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【摘 要】环江油田埋藏深，地面注水压力高。本文通过提高系统能力，提升注入水质，优化调堵工艺，丰富增注体系，完善了精细注水技术政策，提升了地层压力保持水平，保证了油田持续高效稳产。
【关键词】环江油田；精细注水；技术政策
1.注水系统运行存在问题
环江油田依靠注水开发保持地层能量，平均井深约2800米，地面注水压力高达22兆帕，系统日常运行管理难度较大。由于油藏致密容易堵塞，单井配注完成率较低，影响油田稳产基础。清水水质矿化度高达3-10万毫克/升，容易发生结垢腐蚀等反应，注水系统设备流程运行十分困难。油田采出水油泥、细菌、杂质含量高，水质处理难度增大，影响系统高效运行。
本文通过深入现场调研，及时发现问题，综合制定措施，及时抓好整改。按照“四条注水”要求，以“系统改造、站点稳压、水质提升、隐患治理、单井消欠、水源保障”为技术手段，持续抓好注水现场管理等基础工作，不断提升注水管理运行水平，为油田开发奠定扎实基础。
2.技术政策完善与成效
2.1 狠抓措施，确保注水任务顺利完成
针对站点注水能力不配套、长8油藏欠注问题突出、地层压力保持水平普遍偏低、急需加快地層能量补充的现状，遵循“完善四类配套，抓好一项管理”的思路，围绕注上水、注够水、多注水、合理注水，加快地层能量补充，确保注水任务超额完成的目标，重点抓好系统维护改造、注水能力提升、系统提压稳压、水井消欠治理等重点工作，在保证注够水上下功夫，取得了良好效果。
一是抓好提压稳压管理。修订完善了《注水站运行压力规定》制度，提出了长8油层注水站运行泵压不低于22MPa，长8以上油层注水站运行泵压不低于18MPa的规定要求，给每个站点明确下达了稳压下线。同时，通过安装自动变频稳压装置6个站（10台泵）、下发管理制度、会议要求、现场抽查、工况系统普查、月度检查考核等，加大稳压管理力度，站点压力达标时率由91.2%提升至95.1%，日消欠注水量254m3/d。二是积极参与注水站扩能改造方案设计和技术把关，多次深入现场调研，督促协调25Mpa系统提压运行、采出水系统提压治理项目的实施。针对站点存在“大马拉小车”问题，研究技术方案，提出更换了9台注水泵的柱塞，消除回流73方/天，保证了泵压稳定和节能高效。三是协助措施项目组开展水井增注工作。针对欠注井多、原因复杂的实际，积极分析原因，提出建议，抓好督促落实，注水井增注工作取得显著成效。完成各类进攻性增注措施67井次，日增注水量955方，累计增注12.86万方；新建局部增压撬11座，实现增注水井31口，日增注386方/天，累计增注7.74万方；并对欠注幅度小的侏罗系油藏安排作业区开展大排量挤注107井次，日消欠293方/天。
2.2 加强监管，确保注入水质不断提升
针对系统前端和井筒末端水质不达标存在的问题，开展注水站点清污系统水质达标和井筒清洗情况普查，在调查的基础上，对每个站点制定了提升水质的具体措施，对每口水井编制了洗井计划，同时完善管理制度，明确了监控方法。在水质提升管理方面，认真抓了注水站净化过滤和井筒清洁净化两个源头。
一是加强水处理设备维护管理。在清水系统水质管理方面，按照“全面检修、全程监管”的思路，加强对引进专业化维修队伍的监督管理和考核，对71套精细过滤器每季度清洁维护一次，并对11套老化穿孔严重的烧结管进行了部分更换，确保了精细过滤器设备运行正常，清水系统水质达标率稳定在95%以上。在采出水水质管理方面：针对8座站点处理设备存在的问题，组织清理维护其中除油罐4具、缓冲水罐3具、污水净化罐2具、三相分离器7台、污泥污水池4个，确保这些站点前端水处理系统平稳运行，降低了污水中含油和机杂含量。二是加强运行环节监控管理。全面抓好日常加药、过滤器反冲洗、储水罐和三相分离器排污、沿程水质监测四个节点管理制度的落实。深入加药间、过滤间、储水灌区、化验室现场检查，重点查看加药浓度、过滤器三天反冲洗和除油罐三天排污制度的落实情况，压差情况，水质化验情况，对发现的问题当场提出批评整改意见，并跟踪督促落实。三是加强井筒净化管理。通过招标引进活动洗井车4台，对每个作业区签订了洗井合同，制定了洗井标准和管理办法，加强洗井质量现场监督，按月下达洗井、检串等注水重点工作计划。以活动洗井车洗井为主，水泥车洗井和检串时洗井为辅，完成水井洗井1500井次，平均油压下降0.26兆帕，井筒水质机杂含量由87mg/L下降到22mg/L，增加日注水量479方。
2.3 严抓细管，持续提高注水管理水平
建全精细注水管理运行体系、管理制度、考核细则，严抓现场、水源、计量、资料四项管理，确保精细注水管理工作落到实处。
一是进一步完善精细注水管理体系。修订完善了《注水管线管理实施细则》等5项注水管理制度，以“检查促整改、考核促提升”为抓手，坚持注水检查、强化过程控制，落实例会制度，严格月度考核，逐步完善精细注水管理体系。以超欠注管理、挂牌管理、稳压管理、水质管理为重点。按照“月度抽查、季度检查、年度普查”的方式，把注水检查贯穿到全年注水工作中，共计开展季度检查4次，月度抽查8次，发现问题986项，已全部督促整改。通过网上通报评比考核结果，与奖金挂钩奖优罚劣；坚持召开月度注水例会，加强日常管理和工作进度落实，加快了问题解决的速度，确保注水管理工作高效运行。二是针对流量计运维、水源井管理、欠注井治理、分注井测调等重点工作，开展专题分析讨论会，去年共组织专题分析会5次，通过共同学习专业技术原理，全面分析现场运行存在问题，针对性的制定整改提升方案，不断增强技术干部分析问题、解决问题的综合能力。三是认真抓好计量管理。以日常监控、专业化维护、流量计标定、数字化建设和稳流阀机芯清洗为重点，确保水井流量计准确计量。通过完善优化SCADA系统，形成了“供、注、阀、井”一体化资料监管体系。注水数据应用率74.6%↑98.9%，配注量准确率98.1%↑99.5%，工况配注合格率51.8%↑71.4%。
3.总结及建议
环江油田注水系统长期高压运行，必须在强化日常管理的基础上，完善提压稳压技术措施，保持场站平稳运行。清水、采出水的水质是否合格，关系到单井配注完成、地层能力保持、原油产量完成，因此要完善体系配套、优化处理工艺。技术政策与精细管理相辅相成，两者共同构成了油田注水的双保险。
参考文献：
[1]王煜.渤中35-2油田分层注水效果分析[J].化工管理，2018（31）：202-203.
[2]周艳，谢晓媛.扎7井区低渗透油藏注水开发效果分析[J].中国石油和化工标准与质量，2018，38（17）：47-48.
[3]王亚军.深入控制注水水质管理[J].化工管理，2018（25）：219-220.
[4]周广安.防返吐分注技术在辽河滩海的研究与应用[J].石化技术，2017，24（11）：169.
[5]华晓琴，彭学红，鲁静，黄庆罡.数值模拟技术在砾岩油藏高含水期精细注水中的应用[J].内江科技，2017，38（11）：18-19.
[6]马明亮.精细注水结构调整在低渗透高含水油田开发中的应用[J].石油石化节能，2017，7（11）：32-33+11.
[7]何占强.港东油田二区精细注水技术研究与应用[J].化工管理，2017（31）：193.
（作者单位：中石油长庆油田第七采油厂）
【关键词】环江油田；精细注水；技术政策
1.注水系统运行存在问题
环江油田依靠注水开发保持地层能量，平均井深约2800米，地面注水压力高达22兆帕，系统日常运行管理难度较大。由于油藏致密容易堵塞，单井配注完成率较低，影响油田稳产基础。清水水质矿化度高达3-10万毫克/升，容易发生结垢腐蚀等反应，注水系统设备流程运行十分困难。油田采出水油泥、细菌、杂质含量高，水质处理难度增大，影响系统高效运行。
本文通过深入现场调研，及时发现问题，综合制定措施，及时抓好整改。按照“四条注水”要求，以“系统改造、站点稳压、水质提升、隐患治理、单井消欠、水源保障”为技术手段，持续抓好注水现场管理等基础工作，不断提升注水管理运行水平，为油田开发奠定扎实基础。
2.技术政策完善与成效
2.1 狠抓措施，确保注水任务顺利完成
针对站点注水能力不配套、长8油藏欠注问题突出、地层压力保持水平普遍偏低、急需加快地層能量补充的现状，遵循“完善四类配套，抓好一项管理”的思路，围绕注上水、注够水、多注水、合理注水，加快地层能量补充，确保注水任务超额完成的目标，重点抓好系统维护改造、注水能力提升、系统提压稳压、水井消欠治理等重点工作，在保证注够水上下功夫，取得了良好效果。
一是抓好提压稳压管理。修订完善了《注水站运行压力规定》制度，提出了长8油层注水站运行泵压不低于22MPa，长8以上油层注水站运行泵压不低于18MPa的规定要求，给每个站点明确下达了稳压下线。同时，通过安装自动变频稳压装置6个站（10台泵）、下发管理制度、会议要求、现场抽查、工况系统普查、月度检查考核等，加大稳压管理力度，站点压力达标时率由91.2%提升至95.1%，日消欠注水量254m3/d。二是积极参与注水站扩能改造方案设计和技术把关，多次深入现场调研，督促协调25Mpa系统提压运行、采出水系统提压治理项目的实施。针对站点存在“大马拉小车”问题，研究技术方案，提出更换了9台注水泵的柱塞，消除回流73方/天，保证了泵压稳定和节能高效。三是协助措施项目组开展水井增注工作。针对欠注井多、原因复杂的实际，积极分析原因，提出建议，抓好督促落实，注水井增注工作取得显著成效。完成各类进攻性增注措施67井次，日增注水量955方，累计增注12.86万方；新建局部增压撬11座，实现增注水井31口，日增注386方/天，累计增注7.74万方；并对欠注幅度小的侏罗系油藏安排作业区开展大排量挤注107井次，日消欠293方/天。
2.2 加强监管，确保注入水质不断提升
针对系统前端和井筒末端水质不达标存在的问题，开展注水站点清污系统水质达标和井筒清洗情况普查，在调查的基础上，对每个站点制定了提升水质的具体措施，对每口水井编制了洗井计划，同时完善管理制度，明确了监控方法。在水质提升管理方面，认真抓了注水站净化过滤和井筒清洁净化两个源头。
一是加强水处理设备维护管理。在清水系统水质管理方面，按照“全面检修、全程监管”的思路，加强对引进专业化维修队伍的监督管理和考核，对71套精细过滤器每季度清洁维护一次，并对11套老化穿孔严重的烧结管进行了部分更换，确保了精细过滤器设备运行正常，清水系统水质达标率稳定在95%以上。在采出水水质管理方面：针对8座站点处理设备存在的问题，组织清理维护其中除油罐4具、缓冲水罐3具、污水净化罐2具、三相分离器7台、污泥污水池4个，确保这些站点前端水处理系统平稳运行，降低了污水中含油和机杂含量。二是加强运行环节监控管理。全面抓好日常加药、过滤器反冲洗、储水罐和三相分离器排污、沿程水质监测四个节点管理制度的落实。深入加药间、过滤间、储水灌区、化验室现场检查，重点查看加药浓度、过滤器三天反冲洗和除油罐三天排污制度的落实情况，压差情况，水质化验情况，对发现的问题当场提出批评整改意见，并跟踪督促落实。三是加强井筒净化管理。通过招标引进活动洗井车4台，对每个作业区签订了洗井合同，制定了洗井标准和管理办法，加强洗井质量现场监督，按月下达洗井、检串等注水重点工作计划。以活动洗井车洗井为主，水泥车洗井和检串时洗井为辅，完成水井洗井1500井次，平均油压下降0.26兆帕，井筒水质机杂含量由87mg/L下降到22mg/L，增加日注水量479方。
2.3 严抓细管，持续提高注水管理水平
建全精细注水管理运行体系、管理制度、考核细则，严抓现场、水源、计量、资料四项管理，确保精细注水管理工作落到实处。
一是进一步完善精细注水管理体系。修订完善了《注水管线管理实施细则》等5项注水管理制度，以“检查促整改、考核促提升”为抓手，坚持注水检查、强化过程控制，落实例会制度，严格月度考核，逐步完善精细注水管理体系。以超欠注管理、挂牌管理、稳压管理、水质管理为重点。按照“月度抽查、季度检查、年度普查”的方式，把注水检查贯穿到全年注水工作中，共计开展季度检查4次，月度抽查8次，发现问题986项，已全部督促整改。通过网上通报评比考核结果，与奖金挂钩奖优罚劣；坚持召开月度注水例会，加强日常管理和工作进度落实，加快了问题解决的速度，确保注水管理工作高效运行。二是针对流量计运维、水源井管理、欠注井治理、分注井测调等重点工作，开展专题分析讨论会，去年共组织专题分析会5次，通过共同学习专业技术原理，全面分析现场运行存在问题，针对性的制定整改提升方案，不断增强技术干部分析问题、解决问题的综合能力。三是认真抓好计量管理。以日常监控、专业化维护、流量计标定、数字化建设和稳流阀机芯清洗为重点，确保水井流量计准确计量。通过完善优化SCADA系统，形成了“供、注、阀、井”一体化资料监管体系。注水数据应用率74.6%↑98.9%，配注量准确率98.1%↑99.5%，工况配注合格率51.8%↑71.4%。
3.总结及建议
环江油田注水系统长期高压运行，必须在强化日常管理的基础上，完善提压稳压技术措施，保持场站平稳运行。清水、采出水的水质是否合格，关系到单井配注完成、地层能力保持、原油产量完成，因此要完善体系配套、优化处理工艺。技术政策与精细管理相辅相成，两者共同构成了油田注水的双保险。
参考文献：
[1]王煜.渤中35-2油田分层注水效果分析[J].化工管理，2018（31）：202-203.
[2]周艳，谢晓媛.扎7井区低渗透油藏注水开发效果分析[J].中国石油和化工标准与质量，2018，38（17）：47-48.
[3]王亚军.深入控制注水水质管理[J].化工管理，2018（25）：219-220.
[4]周广安.防返吐分注技术在辽河滩海的研究与应用[J].石化技术，2017，24（11）：169.
[5]华晓琴，彭学红，鲁静，黄庆罡.数值模拟技术在砾岩油藏高含水期精细注水中的应用[J].内江科技，2017，38（11）：18-19.
[6]马明亮.精细注水结构调整在低渗透高含水油田开发中的应用[J].石油石化节能，2017，7（11）：32-33+11.
[7]何占强.港东油田二区精细注水技术研究与应用[J].化工管理，2017（31）：193.
（作者单位：中石油长庆油田第七采油厂）