马寨油田注水系统效率测试评价研究
底水油藏注水开发效果评价研究
底水油藏注水开发效果评价研究【摘要】马北一号油藏是青海油田仅有的一个底水油藏，对于底水油藏的开发来讲，缺乏此类油藏的开发经验，我们对于此类油藏的开发主要还是以注水开发模式为主，随着开发工作不断推进，我们也发现了很多问题及矛盾，尤其是注水开发过程中，注水效果不理想，底水锥进导致产量下降，围绕该油藏主要矛盾，本文致力于研究注水对该油藏开发效果的影响。
主要通过产吸剖面资料状况分析油水井在平面及纵向的产吸特征；注水分布测试与地质响应特征的关系；高渗透层与剩余油饱和度的特征响应三个方面对底水油藏的开发效果及潜力进行评价研究。
【关键词】产吸剖面水侵底水锥进剩余油饱和度1 前言为切实做好马北底水油藏重点井组注采效果分析工作，借助动态监测成果，由点及面，由重点井组到全油田总体注水开发指标的评价，以便更细致分析产吸剖面、水流方向与油田地质（主要是岩相、渗透率）特征、剩余油分布等特征的响应，揭示井组存在问题，提出下步综合调整措施意见。
2 产、吸剖面的地质特征相应从统计的产液剖面、吸水剖面资料反映出储层产吸状况有以下几个特征（1）总体注入、产出受沉积及储层物性控制正韵律底部及反韵律顶部，储层渗透性好，产吸状况好，动用程度高，其注入、产出与沉积韵律特征及储层渗透率特征响应一致；平面上，如马6-12、马7-2、马北103等井在61-1小层内部中段，存在高渗透层，舌进现象尤为突出，这一现象在65号小层内部相对要少；纵向上，如北部马4-2井吸水剖面反映出反韵律61-2小层相对吸水量大于61-1小层，南部马8-2井产液剖面反映61-1小层底部正韵律油层产液高于顶部，马7-5井则反映61-2小层顶部反韵律层产液又比65_1小层高；储层产吸状况总体体现底部正韵律、顶部反韵律，主力61号层要好于65号非主力层。
（2）主力小层构造中部水浸速度高于北部和南部构造中部61-1小层与下覆61-2小层镶嵌，无隔层区域的水体相对增加，加之中部注水量相对（含水平注水井）大，层间高渗透层注入水和井筒周围次生底水导致该区油井含水普遍高于北部和南部。
案例分析之注水系统效率测试案例
二、技术说明
• 测试仪器
项目名称 介质流量 管线壁厚 管线外径 压力表高差 电压、 电压、电流 有功功率
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测试仪器仪表 TDS-100P型超声波流量计 型超声波流量计 HCC-16P型超声波测厚仪 型超声波测厚仪 钢卷尺 3166型电能综合测试仪 型电能综合测试仪
一、技术说明
测试依据的技术标准
SY/T5264-2006《油田生产系统能耗测 《 试和计算方法》 试和计算方法》
• 主要测试参数
电机输入功率； 电机输入功率； 介质流量、温度； 介质流量、温度； 泵进出口压力； 泵进出口压力； 泵进出口管径、进出口压力表高差； 泵进出口管径、进出口压力表高差； 各配水间、注水井流量及压力用统计数据。 各配水间、注水井流量及压力用统计数据。
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四、计算参数
泵效率、 泵效率、机组效率
进口管线内介质流速 出口管线内介质流速 机泵测试扬程 机泵轴功率 泵输出功率 机泵效率 机组效率
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m/s m/s m kW kW % %
0.608 1.518 2234.6 246.5 227.8 92.4 83.8
14
四、计算参数
综合考核结论：监测结果考核不合格。 综合考核结论：监测结果考核不合格。
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五、结果考核及分析
测试结果的分析
１、测试结果情况； 测试结果情况； 存在的主要问题； ２、存在的主要问题； 整改措施及建议。 ３、整改措施及建议。
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六、编制测试报告
测试报告的内容应包括： 测试报告的内容应包括：
10:58:45 4
三、测试参数 铭牌数据
关于油田注水开发效果评价方法的探讨
关于油田注水开发效果评价方法的探讨摘要：在油田开发挖掘中，通过重视油田注水开发效果，优化油田注水开发效果的评价方法是相当重要的问题，它为更进一步加强油田的开发效果提供了可靠的评估手段，为油田开发改良提供具备参考价值的数据支撑。
以评估结果为依据，对油田开发，尤其是低渗漏油田的开发有着积极的作用。
在我国石油资源日益紧缺的背景下，具备是重要的现实意义。
鉴于此，文章对油田注水开发效果评价方法的意义与应用进行了研究，以供参考。
关键词：油田注水；效果评价；方法研究1油田注水开发的目的和意义油藏储蓄层分为均质层和非均质层，我国的油藏储蓄层大部分属于非均质层，并且在油田开发过程中都使用注水开发的方法，在开发实践中获得了大量的过程数据，并且还做了大量的室内和现场的实验，在油田注水方面有了大量的认知。
由于水的各种优势，在油田开发中具备优势，因此在油田的开发工作中有着不能替代的作用，绝大部分的油田都是用注水技术来进行开发。
一个油田的采出问题不仅只是与油田所处地质有关，还与开发的技术水平有关，所有加强技术的进步很有意义。
不同的油田的地质不同，所以开发过程中所使用的技术也不完全一致，不同的地质油田需要自己的深度研究，并不是一成不变的注水技术，哪怕是地质相同的油田，其人为的因素还是会产生不同的水驱开发效果。
所以，某个油田的开发不仅仅是取决于油田的自身地质因素，还取决于技术的水平。
开发效果的评价目的是，通过开发的效果评价，分析影响其开发效果的因素，研究注水的技术，改善油田的开发效果。
2油田注水开发效果的影响因素分析（1）地质条件。
毋庸置疑，影响油田注水开发效果的主要因素之一是地质条件。
地质条件很大程度上决定了注水时水层在纵向及横向上的推进速度和均匀性，其对油层产生的驱动作用是否均衡，并依据水驱采收率判断所用注水方式取得的效果；（2）注水方案。
注水方案不同，最终获得的油田采收效果不同，依据不同方案的效率值，可为注水方案及操作人员技术水平提供较为直观的评价依据；（3）人为因素。
油田注水开发效果评价方法-20131122
甲型水驱曲线——累积产水量与累积产油量关系曲线
人工水驱油藏全面开发并进入稳定生产以后，含水达到一定程度（通常要求达到 50%以上）并逐步上升时，在单对数坐标纸上以累积注水量的对数为纵坐标，以累 积产油量为横坐标，二者关系是一条直线，关系表达式为：
log W P A B N P
对上式变化后，得到不同含水率 fw时的累积产油量Np的关系：
水驱采收率的预测-水驱特征曲线
注水开发油田累计产油量、累计产水量和累计产 液量之间的关系曲线称为水驱特征曲线，也叫驱 替特征曲线。利用水驱特征曲线的分析，可以预 测该油田的可采储量、采收率、动态储量、综合 含水等开发指标。 必要条件：全面注水开发并进入稳定生产以后， 含水达到一定程度（50％） 油层非均质越严重，油水粘度比越大，直线段出 现和结束的含水阶段都高，油层单一，均质，油 水粘度比小的油田直线段出现和结束时的含水一 般较低。 水驱特征曲线可归纳为甲型、乙型、丙型和丁型。 如何用曲线求得水驱采收率？
NP 1 A(1 f w ) B
当含水率为极限含水率fwl时，到可
采储量NR ，从而得到采收率：
RE
1
A(1 f w l ) BN
丁型水驱曲线——累积液油比与累积产水量关系曲线
在直角坐标系中，以累积液油比为纵坐标，以累计产水量为横坐标，当水驱过程达
到一定程度时，二者关系是一条直线。关系表达式为：
LP / N P A BWP
式中：LP——累积产液量，104m3 。N P——累积产油，104t
对上式变化后，得到不同含水率 fw时的累积产油量Np的关系：
RE 1 (1 A)(1 f w l ) / f wl
关于如何提高注水井测试效率的研究
关于如何提高注水井测试效率的研究作者：董瑶来源：《中国科技博览》2018年第15期[摘要]注水工作是油田二次开发的基础，为了保证注水井的正常工作，注水井测调试则成为注水工作的重点。
随着注水井井数的逐年增加，注水井测试层段随之大幅提升，且注水井的层间矛盾也日益剧烈。
作为落实注水方案的最直接的手段，如何有效提高水井测试效率，缩短单井的测试占井时间则成为稳定油田的注水开发的关键。
本文分析了影响注水井测试效率的主要因素，研究了注水测试周期优化方法以及注水井分层水量智能化调配与测试技术并阐述了相关提高测试效率的方法，具有一定指导借鉴意义。
[关键词]注水井；测试效率；测试周期；边测边调中图分类号：TE357.82 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）15-0017-011.注水井测试影响因素分析1.1 水井测试工作量大幅提升现今沿用的技术主要是利用超声波流量计进行井下水量测试，利用电子验封仪进行井下封隔器验封，技术层面长期未得到改进。
近年来，为满足生产需要，注水井数逐年增加，在补孔调层，精细分层等工作全面开展后，工作量增幅明显，单井测试时间也随之增加，大大降低了测试效率。
1.2 管网老化，配水设备失效油田的基础建设均为开发早期建设，所以大部分区块注水站经长期使用出现设备老化、注水管线漏失严重等现象，导致系统压力和注水井压力波动频繁，注水方案无法有效落实，造成大量水井无法正常分水，为了保证注水井正常分水，必须及时进行测调工作，这使得测调工作更为繁琐。
此外分层注水时，配水器水嘴会发生堵塞现象，影响测调质量，降低测试效率。
1.3 测试周期无针对性，测试资料有效率低按照股份公司标准注水井的测试周期主要集中在半年，但是在半年内由于注水系统压力频繁波动、注水井水质发生变化、注水井井下技术状况发生变化等原因，导致注水井的井下分水率明显降低。
因此，应该根据注水井的状况合理的优化注水井的测试周期。
2.关于注水井测试周期的优化注水井测试周期优化的思路只要是根据注水井的生产特点、井组油井的产油量等因素进行综合分析，对注水井进行分析评价、确定每口水井的测试周期，并根据测试和井组动态反映及时进行调整，并对井组的产量进行跟踪和分析，力争实现“一井一周期”。
关于延长油田注水效果评价方法的研究
170在我国乃至世界的石油开采过程中，由于受到地质等多方面要素的影响，石油的开采效率并不相同，而作为石油开采的重要技术，在我国很多的油田都大范围采用，因此油田注水开发效果在很大程度上影响着油田的开采效率。
在油田开采中，重视油田注水效果，积极主动地优化油田注水效果的评价方法，可以有效地为油田提高开采效率提供可靠的评估手段，提供有效的数据支撑，从而积极的解决低渗透油田开发存在的问题，这都有助于我国石油产业的健康和可持续发展。
1 油田注水效果评价的目的和意义油田注水作为我国石油开采所采用的主要技术，具有极高的普遍性，不但可以提高开采效率，也可以很大程度上提高油田的工作效率，节约成本。
同时，油田注水开采可以在多种不同的地质环境下运用，特别是低渗透油田，可以很明显地提高其开采效率，创造效益。
因此，该开采方法获得了各大油田从业人员的认可，也具有更好的发展前景。
油田注水效果评价可以通过对油田注水技术的实际运用进行观测分析，针对不同的环境做出相应的调节，使其更好地适应变化复杂的地质条件。
同时通过收集的信息和数据，为油田的开发和改良提供了详细的数据支撑。
也可以找出油田注水法存在的问题，并提出切实可行的改进办法，对我国石油资源的开发具有重要意义。
2 油田注水效果评价方法就目前来说，油田注水开发虽然发挥着重大作用，也起着积极的效果，但是也受多方面的影响，主要包括人力因素和技术自身限制的因素。
因此，油田注水效果评价方法也主要是从这两个方面入手，对该技术进行研究，并逐渐完善。
2.1 针对油田的开发潜力进行评价油田的储藏量是有限的，开发潜力是一开始就固定的，因此在该方面的评价方法上，需要结合相关的地质信息数据，来评价其开发的潜力。
同时也可以确定油藏所处的地质参数。
2.2 针对油田的开发效果进行评价油田注水技术是否有效，最直观的评价标准就是开发效果，如果开发效果提高，则在很大程度上说明油田注水开发技术的有效性。
而在实际的评价方法上，是通过对相关的各项数据来进行评估，包括了注水储量控制、产油量递减率和含水率等多方面，与此同时进行工作细化，从而获得更加详细的数据，更合理的进行评价。
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。
提高注水井测试效率方法的研究
李荣成：提高注水井测试效率方法的研究第10卷第8期（2020-08）油田开发已进入到特高含水期阶段，注水的好坏将直接影响油田的开发效果，测试质量是注水好坏的基础。
提高测试效率，关键要强化管理，理顺工作流程。
在具体工作中，结合测试工作实际，经过研究论证，确定了“五个加强，一个基础，一个前提，一个重点，一个关键，一个保障”的管理新思路。
即：加强水质管理，以提高水质质量为基础；提高洗井质量，以提高洗井效果为前提；加强测试质量跟踪管理，以提高测试效率为重点；加强测试资料审核关，以把好资料解释验收关为关键；加强测试流程的优化，并紧紧应用测试新技术、新方法，以提高测试效率。
1提高测试效率管理方法的研究1.1加强水质管理，提高水质质量1）通过对储罐清淤，将罐内淤泥全部清理，在增加了有效沉降空间的同时也延长了沉降时间，提高了沉降效果，有效的降低了含油和悬浮物含量。
加强过滤罐清洗维修，针对滤后水不合格的问题开罐检查滤料，共完成8座滤罐换料维修。
2）加强反冲洗管理。
各污水站完成各自反冲洗参数优化方案，并随着水质变化进行动态调整采取反冲洗时确保滤罐的反冲洗强度。
3）为了有效避免因注水干线长时间未冲洗，受回注水中杂质堆积效应影响，而造成注水干线二次污染，导致的实际注水水质超标的问题。
4）加强注水工人的技术培训和岗位责任心教育。
加大水质监督力度，每月进行水质检测检查，及时反馈水质变化，进行水质分析[1-4]。
1.2加强洗井质量，提高洗井效果1）完善洗井制度，提高洗井质量。
注水井洗井（吐水）工作，是注水井清除井筒、油层近井地带污染物，减缓和恢复油层吸水能力的重要管理手段。
采油矿在洗井（吐水）工作中坚持质量为本、效率至上的管理方式。
针对施工目标井优化管理，始终按“A、B、C”管理模式进行计划安排。
把“不对扣井”、“平欠井”等问题井列为A类井，优先安排计划施工，避免了问题延续对注水质量的影响。
每月16日提出月度计划，洗井早于测试10天开始运行，保证测洗衔接有序。
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马寨油田注水系统效率测试评价研究
摘要：注水系统效率测试评价是对油田注水生产过程中能量的损耗或者说能量的利用率进行评价，以达到节能降耗的目的。
通过对马寨油田注水系统改造前后的全面调查，并开展综合性系统效率的测试和分析评价研究。
结合油田实际，探讨建立该油田注水系统效率测试评价的方法和模式，为老油田节能降耗改造提供了可靠的理论依据。
关键词：注水系统系统效率测试评价节能改造
马寨油田隶属于中原油田分公司采油三厂，位于河南省濮阳市东北柳屯镇境内，区域构造位于东濮凹陷西斜坡北部。
马寨油田含油面积6.7km2，地质储量1237×104t，目前标定可采储量401×104t，采收率32.42%。
针对马寨油田开发井距小，天然能量不足，针对这种情况及时完善了注采井网。
经过近20年的运行，马寨注水系统单耗上升，注水成本增加。
为降低注水成本，对马寨注水系统工艺进行改造。
经过改造前后的测试对比，分析评价该油田注水系统的运行状况。
一、马寨油田注水系统状况
1.马寨注水系统改造前状况
经过20年的运行，马寨注水系统改造前由马寨污水站通过高压离心泵进行一次增压后为各注水站点提供常压注水水源，有2条注水干线。
正常运行df140-150×12型高压离心泵1台，往复式增注泵20台，注水井开井52口，地质配注量2830m3/d。
涉及高压离心
泵站1座，注水站点14座，日平均注水量2861.0m3/d，日平均耗电量3.68×104 kwh。
2.马寨注水系统改造后状况
马寨注水系统改造后由马寨污水站通过低压离心泵为各注水站
点提供低压注水水源，有2条注水干线。
正常运行dg160-45×6型低压离心泵1台，增注泵21台，注水井开井75口，地质配注量2980m3/d。
涉及离心泵站1座，注水站点11座，日平均注水量2959.8 m3/d，日平均耗电量3.48×104kw·h。
3.马寨注水系统重点改造内容
马寨注水系统由原来的高压输水工艺改造为低压输水工艺。
3.1离心泵站的df140-150×12型高压离心泵更换为dg160-45×6型低压离心泵；
3.2新建1座注水站；
3.3有4个注水站的注水井合并到其他4个注水站。
注水站由原来的14座改造为11座，更换原注水站注水泵33台，更新配水阀组11套；新建注水站和合并到其他站的注水井管线为新铺设管线，其余注水井管线和注水干线为旧管线，对旧管线采用清洗除垢处理。
二、测试结果
1.改造前后主要技术指标对比
马寨注水系统改造后正常运行注水泵22台，比改造前多运行1台；注水井开井75口，比改造前多开21口；总耗电量比改造前降
低了5.4%；总水量比改造前增加了3.5%；平均井口压力比改造前提高了1.2mpa。
系统效率由改造前的45.8%提高到53.3%；平均泵机组效率比改造前提高了14.6个百分点；阀组损失率比改造前增大了6.5个百分点；管线损失率比改造前增大了2.1个百分点；系统标准单耗从改造前的0.606kw·h/（m3·mpa）降低到目前的
0.522kw·h/（m3·mpa）。
按标准单耗计算节电率为13.9%。
2.改造后分项指标测试结果
2.1系统效率
sy/t 6275-2007中规定，注水系统效率限定值≥49%，根据测试及汇总计算，目前马寨注水系统效率为53.3%，比限定值高4.3个百分点。
2.2注水站效率
采油三厂马寨注水系统共测试增压注水站11座，增注站平均站率为56.7%。
2.3注水干线效率
马寨注水系统共测试注水干线2条，平均干线效率为73.2%。
2.4注水泵机组效率
马寨注水系统共测试1台离心泵，21台往复泵，泵机组效率达到限定值的有13台，合格率为61.9 %；功率因数达到限定值的有5台，合格率为23.8%。
离心泵运行效率为59.3%，运行效率与额定效率的比值为82.4%；往复泵平均机组效率为75.8 %，比限定值高3.8个百分点；平均泵
机组效率为73.9%。
离心泵电动机平均功率因数为0.893，比限定值高0.023；往复泵电动机平均功率因数为0.802，比限定值低0.038；系统注水泵电动机平均功率因数为0.812。
2.5注水管网效率
马寨注水系统管网效率为74.8%，其中干线效率为73.2 %，阀组效率为76.5%，井口管线效率为98.0%。
2.6注水系统损失率
马寨注水系统损失率为46.7%，其中泵机组损失率为26.1%，阀组损失率为17.4%，注水管线损失率为3.2%。
三、测试结果分析
1.马寨注水系统改造后系统效率为53.3%，比改造前提高了7.5个百分点；注水泵机组效率为73.9%，比改造前提高了14.6个百分点；系统单耗为11.755kw·h/m3，比改造前降低了1.103 kw·h/m3；系统标准单耗为0.522kw·h/（m3·mpa），比改造前降低了0.084kw·h/（m3·mpa）。
按标准单耗计算节电率为13.9%。
2.改造后影响马寨注水系统效率的主要因素是配水阀组节流大，能量损失大马寨注水系统改造后为低压输水，注水井均为增压注水井，注水站只有一个增压注水系统，阀组节流损失大。
参考文献
[1]gb 50391-2006《油田注水工程设计规范》.
[2]sy/t 5264-2006《油田生产系统能耗测试和计算方法》.
作者简介：陈武宁，工程师。
2003年毕业于西安石油大学测控技术及仪器专业，现任中原油田技术监测中心节能监测站技术负责人。