延长油田股份有限公司采油厂注水管理规定.docx

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1、延箕出海延长油田股份有限公司采油厂厂级示范区油田注水管理规定延长油田股份有限公司2018年7月第五章注水过程管理第二十八条加强注水过程管理和质量控制是实现“注够水、注好水、精细注水、有效注水”的必要保障。要从注水源头抓起，精心 编制配注方案、优化注水工艺、严格水质监控、强化注水井生产管 理。从地下、井筒到地面全方位抓好单井、井组、区块和油田的全 过程注水管理和注水效果分析评价，实时进行注水措施跟踪调控。第二十九条 注水管理制度建设。按照科学、高效、可控的原 则，建立和完善注水管理制度和技术标准，明确采油厂、采油大 队、注水站（点）等各级管理责任。第三十条注水过程分析与评价。定期对我厂注水开发状

2、况进 行综合分析评价，评价油田注水开发状况是否正常，注水技术政策 是否合理，预测水驱开发趋势，制定下一步的注水调控对策。要做 好油田、区块、井组、单井年度配注方案实施效果的分析与评价工 作，搞清油田注水开发动态变化，针对油田不同开发阶段暴露出来 的具体矛盾，研究制定有针对性的注水调控措施，为下一年度配注 方案编制提供依据。第三H一条年度配注方案。每年四季度编制完成下一年度油田（区块）配注方案，油田公司审查通过后，采油厂组织实施，一 季度完成全部配注方案调整工作量。要及时跟踪分析年度配注方案 的执行效果，对调整效果不好或新暴露出的问题，必须及时调整。第三十二条油藏动态监测。按照油藏动态监测相关管

3、理规定 建立油藏动态监测系统，取全取准各项动态监测资料。低含水期重 点监测油藏压力、分层段注水量、生产井见水时间及分层含水率； 中含水期重点监测分层含水及变化、分层压力、分层吸水、产液及 变化等；高含水期和特高含水期重点是含油饱和度监测，寻找剩余 油相对富集区，项目区油井每季度做一次水性分析，留档备案。第三十三条注水井资料录取管理。注水井资料录取现场检 查，必须严格执行各项管理制度，采取定期检查和抽查相结合的方 式进行，努力提高注水井资料全准率。注水井生产资料全准系指日 注水量、油压、套压、泵压、静压、测试、洗井、水质化验八项资 料全准。注水井开井当日要求录取注水量（计算分层水量）、油 压、套

4、压资料，开井注水超过24小时必须参加当月全准率检查。正 常注水井必须按照注水井资料录取管理规定取全、取准各项资料。生产过程中发现注水量、注水压力出现异常，必须及时上报，分析 原因，并采取相应技术措施，严格执行杏子川采油厂注水计量管 理规定办法。第三十四条 注水水质监测。加强对水源站出口、注水站出 口、注水井井口等控制点的水质监测。每天应对水源站、注水站进 行水质检测；每条支线要选择至少一口端点注水井作为井口监测 井，每周取样分析一次，发现问题必须及时制定整改措施并组织实 施。第三十五条采出水处理站运行控制。检测含油量、悬浮物固 体含量、悬浮物颗粒直径中值、SRB菌、铁菌和腐生菌等主要控制 指标

5、，结合注水井井口水质监测结果，采取措施，调整运行参数， 使其达到规定要求。加强水处理系统加药、排泥、更换和补充滤料 等环节以及设备设施的维护保养等运行管理。控制过滤罐反冲洗强 度，制定合理反冲洗周期，提高反冲洗效果。第三十六条注水系统运行控制。监视、控制机泵设备运行状 态，保证设备安全运行。监视注水系统变化，合理调整注水泵运行 台数与注水量的匹配关系，科学控制泵管压差，优化系统运行参 数，保持注水系统高效运行。加强注水系统储罐及管线除垢、清淤 等工作，减少水质的二次污染，储罐应每年清淤12次，注水管线 的清洗频率应根据压降变化、结垢速度和沿程水质变化情况确定。10第三十七条 分层注水工艺。要充

6、分考虑井深、井身结构、固 井质量、地层压力、温度、流体性质等因素，分注工艺管柱和工具 要满足分层测试调配、防腐、洗井和分层调剖的要求，优先选用桥 式偏心等先进分注工艺。严禁油套分注，油层顶部以上必须安装套 管保护封隔器。分注管柱下井后，要对封隔器进行验封，要求封隔 器密封率100%。第三十八条注水井管柱和井况检查。当注水量和注水压力发 生突变时必须及时进行注水管柱密封检查，必要时要进行工程测 井，检测套管和管外水泥环状况，发现套损、管外串槽等情况时必 须修复后方可实施分层注水。注水井管柱检查周期一般不超过3 年。第三十九条注水井洗井。要严格按照注水井洗井管理制 度执行，根据本油田注水井的实际情

7、况制定相应的洗井管理制 度，确定合理的洗井周期。在相同压力下，日注水量下降超过15% 时必须洗井；注水井停注24小时以上、注水井作业施工后或吸水指 数明显下降时必须洗井。注污水井每季度洗井一次，注清水井每半 年洗井一次。第四十条 注水井分层测试调配。分注管柱验封合格后，方可进行分层流量测试和调配。测试前要对井下流量计和地面水表进行 校对，仪表测试误差不超过规定要求时方可进行测试。分注井每年 测试调配23次，分注合格率下降较快时要适当加密测试调配。第四十一条注水井作业。注水井作业要大力推广不压井作业技术。管柱和工具要经过地面检验合格后方可下井，作业施工过程 中要做好套管保护工作。11第六章注水效

8、果分析与评价第四十二条注水效果分析与评价是贯穿油田注水开发全过程的一项重要工作。要实时跟踪分析油田开发过程中的注水状况，评 价注水调控方案的实施效果，及时发现注水开发过程中出现的各类 问题，有针对性地制定行之有效的注水调控对策。第四十三条注水效果分析重点内容。1、能量保持利用状况分析。分析注采比变化与地层压力水平的关系、压力系统和注采井数比的合理性，提出调整配产、配注方案 和改善注水开发效果措施。2、注水状况及变化趋势分析。分析油田、区块和单井注水受效 情况、分层吸水状况等，综合评价注水效果，提出改善注水效果的 措施；分析配注水量完成情况和小层吸水能力的变化及原因；分析 含水上升率、存水率和水

9、驱指数变化趋势与原因，并与理论值进行 对比，提出调整措施。3、储量控制程度分析。深入开展精细油藏描述，利用测井资料 和油水井射孔资料，分析水驱储量控制程度。4、储量动用程度和油水分布状况分析。应用吸水剖面、产液剖面、密闭取心、饱和度测井、水淹层测井等资料，分析研究油层动 用状况、水淹状况、分层注采强度等；利用不同开发阶段驱替特征 曲线，分析储量动用状况及变化趋势。5、主要注水措施效果分析。对主要措施（如压裂、酸化、补孔等）要分析措施前后注水压力、注水量、产液量、产油量、含水率 等指标变化及有效期。第四十四条注水效果评价主要指标。121、采收率。注水开发中高渗透砂岩油藏采收率不低于35% ;低

10、渗透、断块油藏采收率不低于25% ;特低渗透油藏采收率不低于2 0%o2、水驱储量动用程度。中高渗透油藏水驱储量动用程度达到70% , 特高含水期达到80%以上；低渗透油藏水驱储量动用程度达到60%以 上;断块油藏水驱储量动用程度达到50%以上。3、可采储量采出程度。中高渗透油藏低含水期末达到15%20% , 中含水期末达到30%40%，高含水期末达到70%左右，特高含水期 再采出可采储量30%左右；低渗透油藏低含水期末达到20% 30% , 中含水期末达到50%60% ,高含水期末达到80%以上。4、含水上升率。根据有代表性的相渗透率曲线或水驱曲线来确 定，各开发阶段含水上升率不超过理论值。

11、5、自然递减率。根据油藏类型和所处的开发阶段确定递减率控 制指标。6、油藏压力系统。高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以 上，低渗低压油藏地层压力应保持在原始地层压力以上。注水井井 底压力不超过油层破裂压力，油井井底流动压力要满足抽油泵有较 局的泵效。第四十五条应定期对水质达标率、注水系统能耗、注水泵机 组运行效率和注水系统效率等进行测试与评价。能耗及效率的测试 与评价应满足油田生产系统能耗测试和计算方法、油田注水 系统经济运行规范和油田生产系统节能监测规范等相关规定 要求。对未达到经济运行要求的系统应进行评价分析，提出改进措 施。第四十六条建立完善注水管理指标考核体系。主要考核指标有分注率、

12、分注井测试率、分层注水合格率、水质达标率、注水系1314统效率、配注方案符合率、检管周期和洗井周期等。各区块要细化 考核指标，并纳入年度业绩考核体系。第七章队伍建设与技术创新第四十七条加强队伍建设是实现注好水的必要保障。加强测试调配、洗井、水质监测等队伍建设与装备配置。第四十八条技术创新是提高油田注水开发水平的重要手段。 要注重技术创新研究，攻关瓶颈技术、推广成熟技术、引进先进技 术，把技术创新与技术进步做为油田注水开发技术管理的重要内 容。第四十九条 根据不同类型油藏特点，针对油田注水开发过程 中制约发展的瓶颈技术进行攻关，集中资金和力量，明确目标，落 实责任，严格项目管理。油藏工程、钻采工

13、程、地面工程要同步开 展技术研究。加快特殊岩性油藏、强水敏储层型、整体水平井开发和高温、高压、深井油藏配套注水技术攻关。第五十条积极引进和推广先进的注水技术，努力缩短科研成果转化周期，尽快形成生产能力。第五十一条 有计划地组织注水技术研讨和技术交流，促进注水科技成果共享。定期组织注水岗位技术培训，努力培养一支理论 基础好、现场经验丰富、工作能力强、作风过硬的油田开发注水技 术管理队伍。15第八章注水质量管理标准在注水运行管理中严格贯彻执行杏子川采油厂注水系统”六 必须“制度，即：注水水源必须稳定；注水水量必须保障；注水水 质必须达标；注水计量必须准确；注水设备运转必须正常；注水动 态分析必须有

14、效的管理要求，切实做到注够水、注好水、精细注 水、有效注水。1、采油大队大队长、联合站站长负责注水质量工作，各岗位工 人要严格把好各工序质量关，发现水质不合格及时向有关部门汇 报。2、凡采用加药的注水站，必须严格执行加药制度，按标准完成 加药，根据生产情况及时调整加药量，保证水质合格。3、严格按规定按时取水样，进行水质化验分析，把好水质质量 关。4、严格执行各项质量标准和操作规程，保证设备的维护保养， 机泵的润滑油等质量。5、为保证注入水质，对过滤器、储水罐、沉降池等设备实行定 期清洗制度。过滤器每天反洗一次以上，反冲洗时间每次不少于15 分钟。储水罐、过滤器定期每天排污一次。根据过滤设备使用

15、情况 每8-10个月更换滤料一次，每季度检查一次滤料破损和漏失量，及 时补充滤料。注水泵栏式过滤器、注水井口精细过滤器定期每季度 清洗一次。沉降池、储水罐定期每年清理一至二次。6、各站点拥有2台以上的设备，如调节水罐、注水泵、沉降罐 等设备必须交替使用，以达到提升设备使用效果的目的。7、注水站出站水质必须达标，按注入水质监测要求取样化验， 发现水质超标，停止注水。清水罐在使用中发现水质超标，将清水 罐储存的水全部排放至污水池，进行二次处理，水质达标后在注16水。清水罐运行中必须干净无油污杂质，每年定期排污一次。清水 罐使用中安全液位不得低于2mo8、注水工站外巡检：按照巡检路线每周巡检一次，检

16、查沿途注 水管线和注水井运行状况，录取注水井油压、套压。发现异常情况 每天录取一次，连续一周。同时现场取样观察注入水质变化，发现 水质变差立即取样化验分析原因，停注。待查明原因，解决问题后 再进行注水。每季度使用汽油或表面活性剂清洗井口精细过滤器滤 芯O9、现场取样，目测观察注入水质，要求注入水质稳定，1、水质清澈透明无色；2、水中无沉淀物；3、不携带可见悬浮物。（取 样点为水处理设备出口、配水间、井口。）10、各站点必须严格执行配注标准，努力提高单井配注合格率。单井日注水量不得超过波动范围：日注量N10m3 ,波动为土5% ,日注量10m3 ,波动为10%。全站月注水量波动控制在为5%以内。

17、11、各采油大队、联合站要建立水处理药剂出入库台账。记录 药剂入库时间、药剂名称、数量，发放站点时间、药剂名称、数 量，废旧药桶回收时间数量。切实提高水处理药剂的管理和使用。12、各注水站点环境卫生要达到三清”、即机电设备清洁，场地清洁，值班室清洁；无油污，无杂草，无明火，无易燃 物。设备保养达到要达到“五不漏”。即不漏油，不漏电，不漏水， 不漏气，不漏明火，做到文明生产。17第九章注入水水质监测管理标准1、注入水取样位置：水处理设备出口、配水间、井口。对联合 站还要取二级沉降罐出口水样,分析沉降效果和二级过滤出口水样，分 析过滤效果。2、注入水质要求联合站1天取样化验1次，注水站1周取样化

18、验1次，监测井点1月取样化验1-4次，并建立水质化验档案。发 现水质不合格时要增加化验次数，随时进行监测，同时联合站、注 水区队要及时通知石化院进行停注整改，及时采取处理措施，直至 水质达标。3、悬浮物、含铁、溶解氧、含油量、PH值、硫化物、颗粒直径中值7个主要项目，联合站1天化验1次，其它注水站点1周化 验1次。平均腐蚀率、细菌2个项目各站点1季度分析化验1次， 配伍性1年1次。采油井水型分析化验1年1次。4、注水办定期到各采油大队（联合站）监测抽查水质情况，进 行分析。5、注入水质主要控制指标严重超标时，各注水站点必须立即停 注，通知石化研究院进行整改，直至水质达标。停注后，凡发现违 规注

19、水的，按照规定，严肃处理相关责任人员。造成损失的，追究 处理相关人员责任并使之承担损失。6、采油大队为各注水站点调运的污水，含油不得大于500mg/Lo18第一章总则第一条 为进一步强化油田注水工作管理，提高油田注水 开发水平，依据延长油田注水开发相关规定，特制定延长油 田股份有限公司杏子川采油厂注水管理规定（以下简称规 定）。第二条 油田注水开发要把“注够水、注好水、精细注水、 有效注水的理念贯穿油田注水工作的始终，努力控制油田含水 上升率和产量递减率，提高油田水驱采收率。第三条 油田注水是一项系统工程。油田地质、油藏工 程、采油工程和地面工程要紧密结合，充分发挥各专业协同的 系统优势。要科

20、学制定注水技术政策、优化注水调控对策、强 化注水过程管理和注水效果分析与评价、注重队伍建设与技术 创新，努力提高系统效率。第四条油田注水开发工作必须遵守国家、地方有关法律、律、法规和延长石油的规章制度。牢树立“安全第一、质量至上、环保优先、以人为本”的理念，强化安全生产工作。做好油 田注水开发全过程的健康、安全、环境（HSE）H作。第五条 本规定适用于杏子川采油厂各油区的油田注水开发。7、采油大队、联合站要定期及时清理沉降池或污油池、储水罐内的油污、泥沙；定期及时清理注水井口过滤器、注水泵栏式过滤 器；定期及时清理注水井口配水器、单井流量计。尤其是清水罐要 保持清洁干净无油污。8、2011年延

21、长油田注水水质标准（试行）2011年延长油田注水水质标准（试行）水质指标标准分级及注入层平均空气渗透率，1X10-2I级 W1.0II级1.0-1 0III 级 1 0-50IV级5 0-100V级 2100控制指标悬浮物含量，mg/LW2W3W5W8W10颗粒直径中值，umW2W2W3W3W5含油量，mg/LW3W5W8W10W20平均腐蚀率，mm/a0. 076硫酸盐还原菌，个/mlW10腐生菌，个/ml102铁细菌，个/ml102辅助指标总铁量，mg/L0.5pH值6. 575溶解氧，mg/L0.05 （油层水）、0.5 （清水）硫化物，mg/L清水0、油层水W2. 0配伍性良好（岩心伤

22、害率W30% ）侵蚀性二氧化碳，mg/ L备注：注长2层位的站点，注入水质执行m级标准，注长6层位的 站点，注入水质执行n级标准。同时注长2层和长6层位的站点, 注入水质执行n级标准。19第十章 注水井站资料录取的要求和内容一、注水井资料录取必须做到八全八准”，即：泵压、油压、 套压、静压、全井注水量、分层注水量、洗井、水质化验数据。二、泵压、油压、套压资料录取要求：1 .正常注水井每4小时取1次泵压、油压和套压（前提是压力 表完好、齐全）。2 .停注水井10天录取1次油压资料（长期关井除外），关井当 月要求用标准压力表测压降曲线。3 .注水井班报表（日报表）填写的数据内容包括：井号、层 位、

23、注水井段、时间、注水方式、注水压力（泵压、油压、套 压）、注水量（水表读数）、水质（悬浮物含量、铁含量等）等， 进行每日填写。有开展其它项目的，如洗井、分注、调参、测试、 仪表校对等要详细记录。4 .水表发生故障必须记录水表更换维修前后底数。5 .日注水量不得超过波动范围：日注量N10m3 ,波动为5% ,日 注量10m3 ,波动为10% ,全站月注水量波动控制在为5%以内。 在相同压力下，分层注水井日注水量与测试资料对比，笼统井与测 试指示曲线对比。206 .注水井发生溢流量，必须采用便携式水表或容积法计量，其 溢流量必须从该井日注水量或月度累计注水量中扣除。干式磁传高 压水表1年校对1次，

24、使用其它新式仪表，必须定期校对。7 .注水井正常情况下油压、套压1周录取1次。异常情况下1天录取1次，连续1周。措施井开井1周内录取3次。注水井压力 表超过有效期应及时校对，发现问题及时校对。压力值应在使用压 力表量程的1/32/3范围。8.每月初要将上月的注水数据，如注水时间（天），月注水量、平均日注水量，注水井对应一线生产井的生产时间、月产） 月产油、综合含水，平均日产油，平均日产液等有关数据上报生产 科，为采油厂编制注水单元综合数据表提供依据。三、注水报表填写要求1、各项资料填写要及时、准确，字迹工整，严禁涂改。2、报表中的各种数据要如实填写，严禁数据造假。3、数据要按时录取，及时上报，

25、不准追朔或预计。4、报表和记录本填写后要整齐摆放，专门存档。5、因设备故障、施工、停注、倒泵等以及其它原因，应当注 明。6、注水数据每日8:30分前上报至注水区队，每天11:00时前上 报至生产科。注水站每月进行2次注水动态分析并上报注水办。21第十一章注水站药剂投加标准清水站必须投加的药剂包括：杀菌剂、除氧剂、阻垢缓蚀剂。清水站依据化验结果选择性投加的药剂包括：PH调节剂污水站必须投加的药剂包括：絮凝剂、助凝剂、杀菌剂、阻垢缓蚀剂。污水站依据化验结果选择性投加的药剂包括：除铁剂、除 硫剂、离子调整剂、PH调节剂、除氧剂（其中王家湾油区、坪桥油区必须投加除硫剂，墩也联合站必须投加离子调整剂）。

26、1、混凝剂（絮凝剂）：混凝剂为橙黄色体粉末。污水站在沉降池二级沉降部位使用加药装置加药（在除硫剂、除铁剂投加30分 钟后再进行投加），按照每处理十方污水投加2-4公斤药剂。2、助凝剂：助凝剂为白色固体粉末，无毒无味。污水站在沉降池三级沉降部位使用加药装置加药（污水在二级沉降部位提升至三 级沉降部位时进行投加，必须在絮凝剂投加30分钟后再进行投 加），按照每处理十方污水投加公斤药剂。3、杀菌剂：杀菌剂为无色液体，有刺鼻气味。污水站在水处理 设备末端使用加药装置加药，按照每处理十方污水投加公斤22 药剂。清水站使用水处理间加药装置加药，按照每处理十方污水投 加0.5公斤药剂。4、除氧剂：除氧剂为无

27、色液体，无味。在水处理设备末端使用加药装置加药。根据化验结果的2倍进行投加（如：溶解氧含量测 定为lmg/L ,每处理十方污水投加除氧剂0.02公斤）。5、除铁剂：淡绿色液体，有刺鼻气味。污水站在沉降池二级沉降部位使用加药装置加药（投加药剂前将二级沉降部位浮油提升至 一级沉降部位，否则影响药剂使用效果），按照每处理十方污水投 加公斤药剂。6、除硫剂：无色液体，有刺鼻气味。污水站在沉降池二级沉降部位使用加药装置加药（投加药剂前将二级沉降部位浮油提升至一 级沉降部位，否则影响药剂使用效果），按照每处理十方污水投加 公斤药剂。7、阻垢缓蚀剂：淡黄色液体，有刺鼻气味。污水站在沉降池三级沉降部位或水处理

28、设备前端使用加药装置加药，按照每处理十方 污水投加公斤药剂。清水站使用水处理间加药装置加药，按 照每处理十方污水投加0.3公斤药剂。8、PH调节剂：PH调节剂为无色液体，有刺鼻气味。根据化验 结果进行室内试验确定投加比例。9、离子调整剂：白色固体颗粒，其水溶液为弱酸性液体，无毒无味，非易燃易爆。在水处理设备前端使用加药装置加药，每方污 水投加公斤。第十二章附 则23本规定由采油厂精细注水办负责解释，自公布之日起执行。采油厂注水井计量管理规定一、目的注够水、注好水是油田稳产的基础，注水井计量是精 细注水管理最基本、最基础的保证，为了加强采油厂注水 站（注水井）计量管理工作，不断提高科学管理水平，

29、夯 实油田注水开发基础，保证注水井站正常生产，特制定本 规定。二、适用范围适用于采油厂所有注水站（注水井）。三、职责全厂各采油大队、联合站负责保证注水计量设备完 好，运行正常。24四、管理内容1 .注水井注入量按采油厂每月核发的注水井配注公 报执行。注水井资料录取严格按采油厂注水井站资料 录取的要求和内容执行。2 .注水站（注水井）各类计量仪表配备齐全，运转正 常。全井注水量，每天结算一次，其值保留小数点后一 位。注水量严格控制在规定范围内，不得随意停井，要根 据配注及时调整注水排量，做到操作平稳，均匀注水，使 用智能精控注水仪的，要保证流量计24小时通电，自动调 节，注水量的瞬时流量上下误差

30、保持在0.2 n）7h以内，并 按时录取资料、填写报表，填写数据不得出现假、错、漏 现象。3 .正常注水井每天有仪表记录注水压力、注水量。 单井注水量每四小时录取一次。水表发生故障必须记录水 表底数，计算水表故障前注水量。全井日注水量不得超过 波动范围：单井配注要求配注量W5m3/d时，误差不超过 Im3； 5m/cl V配注量W 10n?/d时，误差不超过15%；配 注量AlOm/d时，误差不超过10%。单井配注合格率达 到90%以上。4 .站内是由一趟管线带多口注水井的注水量录取。 安装数字化井口的注水井以注水井井口数字化流量计读数 为准；安装恒流配水器的注水井以恒流配水器水嘴标定的25

31、配水量为准，但必须保证站内总表注水量充分满足各单井 配注量；安装微型配注仪的注水井以微型配注仪流量计读 数为准，但必须保证站内总表注水量充分满足各单井配注 量。（注：站内是由一趟管线带多口注水井的计量因水头 损失等原因，因此站内总表水量必须充足供应，供水量应 略大于站外单井配注量，以保证单井注水量来水充足。）5 .正常注水井泵压每天录取一次，油压、套压每周录 取一次；异常井每天录取一次，连续一周；措施并开井一 周内录取3次。录取油、套压时，应关闭注水井口来水阀 门，然后录取读数。普通压力表录取压力时，在开关上下 游阀门时，应缓慢平稳，避免冲击损坏压力表的零部件， 同时观察压力表有无卡住现象，不

32、能随意敲击压力表。读 数时眼睛要位于压力表正前方。若压力不稳，指针摆动 时，读取指针最大值和最小值，取其算术平均值。6 .各类流量计、高压干式水表、智能精控注水仪要 求每年定期标定一次。定期冲洗叶轮、过滤网等部件。每 季度用标准流量计法校对一次，误差不超过5%。注水井压 力表超过有效期应及时校对，发现问题也应及时校对。压 力值应在使用压力表量程的1/32/3范围。各类压力 表、数字压力变送器每一年校对一次，使用其它新式仪 表，也必须按技术要求定期标定。267 .正常注水时，注水站应保持稳定的泵压不超过16 M pa,其压力波动值不得超过0. 5 Mpa （启动倒泵时，其压力 波动值不得超过0.

33、5 Mpa；注水井开关井、调水量要平稳操 作，压力波动值不得超过0.5 Mpa） o8 .注水井注水数据每日8：30分前上报至注水区队， 每天n：oo时前上报至生产运行科。包括：单井日注水时 间、单井日注水量、油压、套压、流量计底数。每月初要 将上月的注水数据，如注水时间（天），月注水量、平均 日注水量，注水井对应一线生产井的生产时间、月产液、 月产油、综合含水，平均日产油，平均日产液等有关数据 上报生产运行科，为采油厂编制注水单元综合数据表提供 依据。9 .各类流量计、压力表等注水计量设备的日常维护和 保养必须落实到具体责任人，实行设备承包管理的办法。 注水站（注水井）使用的各类流量计、压力

34、表发生故障必 须在24小时之内修复并投入使用。注水站点内必须常备各 类流量计、压力表的常用易损件，以方便维修更换。注水 站（注水井）各种计量仪表达到安装配备率100%,完好 率100%,受检率100%o10 .流量计停止使用时或遇到停电、设备检修停注 时，必须及时关闭注水井井口生产阀门，各阀组单井流量27 计下游阀门，防止注水井内注入水返流，造成流量计卡 堵，不能正常运行，影响注水井计量。11 .联合站日注水量必须完成在日配注量的95-no%之 间，切实保障联合站外配水间能够收到充足水量，保证注 水井单井配注合格。联合站月度日注水量达标率必须达到9 0%以上（计算公式：月度达标天数/月度总天数

35、二月度日注 水量达标率）。本规定由采油厂精细注水办负责解释，自公布之日起 执行。延长油田股份有限公司2019年2月15日28第二章注水技术政策第六条注水技术政策是指导油田注水工作的重要依据， 主要包括注水时机、开发层系划分和注采井网部署、射孔设 计、注水压力界限、分层注水、水质要求等。第七条注水时机。根据油藏天然能量评价及储层类型分 析，确定合理注水时机。我厂的开发层位主要是延长组长2 , 长4+5和长6 ,另外还有部分延安组延9、延10油层和延长组 长8油层。中高渗透砂岩油藏（如延安组延9、延10油层）， 要适时注水，保持能量开采；低渗透砂岩油藏（如延长组长4+ 5和长6油层），应实现同步或

36、超前注水，保持较高压力水平开 采。需要注水开发的其它类型油藏，应根据具体特点确定最佳 注水时机。新油田投入注水开发，要开展室内敏感性实验和现 场试注试验。第八条开发层系划分和注采井网部署。开发方案设计要 与工艺技术相结合，建立有效压力驱替系统。开发层系划分。根据油层厚度、渗透率级差、油气水性 质、井段长度、隔层条件、储量规模等，论证层系划分的必要 性和可行性，将性质相近的油层组合成一套层系，采用一套独 立井网进行开发。注采井网部署。开发井网要具有较高的水驱储量控制程 度，中高渗透油藏（如我厂延安组油层）一般要达到80%以上，低渗透油藏（如我厂延长组油层）达到70%以上，断块油 藏达到60%以上

37、。要充分考虑储层砂体形状及断层发育状况、 断块大小及形态、裂缝发育状况等，确定井网几何形态、油水 井井别、注采井排方向和井排距，井网部署要有利于后期调 整。第九条射孔设计。要以建立有效的压力驱替系统为基础，整体研究注采井的射孔方案，油水井要对应射孔，保证较 高的水驱储量控制程度和动用程度。第十条 注水压力界限。油田注水开发应保持注采平衡， 建立有效压力驱替系统，严禁超油层破裂压力注水。确定合理 的注采比，中高渗透油田年注采比要控制在1.0左右，低渗透 油田年注采比要控制在11.5 ,天然能量较为充足的边底水油藏要根据压力保持水平确定合理注采比。达不到配注方案要求 的井和层段要采取油层改造等增注

38、措施，超注层段要采取控制 措施。第十一条 分层注水。结合油田地质条件、开发阶段、工艺技术等，制定合理的注水层段组合标准，确定各分注段的 油层数和渗透率级差控制范围，不断提高油层吸水厚度比 例。多层油藏都要实施分层注水，主力油层或强水淹油层要 单卡单注，其它油层要尽可能细分。第十二条 水质要求。杏子川采油厂应在参考碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法基础上，开展注水水质配伍 性研究，通过岩心伤害实验、现场实际油层回注验证试验，制 定和完善适合我厂不同类型油藏的注水水质企业标准并严格执行。第三章注水系统建立第十三条 按照油田开发方案总体要求，实施产能建设，建立 注水系统。注水系统建立包括钻井、完井

39、、投（转）注、地面注水 系统建设等。第十四条 注水井钻完井。要满足分层注水工艺要求，优化井身结构，生产套管的固井水泥返高要达到方案设计要求，河流、水 库、水源、城区等重点生态环保区要求水泥返高必须至地面，利用 声波变密度测井评价固井质量。钻完井过程中必须做好油层保护工 作，保证钻完井液与储层岩石和流体性质的配伍性。对于疏松砂岩 油藏要做好防砂设计和配套工艺选择。第十五条 注水井投（转）注。需要排液的注水井排液时间要 求控制在三个月以内，以不伤害储层骨架结构为原则，确定经济合 理的排液方式和排液强度。新投注水井和转注井，必须在洗井合格 后开始试注，获得吸水指数、油层注水启动压力等重要参数，确定

40、油层的吸水能力，检验水质标准的适应性。在取得相关资料后方可 按开发方案要求转入正常注水井生产。第十六条地面注水工程设计。要依据前期试注资料及油藏工程方案中逐年注水量和注水压力趋势预测，总体布局，分步实施， 合理确定建设规模和设计压力，设计能力应适应油田开发510年的 需要。注水工艺可采用“单干管多井配注”、“分压注水”、“低压供 水、高压注水”和“局部增压”、井口恒流配水方式等类型；应根据注 水井网布置形式、注水压力、注水方式和注水水质等因素，并与原油集输布局相结合，优选确定。第十七条注水管网应合理布置，按照配注水量和注入压力要求，控制合理经济流速和压降，注水干线、支干线压降控制在0.5MPa

41、以内，单井管线压降控制在0.4MPa以内。第十八条 注水设备选择。注水设备选择应按照“高效、节能和经济”的要求，优选注水泵型，合理匹配注水泵机组。在选择注水泵 时，离心泵机组效率应不低于70% ,柱塞泵机组效率应不低于8 0%o第十九条 采出水回注。原则上采出水处理合格后应全部回 注；外排污水必须达到国家或当地政府规定的排放标准。第四章注水调控对策第二十条 注水开发油田要针对不同开发阶段暴露出来的矛 盾，采取有针对性的注水调控对策，不断提高油田开发水平和水驱 采收率。第二十一条 不同开发阶段精细油藏描述的内容和重点。低含 水期以构造和储层描述为主，中含水期以精细单砂层和井间、层间 剩余油量化描

42、述为主，高含水期重点是单砂体构形描述和井间、层 间、层内剩余油分布量化研究，特高含水期重点是储层渗流优势通 道和剩余油相对富集区分布规律研究。第二十二条新油田在开发建设时要充分考虑注采系统的完善 和有效压力驱替系统的建立，确保较高的水驱储量控制程度和动用 程度。第二十三条 低含水期（含水率小于20% ）:该阶段是注水见 效、主力油层发挥作用、油田上产阶段。在这一阶段要注够水，保 持油层能量开采。要根据油层发育状况，开展早期分层注水。分析 平面上的注水状况和压力分布状况，做好平面上的注水强度调整， 保持压力分布均衡和注入水均匀推进，防止单层突进和局部舌进， 努力延长无水和低含水开采期，提高油田采

43、收率。第二十四条 中含水期（含水率20%60% ）:该阶段主力油 层普遍见水，部分油层水淹，层间和平面矛盾加剧，含水上升较 快，产量递减大。在这一阶段要加大分注力度，重点做好层间接替 工作，控制含水上升速度。研究层系、注采井网和注水方式的适应 性，分析平面和层间矛盾。对于注采井网不适应和非主力油层动用 状况差的区块，要开展注采系统调整和井网加密调整。平面上要调 整注采结构，纵向上要细分注水层段，提高非主力油层动用程度。第二十五条 高含水期（含水率60% 90% ,目前我厂大部分 油区均属于高含水期）：该阶段多层见水，各类油层不同程度水 淹，井况变差。这一阶段要在搞清剩余油分布的基础上，实施平面

44、 和剖面结构调整。做好层系和井网调整，提高注采井数比，增加注 采对应率和多向受效比例，进一步完善单砂体注采系统；加大细 分、油层改造、调剖和堵水等措施力度，改善储层吸水状况与产液 状况，扩大注入水波及体积；精细层间和纵向上的注采强度调整， 控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。第二十六条 特高含水期（含水率大于90% ）:该阶段剩余油 分布高度分散，注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出。这一阶 段重点是要做好水动力学调整，控制无效水循环。开展精细挖潜调 整，进一步提高注采井数比，采取层段细分注水、细分层压裂、细 分层堵水、深部调驱等措施，进一步改善储层吸水状况，控制注入 水低效、无效循环，提高驱替效率。第二十七条 注水站（管网）调整改造。针对系统管网和设备 腐蚀老化严重、注水站运行负荷率低等问题，要统筹安排，突出重 点，分年度安排好调整改造工作。在满足注水半径和配注的条件 下，优化简化工艺和布局，注水站的负荷率应提升至70%以上。