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【摘 要】近几年，孤岛采油厂通过加强地面系统管理和工艺改造，确保了注水时率；对储层通过运用油层保护和改造技术、水井调剖、注采井网的补充完善、动态调整和间歇注水、分层注水、注水井转抽和注水水源优化等措施，改善了油田开发效果。
【关键词】注水井；注水水源优化；转抽
孤一油藏经营管理区主要管辖着孤岛油田的中一区Ng3、Ng4、Ng5、Ng6、Ng1+2、Ng3-6、Ng7-10、孤北一断块等八套开发层系，含油面积 16.8 平方千米，地质储量12308万吨。共有59 座配水间，63座计量站；4 座注聚站。截止到2007年8月，油井总井702口，开井545口，日液水平45654m3，日油水平2562t，综合含水 94.3%；水井总井 319口，开井251口，日注水平45549m3，累计产油5150.8832万吨。
1.近年来注水开发综合治理情况
近年来先后实施包括水井酸化、补孔、大修、分注等水井作业，改善了井况和开发效果。
1.1水井储层改造效果明显
今年以来共增注13井次，统计12口增注井，油压降低到24MPa，注水量增至400m3，日增注337m3。究其原因是水质改造后，酸化解堵见到了明显效果。
1.2不断完善注采井网，减少层内、层间矛盾，提高油水井对应率
目前主要在井网不完善井组转注6口，共对应油井15口。针对套损、管柱问题造成注采二次不完善，这部分井主要实施大修恢复。如其中一口井转注两个月后注水见效，见效前日液3.8t，日油3.7t，含水2.0%；见效后日液8.3t，日油8.1t，含水2.0%，目前日液7.5t，日油7.3t，含水2.4%，累计增油1032t；今年一月份补孔1^2.3层后一直保持稳产至今，缓解了油井层间矛盾，油井含水下降，注水见效，日增油2.5吨，累计增油225吨。针对有的区块层薄、低渗透、油井层间矛盾突出，在该块水井实施双管分注，解决井组油井层间矛盾，效果明显，含水下降到42.1%，日增油1.8吨，后期由于油井泵漏，检泵作业累增油仅58吨，影响了分注效果。
1.3加大水井作业力度，有力地保障注水
去年以来先后实施了36井次注水井作业，井况得已改善，特别是相继开展的“注水质量管理月”和“注水管理质量提升月”等活动，从基础管理、注水井配注完成率和生产保障三个方面共实施水井作业34井次，井况有了较大改善。
1.4水井转抽成为改造油层和改善开发效果的一种手段
为了使井组地层油水重新分布，提高剩余油采出，进行补孔转抽并且辅以压裂措施，对应水井注水完成较好，有充足的能量补给，初期日油达13吨，累增油2170吨。后该块另一水井实施转抽，年增油447吨。
1.5改注浅层水，减少水井污染
将报废井转为水源井，供水并注6口水井，注水时率增加到96%，平均日注水量增到288m3，日增注139m3。水井状况良好，水井油压保持稳定并稳中有降，累增油9282t。
1.6强化注水系统管理，完善工艺流程和各项配套设施，确保注水时率
近几年先后更换35MPa高压井口25套，同时加强地面工艺流程调整改造，更换注水站供水管网；新投产配水间；增上高压注水泵；更换江式泵头、曲轴箱、电控柜，应用重力沉砂工艺，通过改造使该区块管网流程更完善，减小了二次污染，保障了注水时率。
2.目前注水存在问题及影响
2.1水质不稳定，有效注水周期短
自水质改造以来，出口水质基本上达到标准，但检修造成的供水管网多次进油，对注水设备、注水井造成了极大影响，部分水井注水压力升高，有效注水周期缩短。其次欠注井较多，造成井网二次不完善。
2.2地面管网腐蚀严重
现有供水管网在建设中大部分采用停用的动力液、输油、生活水等老管线，由于投产时间长，管线老化穿孔严重，严重影响水井开井时率。
2.3水井井况仍需改善
油水井报废井数不断增多，主要原因是井筒问题和注不进。注水井井况差造成有效注水井点减少，注采井网二次不完善，在有的区块表现最为突出。正常注水井的减少，造成单向注采对应率增加，含水上升加快，日减油24.7吨。此外水井三年以上未动管柱，转大修及报废井较多。
2.4注水井洗井存在的问题
今年引进了洗井车，但绝大部分注水井没有洗井流程，水井的正常洗井得不到保证。而部分水井由于距周边油井远，采用罐车放空，加上注水站泵效原因，达不到注水井洗井排量的要求，影响了洗井效果。
2.5作业存在的问题
由于水井压力高，作业前无法及时将井底压力放干净，作业时压井液比重达不到要求而重复作业，加上近年来对环保加大了管理力度，导致水井作业速度一直较慢；水井增注过程中由于部分作业队在酸化施工完后不进行反洗井，导致残物不能及时排出，酸化效果不明显。
2.6分注井存在问题
我们对4口水井进行了分注，但由于井深无合适工具，分注后四口井全部测调不合格。特别是其中一口井油压已达30MPa以上，注不进水，洗井后效果仍不明显。
3.下步建议
3.1保证水质，减少储层污染
低渗油田注水效果受地层因素、井距、注入水质等影响，建议改注浅层水，解决水井问题，然后考虑整体改注浅层水；扩建精细水处理装置，改善供水水质。
3.2改造油田储层，继续完善井网，提高水驱可采储量
在水质改造完成之前，继续水井增注；可压裂、转抽注不进水井，增加渗透率，排液一段时间后适时转注；对于井况问题注水井恢复大修注水井，完善井组井网；解决待作业注水井，缓解平面矛盾；加强水井作业和维护力度，保证注水和监测工作的正常实施；对三年以上未动管柱对应较好水井进行冲换作业，以降低转大修几率；加紧注采调整，在油井排液后再找合适井、合适时机转注，对应新井及老井注水，完善注采井网。
3.3继续加大工程改造力度
更换或维修配套设施和配电屏、电控柜、电缆等；更换大三注供水管网和部分单井注水管线；继续对存在安全隐患的高压注水井口更换。
3.4针对注水井的情况制定相应注水井洗井周期，加强监督，保证质量与效果
3.5水源井应用变频技术，减少不必要的能源浪费
目前注水站注水源井浅层水，存在问题主要有：沉降罐不密闭而导致罐体曝氧，加上受水质的影响，大三注沉砂罐腐蚀穿孔严重；水源井未安装变频装置，每日多余的水只能通过井口流程回灌回井底。建议将部分水源井全部集中供水或者给水源井安装变频，这样既能避免了设备的损耗，又能够节约电费。
4.结论
近几年，在低渗透油田进行井网加密、注采完善、注水系统改造等工作后，标定采收率上升至21.2%，可采储量增加15×104t，自然递减稳中有降。虽然注水系统尚存在一些问题，但通过综合治理和近期加密调整以及污水处理的实施，预计今后会有更好的效果。
【关键词】注水井；注水水源优化；转抽
孤一油藏经营管理区主要管辖着孤岛油田的中一区Ng3、Ng4、Ng5、Ng6、Ng1+2、Ng3-6、Ng7-10、孤北一断块等八套开发层系，含油面积 16.8 平方千米，地质储量12308万吨。共有59 座配水间，63座计量站；4 座注聚站。截止到2007年8月，油井总井702口，开井545口，日液水平45654m3，日油水平2562t，综合含水 94.3%；水井总井 319口，开井251口，日注水平45549m3，累计产油5150.8832万吨。
1.近年来注水开发综合治理情况
近年来先后实施包括水井酸化、补孔、大修、分注等水井作业，改善了井况和开发效果。
1.1水井储层改造效果明显
今年以来共增注13井次，统计12口增注井，油压降低到24MPa，注水量增至400m3，日增注337m3。究其原因是水质改造后，酸化解堵见到了明显效果。
1.2不断完善注采井网，减少层内、层间矛盾，提高油水井对应率
目前主要在井网不完善井组转注6口，共对应油井15口。针对套损、管柱问题造成注采二次不完善，这部分井主要实施大修恢复。如其中一口井转注两个月后注水见效，见效前日液3.8t，日油3.7t，含水2.0%；见效后日液8.3t，日油8.1t，含水2.0%，目前日液7.5t，日油7.3t，含水2.4%，累计增油1032t；今年一月份补孔1^2.3层后一直保持稳产至今，缓解了油井层间矛盾，油井含水下降，注水见效，日增油2.5吨，累计增油225吨。针对有的区块层薄、低渗透、油井层间矛盾突出，在该块水井实施双管分注，解决井组油井层间矛盾，效果明显，含水下降到42.1%，日增油1.8吨，后期由于油井泵漏，检泵作业累增油仅58吨，影响了分注效果。
1.3加大水井作业力度，有力地保障注水
去年以来先后实施了36井次注水井作业，井况得已改善，特别是相继开展的“注水质量管理月”和“注水管理质量提升月”等活动，从基础管理、注水井配注完成率和生产保障三个方面共实施水井作业34井次，井况有了较大改善。
1.4水井转抽成为改造油层和改善开发效果的一种手段
为了使井组地层油水重新分布，提高剩余油采出，进行补孔转抽并且辅以压裂措施，对应水井注水完成较好，有充足的能量补给，初期日油达13吨，累增油2170吨。后该块另一水井实施转抽，年增油447吨。
1.5改注浅层水，减少水井污染
将报废井转为水源井，供水并注6口水井，注水时率增加到96%，平均日注水量增到288m3，日增注139m3。水井状况良好，水井油压保持稳定并稳中有降，累增油9282t。
1.6强化注水系统管理，完善工艺流程和各项配套设施，确保注水时率
近几年先后更换35MPa高压井口25套，同时加强地面工艺流程调整改造，更换注水站供水管网；新投产配水间；增上高压注水泵；更换江式泵头、曲轴箱、电控柜，应用重力沉砂工艺，通过改造使该区块管网流程更完善，减小了二次污染，保障了注水时率。
2.目前注水存在问题及影响
2.1水质不稳定，有效注水周期短
自水质改造以来，出口水质基本上达到标准，但检修造成的供水管网多次进油，对注水设备、注水井造成了极大影响，部分水井注水压力升高，有效注水周期缩短。其次欠注井较多，造成井网二次不完善。
2.2地面管网腐蚀严重
现有供水管网在建设中大部分采用停用的动力液、输油、生活水等老管线，由于投产时间长，管线老化穿孔严重，严重影响水井开井时率。
2.3水井井况仍需改善
油水井报废井数不断增多，主要原因是井筒问题和注不进。注水井井况差造成有效注水井点减少，注采井网二次不完善，在有的区块表现最为突出。正常注水井的减少，造成单向注采对应率增加，含水上升加快，日减油24.7吨。此外水井三年以上未动管柱，转大修及报废井较多。
2.4注水井洗井存在的问题
今年引进了洗井车，但绝大部分注水井没有洗井流程，水井的正常洗井得不到保证。而部分水井由于距周边油井远，采用罐车放空，加上注水站泵效原因，达不到注水井洗井排量的要求，影响了洗井效果。
2.5作业存在的问题
由于水井压力高，作业前无法及时将井底压力放干净，作业时压井液比重达不到要求而重复作业，加上近年来对环保加大了管理力度，导致水井作业速度一直较慢；水井增注过程中由于部分作业队在酸化施工完后不进行反洗井，导致残物不能及时排出，酸化效果不明显。
2.6分注井存在问题
我们对4口水井进行了分注，但由于井深无合适工具，分注后四口井全部测调不合格。特别是其中一口井油压已达30MPa以上，注不进水，洗井后效果仍不明显。
3.下步建议
3.1保证水质，减少储层污染
低渗油田注水效果受地层因素、井距、注入水质等影响，建议改注浅层水，解决水井问题，然后考虑整体改注浅层水；扩建精细水处理装置，改善供水水质。
3.2改造油田储层，继续完善井网，提高水驱可采储量
在水质改造完成之前，继续水井增注；可压裂、转抽注不进水井，增加渗透率，排液一段时间后适时转注；对于井况问题注水井恢复大修注水井，完善井组井网；解决待作业注水井，缓解平面矛盾；加强水井作业和维护力度，保证注水和监测工作的正常实施；对三年以上未动管柱对应较好水井进行冲换作业，以降低转大修几率；加紧注采调整，在油井排液后再找合适井、合适时机转注，对应新井及老井注水，完善注采井网。
3.3继续加大工程改造力度
更换或维修配套设施和配电屏、电控柜、电缆等；更换大三注供水管网和部分单井注水管线；继续对存在安全隐患的高压注水井口更换。
3.4针对注水井的情况制定相应注水井洗井周期，加强监督，保证质量与效果
3.5水源井应用变频技术，减少不必要的能源浪费
目前注水站注水源井浅层水，存在问题主要有：沉降罐不密闭而导致罐体曝氧，加上受水质的影响，大三注沉砂罐腐蚀穿孔严重；水源井未安装变频装置，每日多余的水只能通过井口流程回灌回井底。建议将部分水源井全部集中供水或者给水源井安装变频，这样既能避免了设备的损耗，又能够节约电费。
4.结论
近几年，在低渗透油田进行井网加密、注采完善、注水系统改造等工作后，标定采收率上升至21.2%，可采储量增加15×104t，自然递减稳中有降。虽然注水系统尚存在一些问题，但通过综合治理和近期加密调整以及污水处理的实施，预计今后会有更好的效果。