注水方案（共9篇）
注水方案 篇1
1、前言
目前, 萨南开发区已经进入高含水期开发阶段, 措施调整的余地越来越小, 多层高含水, 剩余油高度分散, 注入水低效无效循环越来越重, 如何控水挖潜, 保持一定的产量规模至关重要。本文即探讨油田开发进入高含水期后, 在注水方面如何深化调整, 努力挖掘剩余油潜力的认识和做法。
2、注水方案调整方法
2.1 对剩余油认识
水驱开发依靠科技进步和技术创新, 先后经历了三次井网加密调整, 以精细地质研究为基础, 又实施了注采系统调整、开发结构调整、分层注水、周期注水、措施改造等措施, 水驱开发取得了很好的效果, 采收率达到45—50%。同时对剩余油的认识也越来越清楚, 目前主要存在于两个位置:一是厚油层顶部。主要集中在含水相对较高 (大于90%) 、有效厚度大于2m的厚层顶部;二是薄差油层内部。第一类剩余油因低效无效循环场的存在很难挖潜, 第二类剩余油因油层物性差、剩余油分布零散、难于建立有效驱动压差等问题, 挖潜效果也不理想。随着压裂措施效果的变差, 堵水措施的不适应, 注水综合调整成为挖掘剩余油最经济最有效最常规的方法。对剩余油认识的清楚, 为注水方案综合调整指明了方向。在特高含水期, 如何进行搞好注水调整呢?我认为应该分层次优化分类别调整。
2.2 注水综合调整分层次优化的思路
通过注水动态调配分析实现挖潜目标, 是当前高水期开采急待解决的问题。
2.2.1 一次优化:注水量平面调整
在发挥注水井潜力的同时, 对部分注水量大或近期内导致单层见水的注水井层进行控制。对边部区域或尖灭区的注水井注入量进行控制消灭无效的注水。对部分有注入潜力的且注采欠平衡的井提高注水量。
2.2.2 二次优化:配套措施改造
在一次优化的基础上充分挖掘油水井的潜力, 对注采不对应的井层进行补孔, 并提高注水井的注入量。控制含水上升速度, 对近期特高含水井的见水层进行卡堵, 降低综合含水。对于尖灭区的注水井, 如注水量达不到要求的井层进行酸化为主、压裂为辅的油层改造措施。对有生产能力且物性差的油井进行压裂。
2.2.3 三次优化:注水量层间调整
对注水压力低、层间矛盾突出的注水井实施调剖措施;对高注采比高含水地区实施周期注水技术;改变层段注水强度, 如对低渗层按原注水强度的1.2倍配注或提高好层的注水强度。
2.2.4 四次优化:注采井网完善
这是油田开发过程中不可逾越的阶段。在三次优化的基础上, 对注采不平衡、地层压力偏低、产量少的油井进行转注, 进一步完善井网。同时对注采不平衡的油水井补孔, 并卡堵高含水层。对边部停产、低效井进行综合治理, 恢复油井生产能力, 同时对注水井分批开井和调整。
2.3 几项具体调整措施
2.3.1 作业区开发特点
下面结合第一作业区实际, 重点论述几项注水综合调整方法。目前, 我作业区所负责的南二、三区地区综合含水已达到了92%以上, 是萨南开发区中含水较高的区块, 含水级别仅低于萨东过渡带。开发中呈现出几个特点:
一是区块综合含水高, 且各井网含水级别接近。目前我区水驱综合含水已达92.15%, 其中基础井网达93.49%, 一次加密92.84%, 二次加密91.12%, 高台子90.44%。
二是注采系统较完善, 注水井的细分程度较高。共有注水井518口, 其中分层井434口, 占注水井的83.8%。分层井中分2个层有37口井, 分3个层有149口井, 分4个层有183口井, 分5个层有59口井, 分6个层有6口井, 共有1585个小层。
三是措施挖潜效果不理想, 采油井措施比例大, 其中高台子油层的措施井比例达到83.8%, 二次加密井达到75.3%, 措施井在选井选层上越加困难, 进一步挖掘潜力小。措施井效果逐年变差, 统计压裂12口, 开井后日产液531t, 日产油67t, 含水87.38%, 与措施前对比平均单井日增液32t, 日增油4t, 与去年对比日增油少3.2t, 其中的二次加密井去年单井日增油8t, 今年只有4.5t, 减少3.5t;高台子去年单井日增油4.5t, 今年4.7t保持稳定。
四是基础井网主力层注水强度提高。基础井网通过方案提液, 主力油层日配注增加430m3, 日注水增加502m3, 注水强度由6.14m3/d.m上升到8.97m3/d.m。
2.3.2 调整措施
针对开发特点, 应该采取以下措施:
一是以精细地质研究为基础, 重新组合注水层段。
要结合油层沉积特征和油水分布特点, 合理划分注水层段。前面已述萨尔图油层和葡II组油层大体分二大类;一部分油层组是属于三角洲内前缘沉积相, 在这类油层中, 属于水下分流河道砂体的I类油层, 多数早已见水且含水高, 对于这类油层, 在注水层段允许的情况下, 尽量分细一点, 属于外前缘相中的I类油层, 部分厚层也已见水且高含水, 也应该引起重视, 由于对于某一口注水井往往只有一个或二个这类油层, 因此在注水层段划分的方案配水编制时, 要区别加以对待。
要分析每口井纵向上的吸水状况具体确定注水层段。对于新井, 要尽量多测一些吸水剖面资料, 根据沉积特点, 合理地划分注水层段, 在划分注水层段时, 既要考虑到沉积特点, 把属于同一类型沉积的油层尽量划分在同一层段内, 又要根据吸水剖面情况, 具体情况区别对待, 防止千篇一律。
二是大力实施调剖技术, 改善层间矛盾。
化学浅调剖技术是利用非均质油层间的吸水启动压力不同, 在较低注入压力下, 注入化学调剖剂, 使之优先进入并封堵启动压力较低的高吸水层或部位的炮眼和井筒附近的油层孔隙, 从而降低高吸水层和部位的吸水能力, 提高全井的吸水启动压力, 达到使低渗透层低吸水层增加注水的目的。
统计实施注水井化学浅调剖19口, 平均注水压力由9.70MPa增加到10.77MPa, 单井日注水量由134m3下降到121 m3, 视吸水指数由13.81 m3/MPa下降到11.23 m3/MPa, 视吸水指数下降了2.58m3/MPa。统计4口有资料的调剖水井, 对比措施前后, 调剖层段的平均注水压力由7.45MPa上升到9.30, 调剖层段日注水量稳定在23 m3。
对比有连续吸水剖面资料4口井, 调剖后, 高吸水层数减少4个, 吸水砂岩厚度减少5.3m, 吸水有效厚度减少2.1m, 相对吸水量减少32.9个百分点, 差油层吸水层数增加14个, 吸水砂岩厚度增加16m, 吸水有效厚度增加6.5m, 相对吸水量增加32.9个百分点。
化学调剖后, 其中见到增油降水的17口油井, 有效率81.0%, 调剖后日产液1071t, 日产油102t, 含水90.5%, 沉没度323.94m, 与调剖前对比, 日产液下降29t, 日产油上升3t, 含水下降0.5个百分点, 沉没度下降2.19m。
1、对原来的停注层先调剖, 后调配。
停注层恢复注水3口井, 调剖后, 平均注水压力由9.08MPA增加到11.07MPa, 单井日注水量由68.3m3增加到68.6m3, 视吸水指数由7.52 m3/MPA下降到6.20 m3/MPA, 视吸水指数下降了1.32m3/MPa。对比有资料的2口注水井措施前后, 调剖层段的平均注水压力由7.20MPA上升到8.55MPa, 调剖层段日注水量稳定在20 m3。
2、对基础井网主力油层调剖。
其中, 6口基础井网调剖水井, 平均注水压力由10.35MPA增加到11.55MPa, 单井日注水量由200m3下降到187 m3, 视吸水指数由19.29 m3/MPa下降到16.18m3/MPa, 视吸水指数下降了3.11m3/MPa。
3、对薄差油层如高台子油层进行调剖。
高台子井网5口, 平均注水压力由10.54MPa增加到11.04MPa, 单井日注水量由128m3下降到113 m3, 视吸水指数由12.18m3/MPA下降到10.24 m3/MPa, 视吸水指数下降了1.94m3/MPa。
4、对一次加密井网的最优措施是调剖措施。
一次加密、二次加密井网5口, 平均注水压力由8.46MPa增加到9.40MPa, 单井日注水量由101m3下降到83 m3, 视吸水指数由11.94m3/MPa下降到8.79 m3/MPa, 视吸水指数下降了3.15m3/MPa。
三是新老井共同完善注水系统。
1、注采系统调整地区
南二、三区面积井网中, 目前注水井有三种, 一是老井, 二是老井旁新钻的调整井, 三是新井网上的注水井, 前二类水井由于老井多年注水, 不管是主力油层, 还是差油层, 共要射孔的层段, 对于新井或老井都处在主流的方向上, 因此, 这类井层注水时一般不要高, 即使不是主要见水层, 配水强度也要小于平均注水强度;第三类新井目前均处在非主流线上, 这些部位的油层一般含水低, 含油饱和度相对要高些, 除了个别高含水部位控制注水, 一般注水强度要高于平均注水强度。
两类油层注采协调, 注采比应在1.0左右, 考虑到加密调整后差油层含水较低, 以及差油层压力产量的上升, 主力油层按1.0配水, 差油层可按1.1-1.2配水, 总的注采比控制在1.15之内。
2、新井投产地区
在加密调整地区, 由于钻井停注, 恢复注水、新井投产投注等, 这一过程油田地下油水分布状况, 动用状况各类油层平面层间关系都发生了变化。因此, 这一过程中注水调整工作比较复杂。
总结这一地区注水调水调整工作, 首先需要搞清七方面的问题。
(1) 搞清加密地区各类油层的地质特征。
南二、三区萨尔图, 葡二组油层、萨II1-3、萨II7-9、II10-12、II13-16以及萨三组, 从沉积背景分析, 主要以三角洲前缘的一类油层, 水下分流河道砂比较发育, 厚砂岩体呈断续条带状, 垛状分布, 渗透性好, 平均渗透率一般在400×10-3平方微米左右, 薄层砂体为大面积分布, 一般连通性比较好。
萨II21、II22+3、II14等层, 是内前缘的二类砂体, 水下分流河道砂体占一定比例, 厚层呈小条带状和垛状分布, 薄层砂体连片分布。
萨II15、萨II8等小层, 是内前缘的三类砂体, 厚砂体呈垛状, 薄砂体为垛状或带状分布, 一般连通差, 渗透率较低。
萨一组, 葡二组油层主要是外前缘三类油层, 其中葡II3、葡II10等小层属外缘一类油层, 油层发育是大面积分布的稳定席状砂体, 局部地区油层发育好, 连通状况好。
萨II1、II5、II6、II9、葡II4、葡II7、为外前缘的二类砂体, 呈窄带状或小片状分布, 渗透率低, 连通状况差。
上述油层由于沉积背景不同, 水淹状况, 油水分布状况不同, 因此, 动用状况和见水状况亦有区别。
(2) 搞清各类油层加密调整前后动用状况的变化及见水状况。
萨葡差油层加密调整后, 随着差油层水驱控制程度的提高, 各类油层动用状况, 油水分布状况都发生了很大变化, 主要是:加密调整后差油层水驱控制程度增加。在加密井网中, 由于层间干扰程度减少, 动用厚度增加。
(3) 搞清在钻井到新井抽产这一过程中油田地下动态变化。
经过钻井停注, 老井产量、产液量下降, 恢复注水后, 由于老井产量产液量回升慢, 加上新井投产, 两类油层由注采平衡变为不平衡, 使主力油层注大于采, 差油层采大于注, 因此致使老井含水上升快, 产量不增加, 新井产量稳不住, 反映至这一问题的实质, 是注水不平衡造成的。
(4) 搞清新井吸水能力。
在调整老井新井注水方案时, 应首先搞清差油层在新井中吸水能力和纵向上的吸水状况。
(5) 搞清每口井主要高含水层及主要来水方向。
要编制好注水方案, 必须搞清油田地下油水分布状况, 具体搞清每口油井那些层是主要的高含水层, 那些是潜力层;并且搞清主要来水方向和次要来水方向。
(6) 搞清油水井井下技术状况
要编制注水调整方案时, 必须全面掌握油水井井下技术状况, 特别是注水井井下技术状况, 那些井变形, 变形位置、变形层位、深度。
(7) 搞清各类隔层分布状况, 以便于层段划分。
在一个井区内, 同一个层段多方向已见水, 应进行综合平衡分析, 以降低油井含水, 增加产油量为目的, 决定如何调整各类注水井层的注水量。
目前, 老井注水既有主力油层, 又有差油层, 因此, 对于老注水井的调整, 要考虑到:主力油层按采出的液量平衡注水, 考虑到钻停要继续恢复产液量, 注采比按1.15配水。对于差油层, 由于新井可以从平面上层间进行调整, 对目前高含水层, 控制注水, 特高含水层 (大于95%) 的该停注的可以停注。差油中的一般高含水层, 在新井可以进行平面调整的层段, 老井适当地控制注水, 新井可适当提高注水量。
对于控制注水的层段, 应考虑:同一层段影响周围多数油井含水上升块, 产量下降, 如果控制注水后有利于控制含水上升, 增加产油量, 可以控制或停注;同一层段仅仅影响一口或2口油井, 若控制注水则可能导致产量下降, 含水下降, 这类层可合理进行调整。同一口井只有一个层段高含水, 平面上含水均匀, 这类井层要通过堵水进行平面层间调整。
对于原井网水井旁边的注水井, 在考虑配水方案时, 根据油水平面饱和差异, 配水强度应小于新调整井的配水强度。原井网注水井和旁边的新注水井, 差油层注水强度要低于其它新井注水强度。井组应满足注采平衡。
总之, 对于一个层段水量的升降, 必须从井组的角度出发, 平面上进行权衡比较。
3、结论及认识
1、油田进入高含水期开采后, 化学浅调剖技术作为机械细分注水工艺和机械堵水工艺的补充手段, 可以深化注水结构调整、提高油层的储量动用程度, 改善油田开发效果。
2、高含水阶段对注水综合调整增加了难度, 细分难度, 水量增减难度, 重分和调剖可取得很好措施。
3、区块综合治理需要应用多种资料综合研究, 综合评价。
摘要：随着萨南开发区进入中后期开采阶段, 为改善油田开发效果, 通过注水方案优化, 确定剩余油挖潜上产方案。应用储层整体改造技术和化学调剖为主要手段并及时进行油藏监测, 动态跟踪评价及注水方案调整来保证注采关系协调, 发挥油井产能, 同时提高油层的储量动用程度, 改善油田开发效果。
关键词：高含水,注水,方案调整,剩余油
注水方案 篇2
实施方案
为进一步把注水工作的创先争优活动引向深入，全面实现“规范注水”向“精细注水”转变，充分发挥党员的先锋模范作用和先进典型的带动示范作用，营造赶学先进的浓厚氛围，根据《注水大队“四强四优”活动的安排意见》要求,结合我大队实际,决定在全大队开展创建“党员先锋、示范岗”活动,特制订实施方案如下。
一、指导思想
坚持以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，落实科学发展观，建立落实科学发展观的长效机制，通过“党员先锋、示范岗”的示范带头作用，充分发挥党组织的战斗堡垒作用和共产党员的先锋模范作用，为实现“规范注水”、为构建和谐注水团队提供坚强的组织保证。
二、目标任务
以落实科学发展观为动力，以创建“党员先锋、示范岗”为抓手，充分发挥广大党员的示范、带动和辐射作用，进一步提高注水服务质量和技术服务水平，创建和谐注水团队。
三、创建条件
“党员先锋、示范岗”创建活动以个人为单位，以党员和入党积极分子为主体，岗位全体成员参与。
四、先锋、示范岗设置：
根据大队实际情况，全大队共设1个党员先锋岗，1个党员示范岗。
五、先锋、示范岗标准与要求：
1、政治思想先进。认真学习、宣传、落实科学发展观，积极参加“四强四优”活动。
2、工作业绩突出。立足本职，爱岗敬业，在工作中开拓创新、率先垂范，无安全事故发生。积极参加“党员零投诉”活动。
３、作风纪律过硬。自觉遵守法律法规和各项规章制度，遵守采油厂及大队的各项规章制度。
4、基层注水单位对个人的评价高。
５、创建“党员先锋、示范岗”采取自愿申报。符合条件的岗位均可申报。
６、创建活动领导小组对申报创建“党员先锋、示范岗”的岗位进行初步审核，对符合条件的申报个人授牌。
７、在创建活动中表现突出的“党员先锋、示范岗”，由支部审核后向采油厂党委推荐申报。
六、组织领导
为加强对创建“党员先锋、示范岗”活动的组织领导，成立创建活动领导小组。
组 长：白琰
副组长：白成来
成员：王文誉陈志午李建伟刘晶静尚秉华张兴隆李丹丹齐春民
领导小组下设办公室，办公室设立在陈蒿湾生产指挥中心7楼7004室由尚秉华同志兼任办公室主任，具体负责日常活动事务工作的开展。
七、工作要求：
1、提高思想认识。开展创建“党员先锋、示范岗”活动，是加强党员队伍建设，推进“四强四优”活动深入开展的需要，促进注水工作快速发展的重要工作。广大党员和全体职工必须高度重视，要把开展创建活动与工作目标结合起来，与搞好内部科学管理结合起来，与逐步完成注水工作发展目标任务结合起来，精心部署，周密安排，加强领导，抓好落实。
2、坚持创新求实。要紧密结合本先锋、示范岗工作的特点和实际，结合本先锋示范岗党员人数结构的实际，努力挖掘自身潜力，选好选准突破点，形成党员先锋岗的特色亮点，设定创建负责人，支部每季度检查一次，每半年进行一次总结交流。
3、加强检查考核。把创建“党员先锋、示范岗”活动作为考核党员工作的一项重要内容，努力做到“四个结合”：把“四强四优”活动与注水中心工作相结合，充分发挥党组
织的战斗堡垒、政治核心作用；把“四强四优”活动与学习型组织建设相结合；把“四强四优”活动与党内各项活动、党建创新相结合。
4、提倡团结协作。在开展活动中，树立全队一盘棋的思想，要加强团队精神和创一流品牌意识，为注水工作的全面发展争作贡献，争当模范，争创先进。
注水大队党支部
注水方案 篇3
1. 油藏地质特征
王73区块位于山东省东营市丁庄乡, 构造上处于通王断裂带丁家屋子断阶带南部, 北为王140、王91断块。本区主力含油层系为沙四5, 含油面积1.78平方千米, 地质储量125.55万吨, 可采储量18.83万吨, 采收率15%。
王73断块沙四段油藏属于中孔低渗、中低粘度、常压构造-岩性普通稠油油藏。
2. 目前现状
目前王73块油井开井12口, 区块日产液水平43.7t/d, 日产油水平10t/d, 单井日油0.8t/d, 综合含水77.1%, 平均动液面1012m, 累油3.9365×104 t, 累水2.9484×104 m3, 采油速度0.28%, 采出程度3.14%。目前地层压力7.23MPa, 地层压降6.02MPa。
二、存在的主要问题
1. 王73块天然能量差, 弹性开采效果差
王73区块为2009年水平井开发新建产能块, 该断块边底水不活跃, 每采出1%地质储量, 地层压力下降4.14MPa, 根据注水前弹性开采阶段累产量和压降分析:区块天然能量不足。区块投入开发后, 递减较大, 目前大部分井供液较差, 动液面位置在1000m左右, 采油速度0.28%, 采出程度3.14%, 开发水平较低。
2. 王73块立足注水开发, 但目前是地面配套滞后
王73块能量差, 急需注水开发, 目前地面配套滞后。注水方案设计:采取一套层系开发, 最大程度提高水驱控制和动用程度;考虑注入水重力作用, 利用水平井采油、直斜井注水的交错井网注水;注水井点在沙四53、沙四54层上, 注采井距300m。
三、注水参数的确定
1. 油层破裂压力
根据油层破裂压力计算公式:式中, pf-岩石破裂压力, MPa;δr-岩层上覆压力, MPa;ρr-岩石密度, t/m3;pR-地层压力, MPa;γ-岩石泊松比;st-岩石抗张强度, MPa;代入本区参数, 计算油层破裂压力为35.89MPa。
2. 注水井口最大压力的确定
注水井井底流压, 不应超过地层的破裂压力, 取破裂压力的0.95倍进行折算, 所允许的最大注水井井底流压为34.1MPa。
则根据注水井井口压力计算公式:
得出该区最大井口注入压力为23.19MPa。
3. 注水启动压力及最小井口注入压力的确定
注水启动压力主要与油藏的有效渗透率有关, 根据启动压力与渗透率变化关系的相关经验公式:
△P启动=100e-0.198-0.9lgk
工区内储层平均有效渗透率取95×10-3μm2, 代入公式, 计算该区平均启动压力11.4MPa左右, 此时若要建立8MPa左右的注水压差, 允许的最小井口注入压力为19.4MPa。
4. 注水系统压力的初步确定
通过以上计算得出, 井口注水压力必须保持在19.4-23.19之间, 才能保证水井正常吸水, 又不会对地层造成伤害。考虑到该区储层中孔、中渗, 有一定的压力异常, 为保证水井正常吸水, 建议采用25MPa的注水系统。
5. 单井日注量
由于该块沙四段无注水井, 借鉴层位相同、储层岩性、物性相近的草13主体沙四段注水资料, 由于该块为常压油藏, 压力系数1.05, 油层中深1300-1400米相对较浅, 采用25MPa注水系统。草13主体比吸水指数一般在0.5-1.0m3/d.MPa.m, 日注量一般22-54m3/d, 可满足注采平衡的需要。考虑到注采方案区的实际情况, 该区平均单井日配注量设计为20-30m3/d, 确定初期注采比为1.2, 保持注采平衡。
四、工作量部署及指标预测
1. 方案部署
方案设计水井工作量4口, 转注:王732、王732-斜2、王73-斜1、王73-斜2;
油井工作量1口, 扶停:王73-斜3;
方案实施后, 断块总井13口, 其中油井开井9口, 水井开井4口, 油水井井数比2.3:1。
2. 方案指标预测
注水后注采对应率89%, 新增水驱储量92.3×104t, 水驱储量控制程度73.5%。
简历“注水”不可取 篇4
第一种：自己提拔自己
国际关系学院就业指导中心主任张xx在工作中就发现，有些学生明明是共青团员，简历上却写成中共党员;有些学生本来是学生会某部干事，却在简历中写成是学生会某部部长。类似夸大简历的学生占学生总数的十分之一左右。
第二种：虚报学历和培训经历
李xx原本是某戏剧学院学生，参加了北京某知名高校的短期培训后，就在简历上写自己是该校硕士毕业生，“如愿”进入北京一家事业单位后被发现造假，最终被单位辞退。
第三种：编造实习经历
注水方案 篇5
针对X油田开发特点, 在综合开发、地震、地质、测井、测试和动态资料等信息的基础上, 以单砂层为研究单元, 进行精细地质研究, 通过数值模拟和油藏工程研究, 研究剩余油分布, 量化潜力, 边研究、边部署、边实施, 最终优选出改善开发效果的开发方案。
1 储层特征分析与对比
X油田应用多种地层精细对比方法及河流相地层对比模式, 第一次全面采用“井震结合、分级控制、相控约束、动态验证、三维闭合”的思路, 进行了精细的地层对比复查, 建立了以单砂层为单位的精细地层格架。
1.1 井震结合修改油组界线
通过新采集的高分辨率三维地震资料, 采用井对比与地震构造解释相结合的方法, 建立油层组地层的宏观格架。并在地震剖面上进行追踪对比;然后根据同相轴的连续性调整各井地层划分的层段, 并将调整结果返回到剖面;最后根据地震调整的界线范围, 再次应用剖面进行对比, 以确定准确的地层划分界面。
1.2 应用标志层进行对比
在NmⅠ油组底部, NmⅡ油组顶部有一层分布广泛的泥岩, 其测井曲线特征表现为高自然伽马、低自然电位和低电阻率。该泥岩厚度约4-8m, 为一套广泛分布的泛滥平原泥岩沉积, 为其油组内油组地层对比的标志层。
1.3 构造精细解释及构造模型建立
充分应用X新采集处理的高分辨率三维地震资料, 结合生产动态资料以及精细地层对比成果, 在地震解释过程中, 考虑断层搭配的合理性, 结合断层形成的应力机理等, 在主断层与横切断层的组合上进行了一些方式改变, 更加符合应力场的变化规律。对一些断层根据地震资料进行了局部的合并修改, 使得构造看起来更加简单、合理。
1.4 油藏地质模型建立
采用相控建模的思路, 应用沉积相控制平面储层参数, 进行井间插值, 建立地质模型。构造模型中断层模型和层面模型一般都包含的以下元素层次:点 (井点) , 线 (井轨迹) , 曲面 (层面, 断层面) , 交线 (层面与断层交线) , 网格 (层面网格, 断面网格) 。首先, 从单井的层文件提取各个小层顶面的三维井点数据;然后根据各小层各井点数据, 结合各油组顶面的层面模型趋势及三维断层模型, 通过层面内插, 建立单砂层级别的精细构造模型。应用Direct软件直接从单井砂体解释成果中提取了各个单层的砂体数据, 在砂体分布范围以内, 应用径向基函数法自动插值建立了各个单层砂体厚度模型。储层参数建模采用相控思路, 即在相模型的控制下进行储层参数 (孔隙度、渗透率等) 的建模。
2注水开发方案优选
根据储层分析对比与剩余油分布规律研究成果, 进行层系重组、细分注, 提高纵向波及程度;增加注水井点、深部调驱, 提高平面波及程度;钻新井、改变注采井别, 完善注采井网;针对复杂断块地质特点, 应用小井距不规则注采井网, 提高井网适应性;大力应用水平井、复杂结构井, 提高剩余油富集厚层动用程度的技术对策, 进行注水开发方案的优选。
2.1 单井产量预测
统计X油田采油井投产第一年产量和含水, 1990年平均产量由10~12t/d下降到目前的4~6t/d, 含水由50%上升到80%, 预测井单井产量4~6t/d, 含水80%;统计X油田近年投产水平井, 产量16~19t/d, 含水56~63%;结合数值模拟研究, 水平井初期产量取值15~20t/d, 含水70~80%左右。
2.2 开发指标测算
做数值模拟的区块, 按单井定液的方式预测开发指标;未做数值模拟的区块, 开发指标预测以近3~5年的递减趋势和含水上升趋势为依据, 不考虑常规性和维护性的措施工作量;新井和措施工作量均分批实施, 当年新井产能转化率30%, 预测采收率42.41%, 提高8.1个百分点。
3 结语
(1) 利用重新采集的高分辨率三维地震资料和大量井资料, 使断层的组合和构造的形态更加合理, 解决了多年来由于三维地震资料品质差、部分断层不落实的历史问题。
(2) 通过对油层的综合评价, 利用大量的动态监测资料, 精细研究油砂体构造的变化、非均质性特征和剩余油的分布;准确计算每个油砂体的地质储量和剩余可采储量, 为调整开发方案及剩余油挖潜提供可靠的地质模型。
(3) 取得了大量的研究成果, 落实了油藏潜力, 通过复杂结构井应用技术研究, 编制了以剩余油富集区潜力挖潜为主体的调整方案。
摘要：X油田是一高孔高渗复杂断块复合式砂岩油藏, 针对目前开发中后期生产特点, 在综合开发、地震、地质、测井、测试和动态资料等信息的基础上, 以单砂层为研究单元, 进行精细地质研究, 结合数值模拟、监测及油藏工程等诸多研究成果, 对X油田进行了重构地下认识体系及重构井网结构等研究。
关键词：X油田,油藏描述,二次开发,提高采收率
参考文献
[1]张宇, 闫更平, 王林, 宋新利.塔中M油田储层分类评价及注水开发方案优选[J]非常规油气, 2016, 05:66-72;
降低注水泵注水单耗 篇6
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
注水方案 篇7
1. 注水管网现状
采油八队注水系统目前有桩106北注供水干线1条。注水干线16条。有单井管线79条:管径DN65mm单井管线10条,管线材质为玻璃钢。D76mm单井管线69条,管线材质为20#钢。
2. 注水井井下管柱现状
采油八队目前共有水井77口,其中笼统注水井50口,分层注水井27口。分层注水井中常规双管分注注水井17口,油套分注井1口,同心注水井5口,智能测调一体化4口。
二、注水系统存在问题与治理
在注水井生产过程中,由于地面设备、管网、井下管柱质量、地层、日常管理维护、水质等因素,影响了注水井的注水效果,甚至造成注水井的停产停注。
1.106北注水站高低压分注,节能降耗
(1)桩106北注低压系统供水。
2011年2月15日与桩106北注高压系统实施高低压分注,系统压力12.5Mpa,为804配、810配、811配、老163配、老168井台配等5座配水间供水,设计供水压力12.5Mpa,供水量2100m3/d,运行5ZB-20/43高压柱塞泵1台,5ZB-12/42高压柱塞泵1台,标准单耗0.331 kw.h/m3 Mpa。预测日注水用电8688kw.h。
(2)桩106北注高压系统供水。
系统压力为14.5Mpa,桩106北高压注水系统运行5ZB-20/43高压柱塞泵3台,5ZB-12/42高压柱塞泵1台,注水压力14.5Mpa,供水量5100m3/d,日注水用电24847kwh。注水单耗4.87kw.h/m3,标准单耗0.336kw.h/m3 Mpa。
桩106北注高低压系统分压运行后,在注水压力、供水量相等的情况下,比投产前日节电3630kwh,日节约成本0.21万元,年节约成本76.6万元。
2. 日常生产管理维护中存在问题
(1)洗井不通
原因:主要表现为洗井进、出口均无水量。
(2)洗井短路
原因:主要有三种:萝卜头密封圈刺漏,油管漏失,配水器腐蚀刺漏失效。
对策:作业检管更换密封圈、换管及配水器。
(3)洗井操作中存在问题
水井注水不正常时,我们首先采取的措施就是洗井,洗井后达不到预期的效果,要对影响水井洗井成功的主要原因进行简单分析。
三、下步工作建议及措施
通过对注水系统存在问题的原因分析,地面设备故障、管线及流程结垢、井下管柱堵、地层低渗出砂及日常管理不合理等是造成注水井不能正常生产的原因。为了提高注水井的有效率,保障注水井的健康生产,有以下几点下步工作建议及措施:
1. 设备管理方面
加强地面设备管理,对泵类存在问题及时整改处理。
2. 现场管理方面
(1)水井无反洗井流程井数较多,既造成许多不必要的洗井成本,又严重影响了系统的注水效率,下步建议对这些水井安装反洗井流程,并做好处理后的效果跟踪。
(2)分层注水中油套分注占10%,油套分注很容易对套管造成损害,影响以后水井的正常生产。因此,建议将两口油套分注水井上作业改成双管分注。
3. 水质监测方面
水质是注水系统中一个至关重要的节点,下步建议对注水水质加强监管力度,严格落实定期化验制度,取水样按照标准进行操作,及时对沿程水质不合格的点进行分析进而改善,保证注入水质量。
摘要：本文重点通过对桩106北注水站2014-2015年注水系统现状及问题解剖情况进行分析,查找出影响水井注水的原因,针对注水系统方面存在的问题,采取相应的解决办法,提高水井有效率。
注水方案 篇8
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.
注水方案 篇9
关键词：钻孔简易注水试验,滑管式装置,静压法,渗透系数
0 引言
当前，在我国沿海平原岩土工程勘察中，普遍采用现场钻孔简易降水头注水试验方法确定土层的渗透性，以满足广泛的基坑设计和施工需要。即预钻孔后下套管并用干海带、泥球等隔水材料或设置隔水气囊等手段（设隔水材料/设施法）将试验段与非试验段隔开后进行试验；或在钻孔中将套管击入一定深度，使试验段与非试验段隔开，再用芯管将下部试验段掏空的套管隔水法。众多的成孔和止水方法受工艺、设备、劳务技术等因素限制，测试数据往往可靠性较低，测试精度较差。笔者所在单位就此研制了专门的孔内测试装置——滑管式注水试验装置，配合相应的成孔方法，以期操作简单，数据可靠。
1 静压滑管式注水试验装置及工作原理
使用该装置不必进行预钻孔，可用静探机或钻机静压方法，将注水管送达试验土层深度，同时助套管解决试验时隔水问题。
1.1 滑管式注水试验装置
该设备由5部分组成，包括锥形导头（外径Φ63.5mm）、密封圈、多孔注水管（外径Φ42mm）、滤网和注水管护管（外径Φ63.5mm），该套试验装置已申请专利[注]。详见图1。
其中渗水管长度为2m，外包滤网，其底部与锥形导头连接。非工作（下压）时，注水管置于护管内，其顶部设置止退肩。底部锥形导头设置6道密封圈。注水管护管上部用套管接头与上部套管连接。
1.2 试验井形成
试验井的形成可按以下4个步骤（图2）:
(1）采用外径Φ63.5mm套管与静压滑管式注水试验装置中的注水管护管连接，利用液压静力触探机下压套管。也可用有施压装置钻机借人力或油压压入。
(2）待锥形导头压入至拟进行试验土层试验段底部，停止下压。
(3）孔内注水至套管顶面后，提升套管2m，使注水管完全暴露，通过测绳检查确保注水管与套管分离。
(4）静置1.5h左右，待注水段扰动土体蠕变基本稳定后，开始注水试验。
1.3 装置工作特点
该方法因采用连续静压施工成井，使套管壁和非注水段土层紧密结合，保证良好的隔水效果。装置中包有滤网的注水管置于护管内，且护管底部紧抵锥形导头，使前者在下压过程中得到理想的保护，锥头前置密封装置可确保在下入过程中四周侧土和地下水不进入注水管内，也避免注水管堵塞。当锥形导头到达注水试验段底部时，用液压机上提套管2m，内侧注水管完全裸露，保证试验井完好。只需稳定1.5h即可进行注水试验。为测试质量提供了良好的保证。
该装置一次静压完成，操作简单，成孔技术难度低，无需成孔后再下套管、洗孔、设置隔水材料等繁琐步骤，施工速度快，大大提高外业施工效率，且绝大部分装置材料可重复使用，试验成本相应降低。
2 测试效果检验
2.1 对比试验
为了检验静压滑管式注水试验效果，邀请了上海市多家（综合）甲级勘察单位参加对比试验。参与的比较方法除用静压滑管式装置外，还有预钻孔后下套管加置干海带、粘土球等隔水材料或充气囊止水、击入套管隔水并用芯管水冲成井试验等多种方法。试验地点选择浦东新区某建筑场地和果园镇附近等二个场地。试验土层有al-mQ43 (2) 3层砂质粉土、mQ42流塑状态 (4) 层淤泥质粘土、al-m Q41软塑状态 (5) 1层粘土和可塑状态 (5) 3层粉质粘土。
为便于对比试验新装置的测试效果，还实施以下重点质量控制措施：
(1）组织各参与单位作业人员统一学习注水试验操作技术方法，重点强调保证测试井的止水质量。
(2）同一场地，各种试验方法都在同一深度试验段进行，各试验孔间距保持在20m左右，既避免相邻孔注水的影响，又避免孔距过大时土性的变化差异。
(3）降水头注水试验观测时间，至少至试验水头下降到初始水头的0.3倍以上，观测时间6～10h（上海规范规定总观测时间不应小于4h）[4]，连续观测20个点左右。
(4）采集现场测试土层相应深度、位置的原状土样同步进行室内土工试验，测定常规物理力学性质指标和渗透系数Kv、Kh。
(5）岩土工程师参与现场成井、测试全过程。
实际完成对比试验工作量及渗透系数K计算值见表1。
注：表中分子为测试次数，分母为渗透系数，单位（cm/s）。
2.2 试验资料整理分析
本次试验深度分别为7～9m深度的al-mQ43 (2) 3层砂质粉土层、14～16m深度的mQ42 (4) 层淤泥质粘土层、17～19m深度的al-mQ41 (5) 1层粘土层和32～34m深度 (5) 3层粉质粘土层，均为水平层状分布土层。按试验井结构特点（图2），均可视为非完整井中的降水头注水试验，对此情况有关规范规定中均有相同（相似）的试验成果整理方法和土层渗透系数K值的计算公式[1,2,3,5,6]。上海岩土工程勘察设计研究院有限公司编制了相应的计算机处理软件，将各测点测试有关参数输入获得“钻孔降水头注水试验成果表”和相应土层的渗透系数K值。图3为其中之一。各次测得土层渗透系数K值见表1。
综合比较各测试结果可见，同一层土采用不同方法测得的渗透系数K值基本接近，均在经验值范围内。唯有mQ42 (4) 层淤泥质黏土和al-mQ41 (5) 3层粉质粘土钻孔套管隔水法结果偏大，分析原因可能是该成井工艺过程中套管晃动导致隔水效果较差，注水试验过程中部分注入水沿套管外壁间隙渗失所致。本次对比试验操作比较规范，故试验结果比较理想，也证明采用静压滑管法的试验结果是可靠的，兼该法操作简单、成井速度快、基本上不受操作人员技术素质影响，且经济性高等特点，故在上海地区及地层结构相似的我国沿海平原软土分布地区，采用静压滑管法替代其它试验井成井方法进行降水头注水试验是可行的。
2.3 经济效益分析比较
静压滑管法成井进行注水试验其隔水效果理想、测试成本低。
静压滑管式注水试验装置每套单价约2000元，几乎均为钢质材料，可重复使用，而简捷的易于操作的成井结构装置大大减少现场施工成井劳务费用。若按测试孔深30m，粘土球止水法中注水管材料按一次性使用PVC管，其余试验方法按重复利用钢质套管折旧考虑，可得到不同成井方法注水试验成本差异（表2）。
从表2可以看出，相比多种传统试验方法，每个试验段可节约1585～2450元，采用静压滑管式注水试验装置每段成本约为传统注水试验的50%～60%。以上海市轨道交通12号线地铁为例，共有62个工点，约需进行600～700次注水试验，即可节约约120万元。这仅仅是直接的经济效益。
3 结论
(1）静压滑管法注水试验操作方便、止水效果理想、施工速度快、测试成本低，有利于改变当前劳务化后的现场勘察队伍良莠不齐导致试验结果失真的状况。在上海地区及沿海软土地区适宜推广使用。
(2）受试验装置材料及静压设备能力限制，静压滑管法降水头注水试验适宜的深度为软土中60m左右，当40m以下存在中密以上的砂土层时宜中止。
(3）该注水装置系由静压力压入土中，理论上存在挤土和形成泥皮等影响正常渗水问题，但在对比试验比较中似不明显，宜作进一步研究比较。
参考文献
[1]中华人民共和国水利行业标准水利水电工程注水试验规程SL345-2007[S]
[2]中华人民共和国行业标准注水试验规程YS5214-2000[S].
[3]上海市工程建设规范岩土工程勘察规范DGJ08-37-2002[S].
[4]上海市工程建设规范岩土工程勘察外业操作规程DG/T08-1001-2004[S].
[5]手册编写委员会工程地质手册[M]北京:中国建筑工业出版社2007.