油田注水水质标准

油田注水水质标准（共6篇）

篇1：油田注水水质标准

油田注水水质标准

一、油田注水水质标准

不同的行业，不同的应用领域，对所用水源水质有相应的要求。油田注水的目的是通过一系列注水管网、注水设备及注水井将水注入进层，使地层保持能量，提高采油速度和原油采收率。因此，油田注水的水质要求有其特殊性，在水质指标方面，与其他行业的侧重点不同。根据油田注水的特殊用途，对油田注水水质的要求或油田注水水质处理应达到的指标主要包括以下三个方面。

1、注入性

油田注入水的注入性是指注入注入进层（储层）的难易程度。在储层物性（如渗透率、孔隙结构等）相同的条件下，悬浮固体含量低、固相颗粒粒径小、含油量低、胶体含量少的注入水易注入地层，其注入性好。

2、腐蚀性

油田注水的实施经历以下过程：

注水水源

污水处理站

注水站

注水井

在油田注水的实施过程中，在地面，涉及到注水设备（如注水泵），注水装置（如沉降罐、过滤罐等），注水管网；在地下，涉及到注水井油套管等，这些设备、管网、装置等大多是金属材质。因此，注入水的腐蚀性不仅会影响注水开发的正常运行，而且还会影响油田注水开发的生产成本。

影响注入水腐蚀性的主要因素有：PH值、含盐量、溶解氧、CO2、H2S、细菌和水温。

3、配伍性

油田注入水注入地层（储层）后，如果作用结果不影响注水效果或不使储层的物理性质如渗透率变差，则称油田注入水与储层的配伍性好，否则，油田注入水与储层的配伍性差。

油田注入水与储层的配伍性，主要表现为结垢和矿物敏感性两个方面，它们都会造成储层伤害，影响注水量、原油产量及原油采收率。

二、油田注水水质指标

1、悬浮物

一方面，注入水中的悬浮物会沉积在注水井井底，造成细菌大量繁殖，腐蚀注水井油套管，缩短注水井使用寿命；另一方面，造成注水地层堵塞，使注水压力上升，注水量下降，甚至注不进水。

从理论上讲，注入水中悬浮物（固体）的含量越低、粒径越小，其注入性就越好，但其处理难度就越大、处理成本也就大增加。所以，注入水中悬浮物（固体）的含量以及粒径大小指标应从储层实际需要、技术可行性与经济可行性三方面来综合考滤

2、油分

注入水中的油分产生的危害与悬浮固体类似，主要是堵塞地层，降低水的注入性。油田污水中的油分按油珠粒径大小可分为四类：浮油、分散油、乳化油、溶解油。

3、平均腐蚀率

注水开发过程是一个庞大的系统工程，涉及到的金属材质的设备、管网、油套管等数量众多，投资巨大。国内外注水开发油田实践表明，减缓注入水的腐蚀性，对于提高油田注水开发的经济效益意义重大。

4、膜滤系数

注入水膜滤系数的大小与许多因素有关。如悬浮物（固体）的含量以及粒径大小、含油量、胶体与高分子化合物浓度等。膜滤系数越大，注入水的注入性就越好。

5、溶解氧

在油田产出水中本来仅含微量的氧，但在后来的处理过程中，与空气接触而含氧。浅井中的清水、地表水含有较高的溶解氧。

6、二氧化碳

在大多数天然水中都含有溶解的CO2气体。油田采出水中CO2主要来自三个方面：（1）、由地层中地质化学过程产生；（2）为提高原油采收率而注入CO2气体；（3）采出水中HCO3-减压、升温分解。

7、硫化氢

在油田水中往往含有硫化氢，它一方面来自含硫油田伴生气在水中的溶解，另一方面来自硫酸还原菌分解。

8、细菌

在适宜的条件下，大多数细菌在污水系统中都可以生长繁殖，其中危害最大的为硫酸还原菌、粘泥形成菌（也称腐生菌或细菌总数）以及铁细菌。注入水的基本要求及水质标准 油藏注水水质标准：

（1）、水中总铁含量要求不大于0.5mg/l。

（2）、固体悬浮物浓度及颗粒直径指标见表1-1。注入渗透率（μm2）

固体悬浮物浓度（mg/l）颗粒直径（μm）﹤0.1 ≤1 ≤2 0.1-0.6 ≤3 ≤3 ﹥0.6 ≤5 ≤5（3）、要求注入水中游离二氧化碳不大于10mg/l（4）、注入水含油指标见表1-2 注入层渗透率（μm2）含油浓度(mg/l)≤0.1 ≤5 ﹥0.1 ≤10（5）、对生产及处理设备流程的腐蚀率不大于0.076mm/a.（6）、注入水溶解氧控制指标 总矿化度mg/l 溶解氧浓度mg/l ﹥5000 ≤0.05 ≤5000 ≤0.5（7）、二价硫含量不大于10mg/l。

（8）、腐生菌（TGB）和硫酸盐还原菌（SRB）控制指标见表1-4： 注入层渗透率（μm2）TGB个/mg/l SRB个/mg/l ﹤0.1 ﹤102 ﹤102 0.1-0.6 ﹤103 ﹤102 ﹥0.6 ﹤104 ﹤102（9）、堵在管壁设备中的沉淀结垢要求不大于0.5mm/d。

（10）、滤膜系数指标见表1-5： 注入层渗透率（μm2）MF值 ﹤0.1 ≥20 0.1-0.6 ≥15 ﹥0.6 ≥10

(一)地层水

油、气田水的化学成分非常复杂，所含的离子种类甚多，其中最常见的离子有：

阳离子：Na+、K+、Ca2+、Mg2+；

阴离子：CI-、HCO3-、CO32-、SO42-。

其中以CI-、Na+最多，SO42-较少。在淡水中HCO3-和Ca2+占优势，在盐水中CI-、、Na+居首位。在油、气田水中以NaCI含量最为丰富，其次为Na2CO3和NaHCO3、MgCI2和CaCI2等。

油、气田水中还常含有Br-、I-、Sr2+、Li+等微量元素以及环烷酸、酚及氮、硫的有机化合物等有机质。

（二）油田污水

油（气）田水与石油、天然气一同被开采出来后，经过原油脱水工艺进行油水分离形成原油脱出水，天然气开采过程分离出游离水，这两部分共称为产出水。产出水保持了油（气）田水的主要特征，由于其具有高含盐、高含油的特性，直接外排将会造成环境污染，因此，产出水通常又叫油田污水。实际上，油田污水不仅仅是油田产出水，还包括了石油、天然气勘探、开发、集输等生产作业过程中形成的各类污水，如钻井污水、油田酸化、压裂等作业污水以及注水管线、注水井清洗水等，但油田污水以产出水为主。1.采油污水

（1）来源。在油田开发过程中，为了保持地层压力，提高原油采收率，普遍采用注水开发工艺，即注入的高压水驱动原油并将其从油井中开采出来。经过一段时间注水后，注入的水将和与原油天然半生的地层水一起随原油被带出，随着注水时间的延长，采出流体含油率在不断下降，而含水率不断上升，这样变产生了大量的采油污水。

（2）特点。由于采油污水是随着原油一起从油层中被开采出来的, 又经过原油收集及出加工整个过程。因此，采油污水中杂质种类及性质都和原油地质条件、注入水性质、原油集输条件等因素有关，这种水是-含有固体杂质、容解气体、溶解盐类等多种杂质的废水。这种废水有以下特点：

①水温高。一般污水温度在50度左右。个别油田有所差异，如北方油田为60-70度，西北油田为30度左右。

②矿化度高。不同油田及同一油田不同的污水处理站其矿化度有很大差异，低的仅有数百毫克/升，高的达数十万毫克/升。

③酸碱度在中性左右，一般都偏碱性。但有的油田偏酸性，如中原油田采油污水的pH值一般在5.5-6.5。

④溶解有一定量的气体。如容解氧、二氧化碳、硫化氢等以及容有一些环烷酸类等有机质。

⑤含有一定量的悬浮固体。如泥砂：包括黏土、粉沙和细纱；各种腐蚀产物及垢：包括Fe2O3、CaO、FeS、CaCO3、CaSO4等；细菌：包括硫酸盐还原菌、腐生菌及铁细菌、硫细菌；有机物：包括胶质沥青质类和石蜡类等。⑥含有一定量的原油。⑦残存一定数量的破乳剂。2.采气污水

（1）来源。在天然气开采过程中随天然气一起被采出的地层水称为采气污水。（2）特点。与采油污水相比，采气污水较为“洁净”，量也较少。3.钻井污水

（1）来源。在钻井作业中，泥浆废液、起下钻作业产生的污水，冲洗地面设备及钻井工具而产生的污水和设备冷却水等统称钻井污水。

（2）特点。钻井污水所含杂质和性质与钻井泥浆有密切关系，即不同的油气田、不同的钻探区、不同的井深、不同的泥浆材料，在钻井过程形成的污水性质就不尽相同。一般钻井污水中的主要有害物质为悬浮物、油、酚等。4.洗井污水

（1）来源。专向油层注水的注水井，经过一段时间运行后，由于注入水中携带有未除净的或在注水管网输送过程中产生的悬浮固体（腐蚀产物、结垢物、黏土等）、油分、胶体物质以及细菌等杂物，在注水井吸水端面或注水井井底近井地带形成“堵塞墙”，从而造成注水井注水压力上升，注水量下降。需通过定期反冲洗，以清除“滤网”上沉积的固体及生物膜等堵塞物，使注水井恢复正常运行，从而便产生了洗井污水。

（2）特点。洗井污水是一种水质及其恶化的污水，表现为悬浮物浓度高、铁含量高、细菌含量高、颜色深，而且含有一定量的原油和硫化氢。5.油田作业废水

（1）来源。在原油、天然气的生产过程中，为提高原油、天然气的产量，通常要采用酸化、压裂等油田作业措施，在这过程中也会形成一定量的废液或污水。

（2）特点。这类废液或污水在油田污水中所占的比例不是很大，但由于其水质极为特殊、恶化，因而，处理起来十分棘手。这类废液具有以下特点：①悬浮物含量高，颜色深；②含有一定量的残酸，水体呈酸性；③铁含量高；④胶体含量高；⑤油分含量高；⑥含有多种化学添加剂。

污水中的五种机杂

（一）悬浮固体

其颗粒直径范围取1~100μm因为大于100μm的固体颗粒在处理过程中很容易被沉降下来。此部分杂质主要包括：

（1）泥沙。0.05~4μm的黏土，4~60μm的粉沙和大于60μm的细纱。（2）腐蚀产物及垢。CaO、MgO、FeS等。

（3）细菌。硫酸盐还原菌（SRB）5~10μm，腐生菌（TGB）10~30μm。（4）有机质。胶质沥青类和石蜡等重质石油。

（二）胶体

胶体粒径为1×10-3～1μm，主要由泥沙、腐蚀结垢产物和微细有机物构成，物质组成与悬浮固体基本相似。

（三）分散油及浮油

油田污水中一般含有2000～5000㎎/L的原油，其中90%左右为10～100μm的分散油和大于100μm的浮油。

（四）乳化油

油田污水中有10%左右的1×10-3μm的乳化油。

（五）溶解物质

（1）无机盐类。基本上以阳离子或阴离子的形式存在，其粒径都在1×10-3μm以下，主要包括Na+、K+、CI-、CO32、SO42-、Mg2+等，此外还包括环烷酸类等有机溶解物。

（2）溶解气体。如溶解氧、二氧化碳、硫化氢等，其粒径一般为3×10-4～5×10-4μm。

油田污水由于含有上述有害物质,如不进行治理就排放出去将会对环境产生严重的影响:漂浮在水面上的原油将隔绝空气,降低水中的溶解氧,并黏附于水生生物体表和呼吸系统,将其致死。沉积于水底的油经过厌氧分解将产生硫化氢剧毒物。重质原油黏附于泥沙上，会影响水生生物的栖息和繁殖；油田污水中含有一些毒性大的有机物，会对水体及土壤造成污染；油田污水中的有机物和无机物是水中细菌的富营养物质，结果造成缓慢流动的水域水质恶化，变黑发臭；油田污水若污染了饮用水，其中的重金属元素进入人体后对脏腑产生严重损害；酸碱性的、高矿化度的油田污水，一旦灌入农田会导致农田酸碱化、盐碱化，使农作物难以生长。

篇2：油田注水水质标准

邓丽君

摘要：在油田地面工程建设过程中，标准化注水站是必须应用的，这对于促进工程建设的顺利进行，提高工程建设的效率有着较大的帮助作用。而对于标准化注水站的设计则更加重要，确保施工图纸设计的质量及效率，对于加快工程建设有较大帮助。本文通过对油田地面工程建设中标准化注水站的应用特点进行分析，以期能够促进标准化注水站的合理设计，以对油田地面工程施工起到良好的促进作用。

关键词：标准化注水站；油田地面工程建设；应用分析

油田地面工程建设是一项较为复杂的工程，对于资源的耗费较多，如果采取先进的新工艺、新设备辅助工程建设，则会对工程建设的质量及效率起到良好的促进作用，但是，如果不能够采取有效措施促进工程施工的顺利进行，则会对工程建设造成巨大的影响。标准化注水站是工程建设过程中较为关键的一环，对其进行合理设计，不仅可以提高工程建设的水平，同时还可以对系统进行优化，并有效简化流程，减少投资，实现节能减耗的目的，以更好的促进油田地面工程的建设，使其发挥更大的作用。

一、安装预配的工厂化

对于小型的相关联的基础设施，如仪表、设备、管道、电器等，应当按照撬装式进行设计，在对这些设备进行设计的过程中还要遵守重复利用、流动使用、整体采购、功能合并的原则，以确保结构的相对紧凑性，并保证功能相对较为完整。尤其是对于加药装置和再生液箱等。对于体积和重量都比较大，而且配管较为简单的一些设备，如空压机、高压阀组或者是加热炉等，应当对这些设备的配管安装和基础等指标进行规范性定型，以实现工程的预配或者是预制，现场的组装或者是组焊，由此实现了建设质量的大幅度提高，同时也大大减少施工垃圾在现场的排放。现场施工垃圾的大量减少，可以极大程度的降低对环境的污染，这对于促进工程施工的顺利进行，并减少资源消耗及保护环境有着较大的帮助作用。

二、设备材料的定型化 通过与现场的实际使用情况相结合，对于现场工艺设备的选用，应当对节能、高效、环保、先进并且维护方便、应用较为成熟的进行优先选择。对于所需要的过滤器、加压泵、注水泵、阀门及仪表等需要进行标准定型的设备，应当对其进行统一定型，对于生产厂商要严格把关，以保证设备生产的质量能够满足工程建设的需要，同时也可以对这些设备进行集中性的采集并实行预配组装。对于注水站需要经常应用的非标准性设备，如分水器、水罐、加热炉等，则要实行标准化的配管研究，同时对于管线的规格、管材、管件的标准、支管的形式、法兰标准、连接的形式及标准等配管的内容进行明确，同时要进行统一整理，以确保应用过程的顺序性，从而对工程建设的顺利进行起到良好的帮助作用。

三、安全设计的人性化

在实行油田地面工程施工的过程中，坚持安全设计的人性化是非常重要的，因此，对于标准化注水站的设计，应当在保持降低地面投资，同时简化工艺流程的前提下，确保设计坚持以人为本、安全第一的设计理念。如在高压注水泵的出口位置设置了止回阀，同时对超压等可能出现事故状态的报警系统采取自动停泵的设计，以保证设计的合理性和科学性。在注水泵房里设置了两个紧急的逃生门，可以确保在出现事故后能够进行紧急逃生。对于其中高压部分的流量数据及压力设计则采用自动采集的方法，同时将采集的数据及信息上传到值班室里，这样就在很大程度上降低了值班室工人对工程建设的巡检次数，也就降低了他们的劳动强度。此外，对于机泵和设备的选择，应当尽量选择噪声低，而且运行平稳的，同时还要对这些设备实行降噪和隔噪处理，以最大限度的降低机泵和设备对施工现场造成的噪声影响，从而减少对驻站员工听力的损伤，提高工人施工的舒适度，以实现对工程施工进度的促进作用。

四、建设标准的统一化

对于注水站的站场标识设计、厂房尺寸设计、道路宽度设计、路面结构设计及环保措施制定等相应的建设标准进行统一是非常重要的，通过进行整体设计，既可以充分反映出企业良好的形象，同时还可以在很大程度上节约对工程建设的投资，以确保工程建设在顺利进行的同时，还可以实现工程建设成本的降低。对于站场标识设计，应当符合注水站的特点，一目了然，对于厂房尺寸的设计，则要保证符合工程建设的标准，对于道路宽度的设计，则要充分保证工程建设的方便性，以提高工程建设的效率，对于路面结构设计，应当充分符合工程建设的特点，并确保路面质量，以免影响到工程建设的效率。对于环保措施的制定，在实行站场建设的过程中，应当加强对站场内外的绿化，采取科学、合理的绿化措施，从而促进油田长期的绿色发展，确保企业经济发展与环境发展的和谐性。实行统一的标准化建设，可以保证工程建设的统一化，以提高工程建设的效率，并实现企业形象的提高，这对于更好的发展企业经济，提高企业的经济效益有着较大的帮助作用。

五、工艺流程的模块化

在对标准化注水站进行设计的过程中，应当将平面布局作为基本的结构框架，通过对工艺流程进行分析，可以划分出不同的功能区，注水站可以分为水处理工房模块、储罐模块、注水的工房模块、加热炉模块、污水池模块和建筑模块等六个大模块。同时，再将注水泵房模块和水处理工房模块按照其功能不同划分为若干个相对独立并且保持标准的子模块。这些类别的模块中，应当包含着相应的电气、土建和采暖等相关的配套专业，同时对这些工艺模块按照统一的标准采用PDSOFT软件实行三维的配管设计，也可以采用单独设计的方法进行出图。对于工艺模块及综合管网设备，应当实行无缝拼接方法进行组合设计，这样既可以保持两者之间的独立性，同时还可以将两者紧密的联系在一起，从而保证设计的图纸可以进行模块组合，以提高工艺流程的模块化发展，从而为工程建设提供动力，以促进工程建设的顺利进行，并实现其质量及效率的提升。

六、平面布置的标准化

对于标准化注水站的设计，还应当保持对平面布置的标准化，对于站场的平面布局，应当按照满足生产的需要，有效缩短生产流程，合理的节约用地，尽量减少工程建设投资，确保操作的安全性，实现管理费用的降低等基本的布局原则，因此，应当保证对注水站内的厂房布局及设备进行统一的规划和整理，使用相同规格及规模的注水站设备，以保证厂房的尺寸及其位置具有较强的统一性，从而达到标准化设计的要求及目的。对于注水站内的建设风格、建设标准及建设标识，也应当进行统一的规范和设计，从而确保工程建设的统一性，以在确保树立企业良好形象的同时，也实现最大限度的对工程建设投资的节约，从而促进工程建设的快速发展，并降低工程建设投资成本，提高工程建设的经济效益。对于油田地面工程建设中的标准化注水站进行科学合理的设计，可以有效减少其设计投资，从而降低整个工程建设的成本，同时也促进工程建设的快速进行，以提高工程建设的经济效益。通过对标准化注水站的应用特征进行分析可知，实行建设标准、平面布局的统一化，安全设计的人性化、工艺流程的模块、设备材料的定型化及安装预配的工厂化，对于提高注水站的设计质量及施工质量有着较大的帮助作用，同时也树立起了良好的企业形象，保证了对企业经济发展的促进作用。对于其他油田地面工程建设中标准化注水站的设计可以提供相应的标本及模型，并确保注水站设计的安全性、经济性、适用性及先进性，从而对油田企业的发展起到良好的促进作用。结束语

标准化注水站对于油田地面工程建设有着重要的促进作用，作为工程建设的一部分，确保注水站设计质量及施工质量的提高，对于整个工程的建设有着较大的帮助作用，可以降低成本，并提高经济效益。因此，在未来的油田经济发展过程中，对于地面工程的建设，应当充分考虑标准化注水站的建设特点，从而实现注水站建设质量的提高，以为企业的进一步发展提供动力。参考文献

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[6] 刘小婷,魏成道.建筑标准化设计在长庆油田建设中的应用[J].石油工业技术监督.2010(07)

篇3：海外河油田注水水质的试验确定

海外河油田位于辽河断陷中央凸起南部倾没带, 含油层系主要为东营组马圈子油层, 储集层为Ed2-3, 含油面积13.1km2, 动用地址储量4217×104t。古地质形态及早期的继承性古地质断层控制了目前的总体构造格局, 把该区域划分为新海27块、海19块、海1块、海26块及海31块等5大断块。该油田储层成岩作用差, 泥质含量高, 储层结构异常疏松。原油性质在同一断块不同层位以及同一层位不同断块都具有很大差异, 具有两高两低的特点, 即高密度, 高粘度, 低含蜡量, 低凝固点。

目前海外河油田主要采用注水开发, 主要注水水质指标为含油、机杂及粒径中值。为了能够实现注够水、注好水、有效注水、精细注水, 需对油田注入水的水质指标进行严格控制, 综合考虑污水处理工艺及地层特点, 合理控制注入水中杂质成分对油层的伤害。

在油田注水开发过程中, 油层受到伤害的主要表现是油层渗透率下降, 而油层渗透的下降主要是由注入水中的含油和机杂造成的, 尤其是机杂;机杂主要从两个方面影响储层的渗透率:一方面机杂在储层孔隙内的聚集, 使储层内流通孔道端面降低, 使油水在储层孔道内流动时的阻力增大;另一方面机杂在喉道处的不断聚集形成“桥堵”, 导致高渗透储层堵塞, 迫使注入水沿着其他的阻力更大的孔道流动, 增大了油水流动的阻力。通过室内实验的方法, 针对注入水中粒径中值、机杂含量、含油量等因素对储层的影响进行评价, 从而得出注入水注入储层后的渗透率下降幅度, 进而评价其对油层渗透率的伤害程度。当注入水注入后储层后, 渗透下降幅度小于30%时, 即认为可忽略注入水对地层的伤害, 可做为合格的注入水注入地层。

2 含油量的影响

注入水中所含有的油质成分是导致储层渗透率下降的一个重要因素, 由于油质是非润湿相, 其在通过储层内相对较小的喉道时, 滴状油质需经过拉伸等变形, 即产生“贾敏”效应, 进而增大注入水通过孔喉时的阻力, 导致注水困难。同时注入水中的油滴也可能与水中机杂相融合, 使储层内孔隙的堵塞。所以, 在油田注水开发时, 要严格控制注入水中的含油量。根据不同含油量对地层造成伤害的实验结果, 选用机杂粒径中值为2.5μm, 机杂含量为10 mg/L。在注水25 PV的条件下分别测定含油量在10mg/L、12 mg/L、15 mg/L时, 渗透率下降幅度分别为26%、29%和47%。说明随着当含油量的增加, 渗透率下降幅度增大, 并且在较低的注水量 (倍数) 下就会使油层渗透率出现较大程度的降低。根据实验结论, 确定注入水中的含油量应在12 m g/L以内。

3 机杂的影响

机杂含量的大幅度增加将大大增加机杂向储层孔隙内同一地点聚集的速度, 因而增大机杂堵塞储层的可能性, 造成储层孔隙渗透率的大幅度下降, 给油田注水带来困难。根据不同机杂含量对渗透率伤害程度的实验结果, 其中机杂粒径为2.5μm, 含油量为10m g/L。从实验结果可以看出, 当注入水中机杂含量为12 mg/L时, 注水时渗透率的下降幅度明显大于机杂含量为8 mg/L和10mg/L时的下降幅度, 在注水25 PV时分别测定机杂含量为8mg/L、10 m g/L和12mg/L时, 储层渗透率的下降率分别为24%、26%和43%。说明注入水中机杂含量超过时10 m g/L将对储层造成比较严重的伤害, 根据实验结论, 应将注入水中机杂含量严格控制在10m g/L以内。

4 粒径中值的影响

机杂能否堵塞储层孔隙, 除与其含量有关外, 还与其粒径中值密切相关, 一般认为, 当粒径中值超过孔隙中值的1/3时, 就可能在储层有效孔隙内形成“桥堵”, 导致储层孔隙的堵塞, 因此要严格控制注入水的粒径中值。根据现有的注水水质控制标准, 机杂含量为10mg/L, 含油量为12mg/L。通过实验, 随着注入水中粒径中值的增大, 储层渗透率的下降幅度不断增大, 在注水25倍孔隙体积的条件下, 分别测定粒径中值分别为2.5μm、2.7μm、3.0μm注入水, 渗透率下幅度分别为20%、24%和38%。并且注入水中粒径中值越大, 对地层的伤害越易发生。即在低倍数注水时也能产生较大的伤害。从实验过程可以看出, 在注水倍数相同的条件下, 粒径中值为3.0μm渗透率的下降幅度明显大于粒径中值为2.5μm和2.7μm时的下降幅度。实验结果表明, 当机杂粒径中值超过2.7μm时, 储层出现了比较严重的堵塞, 所在以注水时应将水中机杂的粒径中值控制在2.7μm。

5 结论

根据海外河油田的地层因素, 从含油、机杂及粒径中值等三个方面, 依据试验结果确定海外河油田的注入水水质为:含油量低于12 mg/L, 机杂含量低于10mg/L粒径中值应小于1.6μm。

摘要：根据海外河油田的地质特征和地层参数, 结合油田污水处理现状, 以储层渗透率下降率为标准, 通过室内实验的方法, 衡量注入水水质中粒径中值、机杂及含油量对油层渗透性的影响程度, 进而确定海外河油田注入水的水质指标。

关键词：注水,水质,渗透率,指标

参考文献

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[2]张华光, 马强.海外河油田高含水期油水层和薄差油层挖潜方法[J].石油地质与工程, 2010, 24 (2) :58-60

[3]马强.稠油污水深度处理技术研究与应用[J].承德石油高等专科学校学报, 2010, 12 (2) :34-38

篇4：油田注水管线防腐措施探讨

关键词：油田开采；注水管线；防腐措施

中图分类号：TE980 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）20-0173-01

目前，我国大多数大型油田都采用注水采油技术以提高石油产量，但是由于开采时间的延长，注水质量不断下降，油田注水管线出现了结垢和腐蚀问题，严重影响着油田开采和油气输送工作的顺利进行，例如我国的胜利油田，由于注水管线腐蚀造成的经济损失已达3亿元，因此必须采取注水管线的防腐措施，减小经济损失，提高油田开采效率。

1 影响油田注水管线腐蚀的因素

油田注水管线腐蚀的影响因素主要有以下几点。

1.1 pH值

如果注水管线环境pH值≤4，则为酸性环境，将会溶解管线表面的氧化物层，酸性介质将会与管线表面直接接触，造成注水管线的腐蚀问题，因此要解决酸蚀问题，适当提高注入水的pH值是可取的方法，但是其他腐蚀问题可能无法有效解决，采用pH=7的注入水能够达到最佳效果。如果注入水为碱性，pH值为10～13，注水管线腐蚀速度会降低，但是如果pH值继续升高，那么仍然存在腐蚀速度较快的问题。

1.2 二氧化碳

二氧化碳溶解在水中会生成酸性物质碳酸，会造成电化学腐蚀，在注水管线所处的深层地下，地下水中含有大量的二氧化碳，对诸如油管等地下设备会产生很强的腐蚀作用，腐蚀效果与二氧化碳浓度呈正比例关系，二氧化碳浓度越高，腐蚀速度就越快。

1.3 溶解氧

在油田注入水中，少量的溶解氧就能够产生极强的腐蚀效果，如果注入水中还含有二氧化碳、硫化氢等其他气体，管线将会受到更强的腐蚀作用。注入水中氯离子含量、环境压力和温度会影响氧气在注入水中的溶解度。

1.4 温 度

油田注水管线腐蚀速度会受到温度的重要影响，在温度小于80 ℃的环境中，温度升高会造成管线腐蚀速度加快，到达一定温度后，腐蚀速度会减慢。对于油田注水管线来说，其所处环境温度处于0～150 ℃的范围内，会受到不同程度的腐蚀。

1.5 溶解盐

在油田注入水中含有氯离子、钙离子等，由于溶解氧和电导率的共同影响，管线腐蚀速度会先升高，到达一定限度后再降低。氯离子能够吸附在注水管线的金属表面上，金属表面会活化造成腐蚀，并且氯离子的穿透能力较强，能够加剧注水管线的腐蚀问题。

1.6 细 菌

除了上述几种因素，注入水中的细菌同样会造成注水管线的腐蚀问题，数据显示，美国油田注水管线70%的腐蚀问题都是由细菌引起的，能够造成腐蚀的细菌有铁细菌、腐生菌以及硫酸盐还原菌等。

2 油田注水管线防腐措施

2.1 选用耐腐蚀金属材料

选择特殊合金制作的管材，或者根据注水管线所处实际环境，使用特定材料对管材表面做一定处理，能够增强管材的耐腐蚀性。相对于普通的材料，耐腐蚀管材较高较高，因此选择耐腐蚀金属材料要兼顾成本和注水系统实际状况，可以使用价格相对不高的特殊材料，例如渗铝钢，价格仅比普通钢材高出一倍左右，但是耐腐蚀性能远远优于普通钢材，综合耐腐蚀性能、经济成本等多种因素，选用渗铝钢是非常恰当的方式。

除了渗铝钢，还可以采用强度、耐腐蚀性能都较好的低络合金钢。上述耐腐蚀金属材料在低渗油田中使用能够获得优秀的防腐效果，在控制成本的同时提高了生产的安全性。

2.2 注水管线的表面处理

要增强管线的防腐性能，可以在管线表面附加一层特殊材料，这样腐蚀介质就无法与管线直接接触，达到防腐的目的。目前表面处理技术主要有两种，即涂层技术和镀层技术。

前者是将防腐材料通过特殊工艺喷涂到管线表面，通过隔离腐蚀介质和管线达到防腐的目的，这种技术成本较低并且技术简单，应用比较广泛。

而镀层技术则是采用化学镀、电镀等工艺，将电镀液中的特殊离子附加到管线表面，增强管线的防腐性能，镀层技术工艺简单，成本也不高，防腐效果能够满足需求，目前油田注水管线防腐采用的主要是镀层技术。

2.3 改变环境条件

除了上述两种措施，还有一种未广泛应用于油田开采现场的技术，就是改变环境条件的技术，一般有化学方法和物理方法两类。

化学方法主要是在油田注入水中加入缓蚀剂、杀菌剂杀灭铁细菌、硫酸盐还原菌等细菌，通过抑制细菌增生保护管线，这种方法比较简单，成本也不高，被广泛应用于油田注水。而物理方法则是使用紫外线照射来杀灭细菌，降低细菌活性，保护管线免受细菌腐蚀。

3 涂层保护在油田注水管线防腐中的应用

3.1 H87环氧耐温涂料

这种涂料专门用于油田的高温污水腐蚀问题，由于涂料中添加了SAT无机材料，因此其耐热性能和隔热性能都比较优秀，在高温环境中能够较好的保护注水管线，广泛应用于辽河油田、胜利油田等大型油田的注水管线防腐工作中。

3.2 8701环氧树脂涂料

这种涂料主要有改性胺类固化剂、环氧树脂以及助剂、溶剂等组成，8701环氧树脂涂料固化温度不高，基本不会产生污染和气味，耐水性、耐腐蚀性以及耐油耐碱性能都比较优秀，应用于油田注水管线防腐，取得了较好的效果。

4 结 语

石油能源已经成为促进国民经济发展的重要因素，在人们的生活中得到了广泛的应用，我国一直将石油资源开发作为重点工作，但是目前大部分油田已经进入了开采后期，出现了含水量升高的问题，油田石油产量逐渐下降，但是我国目前面临着资源短缺的难题，加大石油开采量非常必要，因此我们采取注水开发的方式对油田进行二次开采，对于这种油田开采方式，需要注意的一个方面就是油田注水管线的腐蚀问题，要有效保证石油产量，采取恰当的防腐措施至关重要。综上，针对油田注水管线的腐蚀问题，采取不同的防腐措施能够获得不同的防腐效果，因此，必须根据油田的实际情况，选择恰当的防腐措施，改善油田开采效果，提高石油产量。

参考文献：

[1] 李瑞杰.论油田集输管线的防腐技术[J].科技创新与应用，2015，（1）.

[2] 王志刚.地下管线检测技术在管线检漏中的应用[J].管道技术与设备，2014，（5）.

篇5：油田注水工作指导意见(试行版)

油田注水工作指导意见

（试 行）

中国石油勘探与生产分公司

二〇〇九年四月

第一章 总则

目 录

第二章第三章第四章第五章第六章第七章第八章注水技术政策 注水系统建立 注水调控对策 注水过程管理 注水效果分析与评价 技术创新与人才培养 附则

第一章 总 则

第一条 为了进一步强化油田注水工作管理，提高油田注水开发水平，特制定《油田注水工作指导意见》，以下简称《指导意见》。

第二条 油田注水开发要把“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的理念贯穿始终，努力控制油田含水上升速度和产量递减，夯实油田稳产基础，提高油田注水开发水平和水驱采收率，培养一支脚踏实地，埋头苦干的开发技术队伍。

第三条 油田注水是一项系统工程。油藏工程、采油工程和地面工程要相互结合，系统考虑，充分发挥各专业协同的系统优势。要科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、注重技术创新与新技术应用，最大限度地提高注水效率，节能降耗，实现油田注水开发效益的最大化。

第四条 牢固树立以人为本的理念，坚持“安全第一、预防为主”的方针，强化安全生产工作。油田开发建设和生产过程管理中的各项活动，都要有安全生产和环境保护措施，符合健康、安全、环境（HSE）体系的有关规定，积极创造能源与自然的和谐。

第五条 油田开发注水工作必须遵守国家、地方有关法律、法规和股份公司的规章制度，贯彻执行中石油的发展战略。

第六条 《指导意见》适用于股份公司及所属油(气)田分公司、全资子公司（以下简称油田公司）的国内油田开发。控股、参股公司和国内合作的油田开发活动参照执行。

第二章 注水技术政策

第七条 注水技术政策是指导油田注水工作的重要依据，主要包括油田开发层系划分与注采井网部署、注水时机、细分注水、注水压力确定、水质要求等。

第八条 开发层系划分和注采井网部署。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，使每套井网的开采对象渗透率级差控制在5以内，各小层间吸水相对均匀。开发井网要具有较高的水驱储量控制程度，中高渗透油藏一般要达到80％以上，低渗透油藏达到70％以上，断块油藏达到60％以上。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 注水时机。中高渗透砂岩油藏，要适时注水，保持能量开采；低渗透砂岩油藏，应实现同步注水，保持较高的压力水平开采，低压油藏要开展超前注水。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，要开展试注试验。

第十条

注水压力界限。井底注水压力严格控制在油层破裂压力以下。确定合理的注采比，注水开发油田应保持注采平衡，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1～1.5，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的注采比。达不到配注要求的层段要采取油层改

造等增注措施，超注层段要采取控制注水措施。

第十一条

细分注水。主力油层要单卡单注，不能单注的主力油层要尽可能细分。各分注段的油层数应控制在5个小层以内，层间渗透率级差小于3，总层段数控制在5段以内。

第十二条

注水水质要求。在参考《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》的基础上，应开展注水水质的配伍性研究，通过岩心伤害实验、现场实际油层回注验证试验，制定和完善适合本油田不同类型油藏的科学、规范、经济、可行的注水水质控制指标，严控二次污染，减少储层损害。

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、投注、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的要求，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，利用声波变密度测井评价固井质量。钻完井过程中要搞好油层保护，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搞好防砂设计和配套工艺选择。

第十五条

注水井投注。注水井要经过排液、洗井和试注才能转入正常注水。排液时间控制在一个月以内，排液强度以不损害油层结构为原则，根据油藏地质特征、敏感性分析及配伍性评

价结果，采取相应的保护储层措施。排液、洗井合格后开始试注，获取吸水指数、油层注水启动压力等重要参数，确定油层的吸水能力，检验水质标准的适应性。在取得相关资料后即可按地质方案要求转入正常注水井生产。

第十六条 注水井分注。分层注水工艺选择要充分考虑井深、井身结构、固井质量、地层压力、温度、流体性质等因素，优选先进、适用的分注工艺。分注工艺管柱和工具要满足分层测试、调配、洗井、防砂和井下作业的要求。油层顶部以上要安装套管保护封隔器。分注管柱下井验封合格后，再进行分层流量测试调配和注水。

第十七条

地面注水系统。要依据前期试注资料及注水量、注水压力的趋势预测，合理确定建设规模和系统设计压力，设计能力应适应油田开发5~10年的需要。注水站场设置要优化布局，注水站应设在负荷中心和注水压力较高或有特定要求的地区。注水管网应合理布置，控制合理的流速和压降；注水干线、支干线压降控制在0.5MPa以内，单井管线压降控制在0.4MPa以内。可采用“单干管多井配注”、“分压注水”、“低压供水、高压注水”、“局部增压”等方式，降低系统能耗。

第十八条

注水设备选择。按照“高效、节能、经济”的要求，优选注水泵型号，合理匹配注水泵机组。在选择注水泵时，应选择泵效大于75％的离心泵或泵效大于85％的柱塞泵。

第十九条

污水水质控制。依据采出水的特性，选择针对性

强、先进适用的水处理工艺技术。严格控制进入采出水处理系统污水的水质，确保采出水处理系统各分段水质指标达到设计要求，以保障含油量、悬浮物含量、粒径中值等注入水水质控制指标在井口达标。

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 低含水期（含水率小于20%）：是注水受效、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，采取各种调控措施，做好平面上的注水强度调整，保持压力分布均衡，确保注入水均匀推进，防止单层突进和局部舌进，提高无水和低含水期采收率。

第二十二条 中含水期（含水率20%～60%）：主力油层普遍见水，层间和平面矛盾加剧，含水上升快，产量递减大。在这一阶段要注好水，控制含水上升速度，做好平面调整和层间产量接替工作。加大注入剖面、产出剖面、分层压力等的监测力度，深入开展精细油藏描述，搞清储层纵向上的吸水、产液、产水、压力分布状况和剩余油饱和度分布。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，提高水驱储量控制程度。平面上要调整注采结构，纵向上要细分层系和注水层段，提高非主力油层的动用程度。

第二十三条 高含水期（含水率60%～90%）：该阶段是重要的开发阶段，要实施精细注水。油藏描述要精细到小层、单砂体和流动单元，搞清平面上剩余油分布和层间、层内剩余油分布。进一步完善注采井网，提高注采井数比，实施平面和剖面结构调整，不断改变固有的水驱通道，降低单向受效和与注水井不对应油井的比例；提高注水井的分注率和层段细分级数、注水合格率；采取油层改造、调堵等措施改善储层的吸水状况、产液状况；精细层间纵向上的注采强度调整，扩大注入水波及体积，控制含水上升速度和产量递减率，努力延长油田稳产期。

第二十四条

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，要实施有效注水。精细油藏描述重点是研究储层的渗流规律、油水分布规律、优势渗流通道的分布，搞清主要矛盾。积极开展精细挖潜调整，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、深部调剖、深部液流转向和周期注水等措施，进一步改善储层吸水状况，控制注入水低效、无效循环，扩大注入水波及体积，提高注入水利用率和油田采收率。努力控制成本上升，争取获得较好的经济效益。

第五章 注水过程管理

第二十五条 加强注水过程管理和质量控制是实现“注好水、注够水、精细注水、有效注水”的必要保障。要从注水的源头抓起，精心编制配注方案、优化注采工艺、控制注入水水质、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。

第二十六条 按照简捷、高效、可控的原则，各油田公司要建立和完善注水管理制度，明确油田公司、采油厂、采油矿（作业区）、采油队等各级管理责任。鼓励管理创新和技术创新，以促进油田注水工作的有序推进和技术管理水平的不断提高。

第二十七条 配注方案。每年十二月份编制完成下一油田（区块）配注方案，油田公司审查通过后方可组织实施，一季度要完成全部配注方案的实施。对存在高渗透条带的注入井，要及时进行深部调剖；根据注入剖面资料，对层间吸水差异大的井及时采取分层注入；对注采能力低的井（层），及时采取油层改造措施，提高注采能力。要严格控制注入水低效、无效循环，提高注水效率。单井配注跟踪调整方案每季度普查一次，分析分层吸水量及吸水指数变化情况。

第二十八条 注水过程分析与评价。定期对油田的注水开发状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、单井配注方案实施效果的— 7 —

分析与评价工作，搞清油藏注水开发动态变化，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，为下一配注方案的编制提供依据。

第二十九条 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、油压、套压资料，开井注水达24小时必须参加当月全准率检查。笼统注水井要求每年测指示曲线一次，否则为不全不准。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。

第三十条

水质管理。各油田公司应建立和完善注水水质监测管理体系，加强水处理系统加药、排泥、更换和补充滤料等各环节的运行管理，加强水质监测、监督和检查工作。油田公司每年、采油厂每月、矿每天对注水水源站、注水站进行水质检测，井口选开井数的5%作为水质监测井，每季度分析一次，发现问题及时制定整改措施，并组织实施。

第三十一条 油藏动态监测。根据油藏特点、开发阶段及井网部署情况，建立油藏动态监测系统。按照《油藏动态监测管理规定》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。

第三十二条

注水井要定期检查套管、油管状况和井下封隔器密封状况等，检查井总数不低于油水井总数的5%。油田开发过程中要开展套损规律研究，每年应安排1~2口井，进行套管技术状况时间推移测井。注水井检管周期不超过3年，发现异常及时处理和上报。注水井作业推荐不压井作业技术。管柱和工具下井施工前要经过地面检验合格后方可下井。除作业井、异常井的封隔器层层验封外，每年要选取5%以上的正常分层注水井进行封隔器验封。

第三十三条 注水井洗井管理。正常生产的注水井每季度洗井一次，注水井洗井要严格执行《注水井洗井管理规定》。当正常注水井在相同压力下，日注水量与测试水量相比下降超过15％时必须洗井；注水井停注24小时以上、作业施工或吸水指数明显下降时必须洗井。为防止套管受压突变，洗井前应关井降压30分钟以上再洗井，当返出水水质与入口水质一致后方可恢复注水。

第三十四条 注水井分层测试调配。测试前要对井下流量计、压力表、地面水表进行校对，误差不超过规定要求方可进行测试。分层测试可采取降压法或降流量法，至少测试三个压力点。采用降压法测试时，相邻两点间隔压力差值不大于0.5MPa。采用降流量法测试时，相邻点间隔全井流量差值不超过全井配注水量的30%，待流量稳定后，录取稳定的压力值，降压间隔可以不等。流

量计下井测试的全井水量与地面水表流量对比，以流量计资料为基准，误差小于8%，否则要查明原因，整改后方可外报资料，或向采油队提供整改意见。可调层调试全部合格，欠注层水嘴已放大，方允许资料外报。

第三十五条 针对老油田存在的系统管网、设备腐蚀老化严重、水质不达标、二次污染严重等问题，要统筹安排，突出重点，分安排好整改工作。在满足注水半径的条件下，优化简化工艺和布局，实现注水站的“关、停、并、减”，注水站的负荷率应提升至70%以上。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，储罐每年清淤1~2次。

第三十六条 根据油田实际，因地制宜推行取消配水间，采用井口恒流配水工艺的配水方式，提高注水系统效率和降低投资。积极推广非金属管道，降低摩阻，减少管道腐蚀。

第三十七条 各油田公司要采取有效措施，努力提高采出水回注率、减少清水用量，采出水应尽量全部回注。

第六章 注水效果分析与评价

第三十八条 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。

第三十九条 注水效果分析重点内容。

1.能量保持利用状况分析。分析注采比的变化和地层压力水平的关系，能量保持利用水平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的措施。

2.注水效果分析。分析油田（区块）注水见效情况、分层吸水状况等，综合评价注水效果，提出改善注水状况的措施；分析配注水量完成情况，小层吸水能力的变化及原因；分析含水上升率、存水率、水驱指数变化；应用实际含水与采出程度关系曲线和理论计算曲线对比，分析含水上升率变化趋势及原因，提出控制含水上升措施；分析产液量结构变化，提出调整措施。

3.储量利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。

4.主要增产增注措施效果分析。对主要措施（如压裂、酸化、堵水、补孔、调驱等）要分析措施前后产液量、产油量、含水率、注水量的变化和有效期。

第四十条 注水效果评价主要指标。

1.采收率。注水开发中高渗透砂岩油藏采收率不低于35％；砾岩油藏采收率不低于30％；低渗透、断块油藏采收率不低于25％；特低渗透油藏采收率不低于20％。

2．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.剩余可采储量采油速度。一般控制在8％～11％。5.含水上升率。应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。

6.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。

7.油藏压力系统。水驱油田高饱和油藏地层压力应保持在饱和压力以上；低渗、低压油藏地层压力一般保持在原始地层压力以上；注水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高的泵效。

第七章 技术创新与人才培养

第四十一条 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作为油田注水开发技术管理的重要内容。

第四十二条 根据不同类型油藏的特点，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、钻采工程、地面工程要同步开展技术研究。加快缝洞型、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。

第四十三条 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。油田不同的开发阶段要采取有针对性的注水技术，要积极应用周期注水、深部液流转向、水质净化与稳定、精细过滤等技术。

第四十四条 有计划地组织注水技术研讨、技术交流，促进注水技术成果共享。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技术管理队伍。

第八章 附 则

第四十五条 本《指导意见》自发布之日起实施。

篇6：油田注水可视化的运用路径论文

在油田注水系统中，可视化技术的应用策略应包括以下内容：

１油田注水系统可视化程序的应用。

可视化技术的应用需要油田注水系统可视化程序的支持。该程序是以注水系统能量平衡的数学模型、注水系统效率、注水系统能耗及注水系统的水力参数数值进行计算基础上，运用计算机编程技术编写油田注水系统可视化程序。该程序的基本功能是将油田注水站站内数据信息输入到系统中，进而实现油田注水站站内数据以及注水系统整体运行的可视化，同时还通过将连接数据信息、坐标数据信息以及站外数据信息的输入，实现了油田注水系统中注水网系统的可视化。油田注水系统可视化程序的基本操作主要包括数据信息输入、泵机组能耗分析、整个系统能耗分析、管线压力损失计算以及显示超过经济流速管线等等。

２油田注水系统可视化技术的应用流程。

油田注水系统可视化的应用流程主要为以下几个步骤：

流程一：通过物质守恒原理与流体力学理论的应用，建立了油田注水系统效率与能耗的数学模型。

流程二：在确定出油田注水管网系统数学模型以及计算方法的基础上，以模块为基础构建了油田注水系统流程图，进而建立注水系统数据库。

流程三：对油田注水效率、能好以及注水系统水力参数进行计算的基础上，应用相应的计算机应用技术，编写油田注水系统可视化程序。流程四：通过油田注释系统可视化程序的运用来进行油田注水系统注入动态以及可视化术分析，进而确定具体的油田注水系统管理的节能措施。