精细管理在提高油田注水质量上的应用

田宜明

中国石油辽河油田浅海石油开发公司 （辽宁 盘锦 124010）

中国石油辽河油田分公司沈阳油田 （以下简称沈阳油田）是我国最大的高凝油生产基地，构造上位于辽河断陷北部的大民屯凹陷，油藏面积800km2。目前已投入开发了大民屯、静安堡、边台、法哈牛4个油田，是一个具有稀油和高凝油2种油品性质，多种储集类型、多套含油层系，地质情况十分复杂的油气田，已经探明地质储量32 831×104t，共26个开发单元，全部实行注水开发，现有水井547口，开井381口，日注水23 378m3，平均单井日注水61m3。

1 存在的问题

沈阳油田随着滚动勘探开发的开展，不断出现新的问题和困难[1]。首先，由于油藏沉积的非均质性和开采过程中油层水流状况的不均匀性，使油藏开采层间差异越来越大，层间干扰更加严重，开发矛盾突出，挖潜难度进一步加大；其次，部分油田长期回注不合格污水，导致地层污染严重，井况不断变差，给油田有效注水带来困难；再次，随着油藏精细描述等工作的不断扩大和深化，高压低渗区块不断投入注水开发，对分层注水工艺的要求更严格，注水工艺技术近几年虽然有了较大的改进和完善，但仍然与油藏要求有较大差距，亟待改进和提高。

2 原因分析

深入调查了油藏、工艺、工程、监测等方面注水开发配套技术适应性，全面分析了影响注水开发效果的因素，认为目前沈阳油田注水开发存在主要问题有：联合站处理完的水质指标不稳定，加上地面管网的二次污染，造成注水质量不能完全满足部分低渗油藏的需要；由于注水地面工程投入不足，设施及管网结垢、老化、能耗高，造成运行效率偏低；注水井的措施方案管理有待加强，急需专业技术人员进一步发挥重要作用；注水井井筒状况日趋复杂，目前现有的技术不能满足日益复杂井况的需要，尽管方案分注率要求较高，但实际层段合格率较低，分注配套工艺还需要进一步攻关改进[2]。为此，2012年沈阳油田对注水井管理进行了重新定位，制定了 “调整结构，整体治理，井筒重建，系统优化”的总体注水工作思路，形成了以提高注水质量为目标的“五位一体”精细管理体系。

3 具体措施

3.1 强化沿程水质治理工作

为强化沿程水质治理工作，创建了“系统节点”精细化管理模式，通过运用系统论、控制论的原理，将整个注水系统划分为污水处理、干线输送、井站分配、井下控制等6个子系统，将每个子系统内的工作重点、管理难点确定为一级、二级、三级等多级管理节点，从而形成“三个管理层次”的“系统节点”，与此同时，构建起目标、运行、责任、考核“四个体系”，使每个节点成为管理的目标点、岗位的责任点和业绩的考核点，始终处于受控状态，各系统之间协调统一、配套联动，各级节点相辅相成、相互促进，实现了沿程水质治理工作系统化、系统工作节点化、节点工作目标化，水质达标率由92%提高至98%以上，实现了水质稳定提高[3]。同时，制定完善了《污水水质分析化验制度》等8项制度，编制了厂、区、站污水水质三级分析模板，实现了“水质监控覆盖率100%，及时率保持在98%以上”的节点目标。

3.2 强化地面管网管理维护

沈阳油田初期建设油气集输、油田注水管网都是按陆地油区标准建设的，管线采用泡沫保温管线，埋深1.2m，在河水的影响及泥土流失等条件下，管线存在上浮、弯曲等问题，保温夹壳层受潮水冲击出现破损现象，导致管线使用寿命短。为此，根据生产实际情况提高了管网的设计标准，河套内的注水管网逐步更换为沥青防腐管线，压力等级由16MPa提高到25MPa，由东北石油大学开展了管网系统优化研究，对部分注水管网的路径、管径进行了优选调整，使注水系统流速更加平稳，减少了管壁内杂质被冲刷下来的几率。为了清除管线内部淤积的大量杂质和污垢，2012年共投资250万元，采取高压水射流清洗管线115km，机杂含量下降了66.2%。

3.3 强化作业措施方案管理

方案运行管理是作业措施管理体系的核心部分，其管理水平直接关系到工作的实施效果[4]。为保证方案的优化设计，在审批流程中专门增加了各类方案转向工艺所注水室的流程，由注水专业技术人员进行把关；为提高方案审批速度，减少因方案审批时间拖延引起的问题，避免造成作业队占井周期的延长，制定了严格的方案审批时间要求和节点控制；专门制定了系统维护管理细则，包括对运行系统的服务器的管理、系统中所有数据的备份、停电等紧急情况的应急措施等内容。为了进一步提高措施方案的准确性，沈阳油田还开展了沿程水质治理方案的科研攻关工作，与东北石油大学合作开展沿程污染腐蚀机理研究，通过室内细菌培养、杀菌等实验分析了管线腐蚀产物对水质的影响，根据科研成果制定了相应的治理方案，有力地指导了沈阳油田水质工作的提高，确保了全厂的注水水质达标。

3.4 强化注水井动态监测管理

为加强注水井动态监测工作，进一步强化了注水井测试管理，严格执行注水井测试工作标准[5]：一是注水井测试前洗井实现精细化，建立了水井洗井描述台帐，强化出砂井洗井方式、洗井排量、返出水水质的监控；二是注水井测试工作实现流程化，强化了测试运行协调工作，完善了油藏动态监测管理办法，完善了各节点工作运行流程，更加注重测试井的洗井、计量水表检查、管柱资料查询等前期准备工作；三是注水井信息反馈责任化，完善了水井测试信息反馈制度及处理工作流程，进一步提高了测试工作效率和测试成功率；四是注水井测试实现目标化，年初为各测试队伍设定了测试合格率指标，促使员工不断改进现场测试方式,增加分层测试时各压力点的稳压时间，提高了分层测试资料的质量，确保了注水层段合格率达到油田要求指标。

3.5 完善低渗区块配套注水工艺

针对低渗透油田对注水水质要求高的实际，制定了“注水水质符合率≥95%”的一级节点目标，狠抓污水处理工艺改造、加药管理和水质在线实时监控，走出了一条“抓源头、重过程、强治理”的精细治水之路。针对联合站污水处理量大、出口水质不达标的实际，投入资金对斜板除油罐、过滤罐、沉降罐进行了维修改造，在2座联合站增加了浮选机处理装置，实现了污水水质当年达标；针对污水水质偏酸性、矿化度高、地面流程及井下管柱腐蚀结垢严重的问题，实施污水水质改性处理工艺，使占全厂93%的污水由偏酸性全部改为弱碱性。在药剂投加方面，创新实施了“端点加药、管道破乳、大罐沉降”的油水处理工艺，在总加药量下降9.6%的情况下，污水水质明显改善。2012年以来，注水水质符合率始终保持在96%以上，其中低渗透油田污水水质全部达到了A2级标准，成为辽河油田“水质符合率最高”的单位。

4 实施效果

通过实施以提高油田开发效益为目标的精细注水管理，树立了“油水并重、注水优先”的理念，强化了注水基础管理工作，注水管理工作得到了大幅度改善，油田稳产基础得到夯实，各项指标有了较大幅度提高，与2011年同期对比，注水井开井数增加66口，注水量增加87×104m3,自然递减率下降1.7%，水驱储量增加 1 178×104t，分注层段合格率提高16.8%，水井开井率提高20.7%。截止2012年10月，共实施水井措施168井次，有效补充了地层能量，油井产量开始上升，注水见效区的475口对应油井，累计增油4.2×104t，创直接经济效益3 180万元。

5 结 论

针对制约高凝油注水高效开发的主要问题，沈阳油田开展了有针对性的工艺研究和科技攻关，探索并形成了不同区块的主导治理技术。同时通过实行“精细管理、高效注水”，不断深化注水井基础管理，以技术分析为导向、精细管理为手段，强化了油藏与工程、地上与地下的有机结合，实现了注水井信息处理专业化和水井问题治理的精细化，完成了“注好水、注够水、注效益水”的目标，油田开发指标明显好转，管理水平显著提升，呈现出产量稳中有升的好形势。

[1]梁武全,杨霄霞,张亮.沈84-安12块二次开发深部调驱油藏方案研究[J].石油地质与工程，2011,25(S1):17-18.

[2]谢华,王凤.细分注水方法的研究[J].油气田地面工程，2007,26(2)：8-9.

[3]苗承武.高效油气集输与处理技术[M].北京:石油工业出版社,1997.

[4]王全胜.论井下作业质量的管理与控制[J].石油工业技术监督, 2007,27(11):12-13.

[5]孟翠萍,韩新宇,汪惠娟,等.周期注水提高采收率研究及应用[J].内蒙古石油化工，2005，31(1):72-73.