吴起油田采出水处理技术研究
吴起油田榆树坪区注水开发技术政策分析与研究
158吴起油田白河区块位于陕西省吴起县吴仓堡镇西部，油区中心距离吴起县城约19.2km，北、西、南、东分别与定边采油厂、长庆油田作业区、胜利山油区、吴仓堡油区相邻。
构造位置处于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中西部，油区东西宽约10km，南北距离约22km，主要含油层为延安组延10、延8，延长组长4+5、长6、长8油层，油藏埋深1330~2230m；303省道北连定边、南至吴起，交通较为便利；全区分周关、黄砭、榆树坪三个开发单元，工区面积180km 2，探明含油面积92.09km 2，探明石油地质储量5395.58×104t，见图1[1]。
1 榆树坪区注水开发现状榆树坪区水驱控制面积1.35km 2，水驱控制储量64.93×104t，注水层位为延9，有注水站2座（吴90注水站400m 3、吴92注水站200m 3），设计注水规模600m 3，共有注水井5口，开井5口，利用率100%，日注水平72.84m 3，单井日注量14.57m 3，累积注水量1.38×104m 3，累计地下亏空30.31×104m 3，受益井18口，注采对应率89%，当前注采比4.48，累积注采比0.15。
区域内主力油层未划分至小层，小层地质图件不完善，各小层吴起油田榆树坪区注水开发技术政策分析与研究赵艳延长油田股份有限公司吴起采油厂 陕西 延安 717600摘要：随着油藏进入开发后期，含水逐渐上升，递减加大，有效增产措施不明确，油田稳产难度大。
为了改善吴起油田榆树坪区开发效果差的现状，在对研究区地质特征以及生产概况分析的基础上，评价油藏开发现状，并针对性提出了调整政策；并对主力油层地质基础研究、油藏特征研究、储量计算以及开发特征进行分析，优化延安组注水方式，调整注釆井网，实现延9、延10注水高效开发，查层补孔，提高注采对应率，挖潜未动用储层，制定综合调整方案，提高油井利用率，达到提高最终采收率的目的，为延长油田同类型油藏整体开发提供借鉴依据。
高含水老油田采出水处理技术研究
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高含水老油田采出水处理技术研究
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摘要
为解决吴起老油田因混采 混输 混合处理而导致的地面集输系统水体严重结垢 回注油层导 致岩心伤害等问题 通过对吴起老油田各站点采出水进行分析 提出分流处理 就地回注技术方案 即让占吴起老油田采出水总量 2" 的侏罗系采出水就地建站处理 然后就近回注侏罗系 其它 水 体仍然输往原刘坪站集中处理 回注三叠系长 & 方案实施后水体配伍性改善 地面集输系统不再 结垢 处理后采出水回注油层对岩心伤害小 注水效果改善明显 分流处理 就地回注是解决吴起老 油田采出水结垢 回注伤害油层问题的最佳方法
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吴起油田可采储量标定方法研究
吴起油田可采储量标定方法研究吴起油田是中国陕西省宝鸡市境内的一座较大油田，根据前期调查和勘探工作，该油田拥有丰富的储量资源。
然而，在实际生产中，准确的可采储量的标定对于油田的合理开发和管理至关重要。
可采储量指的是油田中可以被有效开采和采收的石油储量，它是油田综合开采效益和经济效益的重要指标。
因此，通过研究吴起油田可采储量的标定方法，可以确定油田的开采规模和开发方案，以实现科学、高效和可持续的油田开采。
首先，可以采用物探和地质勘探的方法对吴起油田的地质结构和地质储层进行详细的研究和分析。
通过对储层的孔隙度、渗透率、地质构造等地质参数的分析，可以初步估计吴起油田的可采储量。
同时，在勘探过程中还需要进行地质模型的构建，以模拟和预测储层结构和分布，进一步准确估计可采储量。
其次，可以利用数学和统计学方法进行可采储量的进一步标定。
例如，可以采用采收率曲线法，通过分析油田生产数据以及相关的采收率数据，来判断吴起油田的可采储量。
也可以应用相似油田的经验参数法，通过分析相似油田的生产数据和可采储量数据，来估算吴起油田的可采储量。
此外，还可以采用水驱模拟和压裂技术来辅助估计可采储量。
通过水驱过程中的产液量和含水率数据的分析，可以初步推测吴起油田的可采储量。
压裂技术可以通过评估油层的透气性和有效裂缝面积，来估计可采储量。
最后，需要注意的是，吴起油田的可采储量标定是一个动态过程，需要结合油田的生产实际来进行修正和调整。
随着油田的开采程度的提高和开采方式的改进，油田的可采储量也会随之变化。
因此，在标定可采储量时，需要密切跟踪和分析油田的生产数据，并不断进行修正和优化。
总之，吴起油田的可采储量标定方法的研究非常重要，可以为油田的科学开发和管理提供依据。
通过地质勘探、数学统计、水驱模拟、压裂技术等手段的综合应用，可以较为准确地估计吴起油田的可采储量。
然而，标定可采储量是一个动态过程，需要结合油田的生产实际进行不断调整和优化。
油田开发中解决高含水油井问题
油田开发中解决高含水油井问题随着国内的大多数油井开采已经进入了中后期，油井采出液进入了高含水阶段，油井的开采率日益的降低，石油的产出比也逐渐的下降，给我国的石油供应带来严重的困境，为了满足我国日益增长的对石油资源的需求，就要提高油井的出油率，因此解决我国油开发中高含水油井问题就成为了一切工作的出发点。
标签：高含水油井；石油；石油开采；油田开发目前过高的含水率和油层存在伤害是许多油田部分井产能低的主要原因之一，我国的一些油井在注水开采的过程中，注水井和油井存在裂缝或是较大的孔道沟通，从而造成了油井暴性水淹，并且造成整个区块产能的下降，这种早期的开发方式严重降低了注入水的波及系数，不利于油田的长远开发。
高含水的油井，存在地层渗透率低、均质性差等问题，严重影响我国油井的出油率，不能满足我国社会经济发展和人们生产生活对石油的需求量，我国的石油储备量下降，严重威胁着我国石油能源的安全，本文就以延长油田吴起采油厂为例，主要对我国油田开发中高含水油井问题进行探讨，旨在提高我国油井的开发效益，增减石油产量。
一、延长油田吴起采油厂的概述延长油田吴起采油厂组建于1993年3云，现总资产有117.3亿元，职工5847人，生产油井3998口，现已具备年产200万吨，日产5400多吨的原油生产能力，是延长油田中生产规模最大、综合实力最强的生产单位，产量占到延长油田总产量的六分之一。
2011年，吴起采油厂把注水开发列为“天”字号工程，继续实行“一把手”负责制，将本年注水工作的目标任务确立为：新钻注水井325口，投转注230口，新增注水面积98.53平方公里，新增水驱量3173.46万吨；注水区自然递减率控制在8%以内，注水相对增油5万吨。
累计建成投运联合站5座，计量增压接转站13座，铺设集输管线1748公里，集输单井2622口，井区管输率达52.6%，提前建成投用了吴延原油运输管线，彻底结束了汽车运输原油的历史。
建成注水站48座，铺设注水管线910公里，井区道路、桥涵、队部、值班房全面改善。
吴起油田开发后期提高采收率的综合技术探析
吴起油田是我国开发较早的油田，但是因为长期的使用，并且没有关注实际的保养情况，造成油田在开发的过程中遇到一定的问题，出现使用过度造成的出油率下降，使得整个的开发出现严重的问题，影响整体的油田使用效率，对资源的合理开发带来不利影响。
因此需要在油田开放后对出现的问题进行分析，掌握更加全面的油田综合利用方法，进一步提升油田在使用中的科学性，提升油田的使用效率。
1 提升油藏开发的精细程度在进行油田矿产资源的开发中需要对矿藏资源的具体位置和分布情况进行更加细致的分析，掌握更加全面的油井发展动态和开发使用的具体情况，对藏井中的整体情况进行更加细化的测井解释，构建各个层级之间不同的电性标准，这样可以对矿井内部的采购现状、能量分布和含水分布等进行全面的分析，掌握其中的各项规律，然后制定出适合该油田实际情况的改革意见，保证油田的管理更加的科学化、规范化，全面的掌握油田的分布情况。
2 提升油田动态监测的科学性油田在进行监测的过程中需要关注监测的各项指标，将渗透率、综合含水量、油水的不同分部情况等各个方面的内容进行清晰的监测，这些指标对油田后期的使用中具有较为重要的意义。
首先在进行监控的过程中应该充分的掌握油管运行中的各种性能和状态，针对油管可能出现的损毁和破裂等情况进行细致明确的分析，掌握油管在运作中的各项指标。
其次，应该关注油田注水井的质量，对注水井实际吸水的情况进行处理，如果条件允许需要对不能正常运行的吸水井进行实验，选择性的进行增注或者是补孔调剖，进一步增加吸水的厚度，提升油井的工作效率。
3 提升油田注水科学性油田在开采的过程中需要注水，但是注水的科学性和周期性需要进行关注，注意调整周期性注水和转注等的技术掌握，进一步提升油田的开采效率。
首先为了继续平衡整个的水平驱面，需要结合油田内部矿藏资源的变动情况，不断的对注水情况进行调整，并探讨进行注水的周期情况，采用的注水方式，针对剖面吸水不均的情况，更加细致化的进行分层调整，采用不同的层级小规模注水的方式，提升注水这一步骤的效果。
吴起油区钻井漏失预防与综合治理
（1）在满足钻屑携带的前提下，尽可能降低钻井泵排量， 目前吴起油区钻井泵多使用青州 1300A，排量约为 113.3m3/h （32.32L/s）。为追求钻井工程速度，各井队二开后排量变化不 大，导致井漏事故频繁，建议在易漏层段做到提前预防，使 用低排量钻井泵。
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第47卷第6期
2021年6月
石油工程
Petroleum Engineering
化工设计通讯
Chemical Engineering Design Communications
主要为裂缝性漏失。 吴 起 油 区 微 漏（ ≤ 5m3/h） 占 2%， 小 漏（5~15m3/h） 占
15.7%， 中 漏（15~30m3/h） 占 24%， 大 漏（30~60m3/h） 占 58.3%，主要为中漏到大漏，漏失严重，推测为孔隙 - 微裂缝 漏失为主，尤其是漏失最为严重的洛河组，微裂缝发育、孔隙 微裂缝连通性好是造成漏失的主要原因。 2.2 钻井漏失预防
要 漏 失 层 位 为 环 河 组、 洛 河 组、 直 罗 组、 延 安 组、 延 长 组，
漏失次数分别为 5 次、56 次、10 次、7 次、13 次。其中，洛河
组漏失情况最为严重，25 口井共计发生 56 次漏失，漏失频率高， 漏失速度快，平均漏速为 45m3/h，漏失量达 32 792m3，直接经
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石油工程
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振动采油在吴起油田的应用
振动采油在吴起油田的应用摘要：吴起油田在近19年开发生产中，出现了一些开发难题，主要是油、水井垢堵较严重，延10、长2、长4+5、长6油层投产后，呈现液量低，油水不出等特征，对油井垢堵严重、注水困难的注水井，我们采用双振源（振动采油）解除井底污染，从而提高单井产油量，使注水井注水量达到设计要求，提高水驱动用程度，最终提高采收率。
关键词：工作原理油井分析水井分析回注井分析储层特征经济评价一、吴起油田主力层系物性分析侏罗系砂岩储集体的非均质性大，在纵向上表现为侏罗系下部富县组和延10油组粒度粗，物性好，储渗性能高。
三叠系砂岩储集体的非均质性大，主要表现为长2油层粒度较粗，物性较好，储渗性能高。
长4+5，长6砂岩储集体的非均质性较小，油层粒度较细，物性一般，储渗性能低。
据孔隙度、渗透率分级标准长4＋5、长61油层组为一套中孔－低渗到低孔－低渗的储层。
1、岩石学特征依据中国石油天然气行业国家《碎屑岩薄片鉴定标准》的分类方案，进行三角端元投影，结果表明，吴起油田延9、延10、长2油层储集层砂岩以石英砂岩为主，富县油组以石英砂岩、长石砂岩为主，长61-2、长61-1、长4+52、长4+51储集层以中细粒长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，另有少量长石岩屑砂岩。
长4+52、长61、长63储层中石英主要来源于变质岩、岩浆岩经风化、剥蚀、搬运而来。
长石以钾钠长石含量明显高于斜长石，其形态多为板条。
长石风化程度轻微到中等，部分发生绢云母化和高岭石化。
长4+52、长61、长63储层砂岩中含较多的云母类矿物，包括白云母和黑云母，且黑云母的含量高于白云母。
长4+51的岩石类型为细粒长石砂岩；磨圆度以次棱角状为主，分选较好；接触关系以点～线状为主；胶结类型以孔隙～薄膜型；成份成熟度偏低，结构成熟度为中等；延安组延9、延10和富县岩石类型以长石岩屑砂岩为主，其次是岩屑长石砂岩，磨圆度以次棱角状为主，胶结类型以孔隙～加大型。
二、吴起油各层系原油性质吴起地区油田原油性质均好，具有低密度、低粘度、低沥青质等三低特点。
吴起胜利山油区注水开发效果分析
吴起胜利山油区注水开发效果分析延长油田股份有限公司吴起采油厂张信丽吴起胜利山油区注水开发效果分析摘要：胜利山油田是吴起采油厂主要的产油区之一。
经过几年的滚动式勘探开发，截止2009年12月，已钻井731口。
目前主力生产层为延长组长4+52、长61、长63油层，其它生产层位为长3、长4+51、长62、长9以及侏罗系延安组延10、延9油层。
该油区于2006年5月开始在长61层系选择1-5井组开始注水实验。
目前长61、长63、长4+52三套开发层系已经实施面积注水补充能量开发。
本文通过对油区多组油井注水动态分析，结合地质及开发现状，对胜利山油区注水开发效果做了客观的分析评价。
关键词：注水井；注采比；井组动态；注水效果Wuqi Shengli oil field water flooding Mountain Effect Absteact: Shengli oil field is Wuqi oil plant one of the major oil-producing region.After years of rolling exploration and development, closing in June 2009, has been drilling 731. Main production floor for the extension of the current head of C4 +52, C61,C63 oil, other productive C3, C4 +51, C62, C9 and Jurassic Yan'an Formation of Y10, Y9. The oil in the area in May 2006 began a long series of C61, started water injection well group select 1-5 experiments. Currently C61, C63, C4 +52three layer series of development have been implemented to add the energy development area of injection. Based on the oil dynamic analysis of multiple injection wells with geological and development status, to win mountain development effect of water injection in oil gave an objective analysis and evaluation.Key words: injection wells; injection ratio; well group dynamics; injection effect目录第1章绪论 (1)第2章油藏特征和开发概况 (2)2.1 油藏特征 (2)2.2 开发概况 (4)第3章注水开发现状及效果分析 (5)3.1注水开发现状 (5)3.2注水效果分析 (5)第4章长4+5油层组注水见效及存在问题 (7)第5章长6油层组注水见效及存在问题 (26)第6章未注水井组动态变化及存在问题 (37)第7章对目前注水开发现状的认识及下步建议 (40)结论 (49)参考文献 (50)致谢 (52)第1章绪论1.1国内注水开发发展现状20世纪20年代开始出现了采用人工注水开发油田的方法,多在油藏天然能量枯竭后注水,使油藏恢复压力，提高产量和采收率，称为二次采油法；把前期依靠油藏天然能量开采阶段称为一次采油。
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吴起油田采出水处理技术研究
【摘要】注水开发是提高陕北浅层低孔特低渗油藏最终采收率和开发效益的主要方式，随着开发工作的开展，油田污水已成为注水开发的主要水源，污水的处理、污水回注和再利用是油田可持续高效发展的关键问题之一。
本文对现阶段吴起油田污水处理技术的现状进行了分析，提出了吴起油田在污水处理上存在的问题，并针对现存的问题，给出了相应的对策和方法，结合现在的实际情况，对未来油田污水处理技术进行探讨。
【关键词】吴起油田污水处理防腐除油配伍性
油层压力低，渗透率低，单井产量低，埋藏浅是陕北低渗透油藏典型的特点，油田自然能量不足，就需要依靠注水补充能量，这对提高油田采收率和效益至关重要，吴起油田处于黄土高原腹地，水资源不足成为油田注水开发工作中面临的主要问题[1]。
因此，吴起油田在进行注水开发时常采用清污回注来解决水源不足的问题，近几年来，吴起油田在污水处理和排放方面基本上已经达到了“零排放”的标准，但是在油田污水处理方面还存在一些问题，值得我们思考和解决。
1 油田污水处理的意义
随着油田勘探开发和石油化工的快速发展，造成油田污水越来越多，给油田污水的排放和处理带来很大的困难，一些老油田已经进入开发的中、后期，采出液中的含水量为60～80%，有的油田甚至高达90%。
如果这些含油污水未经处理直接排放，将造成严重的环境污染，也是水资源的极大浪费，为了有效利用油田采出的污水，对污水进行处理回注是既经济又实用的办法，所以油田水处理技术是发展我国石油生产的一项重要的新技术。
2 吴起油田污水处理技术的现状
油田污水处理是去除水中的油、悬浮物以及其它有碍注水、易造成注水系统腐蚀、结垢的不利成分，延长油田根据自身的实际情况，采用絮凝和絮凝与防垢、杀菌、防腐相结合的方法。
2.1 杀菌防腐技术
根据现场水质的检测数据，延长油田注入水中普遍含有100～2500mg/l的s042-离子，有利于腐生菌和硫酸盐还原菌生长，它们含量比较高，是影响水质的主要因素[2]。
先后引进了sq-8、1227、wc-85等多种杀菌剂，在现场注水系统周期性、段塞式投加，一般交替投加2～3种杀菌剂，添加的浓度为100～80mg/l，添加的周期
1次/5天，对腐生菌和硫酸盐还原菌的杀灭率可达99%～100%。
2.2 采出水预氧化处理技术
电化学预氧化工艺是通过电解富含nacl的水，对水中的还原性成份进行氧化处理，水驱常规油田开发产生的高矿化度、高腐蚀性（矿化度大于2×104mg/l、腐蚀速率大于 0.5mm/a）含油污水，能除去水中fe2+、s2-，杀灭水中菌体，对低浓度的fe2+、s2-去除率低，起到控制腐蚀、稳定水质。
3 吴起油田污水处理存在的问题及对策
通过上述水质处理技术，对吴起油田的采出水进行处理，基本上能够达到污水回注的要求，但是在某些部分仍然存在如下的问题。
3.1 水体配伍问题分析
吴起油田各井场采出液经支线输送到转油点，再经干线输往联合站，沉降分离净化处理回注各油层，目前吴起油田输液干线水体结垢，站点净化污水注入地层，仍然存在伤害油层等问题。
现场采集水样，进行配伍性实验，结果如表1。
表1中“刘坪混”为剔除吴八转后其它站点按产水量比例混合后的水样。
结果表明，目前刘坪站出水回注长2时与油层水体不配伍，存在油层明显结垢现象，回注侏罗系y9、y10油层时结垢轻微，基本配伍。
吴八转水型为 mgcl2与cacl2比较接近，回注y9如176-5时结垢严重，不配伍。
表1中实验数据说明，剔除吴八转来水后其余采出水混合处理后，与三叠系的长2如旗 14-8 油层水配伍良好，可见吴八转采出水单独处理是解决结垢与配伍问题的关键。
3.2 预处理除油效果差
处理工艺中缺少必要的除油工艺或现有除油工艺除油效果差，含油和悬浮物较高的污水进入后续的过滤设备，使过滤阶段的负荷严重超限，导致出水效果变差、过滤压力升高、反洗频率增加、处理能力下降，严重时将对滤料造成不可恢复的污染、滤料严重堵塞或板结，最终使过滤设备瘫痪[3]。
目前仍沿用以重力沉降罐为主的除油方式，不能有效地去除低含油量，也就不能满足过滤器的工作条件，最终导致水质不合格，应该采用旋流除油、聚结式溶气气浮除油等新工艺技术。
4 对未来油田污水处理技术的探究4.1 生物处理技术
大家普遍认为生物处理技术是未来最有效的污水处理技术，一直受到专家的关注和重视。
近几来，伴随着基因工程技术的发展，以
质粒育种菌和基因工程菌为代表的高效降解菌种的特性研究和工程应用是今后污水生物处理技术的发展方向。
4.2 膜分离技术的研究
随着科技的不断发展，膜分离技术已经应用于很多的领域，而且取得了成功，但是在油田污水处理方面，还处于工业性试验阶段，难以大规模工业推广使用，其主要原因是膜的代价太高和污染比较严重[4]。
因此，今后的研究重点是：廉价环保新材料膜的研发，减少膜污染的方法，清洗方法的优化以及清洗剂的开发。
参考文献
[1] 李秋实，吴汉宁，张金功，等.陕北特低渗油田工业油流标准确定及意义[j].西北大学学报（自然科学版），2004，34（3）：345-348
[2] 李秋实.陕北浅层低渗透油藏管理的特点及对策[d].西北大学，2006
[3] 张艳.低渗透油田注水水质评价处理技术[j].石油钻探技术，2002，3（30）：52-541
[4] 朱义吾，赵作滋，巨全义，等.油田开发中的结垢机理及其防治技术[m].西安：陕西科学技术出版社，1995.86-88。