强化水质治理和注采调整，夯实公司稳产基础

杨向军

【摘 要】鲁明公司所辖区块既有疏松砂岩断块油藏，又有低渗、高凝油区块，近几年来通过水质治理，对若干单元进行了注采调整。本文就强化水质治理、抓好注采调整进行了详细论述。

【关键词】水质治理；注采调整；稳产

鲁明公司工区分布在济阳、商河等11个县区内，累计探明含油面积79.2km2，地质储量6220.41×104t，动用储量4543.27×104t。目前有水驱开发单元13个，水驱开发储量2079万吨，占动用储量的45.8%，试注开发单元6个，储量1889万吨，主要为低渗透油藏，占动用储量的41.6%。以前的水井主要依靠天然能量开采，自然递减率16.7%，水质达标率远低于油田水平。基于此，我们提出了强化水质治理和抓好注采调整。

1.强化水质治理的主要做法

1.1健全组织机构、完善管理制度。

健全组织机构、实施水质治理“一把手”工程，“一把手”亲自抓水质治理，树立“油水并重”的思想；技术管理部作为注水及水质管理的主管部门。同时完善制定了3个制度：《鲁明公司注水井管理制度》、《注水岗位责任制》、《注水井指标考核制度》。

1.2保证新建、改造站和水质处理药剂的投入。

近三年来加大了对水质治理方面的投入，特别是2010年，只要方案论证可行基本全部通过，对水质达标投入“一路绿灯”。

1.3加强油藏结合、从设计源头保证水质。

实行一井一策：严格按油藏方案的要求，和油藏开发紧密结合，按照最新水质推荐标准对每个注水区块，每个单井重新核实了水质要求，为优化设计提供保证。完善地面设计，保证资料的正确性和完整性，加强项目的可行性研究；审查设计方案的先进性和合理性，确定最佳设计方案；组织施工图会审，确保设备选型合理，工艺流程最佳；超前考虑，一次设计到位，避免重复造成的浪费。

1.4加强地面配套设备优选，确保水质达标。

近年来，在低渗区块开展试注工作，新建投产了史112-10、樊142-2-10、大373等注水站，由于低渗透注水对水质要求苛刻，地面设备压力高等特点，优选水处理设备选型，严把以下4道关，确保了水质达标：（a）处理装置采用混凝、沉降、过滤三级组合。（b）全密闭一泵到底、、无二次污染。（c）除油、沉降、加药反应、过滤反冲、排污收油自动化控制。（d）采用2台多介质过滤装置、2台精密过滤装置，一二级串联运行。

1.5开展“水产品”推广工作。

2008年6月鲁明公司首座 “BOT”水产品注水站在垦48站投产，该模式适合日注水量在200m3的小断块注水，近年又相继投产了疃3-斜8、史112注水站点，水质稳定，运行平稳，“水产品”模式对低渗注水的设备选型和水质日常管理起到了很好的示范带动作用。

1.6做好药剂优选工作。

2011年加大水处理药剂检测，对每批药剂入库检验，不定期抽样检验，保证了药剂质量，并做好了药剂优选工作。例如在曲堤联合站进行了缓蚀剂的优选工作，通过近10个月的投加运行效果来看，联合站内的腐蚀情况得到了有效的控制，为注水设备降本增效提供有力的保障，节约注水泵维修成本10万元。

1.7分类治理。

鲁明公司所辖区块既有疏松砂岩断块油藏，又有低渗、高凝油区块，我们在水质治理上分类治理，力求精细。

中高渗区块系统改造：近年来逐步对3座滤罐滤料分别进行浸泡清洗，延长了滤料使用周期，解决了常规的滤料反冲洗过程中滤料漏失的问题，同时实施季度性清罐，污水工艺改造后，逐步摸索设备运行规律，制订水罐清罐周期：每季度对各污水处理罐进行清污一次；半年对注水罐清罐一次；每12h排污一次，过滤罐12h反冲一次。经过系统改造，污水日处理能力上升到6000m3，水质由处理达到目前的3级。

高凝油区块注热水：疃3块油层埋深浅，地层温度40℃，原油凝点为38℃。根据该块原油的特性，通过充分前期论证和热损失计算，提出注入水地面温度达到70 ℃以上，在管柱和注水管线上分别应用隔热管柱和玻璃钢管。从2010年5月份开始注水以来，水质达到1级标准，注热水也有效避免了冷伤害的问题。

低渗区块精细过滤：桩23水源为来自桩西桩三联合站脱油污水，经过简单处理，再经过两级精细处理，水质达到注水要求。

水源井防砂治理：低渗区块水源以浅层水为主，容易出砂，造成水质波动，如史112块水源井（史水10）生产3年后出现浑浊，悬浮物增加的现象，通过落实，水源井防砂管柱出现破损，造成出砂，通过及时防砂治理，水质有了大的改善，目前水质达到1级标准。

1.8加强水质监测及考核力度，水质化验指标每低1个百分点扣相应人员5000元。

1.9加大技术培训力度，积极参加管理局的注水培训班、低渗注水技术研讨班等。

2.抓好注采调整、夯实稳产基础

近四年来我们对19个单元进行了注采调整，投转注水井72口，注水量逐年递增，部分区块已见到效果。

（1）油藏类型多样、注水方式灵活：整装油藏以规则面积井网部署；小断块以不规则面积井网和点状注水相结合的方式；窄含油条带油藏则以边外注水方式部署；岩性及低渗油藏选择物性好的井作为注水井。

（2）中高渗区块效果显著：近年在曲堤油田13个单元、17套层系进行注采调整，调整地质储量780×104t，投转注水井55口，使曲堤油田注水储量达到1564×104t，占总储量的83.7%，增加水驱控制储量492×104t，解决了小断块油藏能量补充问题，曲堤油田实现全面注水开发，即地层能量得到较好恢复，油井动液面逐年回升并趋于稳；单井产液量有了较大提高；自然递减率得到较好控制。

（3）低渗区块初见成效：对应油井液量上升、液面恢复、动液面升、新井产量稳定。

3.存在问题及下步打算

虽然我们在水质治理及注采调整上做了大量工作，但仍然存在以下问题：

（1）低渗透油藏注水仍需加强：低渗透区块目前井距多在300m左右，注水井偏少，总体采出程度只有4.6%，采油速度0.85%。

（2）水井测试工作量相对较少：去年水井测试仅80井次，包括常规测压30井次，测吸水剖面50井次且主要集中在曲堤油田。

（3）合采合注，层系划分较粗：目前水井多笼统注水，层间矛盾突出。从曲堤油田水井吸水剖面看，总层数96层，厚度277m，其中吸水差和不吸水的有68层，占70.8%，无法根本上满足开发需要。

（4）注水管线和水井管柱多有腐蚀，难以保证水质达标，影响了整体注水效果。

下步打算：

（1）继续加大投转注井和注采调整工作力度：2012年新钻水井21口，转注27口，水井措施38口，年注水137.8×104m3，完成曲9-6 、曲9-21、大373 细分层系开发，实现樊142沙三下全面注水开发，扩大樊142沙四段和桩23沙三下特低渗透油藏的试注范围。

（2）加大测试工作量和分层注水：2012年水井测压65井次，投捞测试50井次，测吸水剖面91井次。充分利用测试资料的基础上合理划分层系和细分注水，减少层间矛盾。

（3）启动“井口达标”工程，解决沿程污染问题：在沿程安装监测点、腐蚀挂片，通过管线清洗、投加长效缓蚀剂、高效杀菌剂、注水站二次投加缓蚀剂等措施，消除水质不稳定因素，使井口与处理站出口水质一致。

（4）开展“标准化注水站”管理与评比活动，实施现场管理、设备管理、工艺参数、水质检验化验、操作规程、考核制度等的标准化，进一步规范岗位操作规程、优化经济运行参数，推广“指标链”等管理做法，确保水质达标率维持在90%以上。