勘探与钻采工程
胜利油田孤东采油厂精管注水井促进老区稳产
2008/10/15
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来源：中国石油石化工程信息网
[中国石化新闻网2008年10月13日] 胜利油田孤东采油厂以提高采收率为目标，按照“完善注采系统，扩大水驱波及体积，精细注水管理，提高注水利用率”的工作思路，通过开展精细地层对比，完善注采井网，加大调剖、扶停欠注井力度，在注足水、增加有效注水，调整注水结构等方面做文章，水驱开发效果进一步改善。
面对如何在特高含水期进一步提高采收率这一课题，广大技术人员首先从树立“有效的水量就是产量”的观念入手，加强投转注、扶停注井工作，增加注水井点，完善注采井网。他们根据储层、动态监测、剩余油描述及生产动态等各种动、静态资料，综合分析确定剩余油的分布方向，并采取相应措施来挖掘剩余油潜力。对井网不完善的区域，通过打新水井、转注提高水驱控制程度。2008年以来在水驱和注聚单元开展投转注和报废井侧钻工作，共设计水井投转注34口，实施31口，对应可对比油井100口，日液增加849吨，日油增加131吨，含水下降1.4%。其中针对6-22-2434井井区注采关系不完善，聚合物注入PV相对较少，井区油井见效缓慢问题，对22-2434实施转注5561层措施，其对应的6口油井有3口井由一向对应变为两向对应，取得了显著的增油效果，液量增加143.9吨，油量增加44.2吨，含水下降6.9%。
油田开发后期，对于渗透率大于2000毫.达西的高渗层，由于注入水的冲刷作用，易形成大孔道，无功注水增多，而对于渗透率较小的低渗层，由于水质不合格等因素的影响，堵塞油层，易产生停、欠注井。针对这些问题，广大技术人员以注水大调查为契机，精细分析，配套工艺技术，加强注水井专项治理工作，优选水井调剖、封窜方案，改善吸水状况，扩大水驱体积，提高采收率。根据分公司的安排，从05年以来对注水系统进行了深入调查，掌握了注水系统现状和存在的主要问题，在此基础上，针对注水管柱存在着分注工艺落后、油管结垢、腐蚀老化严重等突出问题，本着“动态需要、整体单元治理、注水矛盾大、综合效益显著”的原则，制定出水井专项治理方案。2006-2007年先后实施水井综合治理11个单元，以及部分井网需要的高效零散井扶井、大修、细分等措施，累计作业283口。同时在工作中技术人员十分注重与整体调整方案相结合，积极做好水井长效投入方案的实施。08年共安排长效投入方案4个，设计水井工作量61口，目前已实施42口，前后对比增加注水量381立方米，对应油井77口，日液增加140.8吨，日油增加13.1吨，含水下降0.05%。通过治理，单元分注率由84.3%提高到88.0%，测试率由72.2%上升到78%，层段合格率由76.2%上升到77.8%，注采对应率由77.8%提高到79.2%，恢复注水控制储量127万吨。通过水井专项治理工作的开展，有效改善了注水开发状况，夯实了油藏稳产基础，提高了水驱开发效果。
完善的制度是各项工作科学、有序进行的基础和保障。采油厂高度重视“制度建设”工作，坚持“全面、科学、先进、实用”的原则，扎实推进“制度建设”工程，推动了注水管理工作的科学化和系统化。重点补充完善了《采油厂注水管理办法》、《采油厂油水井作业方案管理和作业监督办法》、《孤东采油厂注采管理考核办法》、《工程技术资料台账填写规范》等规章制度，确立了新的调配、洗井、测试和系统效率原则及运行制度、考核办法，对维护井和措施井作业方案的编制、审批及发放程序做了严格要求，对出砂井、欠注井、措施井提出了具体标准，提高了作业运行效率和措施有效率。并且在工作中注重把制度落实作为关键环节，强化现场检查考核，实行旬分析、月总结、季度检查的运行机制，定期组织召开季度检查工作讲评会，剖析存在问题，提出整改期限，促进了注水管理水平的提高。
