污水回注開發效果評價

1. 急求石油勘探和開采過程中對地下水的污染，方式，現在處理方式，處理效果。美國各大學對這方面的研究。

石油開采過程中會產生大量的污水，特別是在進入開採的末期，有一些油田污水產出量會佔到總液量的90％以上。目前油田處理污水的普遍方法是污水回注。回注有兩種，一種是開發性污水回注，一種是處理性污水回注。所謂開發性污水回注，就是將產生的污水注入開采層，補充地層能量。這樣既處理了污水，又達到補充地層能量的目的。處理性污水回注，是純粹為了處理產出的污水，將污水注入報廢的油井中。開發性污水回注一般要對污水進行凈化處理。一般的過程是沉降—加葯—脫氧——除鐵—過濾等工藝技術。經過處理後，機雜都能到達3PPm以下。在這個處理過程中，比較難度大的是機雜和含鐵，脫氧和含油一般很容易達標。當然這要根據油田污水性質而定。
油田污水對地下水的污染主要有三種。1、滲入污染。一些油田的污水回注不完。就將污水拉運到污水處理池。污水處理池如果防滲不好，或根本就不防滲，污水就會慢慢滲入地下，污染地下水。2、回注竄通污染。污水在回注過程中，目的層和其它的層位封隔不好，污水就會竄入其它層，造成對地下水的污染。3、報廢井竄通污染。石油勘探過程中，會出現「乾井」不下套管的情況，就是說打到目的層後，如果沒有油氣顯示，就不下套管。這樣會造成地下各層間互相竄通。這在我國各油田都不同程度的出現這種情況，國家目前還沒有強制性的規范。一些因套管變形點原因不能繼續開採的報廢油井，因套管損壞，也可能造成層間的竄通，污染地下水。
污水進入地下後對地下水污染的整個過程和機理就比較深了，需要做專門的研究，我想，各大學對這方面研究的不是很多。
美國在上世紀60年代就已經出台了有關鑽井和開采過程中對地下水資源的保護性法規。規定所有的「乾井」和報廢油井必須做好層間封固措施，防止污染地下水資源。
至於美國在這方面的研究，需要進入專題網站查閱。

2. APP開發效果評價標准，你的APP開發是成功的嗎

1.
目前APP的開發成本已經居高不下，而且推廣成本也很高。
2.
建議可以選擇小程序的開發是一個很好的方式的。

3. 中石化要求何時實現採油污水零排放

西部網訊(記者 張國棟 通訊員 張靜)延長石油橫山採油廠自2005年重組以來，緊緊圍繞「遵循開發規律，強化油田注水，實施精細開發，實現可持續發展」的思路，認真執行注水管理規章制度，強化注水管理基礎工作，不斷提高注水管理水平，不僅使油田開發條件得到逐步改善，原油產量在無新井補充的前提下穩步上升，而且全面實現了污水零排放。
自該廠白狼城油區在2006年全面投入注水開發後，共實施了油井轉注74井次，基本完善了注采井網。近年來，通過加強注采井組的管理，強化油田注水管理，使該油區注水效果顯著，原油產量在無新井補充的前提下穩中有升，年產油量從2006年的8.1萬噸上升為2009年的14.1萬噸，年增油量6萬噸，平均單井日產油量由2006年的0.99噸增加為2009年的1.83噸，平均單井增產了0.84噸，增幅達85%，採油速度由2006年的0.69%增加為2009年的1.2%。2009年較注水前增加產值1.6億元，累增產值達5億余元。
隨著油田勘探開發的不斷深入，油田采出水量不斷增加。為實現油田污水資源化，該廠加強了污水處理與綜合利用，2008年建成白狼城集輸站、大水溝聯合站和魏家樓聯合站，將油田每天產出的1300方污水全部進行處理回注，這樣既保持了地層壓力，又解決了污水排放問題，為油田可持續發展奠定了堅實基礎。同時在污水處理設施運行管理上定期進行效果監測，並依據監測結果調整運行參數，確保污水處理設施平穩有效運行，處理後水質達到回注要求，使污水得到有效處理和利用。2009年11月8日，陝西省環保廳對該廠「污水零排放」進行了全面考核驗收，並給予高度評價。
希望與困難同在，機遇與挑戰並存，這是橫山採油廠全體員工對油田注水開發工作和環境保護工作最生動的描述。他們堅信，通過污水處理回注，不但提高了注水開發水平，夯實了注水穩產基礎，而且實現了油田安全長效發展。

4. 油田污水回注要求是什麼

我記得是對COD要求不高，但對總固形物及腐蝕率要求比較高。這個是有行標的，或者各石油管理局標准，你可以查一下。

5. 污水治理的意義

污水處理利用的意義

一、處理利用的重要性

如果含油污水不合理處理回注和排放，不僅使油田地面設施不能正常運行，而且會因地層堵塞而帶來危害，同時也會造成環境污染，影響油田安全生產。因此必須合理的處理利用含油污水。
隨著油田注水開發生產的進行到來了兩大問題。一是注入水的水源問題，人們希望得到能量大而穩定的水源，油田注水開發初期注水水源是通過開采淺層地下水或地表水來解決，過量開采清水會引起局部底層水位下降，影響生態環境；二是原油含水量不斷上升，含油污水量越來越大，污水的排放和處理是個大問題，大量含油污水不合理排放會引起受納水體的潛移性侵害，污染生態環境。在生產實踐中，人們認識到油田污水回注是合理開發和利用水資源的正確途徑。
二、腐蝕防護與環境保護
眾所周知，水對金屬設備和管道會產生嚴重的腐蝕，油田含油污水由於礦化度高，有溶解了不同程度的硫化氫、二氧化碳等酸性氣體的溶解氧，這樣的污水回收處理和回注地層會對處理設施、回注系統產生腐蝕。例如某油田一條鋼質污水回注管線一年內腐蝕穿孔123次，注水泵一般運行6-15天即因腐蝕被迫停產，點蝕程度達到4毫米。由於油田污水水質十分復雜，污水中大量成垢鹽類隨著溫度、壓力變化，以及因與不同水體的混合，將出現結垢、堵塞現象。例如，某油田一口油井投產僅10天，集油管就因結垢而被堵死，先後更換6次管線，最後被迫關井。
污水中含有大量的有機物，加上適宜的溫度范圍為又害細菌提供了良好的滋生環境。例如某南方油田注水泵，由於細菌生長，泵吸入口濾網出現了粘膜，使其發生了堵塞。又如，某油田污水中含有硫酸鹽還原菌達7.5×104個/ml；另一油田污水貼細菌含量則達到1.5 ×105個/ml。細菌增生嚴重製約了油田污水處理和注水系統的正常生產。
針對我國目前污水處理現狀，個陸上油田污水基本後進行處理回注，最大限度地減少污水直接外排，從而達到了保護環境的目的。另外，針對油田污水腐蝕、結垢和細菌增生造成的危害，應採取有力的緩蝕、阻垢和殺菌措施，不斷提高和改進油田水處理技術，充分預防對金屬設備、管道和注水系統設施產生較嚴重的腐蝕。
三、合理利用污水資源
由於現代工業的迅速發展和城市人口的增加，生活用水和工業用水急劇增加，因此不少國家頗感水源不足。解決水源短缺的方法之一是提高水的循環利用率。石油行業注水開發油田，隨著開采時間的延長采出污水量逐漸增加，將油田污水經處理後代替地下水進行回注是循環利用水的一種方式。如果污水處理回注率為100%，即不管原油含水率多高，從油層中采出的污水和地面處理、鑽井、作業過程排出的污水全部處理回注，那麼注水量中只需補充由於採油造成地層虧空的水量便可以了。這樣，不僅可以節省大量清水資源和取水設施的建設費用，而且，使油田污水資源變廢為寶，實施可持續發展，提高油田注水開發的總體技術經濟效益。

6. 勝利油區「雙低」單元綜合治理效果分析及主攻方向

凡哲元邴紹獻徐龍雲周香翠馬妤馮義娜

摘要分析研究了勝利油田「八五」以來「雙低」單元（採油速度小於1%，且采出程度小於10%）的變化狀況及現狀；總結了「九五」期間不同類型油藏「雙低」單元治理的主要做法及效果，分析了「雙低」單元治理的潛力；部署了「十五」期間「雙低」單元治理計劃和治理目標，明確了「十五」主攻方向，這對改善「雙低」單元的開發效果和提高油田整體開發水平具有重要意義。

關鍵詞勝利油區「雙低」單元「雙低」單元治理效果評價採收率

一、引言

「八五」以來，勝利油區「雙低」單元逐年增加，嚴重地影響了全油區的開發效果，制約了油田開發水平。從1996年起，油田設立專項資金，開展了「雙低」單元專項綜合治理工作，效果明顯。總結「雙低」單元治理的主要做法，分析目前「雙低」單元的潛力，提出進一步改善「雙低」單元開發效果的主攻方向，對增強油田穩產基礎，提高採收率，改善油田開發效果，實現油田開發良性循環具有重要意義。

二、「八五」以來勝利油區「雙低」單元變化狀況

1990年以來，勝利油區「雙低」單元逐年增加，由1990年的71個增加到1999年的163個。從投入開發時間來看，新增加的「雙低」單元中有87個單元是「八五」以來新投入開發的，其儲量占「八五」以來陸上新建產能塊儲量的33.7%，主要是因為對其地質認識程度低、儲量品位差、注水工作滯後、注采井網不完善、調整不及時等原因造成的。在163個「雙低」單元中，動用儲量51664×10⁴t，占勝利油區動用儲量的16.0%；共有油井1813口，開油井1116口，日產油水平4675t，平均單井日產油水平4.2t，綜合含水77.8%，年產油184×10⁴t，佔全油區產油量的6.9%；注水井529口，開注水井281口，油水井利用率59.6%，注采井數比1:3；平均採油速度0.35%，平均采出程度5.44%。「雙低」單元具有採油速度、采出程度低，單井控制儲量高，儲量動用狀況差，注采井網不完善等特點，同時也說明改善開發效果的潛力較大。

163個「雙低」單元分布在除海洋、清河以外的10個採油廠，其中儲量絕對值較高的有濱南、河口、純梁、現河等（表1）。

表1各採油廠「雙低」單元分布狀況表

三、「九五」期間「雙低」單元綜合治理效果評價

「九五」期間共治理「雙低」單元63個，覆蓋儲量2.8357×10⁸t。主要對「九五」前四年治理的50個單元進行了分析評價，這些單元分布在勝坨、東辛、渤南、臨盤、牛庄等28個油田，主要為稠油出砂、低滲透和復雜斷塊油藏。「雙低」單元總體治理效果明顯，採油速度由治理前的0.59%提高到治理後的0.83%，共增加可采儲量738×10⁴t，提高採收率3.2%，擴建原油生產能力75×10⁴t，已有17個單元徹底擺脫了「雙低」局面。

1.不同類型油藏「雙低」單元治理及效果

「九五」期間「雙低」單元綜合治理的總體做法是實施項目管理、強化組織運行，確保治理工作有序高效開展；深化油藏地質研究，做好「雙低」單元治理的前期准備工作；配套完善綜合治理工藝，突出工藝技術在「雙低」治理中的作用；分油藏類型採取針對性治理措施：稠油出砂油藏採取防砂、降粘等措施，低滲透油藏主要是改善注入水水質，復雜斷塊油藏以完善注采井網為主。

1）稠油出砂油藏

「九五」前4年共治理稠油出砂油藏單元18個，如埕東油田西區館下、勝坨油田勝三區東三等。這些「雙低」單元主要生產館陶組（Ng）、東營組（Ed），具有油層埋藏淺（1000～1500m），壓實作用弱，固結成岩性差，油層膠結疏鬆，原油性質稠等特點^[1]。因此，油井出砂嚴重，停產停注井多，開采困難，油水井利用率低，單元開發效果差。陳家莊油田南區、埕東油田埕古13等單元的地面原油粘度達7000mPa.s以上，埕東油田西區館下每米油層吐砂量高達0.687m³，嚴重影響了油井正常生產。

針對稠油出砂油藏「稠」與「砂」的問題，開展了一系列的攻關研究，在防砂抽稠採油工藝技術上有了新的突破和發展，探索出一套防砂抽稠綜合配套工藝技術，提高了油藏的開發水平。

（1）開展出砂機理研究

孤東油田四區館上3～4單元，在治理的過程中開展了出砂機理研究，認為油井產量達到某一門限產量之前，油井產出砂僅是填充在岩石骨架中可以移動的充填砂；當超過門限產量後，因地應力變化而引起岩石骨架變性破壞，骨架砂與充填砂同時產出，油井大量出砂。根據油層出砂機理並結合沉積相研究，對不同沉積相油層採取不同的防砂技術：主河道相油層採取地層填砂與井筒機械防砂結合的雙重防砂方法；河道邊緣相採用地層復射擠穩定劑與繞絲管相結合的復合防砂方法，大大提高了防砂成功率，取得了很好的防砂效果。

（2）地質與工藝密切結合，因井制宜，採取針對性防砂措施

在防砂治砂的過程中，加強了油藏地質研究，充分認識油藏和單井的地質特點及井況，地質與工藝相結合，選擇適合油藏和單井地質特點的防砂治砂工藝技術。勝坨油田勝三區東三單元對層數少、油層厚度薄、縱向層間滲透性差異小、口袋大於15m的出砂井，採用覆膜砂（塗料砂）防砂工藝技術；對井況復雜、層數相對較多且需分層防砂的油井主要採用樹脂防砂技術；供液能力強、含水較低的油井主要應用繞絲管－礫石充填防砂技術，同時還配套應用其他防砂技術，以提高防砂措施的成功率；新井投產或老井上返採用防砂卡泵生產。此外，還應用AR-4防砂、解堵防砂、金屬濾砂管防砂、穩定劑固砂等防砂方法，也取得了較好效果

勝利採油廠.利用綜合配套技術，搞好勝三區東三段「雙低」單元治理.2000.。

孤島油田針對中16-13井區粉細岩油藏，在防砂工藝配套技術上採取因井制宜、解防結合的防砂治砂策略：對地層能量充足、出砂嚴重的井實施混排、地填石英砂、覆膜砂封口、礫石繞絲環空充填防砂工藝技術；對單層生產、射孔密度小的井實行復射孔、解堵、化學防砂技術，已形成了針對不同油井特點的解堵防砂工藝技術

孤島採油廠.孤島油田館1+2中16-13井區「雙低」單元治理效果總結.2000.。

（3）綜合運用射孔、防砂、抽稠、稠油解堵、井筒降粘等技術，防砂扶停產井

義東油田沾4區、埕東油田西區館下等單元由於油稠，出砂嚴重導致大部分井長期停產，儲量動用狀況變差，可采儲量損失嚴重。在治理過程中綜合運用以下技術：應用深穿透、大孔徑、高孔密的射孔技術，增加原油滲流面積，降低油流入井筒的附加阻力，充分發揮油井潛能，為稠油常規開采及其他工藝措施的實施提供有利條件；高泵壓、大排量充填式塗料砂防砂、PS防砂、機械防砂等防砂技術，不僅可以提高防砂井的成功率，而且還有較好的解堵效果；根據生產井的井況和原油粘度高低，採用不同的抽油桿、泵型和機型配套模式；在稠油生產過程中，容易在射孔炮眼附近形成蠟質或膠質成分沉積，堵塞油流通道，作業過程中入井液也容易在射孔孔眼形成乳化堵塞，影響油井產能，為充分發揮油井潛能，對近井地帶有堵塞的油井可採取微生物採油等稠油解堵技術；開發出HKJ-1型降粘劑，以保持「地層－井筒－泵」的供排協調。

義東油田沾4區綜合配套應用以上技術，實行從地層—井筒—地面全方位、多層次、立體的防砂扶井措施，恢復長期停產井10口，初期日增油48.3t，效果明顯。

（4）採用蒸汽吞吐熱力引效技術，熱力啟動高粘度油井，提高儲量動用程度

為了充分發揮稠油出砂油藏的地下資源優勢，採用注蒸汽吞吐熱力引效技術，增強油層滲流條件，提高儲量動用程度，改善開采效果。該技術特別適用於油層厚度大、儲量豐度高，但由於油稠、出砂嚴重而無法開採的油井。埕東油田埕古13單元油層膠結疏鬆，出砂嚴重，原油稠，地面原油粘度平均為5546mPa.s，油井無法正常生產，在部分高粘度井點上利用了此項技術，CN13-6井熱力啟動後，生產效果較好，轉抽後生產正常，已累積產油14474t。

通過前四年的綜合治理工作，稠油出砂油藏18個「雙低」單元的採油速度由治理前的0.64%提高到治理後的0.86%。已累積增油75×10⁴t，增加可采儲量278.1×10⁴t，提高採收率2.62%，取得了明顯的治理效果。

2）低滲透油藏

「九五」期間共治理低滲透油藏「雙低」單元15個，覆蓋儲量4209×10⁴t。「雙低」單元主要儲集層是下第三系沙三段，油層埋藏較深，在2500m以上，儲集層滲透率低，砂體連通性差，並且蒙脫石、伊矇混層等水敏性礦物含量高，遇水易膨脹，堵塞地層，使滲透率下降。由於低滲透油藏儲集層發育差，注水開發時對水質要求高，但大多數單元注入水水質不合格，懸浮物固體、機械雜質含量等嚴重超過行業標准，如五號樁油田樁74單元，空氣滲透率僅為6.4×10^-3μ^m2，注入水中含油量30.2mg/L，懸浮物固體含量11.4mg/L，嚴重超標，污染油層，使地層吸水能力下降，滲流條件變差，採油井供液不足，開發效果差。

針對低滲透油藏開發過程中主要存在問題，「雙低」單元治理過程中，從改善注入水水質入手，加強注水配套工藝技術研究，採取油層改造措施，發揮各個環節的整體優勢。

（1）利用水質處理技術，改善注入水水質

利用注水精細過濾裝置，對注入水進行多級過濾，精細處理污水，改善注入水水質，使處理後水中的懸浮物固體含量、顆粒粒徑、含油量等指標達到行業標准。

（2）採用增注技術，提高注水井注入能力

在改善注入水水質的同時，通過改造干線提高泵壓，上單體增壓泵井口提壓，酸化增注等措施，提高注水井注入能力，恢復地層能量。

（3）採用油層改造、油層保護技術，提高產油井產出能力

通過酸化壓裂等油層改造措施，解除油層污染，解放油層，同時採取鑽井、採油、作業等全過程中的油層保護措施，減少外來因素對油層的污染，提高採油井的產出能力。

通過綜合應用以上注水配套工藝技術，同時進一步完善注采井網，提高注采對應率和水驅控製程度，現河庄油田河135、五號樁油田樁74、純化油田純92等低效單元在注水水質處理和水井增注工藝技術上有了很大提高，開發效果得到明顯改善。現河庄油田河135斷塊注入水中懸浮物固體含量已有處理前的58.8mg/L下降到處理後2.0mg/L，達到行業標准，採油速度由治理前的0.34%提高到治理後的0.75%，開發效果得到明顯改善。

低滲透油藏單元治理效果明顯，15個治理單元已累積增油28×10⁴t，增加可采儲量169×10⁴t，提高採收率4.01%，增加產能15×10⁴t，採油速度由治理前0.67%的提高到治理後的0.79%。

3）復雜斷塊油藏

「九五」前4年共治理復雜斷塊油藏13個單元，包括東辛油田營66、勝坨油田坨15、濱南濱37-363等，具有斷層多，斷裂系統復雜，斷塊含油麵積小，含油井段長，含油層系多，層間差異大，油水關系復雜等地質特點^[2,3]，但對其地質認識、尤其是構造認識程度低，造成注采系統難以完善，儲量動用程度低，開發效果較差。因此，深化斷塊油藏的地質認識特別是構造認識，是取得好的治理效果的前提。

（1）充分利用三維地震等技術，深化油藏認識，為編制調整方案做好前期准備

斷塊油藏治理過程中，充分利用三維地震資料，並結合鑽井、測井、生產動態等資料開展精細地質研究，尤其是構造研究，建立精細地質模型，落實構造和儲量。東辛油田營66斷塊利用三維資料綜合解釋成果，對該塊的構造及儲量有了新的認識，認為斷塊內部構造相對簡單，僅在腰部有兩條近東西的南掉斷層，並存在基本無井控制的不連續高點。由於該塊構造格局發生了變化，含油麵積向西南擴大了0.5km²，新增地質儲量70×10⁴t，這些地質新認識為編制調整方案奠定了基礎

姜岩.營66雙低單元綜合治理的做法與效果分析.2000.。

（2）完善注采系統，提高儲量動用程度

對斷塊油藏構造形態、儲集層發育狀況和流體分布有進一步認識後，部署了治理方案，完善注采系統，提高儲量動用程度。東辛油田營66塊利用新的地質認識成果，在微構造高點鑽新井12口，新井投產平均初日產油能力18.1t，並選擇老井下電泵提液，提高開采強度。這些治理措施，明顯改善了開發效果，採油速度由治理前的0.4%提高到2.86%，增加可采儲量68×10⁴t。

復雜斷塊油藏在治理過程中，通過加強前期地質研究工作，落實構造和儲量，治理效果明顯，採油速度由治理前的0.38%提高到治理後0.62%，已累積增油52×10⁴t，增加可采儲量260×10⁴t，提高採收率4.3%。

2.經濟效益分析評價

用增量法對1996、1997年「雙低」治理單元進行了經濟後評估。從評價結果來看，1996年治理單元中，內部收益率大於12%的單元13個，儲量佔95.5%；1997年內部收益率大於12%的單元5個，儲量佔94.5%。大部分治理單元經濟效益明顯。但也存在著一部分低效益區塊，主要原因是這些低效益單元的新井、低效井比例過高，為29%。

另外，從百萬噸產能建設投資對比來看，1996年「雙低」治理單元的百萬噸產能投資為6.1×10⁸元，而同期新區的百萬噸產能投資為18.5×10⁸元，「雙低」治理單元的投資要遠低於新區產能投資。經過對投資構成分析，鑽井投資兩者差別不大，主要是地面建設投資和公用工程投資「雙低」治理單元要大大低於新區產能建設區塊。

四、「雙低」單元綜合治理潛力分析及主攻方向

在總結「九五」以來「雙低」單元綜合治理做法的基礎上，按照「分析有潛力、技術有保障、治理有效益」的原則，對勝利油區163個「雙低」單元進行篩選評價，分析其潛力，提出進一步改善「雙低」單元開發效果的主要措施和主攻方向。

1.「雙低」單元「十五」治理潛力

分析認為1999年底「雙低」單元中可治理的有92個，儲量2.3445×10⁸t。「十五」期間重點安排治理單元73個，儲量1.93×10⁸t，預計增加可采儲量460×10⁴t，增加產能45×10⁴t。其中復雜斷塊油藏35個單元，儲量7819×10⁴t，增加可采儲量200×10⁴t；稠油出砂油藏17個單元，儲量6405×10⁴t，增加可采儲量160×10⁴t；低滲透油藏21個單元，儲量5056×10⁴t，增加可采儲量100×10⁴t。

2.「雙低」單元綜合治理主攻方向

1）稠油出砂油藏

該類油藏在「雙低」單元中佔有較大的比例，油稠、出砂是該類油藏治理的難點，也是需要攻關的方向。

（1）加強油層出砂機理研究

勝利油區油藏類型復雜，岩石類型多種多樣，不同油藏、沉積相帶、不同層位、不同完井方式和不同含水階段出砂情況各不相同，油層出砂機理較為復雜。根據稠油出砂油藏的出砂特點，開展不同砂岩類型（粉細砂岩和疏鬆砂岩）的出砂機理研究；因井制宜，開展不同井況和不同沉積相帶的出砂機理研究、不同含水階段（特別是高含水階段）的出砂機理研究。

（2）完善防砂抽稠配套工藝技術

在目前工藝技術水平的基礎上，地質與工藝相結合，油層－井底－井筒－地面四位一體，從油層射孔、井底解堵、防砂、有桿泵抽稠、井筒降粘、地面集輸等多層次、多方位，進一步完善防砂抽稠配套工藝技術，提高該類油藏工藝技術應用水平。

（3）開展低廉、高效防砂技術攻關

近幾年發展起來的塗料砂防砂、PS防砂等技術，防砂效果較好，但措施費用較高，一定程度上制約了推廣和應用。開展低廉、高效的防砂技術攻關，要在延長防砂措施有效期的同時，降低防砂成本。

（4）開展防砂提液技術攻關

目前油井防砂後普遍存在著采液強度下降的問題，影響了單井產量和單元開采效果。開展高采液強度的防砂技術研究，研究出在防砂的同時，采液強度不但不會下降，反而能提高，形成防砂不防液的防砂技術，提高稠油出砂油藏的採油速度。

2）低滲透油藏

該類油藏主要從提高注水井的注入能力和油井的采出能力入手，開展攻關研究。具體工作有以下四個方面。第一，深化低滲透油藏的滲流機理研究。開展低速非線型滲流理論研究、雙重介質滲流規律、合理驅動壓力梯度、井網適應性等研究，尋求解決「注不進、采不出」的途徑，為改善目前低滲透「雙低」單元的開發效果提供理論依據。第二，切實加強水質精細處理。對於污水回注的「雙低」單元要進行多級精細過濾（採用精細過濾裝置），使懸浮物固體含量、顆粒粒徑、含油量等指標達到部頒標准；加強注入水與地層的配伍性研究，對於水敏性地層，要採取防膨措施，防止傷害地層。第三，逐步完善高壓注水配套技術。在解決注入水水質問題的同時，通過干線提壓（泵站升級改造）、井口增壓（單體增壓泵）、油層改造（酸化壓裂）、增注工藝等手段，逐步完善高壓注水配套技術，提高注水井注入能力，並把水質精細處理技術和高壓增注技術結合起來，發揮整體優勢，加強注水，恢復地層能量，徹底解決低滲透油藏注水問題。第四，充分利用油層保護、油層改造和水平井等技術。油水井要採取鑽井、採油、作業、注水等全過程的油層保護措施，減少外來因素對地層的污染，並採用油層改造和水平井等技術，提高油藏的注入和產出能力。

3）復雜斷塊油藏

復雜斷塊油藏具有斷層多、塊小、構造復雜等特點，且受地質認識手段的限制，早期投入開發的復雜斷塊油藏多存在著構造不落實，儲集層認識不清等問題，應充分利用三維地震技術，加強精細地質研究，深化對油藏的地質認識。

針對難於完善注采系統的小斷塊油藏，可進行注CO2和單井吞吐試驗和攻關，以提高儲量動用程度，挖掘該類油藏的潛力；對含油層系多、含油井段長，層間動用差異大、注采不均衡的斷塊油藏，可利用分層注水和細分開發層系技術，提高水驅動用程度，改善開發效果。

五、結論

「九五」期間「雙低」單元治理效果明顯，油區「雙低」儲量不斷增長的趨勢得到控制。目前年新增加的「雙低」動用儲量與治理升級的儲量基本處於平衡狀態。

不同類型油藏應採取有針對性的治理措施，提高治理效果。稠油出砂油藏主要是選擇和應用好防砂抽稠配套技術。低滲透油藏主要是加強水質精細處理、高壓注水、防膨解堵、完善注采井網、提高注入產出能力。復雜斷塊油藏主要是深化地質認識，落實構造和儲量，完善注采系統，提高儲量動用程度。

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[3]程世銘，張福仁.東辛復雜斷塊油藏.北京：石油工業出版社，1997:3～7.

7. 岩溶水開發實驗效果評價

本書典型研究工作所建成的各項實驗工程，體現了因地制宜，多元取水，綜合利用的原則，取得了顯著的經濟、社會和環境效益(表3-14)。

表3-14 瀘西小江流域岩溶水開發示範工程效益統計表

統計表中的岩溶水開采噸水投資為開發工程建設總投資與年允許開采量的比值；解決農村生活用水的人均投資為開發工程建設總投資與受益人口數的比值；岩溶水單位使用成本為年可變成本與實際開采量的比值，可變成本包含工程運行過程中的管理費、維修費、電費。

皮家寨岩溶大泉束流調壓壅水工程，既解決了泉口下游8000畝耕地的排澇問題，又可解決2000畝水稻、1000畝烤煙、1000畝除蟲菊的灌溉。還改善了瀘西盆地東部邊緣2.1萬畝耕地的灌溉條件，並解決東溝沿線15000人的人畜飲水困難，另外還可取代已建成運轉多年的17個泵站。

灣半孔表層泉蓄引開發工程，解決了方擺、三塘、俱久3個村委會9個村民小組7059人、1415頭大牲畜的飲水困難，及5000畝旱地保苗用水，凹部山小水庫與大灣半孔岩溶水相互調節，使全鄉水資源得到了充分利用，有效推動了全鄉經濟發展，有水澆灌後，畝增產糧食50 kg。李子箐表層泉蓄積工程，使蓄水池成為有補給的「活水」，不易乾涸，水質明顯改善，解決了全村164戶650人，600多頭大牲畜的飲水困難。

大衣村飽水帶富水塊段深井工程，不僅解決了示範區432人、180頭大牲畜的飲水困難，而且還解決了200畝旱地經濟作物旱季保苗用水，每年可節約拉水勞力6000個；萬畝果園飽水帶富水塊段深井工程，解決了示範區乾旱缺水困難，使現有500畝苗圃、1000畝經濟作物旱季灌溉用水得到保障，並擴種了200畝核桃、板栗、高原梨等地方名優產品，周邊還開展了植樹造林等生態修復工程建設；三家村飽水帶富水塊段深井工程，解決了三家村、阿勒村1200人、160頭大牲畜飲水困難，結束了三家村、阿勒村長期以來飲水不衛生、不安全的歷史。同時，以水資源開發利用為龍頭，解決了旱地經濟作物的保苗用水，在盆地邊緣開展了水源涵養林建設工程，形成了山上水源林—山腰經濟林—山下基本農田的石漠化治理模式；大興堡飽水帶富水塊段深井工程，解決了2907人及794頭大牲畜飲水困難，600畝旱地水澆地用水，結束了大、小興堡村長期以來飲用污染水、飲水不衛生安全的歷史；丁合村飽水帶富水塊段深井工程，解決了2478人，521頭大牲畜飲水困難，同時還解決了300畝經濟作物的保苗用水。深井工程的建成使用，使實驗區家家戶戶用上了潔凈安全的自來水。

納堡村表層帶富水塊段淺井工程，解決了納堡村300人的農村生活用水困難，使納堡小學300餘名師生飲水困難的現狀得到了極大改善。除生活用水外，打有淺井的農戶，旱季還利用淺井抽水澆烤煙苗，避免了到2～3km外拉水，節約了勞動力。

據瀘西縣政府所作的統計和折算，9項岩溶水開發實驗工程，共解決了30326人、3670頭大牲畜的飲水困難和32200畝耕地的抗旱保苗用水，取得了顯著的經濟效益，獲得每年287萬元的直接經濟效益和每年675萬元的間接經濟效益。為地方經濟發展創造了條件，增強了抵禦自然災害的調控能力，使實驗區群眾的生活條件得到極大改善，為生態環境恢復治理提供了水資源保證，促進了周邊生態環境的恢復。

同時，通過實驗也驗證了對岩溶水資源及環境特徵的各項理論認識，取得了豐碩的科學技術成果，深化了對不同岩溶地質環境條件下不同類型水源地的岩溶水富集規律的認識。綜合應用先進探測技術，研究總結了一套先進適用的岩溶水探測技術方案，大大提高了岩溶水開發的成功率，所施工的深井成井率達到100%。建立了地球物理探測數據的解釋參數和圖形標准，提高了解釋的定量化水平和精度。形成了一套針對不同岩溶水源地類型的有效開發技術方案，建立了岩溶盆地流域岩溶水有效開發模式。

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8. 回注泵什麼情況更換潤滑油

油田污水回注泵(以下簡稱回注泵)是油田開發能否長期穩產高產和是否造成環境污染的關鍵設備之一。近年來,全國各油田都已將注清水改為污水回注,以保持油層的能量和防止環境污染,由此引起回注泵在運行中經常出現故障停機,其主要原因是油田污水對設備腐蝕嚴重、輸液比重大造成設備運行負荷相應

9. 　海上稠油油田開發新模式和少井高產新技術

按中國海油勘探監督手冊地質分冊（1997.3）規定，稠油系指在溫度20℃條件下，原油相對密度介於0.900～0.940之間的原油；或按我國石油工業行業標准SY/T6169-1995規定，稱為稠油的原油系指在油層條件下，原油黏度＞50mPa.s，通常相對密度＞0.920的原油。

我國在近海油田中，稠油油田基本探明地質儲量占海域全部基本探明地質儲量的65%，渤海稠油油田地質儲量占渤海全部儲量的85%，且多集中在一些億噸級到幾億噸級的大型油田中，可見其舉足輕重的地位。更為重要的是，渤海海域是中國海油未來5年原油產量躍升的主要海區，提高稠油油田開發效果和採收率，是關繫到中國海油近期產量大幅度上台階、今後持續高速發展的重大戰略問題。

一、海上稠油油田開發新模式

（一）目前國內海洋油氣田開發生產的主要模式

海洋油田的開發模式基本上承襲了陸上油田的開發模式：首先進行一次採油，在開發初期，依靠油藏自身能量開采出部分原油，這期間的主要投資是打井，採油方式是自噴、下泵舉升。當地層能量降低到一定程度時，就施以保持地層能量為主要目的的注水、注氣開發，進入所謂的二次採油階段，這期間的主要投資是建立注入系統（包括注入設備、管網等）。迄今為止，國內外海上油田都未採用三次油技術。CNOOC的「十五」規劃和2015年發展規劃就是按此模式做出的。

從石油工業的發展歷史看，一、二、三次採油的原油開發模式的形成是石油生產實際過程，也是人們對石油開采規律的認識不斷深入的結果，是石油開發技術不斷進步的體現。

（二）這種模式的主要問題

該模式已經被眾多陸上油田證明在技術和經濟上都是成功的，海上油田採用該模式有利於減少風險，因為其投資是分階段進行的，且相對分散，利於資金回收。國內外海上油田的開發生產成功實踐也證明，利用這種模式來開發我國的海上油田是可行的，但它的問題也很明顯，存在著巨大的改革餘地和發展潛力。

由於高含水期提高採收率、進一步高產穩產的三次採油技術在國內外並未完全過關，油田現行的開發模式事實上是以水驅提高採收率最大值為基礎進行開發方案設計的。一、二階段劃分相當嚴格清楚，三次採油階段只作為一種設想而未考慮進去，使實際採收率不超過30%，這樣使油田開發生產時間很長，採收率不高，原油產量不高，或高產穩產期短，含水上升快。即使三次採油提高採收率的技術過關，能夠實施並達到設計要求，使最終採收率也有所提高，但油田開發期卻因此而大大加長。在採收率一定的情況下，油田開發期越長，就意味著其經濟效益越低，換言之，這種模式的效益必然不高，或者說現在的油田開發效益的提高尚有巨大空間和餘地。

另一方面，從理論上講，石油勘探開發的核心業務都應同時著重進行兩項工作，一是大力進行勘探，盡可能增加儲量，一是努力提高原油採收率，以最大限度利用已掌握的資源。但是迄今為止，國內外的石油公司由於歷史、社會、經濟和傳統觀念的影響，在制定其核心業務的發展戰略時，重點首先在加大勘探力度、增加儲量上，對油田開發的重點是如何提高單井產量和油田產量，以及如何延長高產穩產時間，而為實現高產穩產在很大程度上也依賴於找到新儲量和動用新儲量，很少談到以盡量提高現有油藏採收率為目標來保證做到高產和穩產。因此多年來一直對水驅後進一步提高油藏採收率的三次採油技術重視不夠，以至於至今提高水驅後油藏採收率技術的三次採油技術未能有所突破，這也是這種模式能夠一直存在的重要原因。

在現在科技進步已經使這種技術的解決成為可能的情況下，如果把提高油藏採收率作為核心業務的發展戰略目標，則有可能為我們核心業務的發展帶來更為廣闊的發展空間和更大的潛力。因此，現有模式不是適應海上油田開發生產特點的最佳模式，應對其進行實際改革，建立起海上油田開發生產的新模式。

（三）新模式的基本思路

受海洋油田開發環境、特點以及自然條件等因素的限制，海洋石油開發更應該以提高原油採收率和經濟效益為中心，即在相對較短（平台使用期）的時間內，在同時考慮最大經濟效益和最高原油採收率前提下，快速、高效地開發油田。

如何充分利用先進的原油開發技術，將更多的原油經濟快速地開采出來，不僅是經濟效益的要求，更是保護資源、合理利用資源的要求。如果以最大限度利用石油資源為目的，目前的做法應該是，根據目前石油開採的最新技術成果和油藏條件，先制定原油採收率目標（特別是在目前大幅度提高採收率的三次採油技術將有可能有所突破和發展的時候，這一點更為重要），再根據海洋油田開發的特點（時間限制）和開發技術現狀，反過來制定開發模式、進行經濟評價、制定開發方案，從而有可能打破現有模式，帶來開發觀念的更新，帶來更大經濟效益和社會效益。

近5～10年來，原油開采技術和為原油開采服務的相關技術領域有很大進步，為海洋石油開發模式的更新和開發效益的提高奠定了技術基礎。這些技術包括：提高油井產量類技術（包括水平井采技術、壓裂防砂技術、井下舉升技術等）、提高原油採收率類技術（如聚合物驅、復合化學驅等）和高分子化學、膠體化學、表面化學及化工合成技術等。在充分考慮這些技術進步的基礎上，重新審視、論證海洋油田的開發模式，在促進海洋石油開發技術進步的同時，也必將促進我國相關領域的技術進步。

因此新模式的基本思路是：以目前原油開發領域的最新技術為依託，以最大限度提高原油的採收率為開發指標，以最大經濟效益為目標來制定開發方案。

（四）新模式的基本含義

依靠科技進步和科學化的管理，以大幅度提高現有油藏採收率（由20%～25%提高到35%～40%，甚至更高）為基本出發點，來規劃、設計發展中國海上油田的開發、生產與經營，在有限的開采期限內，使現有的油氣田發揮最大的經濟效益，獲得更多的原油產量。

a．以盡量提高油藏採收率為開發生產的戰略目標（而不是以現有技術能夠達到的採收率為目標）進行開發方案設計。①核心業務中，把加大勘探的技術資金投入以尋找更多的儲量與盡最大努力提高已掌握的油田採收率放在同等重要位置，而在開發中把努力提高採收率作為開發的戰略目標；②加大對提高採收率技術的攻關力度，以盡快形成實用技術作為新模式的先行和技術保證：③以可以提高的最大採收率（目標為35%～40%）為目標進行開發方案設計，並為今後進一步提高採收率留下「介面」。

b．假設化學驅（聚合物驅、復合驅）提高採收率技術已經過關，且行之有效，其中聚合物驅可將水驅後的採收率再提高10%～12%（或更高），復合驅可再提高20%～25%。

c．完全打破一、二、三次採油的嚴格界限，而把它們作為3種不同情況下的採油和提高採收率的手段和系列技術，按油藏特性和最新的開發開采技術，對3套系列技術進行綜合、優化、組配和集成，形成一種能在最短時間內達到油藏最高採收率的技術經濟開發模式以及相應的系列配套技術，以實現「在條件允許的盡可能短的時間內，使油田達到盡可能高的採收率」的目標。以渤海油田為例，將ODP規定的現有採收率25%再提高10%～15%，使之達到35%～40%，使一、二、三次採油優化組合，使總開發時間不延長或進一步縮短，不僅使油藏總採油量比原來有大幅度提高，而且使每年原油產量有大幅度提高，油田的綜合總投入相對減少，從而獲得比現在更大的社會經濟效益。

（五）新模式的基本內容

（1）充分應用其他學科的最新成果，改進完善化學驅技術，努力提高海洋油田的最終採收率目前我國海洋油田所用的一次採油和二次採油技術基本過關，完全能夠達到ODP規定的指標，而二次採油水驅後的進一步提高採收率的三次採油完全沒有考慮。目前投入開發的海洋油田，其整體滲透率高，非均質性也較強，油藏濕度和原油黏度都比較適合以增加驅替相黏度、控制流度為主要機理的化學驅或復合化學驅技術。而目前國內外的聚合驅提高採收率技術已經有了新的發展和重大突破，在可以預見的幾年之內就可能達到滿足海洋油田三次採油需要的水平。因此，在注水開發中期或早期，採用三次採油技術，配合相應的先進工藝技術和生產設備，可以實現真正意義上的強化採油目的，使最終採收率比原ODP的要求再提高10%～20%成為可能。這也相當於找到了新的石油儲量，為CNOOC提高產量，增加石油儲備做出技術上的支持，成為新模式的技術及物質基礎。

（2）利用高新技術加速一次採油的開采速度，縮短一次採油時間

在不損害油層（或不造成不可逆損害）的前提下，利用先進的技術和設備，修改開發方案，大幅度提高油井產量，大幅度提高油田原油年產量。

在一次採油技術比較完善的情況下，積極採用新技術、新設備，進一步增加原油日產量，縮短一次採油時間，是新模式的第一個環節。利用目前先進的大位移水平井技術，擴大油井控制動用原油麵積，提高油井日產量。利用優快鑽井完井技術和進一步搞好全過程油層保護技術，進一步提高單井產量。利用多種提液技術，擴大油井的生產能力，搞好現代完井防砂技術，提高油井產量，從而加快一次採油速度，縮短一次採油時間，為實施提高油藏採收率技術贏得時間，也為新模式在更短的時間內生產出更多的原油提供必要的「出口」。

（3）提前進入二次採油階段

一次採油時間的縮短，相對而言就是提前進入二次採油時期。而更為重要的是，要大力增加油田原油日產量，就需要較以往更為提前注水，以便做到在保持地層能量和驅替機理作用下，使油田維持這個較長的穩產期。在這期間，在合理的井網、合理的注水速度下，提高油藏動用程度，增加產量，在中低含水期使原油高速經濟地開采出來，獲得較好的經濟效益。

（4）縮短注水開發時間，提前進入三次採油階段

縮短注水開發時間有幾方面原因。一是因為海上平台的有效期較短，海上油田的注水開發就不能像陸上油田那樣持續很長時間，所以必須為實施提高採收率技術擠出時間。二是因為注水開發中後期的效益不高。隨著注水開發的延續，水驅在高滲透層突破時間較短，原油含水率將不斷上升，影響油田的產油指數。三是現有研究表明，二次採油和三次採油在本質上並無嚴格的區別和界限，因此，需要模糊二次採油、三次採油概念，將注水開發與三次採油有機結合成一個整體，提前進入到油田的開發過程中。

綜上所述，新模式的特點是：①在CNOOC的核心業務中把努力提高油藏採收率作為油田開發與生產的戰略目標，並與勘探放到同樣重要的位置上。把「在最短時間內，開采原油達到油藏最大採收率」作為油田開發的指導思想。在現階段把盡快解決聚合物驅技術、使採收率再提高10%以上作為此模式的基礎及技術保證。②利用石油開發生產最新技術，大幅度提高油井產量和油田產能，加快油田開發速度，縮短一次採油時間。③模糊二、三次採油界限，合並這兩個階段，把它作為提高油藏採收率、使油田高產穩產的兩項系列技術，加以優化、組合、綜合應用，在達到大幅度提高油藏採收率的同時，大大縮短油田開發時間，以獲得更大的社會經濟效益。

若上述4個環節在技術上、經濟上可行，這種模式的結果將是在較短時間內，在保證油田每年高產量的同時，使我國油氣資源的利用率大大提高。並且在加快資金回收的同時，相當於用少得多的投資再增加半個到一個同樣的油田。這對以經濟效益為中心的海洋石油來說，將大大提高海洋資金利用率，降低海洋開發生產的風險。

（六）海洋油田開發新模式的可行性分析

1．大幅度提高年產量的技術、設備、市場可行性分析

在國內，目前石油供求市場處於供大於求的狀態，並且這一局面將持續很長時間。國內石油加工企業的加工能力還未達到飽和。同時，隨著國民經濟的持續健康快速發展以及石油加工技術的進步，對成品油的需求以及石油加工能力還將進一步增加。因此，CNOOC大幅度提供石油年產量不存在市場阻力。

目前，提高油藏開發速度的各種單一技術都相對成熟，或經過短期攻關就能夠成熟，只要加以組織、整合與集成，就可以實現加快一次採油速度、縮短一次採油時間的目的。而油藏早期注水技術在我國已是成熟技術，用於此模式中應不是問題。

化學驅提高採收率的三次採油技術是構成新模式的基礎和關鍵。近20～30年來，由於國內外專家（特別是國內）的不懈努力，目前該領域已經取得重大進展，而且已經處於即將突破的前夕。只要集中力量，可望在2～3年內即可突破，形成可用於海洋油田的實用技術，為新模式的建立和應用打下技術基礎。

2．我國聚合物驅油技術發展現狀

國內外提高原油採收率的理論與實踐已經證明，對於適合於聚合物驅和復合驅提高採收率的油藏，只要物驅替液性能達到設計要求，則可將其水驅後的採收率再提高10%～20%。聚合物驅提高採收率技術已經在大慶油田的主力油藏進入工業化應用階段，其採收率比水驅提高12%，三元復合驅在大慶的先導性證驗結果表明，採收率比水驅提高20%。

經過「八五」、「九五」攻關，聚合物驅油已經在我國形成了系列配套技術。具體包括聚合物驅油提高採收率機理研究、聚合物流變性與滲流特性研究、注水後期油藏精細描述研究、聚合物的篩選與評價、聚合物驅油數值模擬、聚合物驅油合理井網設計、防竄及聚合物采出液回注工藝技術、地面配注配套設備、聚合物驅油經濟評價等。它們具體應用的規模和效果及水平處於世界領先，但由於聚合物溶液的黏度在更高溫度和礦化度條件下無法達到設計要求或因成本太高而沒有大面積推廣。

與陸上油田相比，海上油田注聚合物驅的主要難點在於：①要求聚合物具有很好的耐鹽性，因為海上油田注聚只能採用高礦化度的海水配製，同時，由於環保要求，其產出污水不能直接排放，必須回注；②要求聚合物具有很好的溶解性，因為海上平台空間有限，不允許建大型儲液罐；③要求聚合物具有很好的增黏能力，一方面是因為海上注聚成本的要求，另一方面是渤海原油物性的要求，因為渤海油田的地下原油黏度高，為了實現流度控制，必然要求聚合物溶液在經濟允許的前提下具有更高的黏度；④要求聚合物具有良好的注入性和抗剪切能力，這是海上油田大井距對聚合物的必然要求。

經過國內專家的不懈努力，在最近10年，以適應惡劣油藏條件下的驅油用聚合物的研製開發取得突破性進展，特別是適合於高溫高礦化度油藏化學驅用的新型疏水締合水溶性聚合物NAPS的研製成功，使聚合物驅和復合化學驅的應用范圍大大拓寬，溫度已經拓展到90℃，礦化度已經拓展到5×10⁴mg/L，驅油劑的配製條件已經從清水配製拓展到污水配製，從技術上已經具有解決海上油田聚合物驅的上述四大難題的基礎條件，為目前中國海上油田採用以提高原油採收率為目標的強化開采模式提供了保證。

圖10-7南堡35-2油田產量規劃

南堡35-2油田位於渤海中部海域，1996年5月發現，石油地質儲量9854×10⁴m³，其中基本探明含油麵積16.4km²，地質儲量7917×10⁴m³。

南堡35-2油田是一個被斷層復雜化的鼻狀構造，儲層為明化鎮組下段和館陶組，孔隙度在22%～44%之間，滲透率介於50～5000md之間，油層岩性疏鬆易出砂，原油地面密度介於0.939～0.966g/cm³之間，黏度為196～2010 mPa·s，屬於重質稠油，油品差，產量低。

南堡35-2油田是一個復式油氣聚集區，具有多種油氣類型，由於受構造演化、斷層切割和儲層分布的影響，油田具有多套油水系統，油水關系復雜，自油田發現以來，進行了多輪油藏研究，均達不到中國海油內部盈利率的需要而未能啟動。2003年採用了水平分支井技術，減少了開發井的井數，提高了油井產能（相當於水平井產量的1.2倍），降低了鑽完井成本，使南堡35-2油田開發建設項目得以啟動。南堡35-2油田能夠有效益地開發，為我國海上稠油油田的經濟開發展示了很好的前景。