【正文】 創(chuàng)新機(jī)制提水平 強(qiáng)化開發(fā)促效益 為開創(chuàng)注水開發(fā)工作新局面而努力奮斗 —— 2022年度油田注水工作會議報(bào)告 ? 各位領(lǐng)導(dǎo)、同志們： ? 大家好！ ? 今天，我們在這里召開靖邊采油廠 2022年油田注水開發(fā)工作會議，主要任務(wù)是貫徹落實(shí)油田公司和我廠 2022年工作會議精神，全面回顧總結(jié) 2022年注水工作，安排部署2022年各項(xiàng)工作。 ? 下面，我就今天會議的主要任務(wù)講以下三點(diǎn) : 一、 2022年度注水工作回顧 ? 回眸 2022年，注水大隊(duì)在廠黨政的正確領(lǐng)導(dǎo)下和相關(guān)科室的大力配合與支持下，以采油廠對注水開發(fā)的總體要求為指導(dǎo)，以 78萬噸原油生產(chǎn)任務(wù)為動力，以“穩(wěn)油控水、提高采收率”為核心，堅(jiān)持“科學(xué)注水、平穩(wěn)注水、精細(xì)注水”發(fā)展理念，強(qiáng)化注水基礎(chǔ)管理，確保安全生產(chǎn)運(yùn)行，健全注水工作制度，嚴(yán)格流程管理程序，認(rèn)真開展各項(xiàng)工作，通過注水系統(tǒng)全體員工的共同努力，注水開發(fā)工作邁上了新臺階、實(shí)現(xiàn)了新跨越，圓滿完成了全年注水工作任務(wù)。 ? —— 2022年下達(dá)各類注水站注水任務(wù) m3，實(shí)際完成 m3，完成計(jì)劃任務(wù) 100%，注水累積增產(chǎn)原油 。 ? —— 2022年維修隊(duì)累計(jì)維修注水泵 86臺次、管道泵 194臺次、水源井59次、注水井口 46次、配電柜 25次，更換各類注水設(shè)備機(jī)油 2672公斤、閥門 40次、壓力表、流量計(jì) 93塊，焊接注水管線 41次，檢修設(shè)備 79次。 ? —— 2022年從 11月 2日起，對 9七個(gè)注水站、 17個(gè)撬裝注水站的注水井口進(jìn)行冬防保溫工作，累計(jì)保溫注水井口 83個(gè)、水源井 6個(gè)、外露管線 1370米。 ? —— 2022年油田公司下達(dá)我廠油水井測試任務(wù) 310井次，調(diào)整任務(wù)后實(shí)際完成 330井次，完成下達(dá)任務(wù) 100%。其中吸水剖面 238井次，示蹤劑監(jiān)測 22井次，水驅(qū)前緣 7井次，壓力恢復(fù) 23井次，壓力降落 4井次，注水井調(diào)驅(qū) 10井次，注水井調(diào)剖 3井次，注水井酸化解堵 22井次。 —— 2022年中心化驗(yàn)室嚴(yán)格落實(shí)與水質(zhì)有關(guān)各項(xiàng)制度的執(zhí)行情況，確保注入水水質(zhì)達(dá)標(biāo)，并建立水質(zhì)資料庫，完善了注入水水質(zhì)考核辦法，各站緊密配合化驗(yàn)室取樣工作，同時(shí)對各聯(lián)合站、注水站的注入水水質(zhì)指標(biāo)，注水管線的腐蝕、結(jié)垢等方面存在的問題，進(jìn)行了現(xiàn)場調(diào)研、分析原因并提出了相應(yīng)的解決方案，全年累計(jì)各類化驗(yàn) 364次。 —— 2022年積極引進(jìn)注水開發(fā)新技術(shù)、新工藝，將微生物驅(qū)油技術(shù)同我廠注水區(qū)域地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀相結(jié)合，在三號注水站開展了微生物驅(qū)油試驗(yàn)，試驗(yàn)區(qū)域 38口采油井在為期六個(gè)月的試驗(yàn)期間累積增油 ，單井平均在試驗(yàn)期間累積增油 ，綜合含水率下降 。 —— 2022年實(shí)現(xiàn)污水回注 m3，污水回注率大于 80%，完成下達(dá)任務(wù)100%；油水井測試項(xiàng)目下調(diào)作業(yè)費(fèi)用 5%，節(jié)約資金 。 注水測試項(xiàng)目典型成果簡要分析： 進(jìn)行 22井次酸化解堵，由于近井地帶油層污染堵塞，致使該井井口壓力升高，注水量下降，達(dá)不到配注量的要求，因此對注水井實(shí)施酸化解堵以實(shí)現(xiàn)降壓增注的目的。見下表： 吸水剖面共進(jìn)行了 238井次，測試層位分別有延 長 2和長 6三個(gè)油層。測試的目的為：通過對吸水剖面的測試，了解注水井的吸水層位，吸水程度以及吸水量，為下一步注采方案的調(diào)整和措施提供依據(jù)。吸水剖面測試結(jié)果顯示，注水井全部為單層吸水，在射孔段部位相對吸水率為 100%。射孔段吸水厚度較大，水線推進(jìn)速度較均勻。示蹤分析共進(jìn)行了 22井次，測試層位分布在延 長 長 6三個(gè)油層。 壓力恢復(fù)測試共進(jìn)行了 23井次，測試層位在延 長 長 6油層。通過油井井底壓力恢復(fù)曲線，計(jì)算油井表皮系數(shù)及當(dāng)前情況下的油層參數(shù)，獲得單井及附近區(qū)域的目前平均地層壓力，為今后油田開發(fā)提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。 示蹤劑測試的結(jié)果顯示，整體上水線推進(jìn)速度均衡，層內(nèi)波及系數(shù)較大，證明目前的注水方案較合理，但個(gè)別井組間存在著較高的滲透條帶或裂縫。通過示蹤劑測試，表明注水開發(fā)區(qū)域油水井的聯(lián)通情況良好，地層的滲流速度較大（一般大于 6m/d） ,平均滲透率較高，但沒有發(fā)現(xiàn)斷層。 注水井號 層位 對應(yīng)油井 酸化解堵前 酸化解堵后 壓力 （ MPa） 注水量 （ m3） 產(chǎn)油量 （ T） 含水 （ %） 壓力 （ MPa） 注水量 （ m3） 產(chǎn)油量 （ T） 含水 （ %） 靖注 16784 長 2 靖 16781 5 9 0 25 72 靖 16825 66 靖注 541003 延 9 靖 541001 11 25 88 40 89 靖 541002 95 靖注 51627 長 6 靖 516272 12 0 96 24 效果分析： 酸化后壓力顯著下降； 注水量達(dá)到了配注要求； 從整體看我廠酸化延安組的效果高于其他層位酸化效果。 通過對該井的現(xiàn)場監(jiān)測及本次吸水剖面測井資料的綜合分析得出如下結(jié)論： 本次測井由測井曲線分析，射孔井段為 — 1015米；吸水井段在— 1015米，解釋結(jié)果見下表。 靖 54101井吸水剖面測井成果圖 地 區(qū)：靖邊 區(qū) 塊： 54101 施工條件：正注 油 壓 : （ Mpa） 套 壓 : (Mpa) 注 水 量 : 28 (m3/d) 序 號 解 釋 層 號 層 位 電 測 解 釋 層 段 解 釋 厚 度 (m) 吸 水 層 段 吸 水 厚 度 (m) 相 對 吸 水 (%) 絕 對 吸 水 (M3/d) 1 \ \ \ \ — 100 合計(jì) 技 術(shù) 說 明 本次測井使用 GTP131Ba,出廠源強(qiáng)為，出廠日期 期 。 本次測井由測井曲線分析，吸水井段在 — 。 1．本次解釋用了 EPS和 Saphir兩種試井解釋軟件分析，解釋時(shí)，雙對數(shù)曲線在經(jīng)過短暫的前期段后，進(jìn)入過渡段并出現(xiàn)短暫的徑向流短。從壓力恢復(fù)曲線來看該井測試后期恢復(fù)速率很小，壓力已基本恢復(fù)平穩(wěn)。綜合各方面因素，本次分析采用了井筒加表皮效應(yīng)的無限大邊界均質(zhì)油藏模型進(jìn)行擬合，取得較好擬合結(jié)果。 2. 該井最后恢復(fù)壓力為 ，試井解釋外推地層壓力為 。 3．井筒儲集系數(shù) C為 ，說明這次測試井儲效應(yīng)對測試影響很小。 4．解釋地層有效滲透率為 ，滲透性差。 5．總表皮系數(shù) St為 ，說明該井井筒、井壁周圍無污染，建議繼續(xù)做好油層保護(hù)措施，防