提高取决于多种组分的离子交换、黏土含量、水成分的组成 (Ca2+、Mg2+) 以及油的组分。
本文提出了一个在多维多孔或裂缝油藏中低矿化度注水的数值模型, 模型的表达式结合低矿化度注水提高原油采收率机理模拟了低矿化度注水开发过程。均质模型和裂缝模型证明了该模似方法在低矿化度注水模拟中的有效性。
2 基本方程
假设有一多相、等温体系, 它由三相四种组分组成:油、气、水、盐 (NaCl) 。尽管三相中每相均由几种组分组成, 但在这里每一相都被认为是关于流体的平均性质的单一“拟组分”, 并且盐仅在水相中存在和运移。根据广义的多相达西定律, 每相若受到压力、重力、毛管力的作用则会产生流动, 其中包含相对渗透率和毛管压力的影响。除了吸附在固体岩石上的盐, 盐组分的运移主要是在平移和溶解过程中产生的。
四个质量平衡方程完整地描述了该等温体系。β相 (β中g表示气, w表示水, o表示油) 的质量平衡方程以及在任意流动区域内的盐的质量平衡方程如下:
对于气
对于水
对于油
对于盐组分
式中———不含溶解气的油相密度;
———溶解在油中溶解气的密度;
φ———地层的有效孔隙度;
Xc———水相中NaCl的质量分数;
Xw———水相中水的质量分数;
ρR———岩石颗粒的密度;
Kd———地层中水相和固体岩石之间盐组分的分布系数;
Dm———NaCl在水相中的分子扩散系数;
τ———地层岩石的多孔介质的迂曲度;
qc———每一单位地层体积中NaCl的汇点项。
2.1 组成关系
三相以及盐组分质量守恒的基本方程 (1) ～ (4) 都应该补充到本构方程中。下列关系式是描述油、气、水三相的流动状态, 以及盐组分在多孔介质中的运移。除基本方程 (1) ～ (4) 以外, 还给出了两个辅助方程:
和
2.2 毛管压力
毛管压力是存在于两相之间的压力。油-水毛管压力定义为
注意, 方程 (7) 中油相和水相之间的毛管压力受液相中盐的质量分数 (浓度) 的影响, 它是低矿化度注水开发通过降低或改变油-水毛管压力有效地提高采收率的主要机理。在低矿化度注水情况下, 假设没有这样一个油水两相的毛管压力曲线, 引入J函数的下列形式:
式中, σ是油水两相的界面张力;P0cow的上标0表示油层盐水的原点。
2.3 相对渗透率
当模拟低矿化度水驱替过程时, 相对渗透率被认为是流体饱和度和盐浓度的函数。气和水相的相对渗透率定义为
对于油相
当没有得到三相相对渗透率数据时, 由Stone方法Ⅱ决定油相相对渗透率
式中, k*rowo是油水两相系统中在残余水饱和度时的油的相对渗透率;krowo是油水两相系统中油的相对渗透率;kroog是油气两相系统中油的相对渗透率。对于StoneⅡ函数的方程 (11) , 可用两组两相流相对渗透率计算出三相相对渗透率, 两相流相对渗透率分别取决于油-水、油-气系统。
3 数值方程
模拟多相流动和盐运移的方法遵循普通油藏模拟方法, 共有三个步骤: (1) 质量守恒方程的空间离散; (2) 时间离散; (3) 用迭代法解决非线性问题, 离散代数方程。质量守恒方程的离散化是以部分或整体有限差分为基础的一种方法。
3.1 离散化方程
本文所用的数值离散技术是“整体有限差分”方法。油、气、水以及盐的质量守恒方程体现在离散化的整体有限差分方程中, 求解这些离散化方程可以得到稳定性和时间步长的大小。在数值方法中, 流体和岩石的热动力学性质显然是通过有限子域或网格的平均值来表示的;然而, 在相连网格之间穿过部分表面的质量流量是通过有限差分逼近计算的。用Newton/Raphson迭代法可以同时求解离散、非线性的有限差分质量守恒方程。
质量守恒方程 (1) ～ (4) 用整体有限差分可以进行空间离散化。时间的离散化是用隐式一阶有限差分的方法进行的。网格或元素i (i=1, 2, 3, …, N;N是在网格中元素的总数) 的离散化非线性方程中的剩余项形式如下:
对于气
对于水
对于油
对于盐
式中, n表示先前的时间点;n+1表示当前的时间点;Vi是元素i的体积;Δt是时间步长;ηi是相邻元素 (j) 或与元素i直接相连的节点的集合;下标ij+1/2表示元素i和j在界面上的平均值。
关于元素i在剩余方程中的汇点项被定义为
3.2 求数值解的方法
Newton/Raphson迭代法可求解流动体系中的方程 (12) ～ (15) , 它描述了4×N对非线性方程, 令每个元素的四个初始变量为 (x1、x2、x3、x4) , 它们分别是油的压力、含油饱和度、饱和压力 (或含气饱和度) 以及盐的质量分数 (表1) 。选择的初始变量相似于黑油油藏模型中的变量。自由变量的转换方法是用来处理在油气水三相流动条件下采油量的模拟研究中自由气产生与消失的转折点。
如表所示四个初始变量中有三个是固定的, 而且第三个变量取决于在节点处的相条件。如果没有自由气, 即节点是不饱和的或是在泡点压力以上, 则饱和压力Ps作为第三个初始变量。若有自由气存在, 节点就是饱和的或是在泡点压力以下, 含气饱和度Sg是第三个初始变量。这个变量转换法在处理变化的泡点问题上是非常严谨有效的, 在油藏模拟中通常遇到这类问题。
根据四个初始变量, Newton/Raphson法可引出,
其中ω相当于g、w、o或c, 它们分别代表气、水、油、盐;在方程中, 指数k=1, 2, 3, 4分别为初始变量1、2、3、4;p是迭代次数。方程 (17) 可写为
其中i=1, 2, 3, …, N;迭代值与初始变量的间隔值为
Newton迭代过程直到剩余项Rik, n+1或迭代值与初始变量间的变化量δxm, p+1减小到预设的收敛区间内。正如Forsyth等人 (1995) 所概括的, 数值方法可用来建立方程 (18) 的Jacobian矩阵。在每一次Newton迭代中, 方程 (18) 是一个4×N的且关于δxk, p+1的有4×N个未知量的线性方程组, 可看成是稀疏的非对称阵。它可以通过一个线性迭代方程求解程序来解决。
3.3 初始条件和边界条件的处理
建立一个瞬时模拟需要一系列初始条件, 通常用来指定初始条件的方法是以重力-毛管力平衡方程或重新选择下列模拟为基础的, 在模拟中产生一组初始条件或未知的初始变量来描述边界条件。
用一个块中心网格, Ⅰ类或Dirichlet边界条件被看做“未激活网格”或“大体积”方法, 和通常用在TOUGH2码 (Pruess, 1991) 中的一样。根据这个方法可知, 当所有网格的几何性质保持不变时, 一个恒定的压力/饱和度/浓度节点被指定为未激活网格或具有大体积。
3.4 裂缝-基质相互作用的处理方法
本文处理裂缝岩石间的多相流动的技术遵循双重介质方法。用多重介质数值方法处理裂缝和基质流动以及二者之间的相互作用, 此方法包含双孔或多孔法、双重渗透率法以及更全面的MINC方法。根据双重介质的基本原理, 方程 (1) ～ (4) 或方程 (12) ～ (15) 可以描述裂缝或基质网格中的多相流动, 也可以描述裂缝-基质间的相互作用或在分散缝中的流动。
3.5 束缚水区域的处理
在多孔孔隙内的束缚水或残余水区域被看成是一个仅包含束缚水的独立区域, 如“死”孔隙被看成是渗透率为零的额外介质。束缚水区域内的盐仅靠扩散来影响自由水区域。用上述讨论的基本方程或数值方程可描述此扩散过程。
4 应用
为了证明提出的模拟方法在低矿化度注水开发中的有效性, 给出两个例子。模型方程在普通的油藏模拟程序MSFLOW (Wu, 2000) 中实施并进行测试。第一个例子对比了单相水和溶质在一维流动区域中运移的解析解;第二个例子模拟不同矿化度注水开发下的油-水两相驱替来检验多孔介质中的有效驱替。
4.1 一维运移问题
此问题用来检验地层模型和数值执行程序的准确性, 数值程序模拟在分子可以有效扩散的液相中盐的运移。该问题考虑了一化学组分在均质饱和水的10 m长的多孔介质中的一维运移。流场是以流速0.1 m/d的稳定场。一化学组分在内边界x=0处以恒定的浓度被引入, 并且在t=0时通过平移和扩散开始运移。该问题的解析解由Jevandel等人 (1984) 提出, 在此处是用来检验数值解。
该问题的数值解通过恒定压力下指定内外边界条件获得, 该数值解引起了一个以孔隙流速0.1 m/d的稳态流场。在数值模拟中, 在10 m区域内可以产生1000个一维均匀的单元线性网格。为了减小三相流动的影响, 规定水是单相水。单相水的性质是:孔隙度=1, 迂曲度τ=1, 有效分子扩散剪切黏滞系数Dm=1.157×10-7 m2/s。初始条件和边界条件:初始时, 在系统中没有盐存在;在内边界x=0处, Xsalt=1.0×10-5;在外边界上始终有Xsalt=0。
由数值解和解析解得, 在t=10天和20天时, 沿着岩石柱状剖面的盐浓度的对比在图1中已分别显示出来。由图1可以看出, 模拟的盐浓度剖面和由解析解中得的结果是完全一致的, 而且还与另一个数字编码 (T2R3D) 进行了比较。数值解和解析解的一致为数值方程及其实施提供了依据。
4.2 多孔介质中的驱替问题
该例子是考虑一维不互溶驱替问题，在这个例子中, 注入高矿化度水和低矿化度水驱替一维线性岩石柱状剖面中的油。流动区域是沿着一个一维水平、均匀、各向同性、10 m长的具有单位横断面的多孔介质。系统最初是饱和油和饱和水的, 在入口处注入两种不同矿化度的水来驱替多孔介质区域中的油。然后, 比较两种不同矿化度注水开发的采收率。一维区域由一维数值模型中的100个单元网格所表示, 其中单元网格间距为Δx=0.1 m。
为说明低矿化度在液相上对相对渗透率和毛管压力的影响, 使用了相对渗透率的特殊函数和毛管压力函数。对于油-水两相的相对渗透率曲线、Brooks-Corey型函数稍加修改: (1) 不改变水相的相对渗透率; (2) 随着矿化度的增加, 油相相对渗透率也随之增加。
其中含油饱和度在下面有其定义, 而φ是幂指数。
Sor为残余油饱和度, 在液相中它是矿化度的函数。
使用van Genuchten (1980) 和Parker等人 (1987) 的毛管压力函数对油水两相系统进行修正, 其中还增加了在岩石表面的油水两相接触角余弦对水相中矿化度的影响
式中, αvG、γ和β是van Genuchten函数 (van Genuchten, 1980) 的参数, 而且γ=1-1/β。
对于这个问题, 假设盐的质量分数和残余油饱和度 (Sor) 或接触角 (θ) 有如下的线性关系:
式中, Sor1是盐浓度低为Xc1时的残余油饱和度 (最小) ;Sor2是盐浓度高为Xc2时的残余油饱和度 (最大) 。
其中, θor1为盐浓度低为Xc1时的接触角;θor2是盐浓度高为Xc2时的接触角。
岩石和流体的性质、修正的相对渗透率以及方程 (20) ～ (24) 的毛管压力函数的参数在表2中给出。关于注入的孔隙体积和原油采收率的模拟结果在图2和图3中给出。图2为在无毛细管压力条件下的低矿化度注水做了一个对比, 结果显示低矿化度注水开发在提高原油采收率方面有重大作用。
图3给出了考虑包含残余油饱和度、油相相对渗透率以及毛管压力曲线所有影响的模拟结果和对比。在这种情况下, 除了残余油饱和度的降低和油相相对渗透率值的增加的影响外, 在低矿化度注水时润湿性转变到无毛细管压力条件, 如θ=0到θ=π/2。
5 总结
本文提出在多孔或裂缝性油藏中模拟低矿化度注水的数学模型。在此模型中, 盐被看成是油、气、水三相流动系统中液相的额外组分, 且盐在液相里仅仅是通过平移和扩散进行运移的。除此之外, 盐都是吸附在岩石上的。低矿化度注水提高原油采收率的主要机理体现为:矿化度可以改变模型组成中的相对渗透率、毛管压力以及残余油饱和度。进一步而言, 盐在自由水和束缚水区域中的相互作用和在裂缝性岩石中的流动可通过一个普遍的多重连续介质模型法来进行处理。模型还被应用到多孔介质和裂缝性油藏中的低矿化度注水的1D、2D和3D模拟中。综上所述, 模型为在特定的现场勘查中的低矿化度注水开发的定量评价提供了广泛的可能性。
降低注水泵注水单耗 篇4
1 影响单耗因素
注水单耗是单位时间所耗费的用电量除以相同时间注水泵所输出的水量。
公式:DH=W/V,
式中:DH--KW·h/m3;W--KW·h;V--m3。
公式表明, 注水单耗与注水泵所注入的水量和所消耗的电量有直接关系, 消耗同等电量所注入的水量与泵的效率有直接关系, 效率越高注水量越多, 单耗越少。
2 原因分析
结合现场实际情况, 针对影响注水单耗问题进行分析。
(1) 泵管压差波动。判断标准:及时调整0.5Mpa以下。某注水站在管网末端, 管网压力不平稳, 造成泵管压差波动大, 人为很难及时控制到泵最佳工况点, 造成注水泵负荷增大。
(2) 注水泵效低。判断标准:机组运行在合理工况区。现注水机组泵压高造成泵管压差大, 机组匹配不合理, 使泵效降低, 增加注水单耗。
(3) 机组老化。判断标准:机组正常运行。注水站多是老站, 设备磨损严重, 维修单位对机泵修保质量高
(4) 管阀渗漏。判断标准:漏失量在合理范围内大。在三保维修时建议直接更换机械密封装置, 降低泄漏量, 泵的效率比以往提高。
(5) 生产数据不准。判断标准:仪表准确定期校验。定期对计量仪表进行检查、校验, 保证资料数据准确。
(6) 制度管理。判断标准:定期检查维修保养。加大奖金考核力度, 值班人员能够按时检查和保养, 及时对数据进行分析。
(7) 管网压力高。判断标准:按规定要求进行注水。钻控关井管线压力升高, 机组向管网注不进水, 使泵出口排量减小, 耗电量增加。
根据原因分析, 最终确定以下三个因素为影响使用量主要原因:泵管压差波动大、注水泵效低、管网压力高。
3 对策实施
3.1 制定对策
根据上述分析, 结合生产实际, 制定出了具体的对策。
(1) 泵管压差波动大。对策:及时准确调节泵管压差;目标:合理控制泵管压差;措施:在某注水站安装智能阀门控制器, 降低泵管压差。
(2) 机组匹配不合理。对策:对注水泵叶轮进行涂膜、减级;目标:降低节流损失;措施:当泵管压差为单级叶轮压力的1.1-1.2倍时可减去1级。
(3) 管网压力高。对策:高、低压管网加装连通装置;目标:平衡管网压力;措施:注水站泵房内, 在高、低压出口管线之间加装连通管线并有阀门控制。
3.2 对策实施
实施一:安装智能阀门控制器。
(1) 实现对注水泵出口阀门的开闭度进行无级同步调速, 同时通过对注水泵输出流量、扬程、泵电机电流等参数的监测、计算、优化, 控制注水泵在高效区运行, 从而提高控制精度, 保证泵管压差小于0.5MPa, 杜绝了因调整不及时以及注水站操作人员人为减少阀门开度, 减少截流损失, 降低了注水单耗。
(2) 实施效果。该装置可连续自动控制泵出口泵管压差, 耐用可靠、精度高、抗高压差, 使注水泵出口的自动化程度提高。
实施二:注水泵叶轮进行减级、涂膜。
(1) 注水站在运行过程中, 不同时期不同阶段注水量和压力值都在发生变化。根据不同阶段的注入压力对注水泵及时调整, 使注水泵始终保持在最优工况下运行。注水泵是多级离心泵, 相当于多台单级泵串联工作, 小组建议对泵减去1级, 不影响泵的排量, 只改变泵的扬程, 同时将泵体、叶轮进行涂膜处理, 增强抗腐蚀能力, 减少节流损失, 从而提高注水泵的效率。
(2) 实施效果:16台注水泵已经有7台进行了减级、涂膜措施, 注水泵效增加, 单耗明显下降。
实施三:高、低压出口管线之间加装连通管线并有阀门控制。
(1) 注水井注水方案变动较大, 受注水井管井、洗井、钻控等因素影响不同时期不同阶段注水量和注水压力都发生变化, 泵的能力是一定的。在运行的过程中, 及时在全厂范围内调配注水压力与配注量, 目前已对三个注水站实施了高、低压运行系统连通改造, 根据生产需要可在不停泵的情况下进行调整, 还可以预防管网因停泵造成管阀冻裂现象发生。见图1, 图2。
(2) 实施效果。已经对3座注水站进行了改造, 节能效果显著, 年节约电量32.3×104KW·h。
4 效果分析
(1) 目标值。通过以上几项措施, 目前平均注水单耗为5.8 kw·h/m3, 达到比去年注水平均单耗降低单耗目标0.5kw·h/m3的目标值。
(2) 效益估算。经济效益:注水量×每立节约单耗量=5031527×0.5=252×104K W h, 取得经济效益14.36万余元, 减去投入设备费用1.2万元, 节约13.16万元。社会效益:降低了员工的劳动强度, 机组设备性能得到了整体提高。
5 结束语
加强泵管压差的检查和控制, 定期检测机组单耗运行状况。2010年, 注水队圆满完成了“降低注水泵注水单耗”的工作任务减少了减少耗电量, 有效实现了节约生产成本, 节能降耗的活动目标。
参考文献
注水井分层注水工艺技术研究 篇5
1 简述注水井分层注水工艺技术
冀东油田深层油藏为中孔、中低渗油藏, 油层渗透率级差大, 笼统注水易造成主力油层单层突进严重, 造成水淹。为实现各层均衡开采, 必须进行分层注水。
注水井分层注水工艺技术指的是在油田之中的注水井里面, 使用油水分离器将油田里面的各个油层分隔成为许多个不同层段的油层。在分割完毕过后, 再去加强渗透率强度处于中低水平的油层的注水工作。与此同时, 再去调整注水井的井下配水的堵塞装置, 这样就可以有效避免节流功能带来的损失。然后, 再去降低注水井里面的注水压差, 这样就可以在有效的控制下, 对具有高渗透率的油层进行注水工作。通过以上这些步骤, 就可以实现在不同渗透率的油田油层上的分层注水工作, 与此同时, 这种方式还可以有效地调节具有不同渗透率的油田油层之间注水量的差异问题。在油田之中进行注水井分层注水工艺技术的系统开发是一个很复杂的过程, 在这个过程之中注水工艺技术是最为核心的技术部分, 在这整个过程里面, 实现分层注水的有效分配注水是最重要的油田注水技术措施。
2 简述注水井分层注水工艺技术中的偏心分层注水管柱工艺技术
2.1 简述注水井分层注水工艺技术中分层配水理论依据
在上文中已经知道了油田里面的注水井分层注水工艺技术中的分层配水技术原理指的是利用了油田油层之中的渗透率的不同实现高效的注水工艺, 最终达到调节油田中各个渗透率不同的油层之中的注入水量的作用。在这里将写出油田里面的注水井分层注水工艺技术中的分层配水技术原理的基本公式:
Q配=Kp配/p配=p井口+p水柱—p管损—p嘴损—p启动
在这个公式里面, Q配指的是油田分层注水的分配注入水量, 单位是m3/d;K指的是油田油层的可以吸水的指数, 单位是m3/d;p井口指的是注水井的井口处的注入水时的压力, 单位是兆帕;p水柱指的是注水井的井筒部位在注水时的静水柱的压力的数值, 单位是兆帕;p管损指的是注水井在注入水时水在注水井注水管道里面流动所损失的压力的数值, 单位是兆帕;p嘴损指的是注入水在注水井的配水堵塞装置部位所损失的压力数值, 单位是兆帕;p启动指的是在油田油层开始吸水的时候在注水井井底部位的压力数值, 单位是兆帕。
根据上面提出的公式, 我们不难看出来, 当公式里面的其他几个数值不变的时候, Q配的数值的大小只是和p嘴损的数值存在一定的关系。因为p嘴损指的是注入水在注水井的配水堵塞装置部位所损失的压力数值, 并且注水井的配水堵塞装置是遵循流体力学的相关的定理规律的, 这就道出了下面这个公式:
在这个公式里面, μ指的是流量系数的大小;A指的是注水井的孔口处的面积大小, 其单位为平方米;ΔP指的是注水井的孔口处的前后压力的差值, 其单位为兆帕;ρ指的是油田油层之中的流体的密度, 其单位是千克/立方米。
根据上面这两个公式, 我们不难看出, 注水井分层注水工艺技术中分层配水在各个不同渗透度的油田油层之中的分层注水是通过使用不同的堵塞装置来实现的, 然后再改变注水井的井底部位的注水压力的大小便可以顺利实现分层配水。
2.2 简述注水井分层注水工艺技术中分层配水的具体步骤
在注水井分层注水工艺技术中分层配水的具体工作中, 主要分为以下几个部分:第一, 油田注水施工部门应当依据研究得出的油田油层的具体油层剖面吸水的百分系数, 来做出油田具体的分层布置;第二, 在具体的分层曲线设置完毕之后, 施工部门应当具体的得出结论, 并在图纸上标注出来油层的每一个层段所能够承受的注水压力的大小;第三, 根据图纸上已经标注好的各种压力数值, 以及油管的具体长度来计算出管损的数值;第四, 确定好注水井井口部位的注水压力数值;第五, 根据上一部分的公式, 计算出注水井出水嘴部位的压力损失的数值;第六, 根据上面各个部分计算出来的数值, 在数值关系曲线上面, 查出所需要的注水井的的水嘴直径的数值大小;第七, 根据上面计算出来的数值开始注水井分层注水工艺技术中分层配水工作。只有严格的按照以上七个步骤进行注水井分层注水工艺技术, 就能够高效率的在油田油层当中开采出宝贵的石油资源。
3 总结
综上所述, 本文主要针对传统的油田注水工艺技术不能够高效率的开采出油田油层里面宝贵的石油资源的问题, 在本文中, 笔者根据自己多年的工作经验, 简要的介绍了注水井分层注水工艺技术。在本文的最开始部分, 笔者着重介绍了注水井分层注水工艺技术出现的必要性。然后, 笔者通过对分层注水概念的解释, 指出了注水井分层注水工艺技术的技术核心是实现不同渗透率油层之间的均匀高效注水。最后, 笔者对注水井分层注水工艺技术的具体工艺技术进行了简要的介绍, 期望能够对注水井分层注水工艺技术的持续改进提供参考。但是, 由于本人的知识水平有限, 因此, 本文如有不到之处, 还望不吝指正。
参考文献
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[3]丁晓芳, 张一羽, 刘海涛, 周旭, 梁秀红.双管分层注水工艺技术的研究与应用[J].应用技术;2013;21
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有效注水 篇6
乌33井区26口注水井中, 直井3口、定向井23口。定向井倾角在1.21°~42.19°间。其中, 倾角20°~30°有3口, 30°~40°有15口。造斜点在520~978m间【1】。
由于受井斜的影响, 旋转扭矩很难传递到封隔器上, 不能正常换轨道坐封, 造成坐封困难和难以坐封, 限制了常规直井机械压缩式封隔器的应用;井斜的作用, 致使封隔器坐封时胶筒受力不均, 胶筒肩部应力集中, 导致胶筒密封性能下降, 分注管柱的寿命缩短。
因此, 定向注水井分注管柱应满足;封隔器居中、能承受交变载荷时的密封和提高密封有效期;分层水量调配测试仪器串的下放与上提可靠。
2 定向井分层注水工艺的研究
根据以上分析, 筛选出偏心配水分层注水工艺, 对封隔器进行扶正居中改进, 进行偏心配水器及相应测试工艺改进, 满足定向井分层注水需求。
2.1 封隔器的改进
为解决定向井中管柱严重偏向套管的一边、封隔器坐封时胶筒受力不均问题, 在封隔器主体结构上增加扶机构正以克服管柱正压力造成的密封性能下降。封隔器受力分析及计算[2]。
钢球扶正时的受力分析如下图:
1-中心管, 2-钢球, 3-套管, Nb-中心管钢球扶正锥体斜面对钢球的支反力, N-套管对钢球的支反力, F-活塞对钢球的综合总推力。
通过室内试验及力学计算, 对封隔器居中扶正结构的设计, 满足了其在定向井内的坐封要求。下井应用近3年, 基本未发生失封现象。
1-坐封头2-扶正钢球3-坐封活塞
2.2 配水器的改进
对偏心配水器进行减小各变径间的过渡倒角;提高相邻件的对正精度和减小其间隙;关键件如扶正体和主体之间增加定位结构;消除主体和支架间的间隙做到准确定位;降低投捞器及堵塞器所经过的各内孔的粗糙度, 以减小摩擦阻力;各内孔镀膜以减小摩擦阻力。 (如下图)
堵塞器主体φ22毫米台阶坐于工作筒主体φ20毫米偏孔上端面, 凸轮卡于偏孔φ25毫米扩孔段内, 堵塞器外侧出液槽上、下两组胶圈密封于主体偏孔出液口处, 注入水经滤罩、水嘴、堵塞器出液槽、工作筒偏孔出液槽进入油套环空间, 之后过套管射孔炮眼进入注水层段地层。
改进后的配水器适用于定向注水井分层水量的测试与调配, 投捞堵塞器能准确到位, 没有发生仪器掉卡事故。
2.3 调配测试工艺的改进
地面测控仪通过电缆指挥综合测调仪对井下可调式堵塞器的进行调配, 同时在地面测控仪显示调配流量等参数, 缩短了测调时间 (测调三层井一般仅用2-3小时) 。测控仪可选用调控器与电磁双流量计组合或调控器与超声波流量计组合。应用电缆直读测调工艺进行分层水量测试调配, 可减少测试工作量三分之二, 减少仪器下放频次, 减小仪器遇卡风险。
3 应用情况
运用改进后的偏心配水分层注水工艺在乌33井区实施定向注水井分层注水23口, 满足了乌33井区大斜度注水井分层注水要求, 分注率达100%;分层注水量达到地质配注要求。2009~2011年, 进行分层水量测试调配207井次, 合格率达83%;封隔器验封37井次, 失封率6%。仪器掉卡事故率为零。
1-扶正体2-导向体
结语
改进Y341封隔器, 增加钢球扶正机构, 使其达到了在大斜度定向井筒内居中扶正、均匀胀封、密封可靠的目的。
在偏心配水器主体上端新设计一插入扶正体的台阶, 使其主体与扶正体同轴度好, 保证了堵塞器投捞成功率。
定向井偏心配水分层注水工艺管柱结构简单, 满足了乌33井区大斜度注水井分层注水要求。
摘要：新疆油田公司乌尔禾油田乌33井区注水井为大斜度定向井, 井斜度在26～40°, 造斜点在520～978m间。常规直井上使用的机械压缩式封隔器, 在斜井中旋转扭矩很难传递到封隔器上, 造成坐封困难和难以坐封。将配水器导向体部分加以改进, 增大了配水器可操作空间。改进后的斜井分注工艺满足了定向注水井分层注水要求。
关键词：注水井,定向井,分层注水,偏心配水
参考文献
[1]张传新, 石善志.《乌尔禾油田乌33井区克下组油藏采油工程方案》2008.2.
注水井储层注水效率评价方法研究 篇7
1 注水井注水效率分析系统
1.1 吸水指数
吸水指数是指单位注水压差下注水井的日注水量[2]。它反映了注水井注水能力与油层的吸水能力的大小。
式中, Iw——吸水指数, m3/ (d·MPa) ;piws——注水井地层压力, MPa;piwf——注水井流动压力, MPa;qiw——注水井日注水量, m3/d。
1.2 理论吸水指数
由达西定量可得出油层注水量的数学表达式为[3]:
式中, Bw——注入水体积系数;hoe——油层有效厚度, m;kw——水相对渗透率, μm2;
pw——井底流压, MPa;——注水层平均压力, M P a;wq——油层注水量 (吸水量) , m3/d;re——影响半径, m;rw——井径, m;S——表皮系数, 无因次;µw——水的粘度, m Pa·s。
理论吸水指数被定义为油井钻成后、井眼为裸眼井、储层没有受到伤害情况下理想的吸水指数[3], 用Iw I表示。
1.3 实际吸水指数
与理论吸水指数不同在于实际吸水指数定义为在存在井底附近储层和井底完井情况下的实际吸水指数[3], 用Iw R表示。实际吸水指数可以通过测试或理论模拟得到。
式中:S——表皮系数, 无因次。
对于同一口注水井, 理论吸水指数和实际吸水指数的区别就在于是否考虑了储层污染等因素对注水量及注入水流动状况的影响。
2 注水井储层注水效率
注水井效率是指同一工作制度下, 储层实际吸水指数与理论吸水指数的比值[3], 即:
式 (6) 可以表明, 注水井的储层效率与S及re有关, 所以认为注水井的表皮系数S是影响注水井吸水能力的主要因素。
3 注水井储层注水效率评价方法
通过以上建立的理论数学模型, 可计算得出区块内各井注水效率。基于大量分析注水井的储层注水效率的计算结果, 借助概率分布方法, 将注水储层分布概率60%, 70%, 80%的注水效率值来作为标准, 详细评价方法见表1。
注水效率潜力是指实际注水效率与极限注水效率的差值, 即
式中, 极限注水效率是指目前完井条件下, 未考虑储层污染情况下的注水效率。根据所计算极限注水效率, 结合已计算的实际注水效率, 可以评价单井的注水效率提升潜力, 并以此作为依据进行储层改造。
3.1 极限注水效率
极限注水效率定义为极限吸水指数与理论吸水指数的百分比, 用ηU表示。
式中, Iw U——极限吸水指数, m3/ (m·d·MPa) ;SPF——完井方式引起的表皮系数, 无因次;ηU——极限注水效率, 百分数。
3.2 实际注水效率
根据前面所述, 注水效率可用下式表示:
3.3 注水效率潜力
联立 (7) 、式 (8) 及式 (9) 即可得到极限注水效率的表达式为:
4 结论
本文研究了储层注水效率分析系统, 阐述了理想吸水指数、实际吸水指数及储层吸水效率、注水效率潜力等基本概念, 并给出了各个定义的数学表达式。本文还提出了一种新的注水效率评价标准, 用储层实际吸水指数与理论吸水指数之比评价注水效率。基于概率分布的理论方法, 本文建立了一套注水井储层效率的评价方法来衡量单井注水效率提高潜力, 并以此为依据来指导储层改造。
参考文献
[1]张志伟.安塞油田低渗透油藏裂缝对水驱效果影响研究[D].中国科学院研究生院 (渗流流体力学研究所) , 2011
[2]蒋远征, 金拴联, 杨晓刚, 王博, 孙武鹏.特低渗油田注水效果存水率和水驱指数评价法[J].西南石油大学学报 (自然科学版) , 2009, 06:63-65+209
有效注水 篇8
1.1 一、二类区块裂缝较发育
研究表明主要裂缝的分布方向为近东西向, 即NE85o, 同时在近南北向存在次要裂缝, 几何形态为垂直裂缝。
1.2 A油田储层非均质严重, 层间矛盾突出
从密闭取芯井C井的岩心各油层渗透率和含油饱和度统计表中可看出, 层间及层内渗透率差异较大, 导致水洗程度不同。, Ⅰ类油层动用好, 韵律底部驱油效率高, Ⅱ油层动用较差, Ⅲ类油层未动用。C井Ⅰ、Ⅱ类油层水洗有效厚度比例分别为32.4%、10.2%, 水洗段平均驱油效率9.8-27.1%, Ⅰ类油层水洗程度较高, 但内部水洗差别也较大, 韵律段下部高渗透段水洗程度高, 上部低渗透段未水洗, 韵律段底部驱油效率最高达50.8%, 顶部驱油效率为0%。
1.3 渗析作用明显
B区块岩心可动流体统计表中看出, 该储层小于孔喉流动下限的孔喉区间的可动油占可动油的30.31%, 主要依靠渗吸作用采出。说明可充分利用渗吸作用, 来提高原油采收率。对A井的10块岩心进行动态渗吸研究, 结果各储层普遍存在渗吸作用。A井渗吸采出程度为2.553%到4.52%, 平均为3.71%, 占总采出程度百分比为5.835%到9.788%, 平均为6.99%。
2 周期注水机理
周期注水就是周期性的改变注入量, 使不同渗透性的介质以不同的速度发生压力重新分配, 由于压力重新分配的差异性, 使地层低渗透带与高渗透带之间、裂缝与基质之间建立起可以引起流体流动的压力梯度;在此过程中, 毛管力的平衡受到破坏, 加上亲水油层的微观非均质性, 产生了油水逆向同时流动的毛细管对流条件。以上因素影响下, 地层中的油水不断重新分布和交换。
一是地层低渗透带与高渗透带之间发生油水交换。在油藏开始注水时, 高渗透带油层压力恢复速度快, 压力较高;而低渗透带压力恢复速度慢, 压力较低。在高、低渗透带之间形成附加的正向压差, 油水从高渗透带被驱向低渗透带。当停注时, 高渗透带压力下降速度快, 压力较低, 而低渗透带压力下降速度慢, 压力较高, 油水由低渗透带向高渗透带窜流。
二是裂缝与基质之间的油水交换。在常规注水开发过程中, 注入水沿裂缝窜流, 在裂缝附近的基质内水淹程度高, 而裂缝发育差的基质内部受不到水驱。周期注水后, 在停注初期, 弹性力起主要作用, 裂缝压力下降快, 基质压力下降慢, 基质中的油流向裂缝;到二者的压力基本达到平衡后, 毛管力吸渗作用起主要作用, 裂缝含水高, 基质含水低, 裂缝与基质之间、基质内部孔隙之间发生油水交换, 有效地采出基质中的剩余油, 提高注入水在油层中的波及效率。
周期注水就是通过裂缝与基质之间、基质内部孔隙之间发生油水交换, 从而有效地采出基质中的剩余油, 扩大注入水波及体积。
3 周期注水方式及参数确定
A油田储层非均质性强, 裂缝较发育。为了定量研究平面及层间上的非均质性对周期注水效果的影响, 以及裂缝的发育方向与砂体发育方向的关系对周期注水效果的影响, 应用数值模拟方法进行了理论计算。
根据A油田东西向裂缝发育的特点, 模拟过程中设置东西向裂缝, 裂缝渗透率为基质渗透率的5倍、10倍、20倍3种情况。建立透镜状砂体周期注水模型、成片变差砂体周期注水模型、条带状砂体周期注水模型、河道砂体周期注水模型以及层间非均质模型5种砂体模型, 在反九点面积井网和线性注水井网两种井网条件下考虑在含水30% (含水最高井含水) 、50%、70%时开始实施周期注水, 采取不同周期注水方式, 预测开发效果。
4 周期注水应用效果
A油田2000年以来累计应用1288井次, 合计当年累积增油4.12×104t, 当年累积降水6.26×104m3。
周期注水主要应用于一类区块, 2000年以来累计应用568井次, 占全厂周期注水工作量的50%, 合计当年累积增油1.29×104t, 当年累积降水2.77×104m3。为一类区块的开发效果改善发挥了重要作用。通过周期注水调整, 有效地控制了一类区块的自然递减及含水上升速度。目前一类区块综合含水50.34%, 采出程度22.71%, 与室内岩心实验数据相比, 在相同采出程度下, 一类区块含水明显低于实验数据。应用甲型水驱特征曲线与威布尔预测模型计算, 2000年时预测采收率为25.9%, 目前预测采收率为28.7%, 采收率提高了2.7个%, 增加可采储量95.9×104t。
5 总结
一是根据不同井网和周期注水的机理, 确定不同的周期注水方式。
二是分层井层段累积注水差异减小, 层段间注方式向全井间注发展。分层井经过长期的层间调整, 各类层段间的累积注水量差异很小, 对含水上升井的影响以多层段为主, 这使得近几年层段周期注水比例下降明显。
摘要：A油田是一个受断层、构造、岩性多种因素控制的复合型低渗透油藏, 油层非均质性严重, 裂缝较发育, 渗吸作用明显。从1997年开始周期注水试验后, 周期注水技术在A油田不断完善, 应用规模逐年扩大, 已经成为中高含水期油田开发的主要调整手段。通过实施周期注水, 有效地控制了井区的含水上升速度, 产量递减减缓。
关键词：周期注水,非均质性,渗透带
参考文献
[1] (金毓荪巢华庆赵世远等编著) .《采油地质工程》石油工业出版社, 2003.7