污水回注开发效果评价

1. 急求石油勘探和开采过程中对地下水的污染，方式，现在处理方式，处理效果。美国各大学对这方面的研究。

石油开采过程中会产生大量的污水，特别是在进入开采的末期，有一些油田污水产出量会占到总液量的90％以上。目前油田处理污水的普遍方法是污水回注。回注有两种，一种是开发性污水回注，一种是处理性污水回注。所谓开发性污水回注，就是将产生的污水注入开采层，补充地层能量。这样既处理了污水，又达到补充地层能量的目的。处理性污水回注，是纯粹为了处理产出的污水，将污水注入报废的油井中。开发性污水回注一般要对污水进行净化处理。一般的过程是沉降—加药—脱氧——除铁—过滤等工艺技术。经过处理后，机杂都能到达3PPm以下。在这个处理过程中，比较难度大的是机杂和含铁，脱氧和含油一般很容易达标。当然这要根据油田污水性质而定。
油田污水对地下水的污染主要有三种。1、渗入污染。一些油田的污水回注不完。就将污水拉运到污水处理池。污水处理池如果防渗不好，或根本就不防渗，污水就会慢慢渗入地下，污染地下水。2、回注窜通污染。污水在回注过程中，目的层和其它的层位封隔不好，污水就会窜入其它层，造成对地下水的污染。3、报废井窜通污染。石油勘探过程中，会出现“干井”不下套管的情况，就是说打到目的层后，如果没有油气显示，就不下套管。这样会造成地下各层间互相窜通。这在我国各油田都不同程度的出现这种情况，国家目前还没有强制性的规范。一些因套管变形点原因不能继续开采的报废油井，因套管损坏，也可能造成层间的窜通，污染地下水。
污水进入地下后对地下水污染的整个过程和机理就比较深了，需要做专门的研究，我想，各大学对这方面研究的不是很多。
美国在上世纪60年代就已经出台了有关钻井和开采过程中对地下水资源的保护性法规。规定所有的“干井”和报废油井必须做好层间封固措施，防止污染地下水资源。
至于美国在这方面的研究，需要进入专题网站查阅。

2. APP开发效果评价标准，你的APP开发是成功的吗

1.
目前APP的开发成本已经居高不下，而且推广成本也很高。
2.
建议可以选择小程序的开发是一个很好的方式的。

3. 中石化要求何时实现采油污水零排放

西部网讯(记者 张国栋 通讯员 张静)延长石油横山采油厂自2005年重组以来，紧紧围绕“遵循开发规律，强化油田注水，实施精细开发，实现可持续发展”的思路，认真执行注水管理规章制度，强化注水管理基础工作，不断提高注水管理水平，不仅使油田开发条件得到逐步改善，原油产量在无新井补充的前提下稳步上升，而且全面实现了污水零排放。
自该厂白狼城油区在2006年全面投入注水开发后，共实施了油井转注74井次，基本完善了注采井网。近年来，通过加强注采井组的管理，强化油田注水管理，使该油区注水效果显著，原油产量在无新井补充的前提下稳中有升，年产油量从2006年的8.1万吨上升为2009年的14.1万吨，年增油量6万吨，平均单井日产油量由2006年的0.99吨增加为2009年的1.83吨，平均单井增产了0.84吨，增幅达85%，采油速度由2006年的0.69%增加为2009年的1.2%。2009年较注水前增加产值1.6亿元，累增产值达5亿余元。
随着油田勘探开发的不断深入，油田采出水量不断增加。为实现油田污水资源化，该厂加强了污水处理与综合利用，2008年建成白狼城集输站、大水沟联合站和魏家楼联合站，将油田每天产出的1300方污水全部进行处理回注，这样既保持了地层压力，又解决了污水排放问题，为油田可持续发展奠定了坚实基础。同时在污水处理设施运行管理上定期进行效果监测，并依据监测结果调整运行参数，确保污水处理设施平稳有效运行，处理后水质达到回注要求，使污水得到有效处理和利用。2009年11月8日，陕西省环保厅对该厂“污水零排放”进行了全面考核验收，并给予高度评价。
希望与困难同在，机遇与挑战并存，这是横山采油厂全体员工对油田注水开发工作和环境保护工作最生动的描述。他们坚信，通过污水处理回注，不但提高了注水开发水平，夯实了注水稳产基础，而且实现了油田安全长效发展。

4. 油田污水回注要求是什么

我记得是对COD要求不高，但对总固形物及腐蚀率要求比较高。这个是有行标的，或者各石油管理局标准，你可以查一下。

5. 污水治理的意义

污水处理利用的意义

一、处理利用的重要性

如果含油污水不合理处理回注和排放，不仅使油田地面设施不能正常运行，而且会因地层堵塞而带来危害，同时也会造成环境污染，影响油田安全生产。因此必须合理的处理利用含油污水。
随着油田注水开发生产的进行到来了两大问题。一是注入水的水源问题，人们希望得到能量大而稳定的水源，油田注水开发初期注水水源是通过开采浅层地下水或地表水来解决，过量开采清水会引起局部底层水位下降，影响生态环境；二是原油含水量不断上升，含油污水量越来越大，污水的排放和处理是个大问题，大量含油污水不合理排放会引起受纳水体的潜移性侵害，污染生态环境。在生产实践中，人们认识到油田污水回注是合理开发和利用水资源的正确途径。
二、腐蚀防护与环境保护
众所周知，水对金属设备和管道会产生严重的腐蚀，油田含油污水由于矿化度高，有溶解了不同程度的硫化氢、二氧化碳等酸性气体的溶解氧，这样的污水回收处理和回注地层会对处理设施、回注系统产生腐蚀。例如某油田一条钢质污水回注管线一年内腐蚀穿孔123次，注水泵一般运行6-15天即因腐蚀被迫停产，点蚀程度达到4毫米。由于油田污水水质十分复杂，污水中大量成垢盐类随着温度、压力变化，以及因与不同水体的混合，将出现结垢、堵塞现象。例如，某油田一口油井投产仅10天，集油管就因结垢而被堵死，先后更换6次管线，最后被迫关井。
污水中含有大量的有机物，加上适宜的温度范围为又害细菌提供了良好的滋生环境。例如某南方油田注水泵，由于细菌生长，泵吸入口滤网出现了粘膜，使其发生了堵塞。又如，某油田污水中含有硫酸盐还原菌达7.5×104个/ml；另一油田污水贴细菌含量则达到1.5 ×105个/ml。细菌增生严重制约了油田污水处理和注水系统的正常生产。
针对我国目前污水处理现状，个陆上油田污水基本后进行处理回注，最大限度地减少污水直接外排，从而达到了保护环境的目的。另外，针对油田污水腐蚀、结垢和细菌增生造成的危害，应采取有力的缓蚀、阻垢和杀菌措施，不断提高和改进油田水处理技术，充分预防对金属设备、管道和注水系统设施产生较严重的腐蚀。
三、合理利用污水资源
由于现代工业的迅速发展和城市人口的增加，生活用水和工业用水急剧增加，因此不少国家颇感水源不足。解决水源短缺的方法之一是提高水的循环利用率。石油行业注水开发油田，随着开采时间的延长采出污水量逐渐增加，将油田污水经处理后代替地下水进行回注是循环利用水的一种方式。如果污水处理回注率为100%，即不管原油含水率多高，从油层中采出的污水和地面处理、钻井、作业过程排出的污水全部处理回注，那么注水量中只需补充由于采油造成地层亏空的水量便可以了。这样，不仅可以节省大量清水资源和取水设施的建设费用，而且，使油田污水资源变废为宝，实施可持续发展，提高油田注水开发的总体技术经济效益。

6. 胜利油区“双低”单元综合治理效果分析及主攻方向

凡哲元邴绍献徐龙云周香翠马妤冯义娜

摘要分析研究了胜利油田“八五”以来“双低”单元（采油速度小于1%，且采出程度小于10%）的变化状况及现状；总结了“九五”期间不同类型油藏“双低”单元治理的主要做法及效果，分析了“双低”单元治理的潜力；部署了“十五”期间“双低”单元治理计划和治理目标，明确了“十五”主攻方向，这对改善“双低”单元的开发效果和提高油田整体开发水平具有重要意义。

关键词胜利油区“双低”单元“双低”单元治理效果评价采收率

一、引言

“八五”以来，胜利油区“双低”单元逐年增加，严重地影响了全油区的开发效果，制约了油田开发水平。从1996年起，油田设立专项资金，开展了“双低”单元专项综合治理工作，效果明显。总结“双低”单元治理的主要做法，分析目前“双低”单元的潜力，提出进一步改善“双低”单元开发效果的主攻方向，对增强油田稳产基础，提高采收率，改善油田开发效果，实现油田开发良性循环具有重要意义。

二、“八五”以来胜利油区“双低”单元变化状况

1990年以来，胜利油区“双低”单元逐年增加，由1990年的71个增加到1999年的163个。从投入开发时间来看，新增加的“双低”单元中有87个单元是“八五”以来新投入开发的，其储量占“八五”以来陆上新建产能块储量的33.7%，主要是因为对其地质认识程度低、储量品位差、注水工作滞后、注采井网不完善、调整不及时等原因造成的。在163个“双低”单元中，动用储量51664×10⁴t，占胜利油区动用储量的16.0%；共有油井1813口，开油井1116口，日产油水平4675t，平均单井日产油水平4.2t，综合含水77.8%，年产油184×10⁴t，占全油区产油量的6.9%；注水井529口，开注水井281口，油水井利用率59.6%，注采井数比1:3；平均采油速度0.35%，平均采出程度5.44%。“双低”单元具有采油速度、采出程度低，单井控制储量高，储量动用状况差，注采井网不完善等特点，同时也说明改善开发效果的潜力较大。

163个“双低”单元分布在除海洋、清河以外的10个采油厂，其中储量绝对值较高的有滨南、河口、纯梁、现河等（表1）。

表1各采油厂“双低”单元分布状况表

三、“九五”期间“双低”单元综合治理效果评价

“九五”期间共治理“双低”单元63个，覆盖储量2.8357×10⁸t。主要对“九五”前四年治理的50个单元进行了分析评价，这些单元分布在胜坨、东辛、渤南、临盘、牛庄等28个油田，主要为稠油出砂、低渗透和复杂断块油藏。“双低”单元总体治理效果明显，采油速度由治理前的0.59%提高到治理后的0.83%，共增加可采储量738×10⁴t，提高采收率3.2%，扩建原油生产能力75×10⁴t，已有17个单元彻底摆脱了“双低”局面。

1.不同类型油藏“双低”单元治理及效果

“九五”期间“双低”单元综合治理的总体做法是实施项目管理、强化组织运行，确保治理工作有序高效开展；深化油藏地质研究，做好“双低”单元治理的前期准备工作；配套完善综合治理工艺，突出工艺技术在“双低”治理中的作用；分油藏类型采取针对性治理措施：稠油出砂油藏采取防砂、降粘等措施，低渗透油藏主要是改善注入水水质，复杂断块油藏以完善注采井网为主。

1）稠油出砂油藏

“九五”前4年共治理稠油出砂油藏单元18个，如埕东油田西区馆下、胜坨油田胜三区东三等。这些“双低”单元主要生产馆陶组（Ng）、东营组（Ed），具有油层埋藏浅（1000～1500m），压实作用弱，固结成岩性差，油层胶结疏松，原油性质稠等特点^[1]。因此，油井出砂严重，停产停注井多，开采困难，油水井利用率低，单元开发效果差。陈家庄油田南区、埕东油田埕古13等单元的地面原油粘度达7000mPa.s以上，埕东油田西区馆下每米油层吐砂量高达0.687m³，严重影响了油井正常生产。

针对稠油出砂油藏“稠”与“砂”的问题，开展了一系列的攻关研究，在防砂抽稠采油工艺技术上有了新的突破和发展，探索出一套防砂抽稠综合配套工艺技术，提高了油藏的开发水平。

（1）开展出砂机理研究

孤东油田四区馆上3～4单元，在治理的过程中开展了出砂机理研究，认为油井产量达到某一门限产量之前，油井产出砂仅是填充在岩石骨架中可以移动的充填砂；当超过门限产量后，因地应力变化而引起岩石骨架变性破坏，骨架砂与充填砂同时产出，油井大量出砂。根据油层出砂机理并结合沉积相研究，对不同沉积相油层采取不同的防砂技术：主河道相油层采取地层填砂与井筒机械防砂结合的双重防砂方法；河道边缘相采用地层复射挤稳定剂与绕丝管相结合的复合防砂方法，大大提高了防砂成功率，取得了很好的防砂效果。

（2）地质与工艺密切结合，因井制宜，采取针对性防砂措施

在防砂治砂的过程中，加强了油藏地质研究，充分认识油藏和单井的地质特点及井况，地质与工艺相结合，选择适合油藏和单井地质特点的防砂治砂工艺技术。胜坨油田胜三区东三单元对层数少、油层厚度薄、纵向层间渗透性差异小、口袋大于15m的出砂井，采用覆膜砂（涂料砂）防砂工艺技术；对井况复杂、层数相对较多且需分层防砂的油井主要采用树脂防砂技术；供液能力强、含水较低的油井主要应用绕丝管－砾石充填防砂技术，同时还配套应用其他防砂技术，以提高防砂措施的成功率；新井投产或老井上返采用防砂卡泵生产。此外，还应用AR-4防砂、解堵防砂、金属滤砂管防砂、稳定剂固砂等防砂方法，也取得了较好效果

胜利采油厂.利用综合配套技术，搞好胜三区东三段“双低”单元治理.2000.。

孤岛油田针对中16-13井区粉细岩油藏，在防砂工艺配套技术上采取因井制宜、解防结合的防砂治砂策略：对地层能量充足、出砂严重的井实施混排、地填石英砂、覆膜砂封口、砾石绕丝环空充填防砂工艺技术；对单层生产、射孔密度小的井实行复射孔、解堵、化学防砂技术，已形成了针对不同油井特点的解堵防砂工艺技术

孤岛采油厂.孤岛油田馆1+2中16-13井区“双低”单元治理效果总结.2000.。

（3）综合运用射孔、防砂、抽稠、稠油解堵、井筒降粘等技术，防砂扶停产井

义东油田沾4区、埕东油田西区馆下等单元由于油稠，出砂严重导致大部分井长期停产，储量动用状况变差，可采储量损失严重。在治理过程中综合运用以下技术：应用深穿透、大孔径、高孔密的射孔技术，增加原油渗流面积，降低油流入井筒的附加阻力，充分发挥油井潜能，为稠油常规开采及其他工艺措施的实施提供有利条件；高泵压、大排量充填式涂料砂防砂、PS防砂、机械防砂等防砂技术，不仅可以提高防砂井的成功率，而且还有较好的解堵效果；根据生产井的井况和原油粘度高低，采用不同的抽油杆、泵型和机型配套模式；在稠油生产过程中，容易在射孔炮眼附近形成蜡质或胶质成分沉积，堵塞油流通道，作业过程中入井液也容易在射孔孔眼形成乳化堵塞，影响油井产能，为充分发挥油井潜能，对近井地带有堵塞的油井可采取微生物采油等稠油解堵技术；开发出HKJ-1型降粘剂，以保持“地层－井筒－泵”的供排协调。

义东油田沾4区综合配套应用以上技术，实行从地层—井筒—地面全方位、多层次、立体的防砂扶井措施，恢复长期停产井10口，初期日增油48.3t，效果明显。

（4）采用蒸汽吞吐热力引效技术，热力启动高粘度油井，提高储量动用程度

为了充分发挥稠油出砂油藏的地下资源优势，采用注蒸汽吞吐热力引效技术，增强油层渗流条件，提高储量动用程度，改善开采效果。该技术特别适用于油层厚度大、储量丰度高，但由于油稠、出砂严重而无法开采的油井。埕东油田埕古13单元油层胶结疏松，出砂严重，原油稠，地面原油粘度平均为5546mPa.s，油井无法正常生产，在部分高粘度井点上利用了此项技术，CN13-6井热力启动后，生产效果较好，转抽后生产正常，已累积产油14474t。

通过前四年的综合治理工作，稠油出砂油藏18个“双低”单元的采油速度由治理前的0.64%提高到治理后的0.86%。已累积增油75×10⁴t，增加可采储量278.1×10⁴t，提高采收率2.62%，取得了明显的治理效果。

2）低渗透油藏

“九五”期间共治理低渗透油藏“双低”单元15个，覆盖储量4209×10⁴t。“双低”单元主要储集层是下第三系沙三段，油层埋藏较深，在2500m以上，储集层渗透率低，砂体连通性差，并且蒙脱石、伊蒙混层等水敏性矿物含量高，遇水易膨胀，堵塞地层，使渗透率下降。由于低渗透油藏储集层发育差，注水开发时对水质要求高，但大多数单元注入水水质不合格，悬浮物固体、机械杂质含量等严重超过行业标准，如五号桩油田桩74单元，空气渗透率仅为6.4×10^-3μ^m2，注入水中含油量30.2mg/L，悬浮物固体含量11.4mg/L，严重超标，污染油层，使地层吸水能力下降，渗流条件变差，采油井供液不足，开发效果差。

针对低渗透油藏开发过程中主要存在问题，“双低”单元治理过程中，从改善注入水水质入手，加强注水配套工艺技术研究，采取油层改造措施，发挥各个环节的整体优势。

（1）利用水质处理技术，改善注入水水质

利用注水精细过滤装置，对注入水进行多级过滤，精细处理污水，改善注入水水质，使处理后水中的悬浮物固体含量、颗粒粒径、含油量等指标达到行业标准。

（2）采用增注技术，提高注水井注入能力

在改善注入水水质的同时，通过改造干线提高泵压，上单体增压泵井口提压，酸化增注等措施，提高注水井注入能力，恢复地层能量。

（3）采用油层改造、油层保护技术，提高产油井产出能力

通过酸化压裂等油层改造措施，解除油层污染，解放油层，同时采取钻井、采油、作业等全过程中的油层保护措施，减少外来因素对油层的污染，提高采油井的产出能力。

通过综合应用以上注水配套工艺技术，同时进一步完善注采井网，提高注采对应率和水驱控制程度，现河庄油田河135、五号桩油田桩74、纯化油田纯92等低效单元在注水水质处理和水井增注工艺技术上有了很大提高，开发效果得到明显改善。现河庄油田河135断块注入水中悬浮物固体含量已有处理前的58.8mg/L下降到处理后2.0mg/L，达到行业标准，采油速度由治理前的0.34%提高到治理后的0.75%，开发效果得到明显改善。

低渗透油藏单元治理效果明显，15个治理单元已累积增油28×10⁴t，增加可采储量169×10⁴t，提高采收率4.01%，增加产能15×10⁴t，采油速度由治理前0.67%的提高到治理后的0.79%。

3）复杂断块油藏

“九五”前4年共治理复杂断块油藏13个单元，包括东辛油田营66、胜坨油田坨15、滨南滨37-363等，具有断层多，断裂系统复杂，断块含油面积小，含油井段长，含油层系多，层间差异大，油水关系复杂等地质特点^[2,3]，但对其地质认识、尤其是构造认识程度低，造成注采系统难以完善，储量动用程度低，开发效果较差。因此，深化断块油藏的地质认识特别是构造认识，是取得好的治理效果的前提。

（1）充分利用三维地震等技术，深化油藏认识，为编制调整方案做好前期准备

断块油藏治理过程中，充分利用三维地震资料，并结合钻井、测井、生产动态等资料开展精细地质研究，尤其是构造研究，建立精细地质模型，落实构造和储量。东辛油田营66断块利用三维资料综合解释成果，对该块的构造及储量有了新的认识，认为断块内部构造相对简单，仅在腰部有两条近东西的南掉断层，并存在基本无井控制的不连续高点。由于该块构造格局发生了变化，含油面积向西南扩大了0.5km²，新增地质储量70×10⁴t，这些地质新认识为编制调整方案奠定了基础

姜岩.营66双低单元综合治理的做法与效果分析.2000.。

（2）完善注采系统，提高储量动用程度

对断块油藏构造形态、储集层发育状况和流体分布有进一步认识后，部署了治理方案，完善注采系统，提高储量动用程度。东辛油田营66块利用新的地质认识成果，在微构造高点钻新井12口，新井投产平均初日产油能力18.1t，并选择老井下电泵提液，提高开采强度。这些治理措施，明显改善了开发效果，采油速度由治理前的0.4%提高到2.86%，增加可采储量68×10⁴t。

复杂断块油藏在治理过程中，通过加强前期地质研究工作，落实构造和储量，治理效果明显，采油速度由治理前的0.38%提高到治理后0.62%，已累积增油52×10⁴t，增加可采储量260×10⁴t，提高采收率4.3%。

2.经济效益分析评价

用增量法对1996、1997年“双低”治理单元进行了经济后评估。从评价结果来看，1996年治理单元中，内部收益率大于12%的单元13个，储量占95.5%；1997年内部收益率大于12%的单元5个，储量占94.5%。大部分治理单元经济效益明显。但也存在着一部分低效益区块，主要原因是这些低效益单元的新井、低效井比例过高，为29%。

另外，从百万吨产能建设投资对比来看，1996年“双低”治理单元的百万吨产能投资为6.1×10⁸元，而同期新区的百万吨产能投资为18.5×10⁸元，“双低”治理单元的投资要远低于新区产能投资。经过对投资构成分析，钻井投资两者差别不大，主要是地面建设投资和公用工程投资“双低”治理单元要大大低于新区产能建设区块。

四、“双低”单元综合治理潜力分析及主攻方向

在总结“九五”以来“双低”单元综合治理做法的基础上，按照“分析有潜力、技术有保障、治理有效益”的原则，对胜利油区163个“双低”单元进行筛选评价，分析其潜力，提出进一步改善“双低”单元开发效果的主要措施和主攻方向。

1.“双低”单元“十五”治理潜力

分析认为1999年底“双低”单元中可治理的有92个，储量2.3445×10⁸t。“十五”期间重点安排治理单元73个，储量1.93×10⁸t，预计增加可采储量460×10⁴t，增加产能45×10⁴t。其中复杂断块油藏35个单元，储量7819×10⁴t，增加可采储量200×10⁴t；稠油出砂油藏17个单元，储量6405×10⁴t，增加可采储量160×10⁴t；低渗透油藏21个单元，储量5056×10⁴t，增加可采储量100×10⁴t。

2.“双低”单元综合治理主攻方向

1）稠油出砂油藏

该类油藏在“双低”单元中占有较大的比例，油稠、出砂是该类油藏治理的难点，也是需要攻关的方向。

（1）加强油层出砂机理研究

胜利油区油藏类型复杂，岩石类型多种多样，不同油藏、沉积相带、不同层位、不同完井方式和不同含水阶段出砂情况各不相同，油层出砂机理较为复杂。根据稠油出砂油藏的出砂特点，开展不同砂岩类型（粉细砂岩和疏松砂岩）的出砂机理研究；因井制宜，开展不同井况和不同沉积相带的出砂机理研究、不同含水阶段（特别是高含水阶段）的出砂机理研究。

（2）完善防砂抽稠配套工艺技术

在目前工艺技术水平的基础上，地质与工艺相结合，油层－井底－井筒－地面四位一体，从油层射孔、井底解堵、防砂、有杆泵抽稠、井筒降粘、地面集输等多层次、多方位，进一步完善防砂抽稠配套工艺技术，提高该类油藏工艺技术应用水平。

（3）开展低廉、高效防砂技术攻关

近几年发展起来的涂料砂防砂、PS防砂等技术，防砂效果较好，但措施费用较高，一定程度上制约了推广和应用。开展低廉、高效的防砂技术攻关，要在延长防砂措施有效期的同时，降低防砂成本。

（4）开展防砂提液技术攻关

目前油井防砂后普遍存在着采液强度下降的问题，影响了单井产量和单元开采效果。开展高采液强度的防砂技术研究，研究出在防砂的同时，采液强度不但不会下降，反而能提高，形成防砂不防液的防砂技术，提高稠油出砂油藏的采油速度。

2）低渗透油藏

该类油藏主要从提高注水井的注入能力和油井的采出能力入手，开展攻关研究。具体工作有以下四个方面。第一，深化低渗透油藏的渗流机理研究。开展低速非线型渗流理论研究、双重介质渗流规律、合理驱动压力梯度、井网适应性等研究，寻求解决“注不进、采不出”的途径，为改善目前低渗透“双低”单元的开发效果提供理论依据。第二，切实加强水质精细处理。对于污水回注的“双低”单元要进行多级精细过滤（采用精细过滤装置），使悬浮物固体含量、颗粒粒径、含油量等指标达到部颁标准；加强注入水与地层的配伍性研究，对于水敏性地层，要采取防膨措施，防止伤害地层。第三，逐步完善高压注水配套技术。在解决注入水水质问题的同时，通过干线提压（泵站升级改造）、井口增压（单体增压泵）、油层改造（酸化压裂）、增注工艺等手段，逐步完善高压注水配套技术，提高注水井注入能力，并把水质精细处理技术和高压增注技术结合起来，发挥整体优势，加强注水，恢复地层能量，彻底解决低渗透油藏注水问题。第四，充分利用油层保护、油层改造和水平井等技术。油水井要采取钻井、采油、作业、注水等全过程的油层保护措施，减少外来因素对地层的污染，并采用油层改造和水平井等技术，提高油藏的注入和产出能力。

3）复杂断块油藏

复杂断块油藏具有断层多、块小、构造复杂等特点，且受地质认识手段的限制，早期投入开发的复杂断块油藏多存在着构造不落实，储集层认识不清等问题，应充分利用三维地震技术，加强精细地质研究，深化对油藏的地质认识。

针对难于完善注采系统的小断块油藏，可进行注CO2和单井吞吐试验和攻关，以提高储量动用程度，挖掘该类油藏的潜力；对含油层系多、含油井段长，层间动用差异大、注采不均衡的断块油藏，可利用分层注水和细分开发层系技术，提高水驱动用程度，改善开发效果。

五、结论

“九五”期间“双低”单元治理效果明显，油区“双低”储量不断增长的趋势得到控制。目前年新增加的“双低”动用储量与治理升级的储量基本处于平衡状态。

不同类型油藏应采取有针对性的治理措施，提高治理效果。稠油出砂油藏主要是选择和应用好防砂抽稠配套技术。低渗透油藏主要是加强水质精细处理、高压注水、防膨解堵、完善注采井网、提高注入产出能力。复杂断块油藏主要是深化地质认识，落实构造和储量，完善注采系统，提高储量动用程度。

主要参考文献

[1]李兴国.陆相储集层沉积与微型构造.北京：石油工业出版社，2000:106～107.

[2]王平，李纪辅，李幼琼.复杂断块油田详探与开发.北京：石油工业出版社，1994:8～9.

[3]程世铭，张福仁.东辛复杂断块油藏.北京：石油工业出版社，1997:3～7.

7. 岩溶水开发实验效果评价

本书典型研究工作所建成的各项实验工程，体现了因地制宜，多元取水，综合利用的原则，取得了显著的经济、社会和环境效益(表3-14)。

表3-14 泸西小江流域岩溶水开发示范工程效益统计表

统计表中的岩溶水开采吨水投资为开发工程建设总投资与年允许开采量的比值；解决农村生活用水的人均投资为开发工程建设总投资与受益人口数的比值；岩溶水单位使用成本为年可变成本与实际开采量的比值，可变成本包含工程运行过程中的管理费、维修费、电费。

皮家寨岩溶大泉束流调压壅水工程，既解决了泉口下游8000亩耕地的排涝问题，又可解决2000亩水稻、1000亩烤烟、1000亩除虫菊的灌溉。还改善了泸西盆地东部边缘2.1万亩耕地的灌溉条件，并解决东沟沿线15000人的人畜饮水困难，另外还可取代已建成运转多年的17个泵站。

湾半孔表层泉蓄引开发工程，解决了方摆、三塘、俱久3个村委会9个村民小组7059人、1415头大牲畜的饮水困难，及5000亩旱地保苗用水，凹部山小水库与大湾半孔岩溶水相互调节，使全乡水资源得到了充分利用，有效推动了全乡经济发展，有水浇灌后，亩增产粮食50 kg。李子箐表层泉蓄积工程，使蓄水池成为有补给的“活水”，不易干涸，水质明显改善，解决了全村164户650人，600多头大牲畜的饮水困难。

大衣村饱水带富水块段深井工程，不仅解决了示范区432人、180头大牲畜的饮水困难，而且还解决了200亩旱地经济作物旱季保苗用水，每年可节约拉水劳力6000个；万亩果园饱水带富水块段深井工程，解决了示范区干旱缺水困难，使现有500亩苗圃、1000亩经济作物旱季灌溉用水得到保障，并扩种了200亩核桃、板栗、高原梨等地方名优产品，周边还开展了植树造林等生态修复工程建设；三家村饱水带富水块段深井工程，解决了三家村、阿勒村1200人、160头大牲畜饮水困难，结束了三家村、阿勒村长期以来饮水不卫生、不安全的历史。同时，以水资源开发利用为龙头，解决了旱地经济作物的保苗用水，在盆地边缘开展了水源涵养林建设工程，形成了山上水源林—山腰经济林—山下基本农田的石漠化治理模式；大兴堡饱水带富水块段深井工程，解决了2907人及794头大牲畜饮水困难，600亩旱地水浇地用水，结束了大、小兴堡村长期以来饮用污染水、饮水不卫生安全的历史；丁合村饱水带富水块段深井工程，解决了2478人，521头大牲畜饮水困难，同时还解决了300亩经济作物的保苗用水。深井工程的建成使用，使实验区家家户户用上了洁净安全的自来水。

纳堡村表层带富水块段浅井工程，解决了纳堡村300人的农村生活用水困难，使纳堡小学300余名师生饮水困难的现状得到了极大改善。除生活用水外，打有浅井的农户，旱季还利用浅井抽水浇烤烟苗，避免了到2～3km外拉水，节约了劳动力。

据泸西县政府所作的统计和折算，9项岩溶水开发实验工程，共解决了30326人、3670头大牲畜的饮水困难和32200亩耕地的抗旱保苗用水，取得了显著的经济效益，获得每年287万元的直接经济效益和每年675万元的间接经济效益。为地方经济发展创造了条件，增强了抵御自然灾害的调控能力，使实验区群众的生活条件得到极大改善，为生态环境恢复治理提供了水资源保证，促进了周边生态环境的恢复。

同时，通过实验也验证了对岩溶水资源及环境特征的各项理论认识，取得了丰硕的科学技术成果，深化了对不同岩溶地质环境条件下不同类型水源地的岩溶水富集规律的认识。综合应用先进探测技术，研究总结了一套先进适用的岩溶水探测技术方案，大大提高了岩溶水开发的成功率，所施工的深井成井率达到100%。建立了地球物理探测数据的解释参数和图形标准，提高了解释的定量化水平和精度。形成了一套针对不同岩溶水源地类型的有效开发技术方案，建立了岩溶盆地流域岩溶水有效开发模式。

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8. 回注泵什么情况更换润滑油

油田污水回注泵(以下简称回注泵)是油田开发能否长期稳产高产和是否造成环境污染的关键设备之一。近年来,全国各油田都已将注清水改为污水回注,以保持油层的能量和防止环境污染,由此引起回注泵在运行中经常出现故障停机,其主要原因是油田污水对设备腐蚀严重、输液比重大造成设备运行负荷相应

9. 　海上稠油油田开发新模式和少井高产新技术

按中国海油勘探监督手册地质分册（1997.3）规定，稠油系指在温度20℃条件下，原油相对密度介于0.900～0.940之间的原油；或按我国石油工业行业标准SY/T6169-1995规定，称为稠油的原油系指在油层条件下，原油黏度＞50mPa.s，通常相对密度＞0.920的原油。

我国在近海油田中，稠油油田基本探明地质储量占海域全部基本探明地质储量的65%，渤海稠油油田地质储量占渤海全部储量的85%，且多集中在一些亿吨级到几亿吨级的大型油田中，可见其举足轻重的地位。更为重要的是，渤海海域是中国海油未来5年原油产量跃升的主要海区，提高稠油油田开发效果和采收率，是关系到中国海油近期产量大幅度上台阶、今后持续高速发展的重大战略问题。

一、海上稠油油田开发新模式

（一）目前国内海洋油气田开发生产的主要模式

海洋油田的开发模式基本上承袭了陆上油田的开发模式：首先进行一次采油，在开发初期，依靠油藏自身能量开采出部分原油，这期间的主要投资是打井，采油方式是自喷、下泵举升。当地层能量降低到一定程度时，就施以保持地层能量为主要目的的注水、注气开发，进入所谓的二次采油阶段，这期间的主要投资是建立注入系统（包括注入设备、管网等）。迄今为止，国内外海上油田都未采用三次油技术。CNOOC的“十五”规划和2015年发展规划就是按此模式做出的。

从石油工业的发展历史看，一、二、三次采油的原油开发模式的形成是石油生产实际过程，也是人们对石油开采规律的认识不断深入的结果，是石油开发技术不断进步的体现。

（二）这种模式的主要问题

该模式已经被众多陆上油田证明在技术和经济上都是成功的，海上油田采用该模式有利于减少风险，因为其投资是分阶段进行的，且相对分散，利于资金回收。国内外海上油田的开发生产成功实践也证明，利用这种模式来开发我国的海上油田是可行的，但它的问题也很明显，存在着巨大的改革余地和发展潜力。

由于高含水期提高采收率、进一步高产稳产的三次采油技术在国内外并未完全过关，油田现行的开发模式事实上是以水驱提高采收率最大值为基础进行开发方案设计的。一、二阶段划分相当严格清楚，三次采油阶段只作为一种设想而未考虑进去，使实际采收率不超过30%，这样使油田开发生产时间很长，采收率不高，原油产量不高，或高产稳产期短，含水上升快。即使三次采油提高采收率的技术过关，能够实施并达到设计要求，使最终采收率也有所提高，但油田开发期却因此而大大加长。在采收率一定的情况下，油田开发期越长，就意味着其经济效益越低，换言之，这种模式的效益必然不高，或者说现在的油田开发效益的提高尚有巨大空间和余地。

另一方面，从理论上讲，石油勘探开发的核心业务都应同时着重进行两项工作，一是大力进行勘探，尽可能增加储量，一是努力提高原油采收率，以最大限度利用已掌握的资源。但是迄今为止，国内外的石油公司由于历史、社会、经济和传统观念的影响，在制定其核心业务的发展战略时，重点首先在加大勘探力度、增加储量上，对油田开发的重点是如何提高单井产量和油田产量，以及如何延长高产稳产时间，而为实现高产稳产在很大程度上也依赖于找到新储量和动用新储量，很少谈到以尽量提高现有油藏采收率为目标来保证做到高产和稳产。因此多年来一直对水驱后进一步提高油藏采收率的三次采油技术重视不够，以至于至今提高水驱后油藏采收率技术的三次采油技术未能有所突破，这也是这种模式能够一直存在的重要原因。

在现在科技进步已经使这种技术的解决成为可能的情况下，如果把提高油藏采收率作为核心业务的发展战略目标，则有可能为我们核心业务的发展带来更为广阔的发展空间和更大的潜力。因此，现有模式不是适应海上油田开发生产特点的最佳模式，应对其进行实际改革，建立起海上油田开发生产的新模式。

（三）新模式的基本思路

受海洋油田开发环境、特点以及自然条件等因素的限制，海洋石油开发更应该以提高原油采收率和经济效益为中心，即在相对较短（平台使用期）的时间内，在同时考虑最大经济效益和最高原油采收率前提下，快速、高效地开发油田。

如何充分利用先进的原油开发技术，将更多的原油经济快速地开采出来，不仅是经济效益的要求，更是保护资源、合理利用资源的要求。如果以最大限度利用石油资源为目的，目前的做法应该是，根据目前石油开采的最新技术成果和油藏条件，先制定原油采收率目标（特别是在目前大幅度提高采收率的三次采油技术将有可能有所突破和发展的时候，这一点更为重要），再根据海洋油田开发的特点（时间限制）和开发技术现状，反过来制定开发模式、进行经济评价、制定开发方案，从而有可能打破现有模式，带来开发观念的更新，带来更大经济效益和社会效益。

近5～10年来，原油开采技术和为原油开采服务的相关技术领域有很大进步，为海洋石油开发模式的更新和开发效益的提高奠定了技术基础。这些技术包括：提高油井产量类技术（包括水平井采技术、压裂防砂技术、井下举升技术等）、提高原油采收率类技术（如聚合物驱、复合化学驱等）和高分子化学、胶体化学、表面化学及化工合成技术等。在充分考虑这些技术进步的基础上，重新审视、论证海洋油田的开发模式，在促进海洋石油开发技术进步的同时，也必将促进我国相关领域的技术进步。

因此新模式的基本思路是：以目前原油开发领域的最新技术为依托，以最大限度提高原油的采收率为开发指标，以最大经济效益为目标来制定开发方案。

（四）新模式的基本含义

依靠科技进步和科学化的管理，以大幅度提高现有油藏采收率（由20%～25%提高到35%～40%，甚至更高）为基本出发点，来规划、设计发展中国海上油田的开发、生产与经营，在有限的开采期限内，使现有的油气田发挥最大的经济效益，获得更多的原油产量。

a．以尽量提高油藏采收率为开发生产的战略目标（而不是以现有技术能够达到的采收率为目标）进行开发方案设计。①核心业务中，把加大勘探的技术资金投入以寻找更多的储量与尽最大努力提高已掌握的油田采收率放在同等重要位置，而在开发中把努力提高采收率作为开发的战略目标；②加大对提高采收率技术的攻关力度，以尽快形成实用技术作为新模式的先行和技术保证：③以可以提高的最大采收率（目标为35%～40%）为目标进行开发方案设计，并为今后进一步提高采收率留下“接口”。

b．假设化学驱（聚合物驱、复合驱）提高采收率技术已经过关，且行之有效，其中聚合物驱可将水驱后的采收率再提高10%～12%（或更高），复合驱可再提高20%～25%。

c．完全打破一、二、三次采油的严格界限，而把它们作为3种不同情况下的采油和提高采收率的手段和系列技术，按油藏特性和最新的开发开采技术，对3套系列技术进行综合、优化、组配和集成，形成一种能在最短时间内达到油藏最高采收率的技术经济开发模式以及相应的系列配套技术，以实现“在条件允许的尽可能短的时间内，使油田达到尽可能高的采收率”的目标。以渤海油田为例，将ODP规定的现有采收率25%再提高10%～15%，使之达到35%～40%，使一、二、三次采油优化组合，使总开发时间不延长或进一步缩短，不仅使油藏总采油量比原来有大幅度提高，而且使每年原油产量有大幅度提高，油田的综合总投入相对减少，从而获得比现在更大的社会经济效益。

（五）新模式的基本内容

（1）充分应用其他学科的最新成果，改进完善化学驱技术，努力提高海洋油田的最终采收率目前我国海洋油田所用的一次采油和二次采油技术基本过关，完全能够达到ODP规定的指标，而二次采油水驱后的进一步提高采收率的三次采油完全没有考虑。目前投入开发的海洋油田，其整体渗透率高，非均质性也较强，油藏湿度和原油黏度都比较适合以增加驱替相黏度、控制流度为主要机理的化学驱或复合化学驱技术。而目前国内外的聚合驱提高采收率技术已经有了新的发展和重大突破，在可以预见的几年之内就可能达到满足海洋油田三次采油需要的水平。因此，在注水开发中期或早期，采用三次采油技术，配合相应的先进工艺技术和生产设备，可以实现真正意义上的强化采油目的，使最终采收率比原ODP的要求再提高10%～20%成为可能。这也相当于找到了新的石油储量，为CNOOC提高产量，增加石油储备做出技术上的支持，成为新模式的技术及物质基础。

（2）利用高新技术加速一次采油的开采速度，缩短一次采油时间

在不损害油层（或不造成不可逆损害）的前提下，利用先进的技术和设备，修改开发方案，大幅度提高油井产量，大幅度提高油田原油年产量。

在一次采油技术比较完善的情况下，积极采用新技术、新设备，进一步增加原油日产量，缩短一次采油时间，是新模式的第一个环节。利用目前先进的大位移水平井技术，扩大油井控制动用原油面积，提高油井日产量。利用优快钻井完井技术和进一步搞好全过程油层保护技术，进一步提高单井产量。利用多种提液技术，扩大油井的生产能力，搞好现代完井防砂技术，提高油井产量，从而加快一次采油速度，缩短一次采油时间，为实施提高油藏采收率技术赢得时间，也为新模式在更短的时间内生产出更多的原油提供必要的“出口”。

（3）提前进入二次采油阶段

一次采油时间的缩短，相对而言就是提前进入二次采油时期。而更为重要的是，要大力增加油田原油日产量，就需要较以往更为提前注水，以便做到在保持地层能量和驱替机理作用下，使油田维持这个较长的稳产期。在这期间，在合理的井网、合理的注水速度下，提高油藏动用程度，增加产量，在中低含水期使原油高速经济地开采出来，获得较好的经济效益。

（4）缩短注水开发时间，提前进入三次采油阶段

缩短注水开发时间有几方面原因。一是因为海上平台的有效期较短，海上油田的注水开发就不能像陆上油田那样持续很长时间，所以必须为实施提高采收率技术挤出时间。二是因为注水开发中后期的效益不高。随着注水开发的延续，水驱在高渗透层突破时间较短，原油含水率将不断上升，影响油田的产油指数。三是现有研究表明，二次采油和三次采油在本质上并无严格的区别和界限，因此，需要模糊二次采油、三次采油概念，将注水开发与三次采油有机结合成一个整体，提前进入到油田的开发过程中。

综上所述，新模式的特点是：①在CNOOC的核心业务中把努力提高油藏采收率作为油田开发与生产的战略目标，并与勘探放到同样重要的位置上。把“在最短时间内，开采原油达到油藏最大采收率”作为油田开发的指导思想。在现阶段把尽快解决聚合物驱技术、使采收率再提高10%以上作为此模式的基础及技术保证。②利用石油开发生产最新技术，大幅度提高油井产量和油田产能，加快油田开发速度，缩短一次采油时间。③模糊二、三次采油界限，合并这两个阶段，把它作为提高油藏采收率、使油田高产稳产的两项系列技术，加以优化、组合、综合应用，在达到大幅度提高油藏采收率的同时，大大缩短油田开发时间，以获得更大的社会经济效益。

若上述4个环节在技术上、经济上可行，这种模式的结果将是在较短时间内，在保证油田每年高产量的同时，使我国油气资源的利用率大大提高。并且在加快资金回收的同时，相当于用少得多的投资再增加半个到一个同样的油田。这对以经济效益为中心的海洋石油来说，将大大提高海洋资金利用率，降低海洋开发生产的风险。

（六）海洋油田开发新模式的可行性分析

1．大幅度提高年产量的技术、设备、市场可行性分析

在国内，目前石油供求市场处于供大于求的状态，并且这一局面将持续很长时间。国内石油加工企业的加工能力还未达到饱和。同时，随着国民经济的持续健康快速发展以及石油加工技术的进步，对成品油的需求以及石油加工能力还将进一步增加。因此，CNOOC大幅度提供石油年产量不存在市场阻力。

目前，提高油藏开发速度的各种单一技术都相对成熟，或经过短期攻关就能够成熟，只要加以组织、整合与集成，就可以实现加快一次采油速度、缩短一次采油时间的目的。而油藏早期注水技术在我国已是成熟技术，用于此模式中应不是问题。

化学驱提高采收率的三次采油技术是构成新模式的基础和关键。近20～30年来，由于国内外专家（特别是国内）的不懈努力，目前该领域已经取得重大进展，而且已经处于即将突破的前夕。只要集中力量，可望在2～3年内即可突破，形成可用于海洋油田的实用技术，为新模式的建立和应用打下技术基础。

2．我国聚合物驱油技术发展现状

国内外提高原油采收率的理论与实践已经证明，对于适合于聚合物驱和复合驱提高采收率的油藏，只要物驱替液性能达到设计要求，则可将其水驱后的采收率再提高10%～20%。聚合物驱提高采收率技术已经在大庆油田的主力油藏进入工业化应用阶段，其采收率比水驱提高12%，三元复合驱在大庆的先导性证验结果表明，采收率比水驱提高20%。

经过“八五”、“九五”攻关，聚合物驱油已经在我国形成了系列配套技术。具体包括聚合物驱油提高采收率机理研究、聚合物流变性与渗流特性研究、注水后期油藏精细描述研究、聚合物的筛选与评价、聚合物驱油数值模拟、聚合物驱油合理井网设计、防窜及聚合物采出液回注工艺技术、地面配注配套设备、聚合物驱油经济评价等。它们具体应用的规模和效果及水平处于世界领先，但由于聚合物溶液的黏度在更高温度和矿化度条件下无法达到设计要求或因成本太高而没有大面积推广。

与陆上油田相比，海上油田注聚合物驱的主要难点在于：①要求聚合物具有很好的耐盐性，因为海上油田注聚只能采用高矿化度的海水配制，同时，由于环保要求，其产出污水不能直接排放，必须回注；②要求聚合物具有很好的溶解性，因为海上平台空间有限，不允许建大型储液罐；③要求聚合物具有很好的增黏能力，一方面是因为海上注聚成本的要求，另一方面是渤海原油物性的要求，因为渤海油田的地下原油黏度高，为了实现流度控制，必然要求聚合物溶液在经济允许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，这是海上油田大井距对聚合物的必然要求。

经过国内专家的不懈努力，在最近10年，以适应恶劣油藏条件下的驱油用聚合物的研制开发取得突破性进展，特别是适合于高温高矿化度油藏化学驱用的新型疏水缔合水溶性聚合物NAPS的研制成功，使聚合物驱和复合化学驱的应用范围大大拓宽，温度已经拓展到90℃，矿化度已经拓展到5×10⁴mg/L，驱油剂的配制条件已经从清水配制拓展到污水配制，从技术上已经具有解决海上油田聚合物驱的上述四大难题的基础条件，为目前中国海上油田采用以提高原油采收率为目标的强化开采模式提供了保证。

图10-7南堡35-2油田产量规划

南堡35-2油田位于渤海中部海域，1996年5月发现，石油地质储量9854×10⁴m³，其中基本探明含油面积16.4km²，地质储量7917×10⁴m³。

南堡35-2油田是一个被断层复杂化的鼻状构造，储层为明化镇组下段和馆陶组，孔隙度在22%～44%之间，渗透率介于50～5000md之间，油层岩性疏松易出砂，原油地面密度介于0.939～0.966g/cm³之间，黏度为196～2010 mPa·s，属于重质稠油，油品差，产量低。

南堡35-2油田是一个复式油气聚集区，具有多种油气类型，由于受构造演化、断层切割和储层分布的影响，油田具有多套油水系统，油水关系复杂，自油田发现以来，进行了多轮油藏研究，均达不到中国海油内部盈利率的需要而未能启动。2003年采用了水平分支井技术，减少了开发井的井数，提高了油井产能（相当于水平井产量的1.2倍），降低了钻完井成本，使南堡35-2油田开发建设项目得以启动。南堡35-2油田能够有效益地开发，为我国海上稠油油田的经济开发展示了很好的前景。