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1、沈阳采油厂注水工作会议材料做好“三个精细”工作，促进注水开发 管理上水平 - 2005年注水工作总结及2006年注水工作思路采油作业二区2005年12月一、现状及指标完成情况采油作业二区负责沈84安12块、东胜堡潜山、安1安97潜山三大注水油藏的开发生产管理工作，是我厂最大的原油生产单位。目前全区共有油水井736口，累产油1919.9613万吨，采出程度20.38%，可采采出程度76.86%，年采油速度0.4%，阶段采油速度0.39%；有注水井224口，其中有效注水井198口，开井178口，开井利用率89.9%，日注水7610方，累注水5024.0907万方，累积注采比0.8103，阶段注采比
2、0.8361，累积亏空1098.8298万方。全区198口有效注水井中，有普通分注91口，多级分注为44口，油套分注23口，笼统注水40口（东胜堡潜山、安1安97潜山均是笼统注水有24口），分注率为79.8，沈84安12块有效水井174口，分注率为90.8，分注程度为2.8级3.3层；全区198口有效注水井中，系统压力注水有169口，柱塞泵增注18口，电泵增注11口（四组）。1-10月计划配注水210万方，实际完成注水量216.96万方，多注水6.96万方。预计全年可完成注水量263万方，比全年配注指标254万方超注水9万方，主要是今年停注井次减少，注水时率提高，再加上实施提液措施后相应上提一
3、部分水量。二、注水工作量完成情况及效果由于我区各大区块都是注水开发，注水井多达224口，同时由于沈84安12块井距较小只有150米，水淹水窜速度快，油水井动态频繁发生；东胜堡潜山底水持续锥进；安1安97潜山注水见效后期含水上升速度快。这些不利因素使我们认识到，我区开发工作必须以注水工作为中心，实现“以水稳油”。因此，今年以来我区地质工作始终以实现“稳定注水”为出发点和落脚点，在厂注水项目组的指导下，通过积极做好“三个精细”工作，实现了我区注水开发管理工作再上新水平,为我区实现连续稳产奠定了坚实的基础。1、实施“精细方案”设计，为稳定注水提供技术支持沈84安12块层间矛盾突出，由于长期分层注水开
4、发，层段间存在较大压力差，使注水井油管弯曲变形现象经常发生，导致一部分井不能保证正常注水。今年以来，我们继续和地质工艺两所一起加强研究，从作业方案设计上实施精细方案设计，力求为稳定注水提供有力技术支持：一是在分注作业方案上加强研究，分析油层渗透性、压力状况和等级，对弯曲变形较重的通过实施减级的办法，实现减缓层间压力差，避免油管变形；二是在层段配注性质上避免极性配水，即两个相邻层段间避免超强注和限死现象发生，从避免层间出现大压力差上避免油管变形；三是对弯曲变形较轻的工艺所通过实施油管防弯技术的办法，减少油管弯曲，以上三项工作量见注水井精细方案工作量统计表、油管防弯统计表。这三项工作实施以来，通过
5、观察对应油井未发生任何不良动态变化，但对减少油管弯曲变形起到了积极作用，油管弯曲变形井次明显下降，由2004年的32井次下降到15井次（见油管变形统计表），为实现水井正常稳定注水提供了有力的技术支持。2、实施“精细管理”工作，保证注水时率，为实现稳定注水保驾护航面对我区注水井多、分注井多、井距小、潜山增注泵注水压力高注水难度大的实际开发情况，为保证注水时率，完成配注指标，我区在注水井管理上实施了“二报、三查、两论、一协调”的“精细管理”工作方法， “二报”，一是在生产会由采油队汇报注水井每天的生产情况，水井井下作业监督情况；二是由作业区机动人员在生产会上汇报注水井增注设备的运行情况；“三查”即
6、由生产组水井管理人员查注水井的压力(特别是套压)，查水量、查水井放压情况，严格执行水井上作业前压力先自然扩散到3Mpa以下再放压的管理制度，防止压力过高时放压造成油层激动出砂、套管变形损坏等事故发生。“两论”，一是对分层测试不成功的注水井，在地质周例会上有针对性地进行讨论后拿出问题结论，二是针对问题结论讨论分析制定出“精细方案”设计。“一协调”，即作业区地质队设专人与测试公司协调、了解测试中存在的问题，建立“测试协调记录本”，有针对地做工作，负责组织水井的洗井、通井、整改井口流程闸门设备等工作，实施全线组织，做到事事有回音，事事有结果，极大地提高了测试成功率和测试速度，这一“精细管理”工作方法
7、的有效实施，为保证全区注水井注水时率，实现稳定注水起到了至关重要的作用。例如，正是由于实施了“二报”，使我区在年初注水水质出现严重问题的情况下，作业区能及时对所有注水井水表和闸门工作状况了如指掌，及时果断采取控压注水的有效措施，同时做到及时和厂有关科室联系，协调维修更换水表112块、闸门97个，保证了水井的有效生产时率和实现稳定注水，避免因出现注水混乱不清而导致大面积不良动态变化的发生。通过水井井下作业监督情况的汇报，能及时发现油管弯曲变形的位置、程度及其它井下问题，及时同有关部门联系，为完井方案精细设计提供珍贵的第一手资料。通过作业区机动人员在生产会上汇报注水井增注设备的运行情况，使采油队和
8、作业区领导能及时了解设备的运行情况和存在的问题，以便及时与有关部门协调准备配件、组织维修，截止到目前共维修或更换泵件57件次，很好地保证了潜山增注的需要。通过“三查”使我区水井的压力、水量等数据真实可靠，杜绝了假资料，为稳定注水提供了真实的数据保证。而通过“两论”和“一协调”，我们可以及时处理问题井，缩短水井“带病”生产时间，截止到目前共进行水井洗井326井次，通井18井次，维修或更换清蜡闸门、总闸门33个，提高了水井有效生产时率，为实现稳定注水争分夺秒。这一“精细管理”工作的有效开展，是适应我区油田开发的实际要求，为实现稳定注水起到了保驾护航的重要作用。3、实施“精细调配”方法，扩大稳定注水
9、成果进入2005年，我厂在用的管杆由于长期重复使用，其疲劳老化问题比较严重，再加上我区砂岩油田进入高含水开发阶段，油井均有不同程度的出砂，这些复杂因素经常使油水井正常生产受到影响，油水井“带病”（泵效下降、管底阀轻微刺漏等）生产严重影响到有效生产时率、产量、动态分析和调配的效果，油水井是否正常生产是动态分析的基本前提，为此我们总结实施了“资料一致性”油水井动态分析法，即通过对水井的油压、套压、注水量及油井的产液量、含水、动液面、示功图、憋泵验管数据等各项资料进行综合分析研究，从而判断各项资料是否“一致”，如不一致（说明井筒或地面部分有问题），则反馈到生产组和小队及时做工作找出不一致的原因，以便
10、及时进行处理或作业加以解决；如资料一致（说明油层部分有问题），表明发生了油水井动态变化，则及时进行“全天候”笼统调配，对有条件分层调配井同时自定出方案找地质所批准后安排测试投捞，这一方法的实施极大地提高了油水井的有效生产时率、产量以及动态调配的效果：截止目前共分析发现问题井216井次，通过热洗、碰泵处理正常93井次，及时作业检泵123井次，不完全统计多产油1700吨以上；实施动态调配水194井次（去年268井次），有效142井次（去年178井次），有效率73.2%（去年66.3%），目前日增油58.6吨，年增油16712 吨（去年16512吨），平均日增油55 吨（去年平均日增54吨），单井累
11、增油86吨，较去年单井多增24吨，动态调配有效率及效果明显提高。同时，通过这一工作的有效开展，动态调配停注井次大幅度减少，只有63井次（去年107井次），避免了过去因问题井和动态变化分不清而采取保守调配方法所带来的调配不见效、地层压力下降的负面影响，使区块动液面在今年大面积实施提液的情况下保持了稳定并略有回升（沈84安12块2005年综合开发曲线），区块稳产基础得到很大改善，区块自然递减率较上年又有所下降，仅为18.35 %（去年22.62%），下降4.27个百分点。总之，在厂注水项目组的领导下，我区通过采取多种切实有效的方法，以“稳定注水”为注水工作的出发点和落脚点，做好“三个精细”工作，实
12、现了注水开发管理再上新水平的工作目标，老区稳产基础得到进一步加强，油田递减率持续下降，为我区连续稳产和超额完成全年产量任务做出了重要贡献。附：注水工作成果表 三、2006年注水工作思路及需要解决的问题2006年我区存在以下不利因素：一是沈84-安12块进入层系调整第6年,层系内可调补的潜力层几乎补完,靠单一的补层和大泵提液措施难以继续承担有效弥补区块递减的重任；二是该块主力储层为瓣状分流河道沉积，储层非均质性严重，由于高滲透和低压层的存在，再加上150小井距，造成突出的层间及平面注采矛盾，注水难度大；三是为控制油井含水上升，在分层调配无效的情况下只能利用水动力学原理采取不等量调配甚至动态停注，
13、停注必然造成地层压力的下降，必将限制高含水开发阶段靠提液措施增产稳产的实施，同时随着调配轮次的增加，调配增油效果必然越来越差；四是安1安97潜山面临控制含水上升与稳定液量难度增大；五是东胜堡潜山降压开采液量继续下降将严重影响产量。通过综合分析这些不利因素后认为,我区明年如何通过注水工作实现控水稳油，任务将更加艰巨。必须在继续做好“三个精细”工作的基础上，以“实施一个“复合注水”为基础，搞好一个培训、二个转变”的工作思路展开注水工作,确保我区有效注水开发的实现。1、搞好注水综合治理工作，实施“复合注水”，增强稳产基础 一是继续加强注水井管理，落实“稳定注水”的地面管理工作，做好水表、闸门、管线的
14、维修保养工作，保证设备和管网流程齐备好用，保证注水时率；二是要重点实施“复合注水”工作，即在沈84安12块主力注采矛盾突出的区域实施机械分注与化学调剖相结合的复合注水方式。据统计，今年以来动态停注井次高达63井次，减少注水量11万方，停注必然造成地层压力的下降，目前区块动液面虽然较为稳定在1350米左右（见液面变化曲线），但地层压力还较低，仅有9.37MP，仅为原始地层压力的54.9%左右，区块地层压力未达到整体提液要求的80%，必将限制高含水开发阶段靠提液措施增产稳产的实施；同时，今年进行的50多口大泵提液措施井，由于生产压差的增大，必然对油层流体产生“拖拽”作用，加快水淹水窜程度，水驱效果
15、变差；另外，随着动态调配轮次的增加，调配增油效果必然越来越差，因此，要进行“复合注水”，改善水驱效果。预计实施调剖15-20井组，同时要求调剖要有周期性和轮次性，保证调剖质量。机械分注级数尽力简化，以便减少油管变形，实现注水井稳定注水，避免停注带来负面影响，稳定并逐渐提高油层压力，扩大水体波及系数，从而改善区块高含水开发期的水驱效果，增强稳产基础，为适合整体提液打下良好基础。2. 强化地质开发培训，实现全员参与水井管理和油水井分析，进一步提高水井生产时率和调配效果进入2006年，我区措施难度空前增大，沈84安12块提液后水淹水窜速度必然加快，注水难度进一步增大，安197潜山正处于含水快速上升的
16、开发阶段，产量将有大幅度递减，使我区稳产难度进一步增大，面对这些客观现实，我们只有从主观上找潜力，通过强化教育培训，使井站员工了解水井在油田稳产中的重要地位以及油水井动态资料的密切关系，改变井站员工“重油轻水不管气”的落后意识，发挥全员能动性，推广“资料一致性”油水井分析方法，实现井站采油工重视水井管理，全员参与油水井分析，利用现场第一手资料优势，及时分析发现问题井和处理问题井，及时反馈动态信息，进一步提高油水井有效生产时率和调配效果，减少自然递减稳定油田产量。3. 搞好东胜堡潜山、安1安97潜山注水方式的转变，稳定潜山压力和产量东胜堡潜山通过降压开采，近几年来含水已得到有效控制，今年潜山含水
