□ 文/吕雪峰 王锋

采油之道尽在“水”中—长庆采油六厂砖井作业区“33999注水管理法”调查

□ 文/吕雪峰 王锋

长庆油田公司第六采油厂砖井作业区所管辖油藏多数为低渗透油藏，地层压力保持水平低、油层致密、注水见效慢、递减快，为了改善开发效果，提高管理水平，该区从精细注水工作入手，经过总结、提炼、完善，形成了“33999注水管理法”，通过几年的治理，油藏开发状况明显好转，注水系统全面改善，注水量、配注合格率达到精细注水要求，采出水回注率、水质合格率指标大幅提升，地层压力保持水平高。

基本情况

砖井作业区成立于2010年7月，管辖油区面积1440平方千米，管理油藏12个，其中涉及10个生产层位，主力油藏安201、A17等2009年投入生产。整个作业区基本情况如下：

—油井：1005口，日产油773吨，累计产油111.9万吨，综合含水71.4%；

—注水井：297口，日注水6276立方米，月注采比2.02，累计注水63.2万立方米，累计注采比1.72；

—分注井：111口，分注率37.4%。

—水驱状况：水驱储量控制程度89.5%，水驱储量动用程度68.5%；

—水源井26口，日供水能力9320方，注水泵13台，泵注能力7733立方米，共有注水站9个。

注水是长庆低渗透油田开发的基础，是老油田稳产的保障，要在油上实现“稳得住”，必须在注水上做到“管得好”。

作为油田公司稳产5000万吨的主力军之一，采油六厂已具备200万吨/年生产能力，要保持开发水平和生产能力就必须精细管理、油水并重，更需要立足于“注够水、注好水、精细注水、有效注水”，大力推进精细注水工作，提高油田开发水平。

砖井作业区管辖油藏12个，其中三叠系油藏9个，主力油藏安201区块裂缝性见水，压力保持水平低，递减快；A17区块油层致密，注水见效慢；安83区块多方向见水，油田开发矛盾百出。这些问题都需要从注水上解决。

砖井作业区实施 “33999”注水管理法，其基本内函是：

—从系统工程角度抓好3个方面：油藏、地面、井筒；

—从精细管理角度落实3级职责：作业区、注水站、岗位员工；

—从现场管理角度做好9项工作：现场检查、系统改造、设备维护保养、仪器仪表维护、流量调节、洗井措施、资料录取、动态监测、分析调整；

—从工艺流程角度注重9个环节：供水系统、水处理设施、注水泵、管网、阀组间、注水井井口、井筒、仪器仪表；

—从实施效果角度保障9个参数：供水能力、处理能力、注水能力、配注量、实注量、瞬时流量、注水压力、水质、注采比。

具体做法

为了搞好砖井作业区的注水管理工作，首先是成立注水管理小组，建立注水技术管理标准和制度。明确注水管理小组负责注水政策落实、各项注水工作的质量、进度和安全及现场管理。修订完善了《砖井作业区精细注水管理制度》，制定、修订《冬季注水管理规定》、《注水检查制度》等管理制度6项，形成水源井管理、清（污）水水质管理、加药管理、洗井制度等标准和规范，完善稳流配水、水处理系统设备操作维护等标准化操作流程8项。

其次是各项保障工作。做好供水系统、水处理设施、注水泵、管网、阀组间、注水井井口、井筒、地层、仪器仪表9个环节的保障。加强水源保障：针对安201、A17等区块注水量增加，安24、新22等区块规模扩大、水源不足的现状，开展水源供给配套，同时加快水源井维修，2012年以来共计维修水源井13井次，新投水源井8口，全区目前供注比1.3，能够满足注水需求。加强设备保障：在胡三联更换大排量注水泵2台，在胡四联新增注水泵2台，增加泵注能力，改善两个联合站泵注能力不足，无备用泵的情况；在胡三联、胡十四转流程改造，增加污水提升泵3台，完善污水处理系统配套。加强水质保障：对结垢腐蚀严重，罐底杂质较多的胡十一转沉降罐、胡三联、胡四联3具除油沉降罐进行清罐。对杂质较多的胡三联微孔精细过滤器更换烧结管。对胡十六转2具除油沉降罐实施清罐防腐。在胡三联新建一污泥污水池。全区水质合格率逐年上升，由2011年的88.7%上升到目前的93.9%。加强系统保障：开展数字化升级改造。全作业区注水井远程调配覆盖率90.9%。同时，严格计量，实现稳流配水自动计量。将注水井流量计更换为稳流配水流量计，提高注水稳定性及精确性，目前全区有稳流配水流量计345块，覆盖率100%，配注合格率由97.4%上升到99.1%。减小堵塞井治理周期和加强注水井井筒治理，确保注水的有效实施。

再次是分类对待，精细管理。细分注水单元，加强注采调控。根据开发层系、渗流特征和开发阶段等动态特征结合动静态资料，将全区划分为19个注水单元。其中9个注水单元执行强化注水政策，10个注水单元执行温和注水政策。细分开发层位，完善注采井网。针对安201、安83等三叠系油藏隔夹层发育、非均质性强、油水井对应关系复杂等现状，细化分层标准，细分开发小层，加大注水井分注工作量，提高水驱动用程度。同时根据动态变化情况及时对排液井进行投注，2013年投注排液井6口，对应25口油井，其中13口见效明显。

配注合格率由97.4%上升到99.1%。

最重要的是抓落实，求实效。围绕现场检查、系统改造、设备维护保养、仪器仪表维护、流量调节、洗井措施、资料录取、动态监测、分析调整9项工作展开。在现场检查中，作业区每旬对注水现场检查1次，内容涵盖注水工作中的各个主要环节，旬度会上对存在问题及整改进度进行通报排名，在月度考核中严格兑现。通过以上措施，提高了基层员工对注水工作的重视，扭转了长期以来重油轻水的观念。在日常巡检中，站点通过站控平台实时监控单井注水量，每8小时巡检一次，保证瞬时流量平稳。在水质检测上，每日对采出水和清水系统各节点（沉降罐出口、除油罐出口、过滤器出口和净化水罐出口、水源井、原水罐、清水罐、注水泵出口、注水井井口）水质取样分析，保证水质合格。在设备维护方面，严格执行操作、维护保养规程，定时进行巡回检查，做到在用设备运行正常，备用设备完好率100%，定时反洗，保证注水工作正常开展；开展注水设施设备标准化操作技能评比，树立标杆，并组织作业区岗位员工参观学习优秀员工标准化操作，以此提高员工操作水平。同时，确保洗井作业、资料录取和过程监控落到实处。

实施效果

通过有效实施注水管理方法，最终确保供水能力、处理能力、注水能力、配注量、实注量、瞬时流量、注水压力、水质、注采比9个参数正常、规范。

通过补充水源井以及对旧水源井措施增水，供水能力由2011年的6840立方米/天上升到目前的9320立方米/天，目前全区供注比1.3，能够充分保障配注执行；近2年对胡三联、胡十四转注水系统改造后，与2011年相比，全区采出水回注率由31.3%上升到目前的45.5%。通过注水设备升级，与2011年相比，泵注能力由6053立方米/天上升到目前的7733立方米/天，目前全区配注6359立方米，泵注能力满足注水需要。通过供水、注水系统保障，扣除停电影响，2014年一季度全区注水任务完成99.6%。稳流配水流量计的100%覆盖，有效保障了精细注水，全区配注合格率由2011年97.4%上升到目前的99.1%。与2011年相比，油压由8.4下降到目前的7.7兆帕，套压由7.6下降到目前的6.7兆帕。对水处理系统改造后，水质合格率逐年上升，由2011年的88.7%上升到93.9%。

通过“33999”注水管理法对采油作业区整个注水工作进行了重新梳理，改变了以往注水工作庞杂、混乱的现象，形成了从系统全局到具体工作、从地面到地下、从开始到结束具有系统性、科学性的注水工作管理体系。精细管理意识增强，围绕生产建设任务和目标，通过“33999”注水管理法的有效实施，砖井作业区以精益求精为油田管理的价值取向、以精雕细刻为油田管理的基本要求、以精细入微为油田管理成果的衡量标准的精细管理意识明显增强。全区水驱动用程度由62.3%上升到68.1%，地层压力保持水平由81.7%上升到84.8%，自然递减由2011年的34.4%下降到目前的19.1%，开发形势不断好转。砖井作业区在采油六厂注水劳动竞赛中获得第一名，在多次注水管理工作检查中名列前茅，并在胡三联合站召开了注水经验交流现场会，受到全厂兄弟单位的一致好评。

自然递减由2011年的34.4%下降到目前的19.1%。