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长庆油田实现注水的精细化管理【摘要】近年来随着我国有油田开采的深入化的发展，我国越来越重视对油田深入化注水的管理工作，精细化注水不但可以使老油田稳产增收，同时也解决了油田企业油井老化停产的问题，所以，目前我国各大油田大力度的开展油田精细化注水的工作，尤其是长庆油田，在开发实践中，一直把“油水并重”的思路贯穿于整个油田开发的全过程。
坚持注好水、注够水，使低产、低效的油层获得“解放”使一批难动用的储量实现了效益的开发。
长庆油田始终把企业的精细化注水作为一种意识、一种理念、一种态度，来重点的管理，重点落实。
长庆油田在不断的实践和总结中形成以“三分”精细化注水为主的技术系列，较好的均匀了地层压力的分布，提高了注水的体积，是油田大面积增效，精细化注水成为整个油田开展的核心工作。
【关键词】注水的精细化管理的成就精细化管理的措施未来发展趋势1 长庆油田实现注水的精细化管理的成就近几年，长庆油田积极转变观念，坚持整体部署，分步实施，积极开展注水的专项管理工作，重点油藏综合治理和“0.1工程”（平均单井日增产原油0.1吨）示范区的建设，全力推进油田的开发工作。
实施“油田开发基础年”活动3年来，长庆油田超前注水区累计新建石油产能1234.9万吨，平均单井产能提高15%至20%。
长庆油田始终坚持“上得去、稳得住、管得好”的发展战略长庆油田子自实施注水的精细化管理田自然递减率由2008年的8.6%下降到目前的7.9%，含水上升率控制在2.5%以内，水驱储量控制程度由92.2%上升到93.1%，水驱储量动用程度由69.7%上升到71.4%，三叠系地层压力水平保持在95%以上。
这些指标处于中国石油油气田开发的先进水平。
同时长庆油田创建了“三超前、三优先”的超前注水模式，“三超前”即超前注水建设模式，超前预测开发模式，超前建设注水系统、超前建设供水系统。
“三优先”即优先打注水井、优先建注水管线、优先投注水井，坚持实施地质、工艺和地面建设三位一体化设计施工，实现钻、试、投无缝衔接，加快了超前注水区块的油井上产工作。
加强水井精细管理改善井组开发效果【摘要】临南油田为中低渗注水开发油田，注水效果的好坏成为影响稳产的关键因素。
本文从加强注水井的管理入手，保单元稳产。
总结经验，对出现的问题提出相应的治理措施，以此来作为稳产的一种手段，减缓产量递减。
【关键词】注水；酸化；检管柱；水淹0.前言目前油田已进入高含水开发阶段，但从油井产液剖面看，油层动用程度不均，主力层水淹严重，甚至尚未动用。
随着油水关系的复杂化，三大矛盾日益严重，决定注水工作向精细化发展势在必行，也是油田后期稳产的关键，主要方向是：通过实施攻欠增注，实现有效注水；通过硼中子等基本手段，结合生产实际，准确判断出水层位；以地质动态分析为依据，摸清来水方向；通过调整层间、层内、平面水线推进方向和速度，减缓油藏含水上升速度，减缓三大矛盾影响，充分发挥非主力层作用，提高储量动用程度，实现油田高含水阶段保持稳产的开发效果。
1.地质概况临南油田划分为夏32块、夏52块、田口块、兴隆块、钱官屯、街二块等六个开发区块，23个开发单元，油藏埋深2400-3750m，含油层系沙二段、沙三段、沙四段，含油井段150-600m，为典型的中低渗、低饱和断块层状油藏，具有构造复杂、断层发育、断块多、含油面积小、纵横向上非均质严重、油水关系复杂等油藏地质特征。
2.临南油田的目前生产情况2012年6月，探明地质储量3197.08万吨，动用储量3123万吨，可采储量821.3万吨，采出程度23.33%。
油井总井237口，开井171口，日液水平4173t，日油水平348吨，综合含水91.7%，平均动液面1112m，水井总井97口，开井71口，日注水平2816m3/d。
月注采比0.67，累计注采比0.46。
3.水井精细调配，油井密切跟踪，确保调整措施有效3.1水井调配的原则（1）水井调配要和油井调整结合，必须兼顾整个井组和单元的实际开发情况，做到统筹兼顾、点面结合、纵横结合。
（2）水井调配实施前，必须对主要受效井的产液量、动液面、含水上升速度等做出科学的、详细的论证。
胜利山采油大队推进精细注水工作背景介绍胜利山采油大队是位于河北省卢龙县的一家油田企业，其主要业务为开采油气资源。
为了提高油井产量，减少资源浪费，大队一直在推进精细注水工作。
精细注水工作的意义精细注水是通过精准分析井底情况，采取合适的方法和措施，将水注入油层，从而提高油井产量的工作。
这项工作的意义非常重大。
通过精细注水工作，可以增加油井产量，提高采油效率，减少资源浪费，从而保证企业的稳定发展。
精细注水工作的具体方法为了推进精细注水工作，胜利山采油大队采取了以下具体措施：1. 提高注水精度通过更新井下注水设备，提高注水精度，避免水资源浪费，达到节约的目的。
同时，对于井下喷头也进行了优化调整，使得注水的效果更加理想。
2. 优化注水周期针对不同的井下情况，大队科学制定注水周期，避免注水周期过短或过长，对油井产量造成负面影响。
通过注水周期的优化，使得油田资源得到更加合理和高效的利用。
3. 有效控制井底压力针对不同的井下情况，大队科学制定合适的井底压力控制措施，避免因为高井底压力导致油井产量下降的情况发生。
通过井底压力的控制，油井的产量得到了有效地保障和提高。
项目效益推进精细注水工作，依靠科学的方法和措施，大队实现了以下效益：1. 产量提高通过精准注水，油田所有井的产量相应提高，平均提高幅度约为10%，给企业带来了较大的利润回报。
2. 成本降低优化注水周期、注水设备等设施的更新，使得注水成本得到了有效的降低。
未来计划在精细注水工作的基础上，大队将继续推进在以下方面的工作：1. 优化数据分析加强数据收集与分析，了解油井的实时情况，及时调整注水策略。
2. 推进新技术应用比如，正在积极推进数字化采油的工程，以数字化技术手段实现油田加密开采、井底智能化控制。
结论通过胜利山采油大队推进精细注水工作，企业实现了产量提高、成本降低等效益，为企业的长远发展奠定了坚实的基础。
各项措施在实施过程中，也取得了一定的成效，为未来工作指明了方向与契机。
抓基础重落实提升采油工程管理水平摘要】孤岛采油厂不断加强科学管理、系统管理和精细化管理，不断提高队伍素质，提高采油工程管理水平和运行质量，加强自主创新，优化成熟配套工艺，各项经济技术指标、原油稳产和成本控制都有了一定进步。
本文对此进行了详细论述。
【关键词】注水治理；精细管理2012年按照分公司总体部署，深入开展“比学赶帮超”暨“精细管理提升年”活动，不断加强科学管理、系统管理和精细化管理，不断提高队伍素质，提高采油工程管理水平和运行质量，加强自主创新，优化成熟配套工艺，各项经济技术指标、原油稳产和成本控制都有了一定进步。
1.工作取得的成效1.1加强注水系统治理，夯实水驱油田稳产基础针对水驱油藏开发效果差，生产系统开展了攻欠增注月活动和洗井会战；集输注水系统开展水质处理系统技术调研和改造方案论证；科研系统强化测试分析、井组动态分析和水井措施分析论证；作业系统加强了水井作业质量监督。
与去年同期相比，开井数增加到553口、日注水平提高到40163m3/d、层段合格率上升到59%。
加强系统水质处理，将水质药剂承包改为药剂+设备的承包模式；明确管理责任，消除影响水质的不利因素；开展沿程水质的分析研究和处理工作，保障水质符合率在95%以上。
加强泵站干压和增压泵管理，保障干压达标率在95%以上。
及时安装和配套维修，保障增压泵开井时率在90%以上；推行调度化运行，加强洗井管理，采取一井一策。
通过以上工作，注水系统效率提高到53%。
通过管网调整改造，理顺了各注水站系统的管理，分清了责任；缩短供水半径，提高管网效率。
治理后共有7座配水间、30口注水井受效，增注147m3/d；改造后总开泵台数减少到7台，同时区块减少了2台增压泵，综合日节约耗电量3047度；油井开井数增加3口，日注水平增加了147方，月注采比提高了0.4，层段合格率提高了27%，注采对应率提高了12.2%，增加可采储量6.56万吨，区块老井递减趋势减缓。
浅谈青海油田精细注水夯实稳产基础【摘要】随着油井开发的不断深入，开采的难度也逐渐加大，对油水井的管理工作也提出了更高的要求，在全球化的知识经济和社会主义市场经济条件下，企业管理模式已经成为油田企业发展的重要条件，企业的生产模式和管理模式也决定企业获得资源的产量，进而影响到油田企业的竞争和企业长期的稳定发展，而精细化注水的的管理模式，是一种科学高效的管理和生产模式，它对油田的开发和老井的稳产都发挥着重要的作用。
青海油田实施强化注水井精细管理，全面落实水井的增注、分注、大修等工作，油田注水进入精细注水时代，从注上水、注够水逐渐转变到注好水。
到3月23日，青海油田注水井开井597口，开井率86.4%，完成注水量176万立方米，比去年同期多注水18万立方米，原油综合含水下降0.27%，夯实了油田稳产的基础。
【关键词】精细化注水的成就应对措施必要性1 青海油田实施精益化注水所取得的成就目前青海油田一直把“抓注水、促稳产，实现油气田高效开发”作为油气生产的重点工作来抓，采油一厂也紧紧抓住尕斯油田水质达标和注水试验区示范工程，加强注水技术创新和攻关试验，提出水井免修期达到560天以上的工作指标。
采油二厂进行所管油区注水站和注水系统的部分更新改造，提高分注率和分层注水合格率。
采油三厂针对所管理油区不同的地质条件、油田注水状况及存在的问题，开展层系井组调整、油水井维护、流程改造等多方面研究，提高注水工艺技术水平。
使青海油田整体的注水项目实现了精益化。
2 青海油田实施精益化注水的应对措施（1）改善思想观念。
面对日益严峻的稳产形式，青海油田在全单位发出“今天的水就是明天的油”的发展口号，使这种观念深入每一个员工的内心。
（2）以老井为主开展注水新技术。
当前青海油田主要以老井的稳产作为主要的战略目标，全面分析单井产量下降的原因，牢固树立“油水并重，注水先行”的理念，开展以注水为核心的专项治理和技术攻关，科学配注，逐步实现了注上水、注够水的目标。
油气勘察油田注水技术是勘探过程中非常关键的技术。
多年来我国的注水井技术已经连续发展了多个阶段，但是目前这些技术都不够精细，油田注水井技术的效用较低。
为了能够充分应对复杂的储水油层，需要使用精细化的注水技术，实现精细化管理，可以提高经济效益、实现持续稳定生产的有利作用。
一、油田注水井现状１．注水井的增注工作目前，有许多的油田的水质都比较差，而水质差会引起原油脱气的情况，因此，需要注入保证符合标准的水质的水。
但在许多恶劣的水质前提下，在水中的一些淤泥经常会使水井堵塞，只能增加注水的工作量。
尤其是一些被严重污染的水，其往往含有腐蚀性杂质，非常容易破坏注水井的管柱。
２．注水井的井况恶劣随着油田开采量的加大，所需的注水量也在逐渐增加。
在这前提下，注水井的工作越来越繁多。
同时，对于注水井的检修与更换的周期会延长。
因此，当注水井出现被腐蚀以及堵塞时长期得不到清理，日渐会导致注水井的井况恶化。
虽然会有定期的维修，但是诸多不良的因素的出现会导致注水井进行完全的修补，而完全修补的时间较长，同时会影响油田开采的工作。
３．分注井的技术落后我国经常采用的是分层注水管柱技术，分层注水管柱技术是在管柱内悬挂配水器以及封隔器等设备，在实际的使用过程中管柱会存在一些问题，如在深层的油藏会使得管柱的温度升高、压力加强，导致实现分层注水会很困难。
另一方面，一些较为恶劣的水质会缩短注水的有效期，在对管柱进行维修时，致使注水无效，不能满足分层注水的需要。
４．精细化注水的基础是地质想要实现油田的精细化注水并非所有的地质条件都可以，由于精细化注水是一个较为复杂的程序，因此，要对地质有一定的要求。
精细化注水的内容大概有：选择注水的阶段、注水量匹配、注水的效果评估等。
这需要对地质的结构、地貌、沉积的环境、砂体的厚度等详细的掌握了解。
大多数时候需要建立地质模型来确保精细化注水的预期效果。
二、加强注水井精细化管理的措施１．制定完备的注水井管理制度油田勘探的多种经验表明，油田的开发是一个很大的工程，工程中的每个细节都不能忽视。
稠油掺水“集策”精细管理
赵军琴;柯杰
【期刊名称】《经济视野》
【年(卷),期】2013(000)017
【摘要】针对稠油开发特点，坚持持续优化理念、一体化管理理念、多向思维理念以及差异化控制理念，开发管理过程中，确保任何决策与经营行为都要以满足节能减排、持续高效为准则，创造性地提出并实施了稠油掺水“集策”精细管理，使油田得到了高效开发，各项指标均位于薄层稠油油藏前列，稠油年综合递减控制在10%以内，含水上升率控制在1.5%以内，躺井率控制在3%以内，油井利用率保持在90%以上，采油速度保持在3%以上。
【总页数】2页(P109-109,111)
【作者】赵军琴;柯杰
【作者单位】胜利油田河口采油厂工程师;胜利油田河口采油厂工程师
【正文语种】中文
【相关文献】
1.精细管理减少躺井延长检泵周期——文72-423掺水化盐规律摸索 [J], 程豪杰;张建忠;刘春林;周福霞;许翠霞
2.岔河集油田支环状掺水集油工艺 [J], 耿玉广;宋丽梅;刘海俊;石惠宁;李新彩;刘福贵;吴宗武;吴天春
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4.吉7井区稠油掺水集输工艺研究及应用 [J], 冯小刚;叶俊华;鄢雨;宋多培;李建财;
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5.河南油田稠油集油站掺水系统防垢除垢技术研究 [J], 李猛;景天豪;丁波;李立;赵兵;葛红雨
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稠油井掺水升温工艺应用现状及分析孤四区油藏经营管理区主要管理着渤89、渤76、渤21、孤南稠油、南区馆5-6稠油、南区东扩边等6个开发单元的稠油井，总井450口，开井386口，稠油掺水井118口。
由于稠油井粘度大、流动性差、井筒输送困难、地面输送困难的特点。
随着稠油开发规模逐年加大，储层条件越来越差，热采井在转周生产一段时间以后，由于温度下降，原油粘度增大，出现低液量、低含水，光杆缓下的现象增多，严重影响了稠油井生产管理和稠油产量稳定。
目前采用的稠油掺水工艺有有：地面掺水、泵上掺水、空心杆掺水以及泵下掺水方式。
以地面掺水降粘伴送为主，只有少量油井采用泵下掺水和空心杆掺水。
孤四区稠油井掺水主要采用孤五联低压独立掺水管网，由于管网涉及掺水间数量多，掺水管网流程长，到达掺水间水温平均在45℃左右，经过掺水间再次分配后，到达单井掺水温度平均在37℃左右，不能达到稠油井升温降粘的效果，为此，孤四区在稠油井单元实施了掺水升温的工艺技术，实施后，大大降低了稠油井冬季管理难度，创造了良好的经济效益。
一、在具备气源井站安装加热炉，提高掺水温度1、在气量富裕的区块，掺水井与计量站比较集中区域，对计量站安装加热炉，已安装投用计量站加热炉11台。
通过安装加热炉，大大提高了掺水干线来水温度，平均提高15℃左右，有效解决了70口油井因掺水温度低，导致井筒及地面输送困难的问题。
注采管理406站渤69-1站管理着5口稠油井，其中掺水井4口，平均原油粘度6208mPa?s，粘度较大，平均掺水温度40℃，平均井口温度21 ℃，每逢冬季，油井频繁出现烧皮带、光杆缓下、堵管线等问题，给生产带来较大困难。
2013年4月，在渤69站安装加热炉，对掺水干线实行加热升温，并对单井实施单空心杆掺水，实施后，加热炉出口水温达到61℃左右，平均井口温度上升到42℃左右，解决了井筒及地面输送困难的问题，效果较好。
二、在不具备气源的井安装电加热装置电加热杆采油是利用电加热杆内的电缆，通电后发热，传热给电热杆本体，加热油管内的液体，降低稠油粘度，达到降低稠油在井筒内流动阻力的目的。
浅谈特稠油藏掺水管理的效果分析针对稠油开发特点，本文介绍了持续优化理念、一体化管理理念、多向思维理念以及差异化控制理念，对于开发管理过程中，做到任何决策与经营行为都要以满足节能减排、持续高效为准则，创造性地提出并实施了稠油掺水”集策”精细管理，使油田得到了高效开发，各项指标均位于薄层稠油油藏前列，稠油年综合递减控制在10%以内，含水上升率控制在1.5%以内，躺井率控制在3%以内，油井利用率保持在90%以上，采油速度保持在3%以上。
标签：精细管理油田开发稠油掺水含水上升率陈家庄油田是河口采油厂特稠油出砂油藏的一个主力区块，动用含油面积26.5平方千米，动用地质储量4446万吨，注水储量2073万吨，热采储量2373万吨，标定采收率16.1%。
目前有陈25块、陈15-37两个普通稠油区块及陈371西、陈311、陈373三个特稠油热采区块投入开发。
2007年开始应用“空心杆泵上掺水”工艺，使得油田得以开始规模开发，在应用过程中不断完善设施配套、摸索管理经验及制定保障制度，逐渐形成了以掺水管理为核心的“集策”精细管理模式，实现了油田高效开发。
1掺水“集策”精细管理形成的背景陈家庄油田特稠油热采区块自2002年开始动用开采至2007年初，开井数维持在40口以内，动用面积和开发效果很不理想。
先后采用了电热杆、药剂降粘、杆中杆等多种井筒降粘开发方式，均因地面措施不配套、系统不完善、高耗能、高成本等原因没有大面积推广，油田没有得到有效开发。
1.1配套设施不完善举升工艺上采用的空心杆掺水生产方式，掺水深度过大或过小均不利于举升设备的工作，采用∮73mm油管做生产管柱摩擦阻力大，不能满足油井正常生产。
且根据稠油流动能力差的实际，采用常规工作参数无法正常生产。
1.2掺水参数不匹配由于对掺水管理的知识匮乏，掺水量随意控制现象普遍，掺水温度不能有效保证，掺水压力高低无法调控，掺水水质差造成的结垢杆堵、流程堵塞及频繁穿孔现象普遍，以上四个掺水管理关键参数没有达到最佳的匹配，不仅造成能源浪费，更重要的是因管理原因造成停躺井事故频发。
