桩西桩106区块注水系统整体优化措施与效果探讨
桩106井区馆陶组油气藏形成条件及控制因素
盆控断层落差大 ， 活动期长 ， 在明化镇组时期停 止活动， 它们一方面控制潜山披覆构造、 滚动背斜构 造、 断块 一断鼻构造等的形成与分 布； 另一方面则构 成主要 的油源通道 ， 沟通了下第三系生 油中心和上
第三系储层 ， 在油气的垂向运移中起重要作用． ｛ 埕＝ 匕 大断层为桩 １６油藏最重要的油源断层 ， ０ 将埕北凹 陷下第三系烃源岩生成的油气源源不断输送到埕东 凸起北斜坡上第三系及埕岛潜山南部各个层 系中． 下第三系烃源岩排烃为幕式过程 ， 馆陶组下亚段储 层 以厚层的辫状河道砂体为主 ， 成毯状分布 。 横向连 通性较好 ， 通过与油源断层沟通 ， 成为油气聚集首先
第 ２ 卷第 ３ １ 期
Ｖ０ ． １ Ｎｏ ３ １２ ．
文章编 号 ：６ ３０ ４ ２ ０ ）３０ １—４ １７ —６Ｘ（０ ６０ —０ ３０
桩 １ ６井 区馆 陶组 油气 藏 形 成 条件 及 控 制 因素 ０
Ｃ ｎ ｉｏｓａｄｃｎｒｌ ａｔ ｓｏ ｙｒｃｒ ｏ ｃｕ ｌ ｉｎｉ Ｇ ａ ｔｏＦ ｒ ｔ ｎｉ ｈ ａｇ１ ６ｗ ｌｂｏｋｏ ａｈｋ ｕＯｌｅ ｏ ｄｔ ｎ ｏ ｔ ｃ ｒ ｆ ｄｏａ ｂｎａｃｍｕａ ｏ ｕ ｎａ ｏｍａｉ Ｚ ｕｎ ０ ｅ －ｌ ｆＬ ｏ ｅｏ ｉ ｌ ｉ ｎ ｏｆ ｏ ｈ ｔ ｎ ｏ ｎ ｌ ｃ ｉ ｆｄ
超覆沉积背景上 ， 为一南高北低 、 南陡北缓 、 被几条
北西和近东西向次级 断层复杂化的宽缓鼻状构造，
地层倾 角约 ０ ５～２０ ． ．。 ．。研究 区共发育 ３ 条较大断 层， 东侧的埕东断层和北侧 的埕北断层发育 于前第 三系， 明化镇组末期停止活动 ， 分别为埕东凸起与沾 化凹陷及埕 北低凸起 与埕北 凹陷的分界 断层 ； 桩 １６ ０ 块位于埕东断层 的上升盘 ， 埕东断层与其派生 断层是形成桩 １６断块局部断 鼻构造的封堵性断 ０
开发油田过程中采油厂注水系统管理方法
82在工业技术进步的同时，石油这种资源得到了全社会的瞩目。
在这样的背景下我国出现能源危机。
为了缓和这种矛盾，实现石油供需平衡，提高石油应用率和开采能力就成为了行业热议的话题。
相关技术的研究在不断增加，开采和技术的有机结合为经济发展创造了合适的契机与条件。
当然在实践中也要贯彻节约能源、环境保护思想，做好油田开发管理工作，秉承可持续发展的原则，创造出更大的社会效益与经济效益。
一、注水系统概述注水开采用在已经被长时间开采的油田因为地下断层石油储备量不足，故这时候的压力无法满足开采要求。
此时就需要往地层内部注水驱油，增强油层压力，提高石油开采能力。
作为非常常见的采油手段和技术。
这种技术被广泛应用在油田生产。
该系统十分复杂，管理难度很大。
为获得足够的开采量，持续性完成油田开采，就需要予以注水系统管理足够的关注度。
具体包括污水处理、石油矿藏、注水井、采油井、前处理设备等。
其有着非常复杂的作业流程。
完成水前期处理后，将水注入到井下油藏，让这些油藏被推动，朝向采油井方向移动。
此时使用采油设备开采石油。
在分离处理后，油水混合油被做污水处理。
被处理后的水再次用到注水开采过程。
当前国内石油开采中注水系统被广泛使用。
注水系统通过先进、合理的技术和管理手段，优化和处理了开采工艺、开采技术，保障了开采效率，强化了管理工作和注水系统维护有效性。
工作人员凭借着规范性的技能与操作，全面提升着系统管理效果和水平。
在注水系统开采技术支持下提高了注水系统效率，水质得到了有效优化，石油质量得到了全面提高。
二、国内采油厂对注水系统的应用情况从当前国内一些采油厂状况可以看到，许多采油厂所面对的油田都是低渗透油田，需要用到注水开采手段。
在常年运行中，采油厂有不断改进技术，尝试性开发和引进各种先进技术。
尤其是注水系统开发中用到了很多的新工艺、新方法、新材料。
注水系统开发中主要有这样两条缺陷。
首先注水水质不达标，该因素直接影响着石油开采质量，关系到最后的开采效率。
萨北开发区聚驱注水系统的优化
萨北开发区聚驱注水系统的优化
张春雷
【期刊名称】《油气田地面工程》
【年(卷),期】2015(000)006
【摘要】萨北开发区的北过及北三区1～3排聚驱区块注水系统采用的是1座注水站为2~3座注入站供高压稀释用水的系统工艺流程。
由于受到开发部门对稀释水量的调整、高压管网连通性差等因素影响，造成注水泵的实际运行能力远大于下游注入站的需求。
通过采取注水泵优化调整、注水泵减级、系统联网运行等措施，先后调整2座注水站注水泵运行、2台注水泵减级，并通过注水站间联网停运2台注水泵，取得了4座注水站共计年节约清水330.11×104 m3、年节约电量1785×104 kW·h的良好效果。
【总页数】2页(P31-31,32)
【作者】张春雷
【作者单位】大庆油田采油三厂
【正文语种】中文
【相关文献】
1.萨北油田聚驱注水系统降压运行试验
2.萨北开发区二类油层聚驱提效率方法研究
3.萨北开发区北三区东部西块聚驱综合调整方法
4.萨北开发区聚驱后蒸汽驱工艺的总结和认识
5.聚驱数值模拟方法在萨北开发区过渡带的应用
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水驱单元注采调整与技术优化措施探讨
水驱单元注采调整与技术优化措施探讨作者：王习武来源：《商情》2019年第46期【摘要】为提高油田该水驱单元开发效果，通过精细注采调整，强化单元稳产基础;认识剩余;油富集规律，加大平面、层间挖潜，提高储量控制程度。
通过补孔挖潜，以完善并网为基，建立稳产基;分类治理、完善水井，提高水驱控制程度;同时，立足油藏特点，实现注采调整常态化，整体调整与局部调整相结合，有效改善该单元的开发效果，从而对今后同类油藏的开发具有一定的参考价值。
【关键词】水驱单元;注采调整;井网完善;技术优化油田某单元是一个高渗透、高饱和疏松砂岩油藏。
该单元已经进入后续水驱，单元水淹严重，采出程度高，稳产基础薄弱，根据特高含水阶段单元的开发特点，不断统筹优化，精细管理，兼容开发，深入挖潜，夯实老油田稳产基础，改善单元开发效果，对今后同类油藏的开发调整也有一定的借鉴意义。
1构造特征该开发单元地层倾向北东，南高北低、西高东低，区内未發现断层。
油层埋藏浅、原油性质较稠。
由于埋藏深度浅，成岩作用较弱，胶结疏松，且胶结物以泥质为主，胶结类型以孔隙-接触式和接触式为主，储层的孔隙度渗透率均较高，储集物性好。
由于属于河流相沉积，储层岩性、物性在纵向上、横向上变化大，储层非均质性严重。
2存在问题2.1局部井网完善程度差，井网控制程度低该单元由于停产停注井多，储量控制程度低。
目前单元动态注采对应率已经非常高，但在局部区域仍有储量未动用区域，具有进一步调整完善的潜力。
2.2出砂、吐聚现象较多，开发效果差转后续水驱以来，水井出砂等现象较为严重，统计2017年至2018年油井作业次数，发现出砂井占48.3%，存在严重窜聚、套变、砂卡。
3注采调整与技术优化措施在特高含水期，如何控制含水上升，减缓产量递减成为单元开发的首要任务，不断统筹优化，兼容开发，夯实稳产基础，积极探索提高采收率的有效途径，努力实现开发基础稳固、产量有序接替、管理科学精细、效益稳步提高。
3.1剩余油潜力再认识平面上，由于储层的非均质性，导致平面上的开采强度、水淹程度及压力分布等都存在一定的差异。
精细注水开发管理 推进油田产量持续稳定
2019年第12期【摘要】随着新型管理区的创建，紧紧围绕职能转变，把全部力量、工作、资源，向油藏经营管理业务聚焦,实现管理区自主经营。
本文着重以胜利油田桩西采油厂老河口油田为例，秉承“油水并重，以水为先”的开发理念，以“层系合理不乱，井网完善不欠，注采协调不窜，精细管理不倦”为目标，加强动态分析，虽面对低油价等诸多不利因素，仍坚持立体均衡调整，深化水驱控递减，不断夯实老区稳产基础。
【关键词】油藏经营管理；油水并重；以水为先；水驱控递减；老区稳产胜利油田桩西采油厂老河口油田老河口油田主要生产区位于渤海海域滩海地带，主要开发方式为固定式采油平台丛式井组。
地质储量4754.13×104t，主要含油层位为馆上段。
截至目前，开油井196口，单井日产油量3.4t，综合含水94.8％。
经过30多年的勘探开发，目前采出程度20.4%，采油速度0.6%，已进入中高采出程度、特高含水开发阶段，油藏水淹严重，剩余油分布较为零散，同时从产量贡献来看，岩性单元产量贡献占到油田的88%，为主要产量贡献单元，但是目前单元油井产量递减大，稳产难度大。
一、产量结构变化态势分析原油产量是油田的基本生产指标，原油产量结构分类有很多，按照年度投入类型分类可分为自然产量、措施产量和新井产量；按照阶段新、老区产量构成分类可分为新区新井、老区老井及老区新井；按照油藏类型构成可分为断块油藏、低渗油藏及稠油油藏。
不同的分类方式，对产量的影响也不同。
按照年度投入类型分类来讲，从老河口油田历年产量构成面积图能够看出，老河口油田原油产量逐年下降，而且在2015-2018年之间产量递减幅度较大。
由于老河口油田储量以岩性单元为主，产量递减大，稳产难度大，稳产主要依赖于防砂、提液等高效措施。
由于油价低迷，油田投资大幅萎缩，管理局压缩新投、压裂等高效措施投入，任何投入均要进行“事前算赢”，同时受近年安全环保形势所迫，导致滩海地区油井措施“事前算赢”无法通过，很多措施无法实施，加剧了年度产量的稳产难度。
2022年采油厂生产管理区工作总结_生产管理半年工作总结
2022年采油厂生产管理区工作总结_生产管理半年工作总结一年来,在党委和采油厂的正确领导下,围绕年度工作目标,，庄格尔生产管理区以“双学习、双创新、双提升”活动为主线，以团队素质建设为重点，突出管理创新和管理效能“应用两项技术，实施四项管理，实施一个项目，发挥一个作用”，各项任务圆满完成。
一、各项指标完成情况1、完成原油生产年度计划。
全年原油产量39.7万吨，达到计划产量的100%；油田注水10000立方米，占计划的%。
2、可控成本控制在计划之内。
吨油成本控制在元，与计划持平。
3、油田开发管理上新台阶。
自然递减率和含水上升率分别控制在%和%；放井率控制在%。
4、基础管理水平迈上新台阶。
油水井资料全准率 %；设备综合完好率 %；涌现出个厂级样板。
五是科技兴油取得新成果。
全年实施新技术、新工艺，新增油品1万吨，取得优秀管理成果11项，其中局级2项，省部级2项，国家级3项，申请国家专利1项。
6、精神文明建设取得新成绩。
党的建设、基层建设踏上新水平，职工队伍始终保持了团结稳定的好局面。
管理区党委被评为采油厂“优秀基层党组织”，管理区被评为管理局“基层建设先进三级单位”，采油四队被评为管理局“基层建设十佳示范队”和中石化股份公司“金牌基层队”。
二、完成的主要工作（一）精细油藏开发管理，实现油田开发良性循环一年来，我们克服了自然大幅度下降、含水率迅速上升、新威尔斯的工作量大、措施不稳、生产稳定基础薄弱的严峻形势。
创新开发管理模式，应用新技术、新工艺，努力提高油田开发管理水平，有效促进了原油生产。
建立地质流程层级化管理模式。
主要是实行分析流程分层，管理流程分级。
在“四层次”精细管理的基础上，进一步细化分析流程，从宏观到微观，从油藏到井层，重新对每个层次进行特性分类，根据不同层次油藏特点，制定具有油藏特色的挖潜和治理措施。
同时，针对分析流程的四个层次，对地质管理流程进行重新分级，建立油藏分析员---地质技术员---井区分析员---一线职工四级管理制度和资料分级汇报制度，提高油藏监控的及时性和措施的有效性。
多轮次调剖井参数优化在桩西厂的应用
实施后，６口 水 井 平 均 注 入 上 升 １．５ＭＰａ，对 应 油 井 ９ 口 ，含 水 下 降 ２ 个 百 分 点 ，日 增 油 １８．８ 吨 ，不 考虑递减 下 纯 增 油 ２１６８ 吨，递 减 按 ９％ 计 算 情 况 下，则增油 ２３６３ 吨。 有 效 控 制 了 区 块 递 减 ，促 进 了 区块的高效开发。 ４ 结 论 及 认 识
１２０ ３０３６ ２９５８ ５９９４ １２８１ ６．９７
１５０ ３０３６ ３０２０ ６０５６ １３４３ ７．３１
１８０ ３０２７ ３０１２ ６０３９ １３２６ ７．２１
多轮次调剖时每轮次调剖之间的间隔时间对 最终调剖效果也产生着至关重要的影响。间隔时间
＊ 收稿日期：２０１９－０１－１６ 作者简介：刘健（１９７２—），男，中国石油大学（北京）研究生毕业 主要从事油田注水工艺技术研究。
Ｘ、Ｙ 方向网格大小（ｍ） １０ Ｚ方向网格大小（ｍ） ４
原油密度（ｋｇ／ｍ３） ８５０
深部调驱技术改善水驱开发效果的实践与认识
（1）对于以平面、层内矛盾为主的井组，适当增大处理半径， 初次调驱井处理半径控制在20米左右；
（2）对于层内层间矛盾并存的初次调驱井可在增大调驱剂强 度的前提下，处理深度适当减少，处理半径控制在10米左右；
（3）对于多轮次调驱的井和区块要有效增大用量
平均单井调驱剂用量
物
WQPAM
1600-1800 23-27 剂
CA-75A
≥1600
≤25
CA-75B GHPAM-1 GHPAM-1
≥2000 ≥1200 ≥1600
≤25 20-25 23-25
型号
水源
Zcy-2 Tjbh-1
Tjbh-2 BHJ-01
HR-1
港东
配
港西
制
王徐庄、羊二庄
孔店、羊三木
水 官80大站、官三站
5 5382
6 8415 7 8434 8 8428 9 8446
10 8439
调驱体系
地下交联凝胶 预交联凝胶颗粒 预交联+地下交联凝胶 橡胶颗粒+地下交联凝胶 预交联+橡胶颗粒+地下交
联凝胶 地下交联凝胶 预交联凝胶颗粒 预交联+地下交联凝胶 橡胶颗粒+地下交联凝胶 预交联+橡胶颗粒+地下交
联凝胶
803t
80
742t
748t
实施井次 单井组增油
637t 619t
17 6
Ⅰ
Ⅱ
Ⅲ
Ⅰ—预交联凝胶颗粒+交联聚合物
Ⅱ — 橡胶颗粒+交联聚合物
Ⅲ —橡胶颗粒+预交联+交联聚合物
17 8
注聚前压力系统调整方法及其效果分析
771 影响A井区压力系统不均衡的主要因素（1）砂体发育差异造成压力不均衡：A井区只发育葡I组油层，纵向上划分为15个沉积单元。
其中葡Ⅰ1.1层为三角洲外前缘相，其余层均为三角洲内前缘相，砂体发育规模小，厚度薄，多呈断续条带状和零星分布，砂体连续性差，油层横向连通性差导致油层压力传导困难。
（2）断层遮挡造成局部压力不均衡：开发区块中由于断层的存在，使得油层在平面上受到严重切割，注水压力传导受阻形成蹩压，我们针对A井区靠近断层的注水井适当减水，尤其是周围采油井均为高流压井，应及时放大生产压差以防蹩压。
（3）注采结构不完善造成压力不均衡：由于注水井套损、吸水状况差、扩边井发育差等矛盾造成注采结构不完善，导致区块内部存在压力差异。
（4）注水井层间、平面吸水差异导致压力失衡：从平面上看，不同区域因储层沉积条件不同，砂体发育情况也不同，注入水沿高渗透带突进，使高渗透带动用比低渗透带好，导致平面上综合含水及总压差差异较大，低渗透带综合含水较低，总压差较大。
2 注聚前压力系统调整的做法及效果2.1 从完善注采关系角度调整压力系统在水驱开发过程中为了控制低效无效循环，对部分注入井的高渗透层实施了停注，对部分采出井的高产液层实施了堵水，因此在进行局部注聚时，需要对注水井的停注层恢复注水，采出井的堵水层进行拔堵，同时需要对部分不完善的井组进行补孔，进一步完善单砂体注采关系，降低注入压力。
2.2 从油水井端综合调整角度调整压力系统对2014年7月的注入压力进行分级统计（总井数32口，开井29口）：从表1中看出压力低于8MPa的注入井有15口，平均注入压力仅为5.2MPa，单井射开砂岩厚度19.2m，有效厚度12.3m，注入强度为4.36m 3/d。
同时这部分井地层压力也低，仅为6.1MPa，累计注采比为0.80，低于全区0.15，这部分井区地层亏空，需要弥补地层能量，针对这部分井，注入端实施方案上调，在注入端调整的同时，采出端对流压低的井，参数有调整余地的进行调小，对参数没有调整余地的实施间抽，间抽后，单井产液量下降11.0t，产油量下降0.4t，含水稳定，流压上升0.17MPa。
谈石油开采中优化注水的地面配套问题
谈石油开采中优化注水的地面配套问题摘要：目前，多数油田的油井进行了开采的末期，因为油层内部的压力减小，同时石油的黏稠度增大，在石油开采过程中困难重重。
如今多采用注水来提升油层压力，提高石油的开采力度。
可是某些注水系统却因地面设施的原因，从而出现效率不高，能耗过大的问题。
本文中，笔者主要剖析这些问题存在的原因，并结合工作谈一谈石油开采中优化注水的地面配套问题。
关键词：优化注水石油工程开采措施现阶段，我国的多数油田的油井进行了开采的末期，因为油层内部的压力减小，同时石油的黏稠度增大，在石油开采过程中困难重重。
如今多采用注水来提升油层压力，提高石油的开采力度。
可是某些注水系统却因地面设施的原因，从而出现效率不高，能耗过大的问题。
下面，笔者主要剖析这些问题存在的原因，并结合工作谈一谈石油开采中优化注水的地面配套问题。
一、导致油田开采中注水系统效率降低的原因调查油田注水系统，结构复杂，系统庞大。
受到影响的因素有许多，总体来讲，导致效率降低的原因主要有如下方面：1.注水系统中采用的电动机型号不匹配。
部分油田所采用的电机型号在电机功率的选择问题上出现偏差，主要是和注水泵型号不相匹配，结果出现了电机出力不足问题，电机损耗过大，俗话叫大马拉小车，导致无功功率的损失过大。
2.注水系统中采用的.注水泵的效率偏低。
根据有关数据的调查分析，现除段注水泵的平均效率并不太完美，主要为总效率的百分之七十二，这一点明显偏低，离总公司要求的百分之七十五再差三个百分点。
而相比来言，国外在注水泵运行的效率方面，其效率几乎达到百分之八十。
分析其原因发现，导致泵效低的主要问题有：一是注水泵牵扯到多种因素出现泵体本身效率低下，二是在注水泵的型号选择与配套问题上出现事故，比如泵管的压差大，导致出现节流损失，能量损失严重的现象，这些问题不容忽视。
3.注水系统中采用的注水系统管网设计较为复杂，造成能耗损失过大。
导致能耗损失大注水管网能量损耗主要是管件的沿程阻力损失和局部阻力损失，如阀门三通等，它们都与流量输送距离和流速平方成正比。
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机组效 站综合效 管 网效 系统效
２ ． ４优 化 注 水 流程 ， 减 少 系统 能耗
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作者 简介： 宁福卫（ １ ９ ６ ８ 一） ， 男， 采油技 师， 现从 事油气生产管理工作 。
１ ５ ４ Ｚ Ｏ １ ５ 年２ 月下 第 ｏ ４ 期 总第２ ０ ８ 期
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桩西桩１ ０ ６ 区块注水 系统整体优化措施与效果探讨
宁福卫 崔磊 孙国庆 庞军 （ 中国石化胜利油 田有限公司桩西采油厂， 山东东营 ２ ５ ７ ２ ３ ７ ）
耗 由７ ． １ ２ ３ Ｋ Ｗ． ｈ ／ ｍ 降 至６ ． ４ Ｋ Ｗ・ ｈ ／ ｍ ， 确 保 了注水 系统 高效 、 低耗 、 平稳 、 安 全 运行 。
【 关键词ｌ注水系统 参数优化 降本增效
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