原油含水率是石油开采、输送和油品交易中的一个关键数据。油井含水率在线计量对油井出水、出油层位、估算原油产量、预测油井的开发寿命、油井的产量质量控制、油井状态检测、注水作业等数字化油田建设具有重要意义。
国内油田井口原油含水率测量大部分采用的是人工取样测量法。该方法严重依赖取样点的代表性和人工 *** 作的可靠性，测量结果影响因素较多，无法适用含水率变化频繁的井况，且存在费时费力的弊端。人工取样测量法无法用于在线测量系统实时计量，更不能满足油田生产自动化管理的要求，在确定注水方案，计算原油产量，预测油井的开发寿命上局限性较大。
第一类为一般低渗透油田，油层平均渗透率为（101～50）×10-3μm2这类油层接近正常油层。油井能够达到工业油流标准，但产量太低，需采取压裂措施提高生产能力，才能取得较好的开发效果和经济效益。注水的最主要用途是补充地层能量，这是一门很复杂的学科，并不是简单的采多少油注多少水，要经过很复杂的计算，制定好相应的计划，两者的物理化学性质是有很大差别，但石油工作者通过压力、注水量等方式的控制可以做到有效补充地层能量。胜油开发〔2007〕11号胜利油田有限公司注水、采油管理规定
总 则
1、为了进一步完善注水、采油各项 规章制度 和 *** 作规范, 进一步加强管理, 充分利用现有工艺、技术及设备, 在满足油田开发需要的前提下, 进一步提高注水、采油技术管理水平, 特制订本规定。
2、本规定适用于胜利油田有限公司油田注水、采油工程系统。
第一章 资料管理
一、注水井资料管理
1、注水井必须录取注水时间、泵压、油压、套压、全井注水量、分层注水量、洗井资料、静压、水质化验和吸水剖面10项资料。
2、注水时间每天记录一次; 正常注水井, 泵压、油压每12小时观察记录一次, 套压每旬记录一次; 临时停注、作业防溢流或待作业等, 都按正常井录取压力资料, 并填写在班报表上; 压力单位MPa , 取值到小数点后一位。
3、每天观察记录水表累积注水量一次, 上日与当日记录累积注
3水量之差值为当日实际注水量。注水量取整数, 计量单位为m /d 。
要严格执行配注方案。
4、正常分注井, 按分层测试取得的不同压力下分层吸水百分数乘以全井日注水量得出分层日注水量, 分层日注水量之和必须等于全井日注水量。分层日注水量取整数。特殊情况下, 分层日注水量另行分配。
5、分注井测试分层水量取压力点时, 因取值点压力低于油层启动压力无法取值时, 可减少取值点, 但最低压力取值点的压力值与油层启动压力的差值要小于0 5MPa 。
6、在洗井过程中, 必须记录洗井时间, 录取进出口排量、漏失量、喷出量、水质资料等, 填写在班报表上。洗井合格时必须达到进出口水质一致。
二、采油井资料管理
1、所有采油井必须录取生产时间、套压、回压、产量(包括产液、油、气、水量) 、油气比、含水、含砂、油性、水性、天然气性质资料。
2、油井按分类还要录取:自喷井的油嘴、油压、井口温度、流压、静压及产液剖面资料; 抽油机井的工作制度(泵径、冲程、冲数) 、示
功图、动液面、静压(静液面) 、抽油机诊断及产液剖面资料; 电泵井的泵型、额定排量、油嘴、油压、泵前流压(动液面) 、静压、电流、电泵井诊断资料; 螺杆泵的泵型、排量及转速、井口温度、液面(动、静) 、电流资料。
3、稠油热采(吞吐、汽驱) 井录取注汽时间、油压、套压、井口温度、井口干度、套管深长、注汽速度、日注汽量、注汽井底流压、流温、焖井压力及吸汽剖面资料。
4、采油井资料录取按胜利石油管理局企业标准《采油井资料录取规定》Q /SL 0651-1997执行。
5、抽油机井利用三相分离器或二相分离器连续计量井, 采用定时计量制度。正常生产井5天计量一次, 间歇或出油不正常井每次连续计量6—8小时, 找出间歇出油规律后, 再控制计量时间; 新井投产或作业开井必须每天计量, 待生产稳定后改为5天计量一次。
6、抽油机井利用二相分离器玻璃管计量井, 采用瞬时计量制度。日产液量大于10t 的井, 3天计量一次; 日产液量小于10t 的井5天计量一次; 新井投产或作业开井的一周内, 必须每天计量一次, 待生产稳定后改为3天或5天计量一次; 间歇出油或产液量突然波动超过±20%时, 应加密计量次数。
7、大罐计量油井, 每5天计量一次。边外单井拉油井每月结账一次, 每旬取样做含水化验一次。
8、利用玻璃管水银压力计或差压式气体流量计计量气量的井, 每旬测气一次, 每次读差压20个点取平均值计算日产气量。
9、一般含水井, 每3天取样化验一次含水; 含水高于90%的井或含水低于1%的井, 每5天取样化验一次。
10、正常抽油井每月测试功图一次、动液面一次; 新井、作业开井当月连续生产5天以上的井, 必须测取示功图和动液面资料; 正常或间抽油井每年进行一次诊断, 诊断率不小于90%; 抽油机井每半年进行一次系统效率测试分析和资料上报。
11、稠油热采井资料录取按照《稠油油藏诸蒸汽开发动态监测录取资料的内容及要求》SY /T 6102-1994标准执行。
三、注水站资料管理
1、注水站资料包括动态数据和静态数据。动态数据:干压、大罐液位、润滑油高架罐压力、冷却水总压力; 注水泵排量、进口压力、出口压力、平衡压力、轴瓦润滑油压力; 电压、电流; 电机冷却水进、出口压力、轴瓦润滑油压力; 泵和电机前、后轴瓦温度; 电机进、出口风温、定子温度; 润滑油含水检测; 泵总累计运转时数、大修后累计运转时数、电机总累计运转时数、大修后累计运转时数、设备状态(运行、备用、待修、封存) 等(按设备序号排列) 。静态数据:设计注水量及压力、大罐容积及数量、设备型号、数量及总装机功率等。
2、注水站资料动态资料每2小时记录一次, 静态资料每班记录一次。
3、注水站资料能自动录取的自动录取, 不能自动录取的人工录取。
4、压力单位MPa , 取值到小数点后一位; 温度单位℃, 取整数;
时间单位小时。
第二章 地面管理
一、设施管理
(一) 注水站管理
1、按照中国石油化工股份有限公司2003年8月下发的《注水泵站星级管理标准》执行。
2、注水站安装的电机变频调速装置要定期维护, 运行时率要达到95%以上; 安装的注入水精细处理设施, 保证正常达标运行3年以上; 应用的防垢、防腐、计量等新工艺、新技术要完善管理制度。
(二) 采油设备管理
1、抽油设备必须按照整齐、清洁、润滑、紧固、调整、防腐、安全“十四字”作业法管理, 坚持巡回检查制度和日常点检制。设备保养实行例保、一保、二保技术保养制度。
2、抽油机按“五率”达标进行管理、要求水平率、对中率、紧固率、润滑率均达100%、平衡率达到80%以上。按照胜利石油管理局企业标准《抽油机维护与保养》Q /SL 0217-88标准执行。
3、稠油热采湿蒸汽发生器设备、运行管理严格按照《热力采油蒸汽发生器运行技术规程》《注汽站技术管SY /T 6086-94标准、
理》Q /SL 0786-93标准执行。
4、潜油电泵维护, 按照《潜油电泵使用和维护》SY /T 5167 4-93执行。
(三) 管网管理
1、注水管网建立完善并及时更新厂、矿、队三级管网流程图。集油管网建立完善厂、矿、队三级油井管网巡回检查制度, 防止破坏和盗油。
2、定期组织对注水干线全面测量防腐漏点一次, 掌握注水管线腐蚀情况, 为注水管网的维护更新提供依据。发现集油管网腐蚀穿孔, 应在第一时间以最快的速度进行维修更换, 最大程度的减少原油损失和环境污染。
3、水套炉管理按照《自喷井生产技术管理》Q /SL 0734-92标准附录C 执行, 严格按照未检查, 不点火; 天然气无控制不点火; 火嘴、气管线漏气、炉膛内有余气(天然气) 不点火的“三不点火”原则管理。
(四) 配水间管理
1、流程:管线规格满足实际生产需要, 仪表前后管段满足仪表使用要求, 水表准确正常, 定期检, 阀门开启、关闭灵活好用, 流程不松、不缺、不脏、不渗、不锈, 井号印刷清楚、规范。
2、图表资料:三大制度(管理制度、岗位责任制及岗位 *** 作规程) 、四图(管网流程图、巡回检查图、油水井连通图、设备管理网络图) 、两措施(夏季八防、冬季六防安全生产措施) 及六个本(安全活动记录本、值班记录本、日清日结台账本、压力校对记录本、岗位练兵本及单井管理措施实施记录本) 要齐全整洁。
3、值班人员要根据压力、配注的变化随时调节, 水量记录数据要与现场仪表读数一致, 要认真填写报表, 做到字迹端正清晰, 按时
上交。
4、配水间书写队名、站名、资产号要规范统一, 站区内清洁平整。
(五) 计量站管理
1、图表制度:“3、4、2、7”图表齐全完善, 运行良好。即:“三制”:管理制度、岗位责任制、采油班组常用 *** 作规程; “四图”:地面流程图、巡回检查图、油水井连通图、设备管理网络图; “两措施”:夏季“八防”安全生产措施、冬季“六防”安全生产措施; “七本”:
2、报表资料:按“油水井资料录取规定”取全取准资料, 用仿宋字或工整方块字填写规范清楚。
3、总机关、闸门、管汇安装整齐完好, 不脏、不锈、不渗、不漏。各闸门灵活好用, 每季抹黄油保养一次。分离器上、下流闸门安装整齐不缺部件、不脏、不锈、不渗、不漏。玻璃板(管) 清晰无油污、不渗不漏, 标高误差小于1mm 。安全阀灵活好用, 一月一校对。
4、压力表齐全完好, 量程合适, 符合校验周期。消防设施齐全完好, 灭火器有检查记录。站区内清洁干净平整, 站门内刷有“禁止烟火”标准图标。无油污、无火种。
5、注汽站管理按照以下标准执行:《注汽站技术管理》Q /
《湿蒸汽发生器用燃料油》《蒸汽发生SL 0786-93、Q /SL 0128-88、
器用水标准》《湿蒸汽发生器的安装与 *** 作推荐作Q /SL 0142-88、
法》《油田专用湿蒸汽发生器安全 *** 作规程》SY /T 6461-2000、
SY 6024-94。
二、注水地面系统的运行管理
1、采油厂应以注水泵站为中心, 调整注水系统管网, 使系统运行形成以注水泵站为中心、各自独立的供注体系, 避免各注水泵站相互之间的干扰, 为系统的优化调整创造条件。
2、注水泵站实现恒压注水, 保持注水干压的稳定; 采油厂应对注水子系统的注水井压力定期进行统计分析, 确定各注水子系统的出站干压值, 并采取切实有效的管理措施实现干压稳定, 保持注水干压波动不超过0 2MPa 。
3、不同压力等级的注入体系原则上不能由同一注水泵站进行供水。如确因客观条件的制约, 需要同一注水泵站为不同注入体系供水, 须对注水泵站及外部管网进行改造, 使各注入体系各自独立、互不干扰。
4、原则上禁止直接利用注水泵站的高压水源建设油井掺水流程。个别油井因工程未完工等特殊情况需临时掺水生产, 应在注水系统条件允许情况下从配水间引用高压水源, 但必须有用水计划, 完整的计量与安全措施, 严禁从注水井上直接安装临时掺水管线。
5、采油厂应建立完善的注水泵维修管理制度。对注水泵的维修质量进行严格的监督与考核, 注水站对新装泵、大修或技术改造泵必须按标准进行质量验收, 对达不到技术指标的泵机组有权拒收。
6、采油厂每半年组织一次全面的注水系统效率调查统计(包括系统内注聚、射流泵、油井掺水、回灌或其他非注水的用水量) 。搞好节点分析, 进一步提高系统效率, 写出注水系统效率 调查报告 , 内容
包括:调查结果、与上次对比效率变化的原因、存在问题以及计划采取的对策与措施。
7、采油厂建立各注水子系统运行数据档案, 根据各注水子系统的调查情况, 确定每一个注水子系统的运行参数, 对有条件的子系统进行调整优化, 使之处于最佳运行状态, 并制订专门的管理制度确保设计运行参数的实现。
第三章 油水井管理
一、现场管理
(一) 注水井现场管理
1、注水井现场达到标准化现场标准; 定期对井口止回阀进行检查、清洗, 发现失效, 及时更换; 注水井井口装置的压力等级要满足注入压力的需求。
2、注水技术员要对每台增(调) 压泵的运行压力及日注水量等数据进行日分析, 资料分析结果要有记录。遇有采油队处理不了的问题, 要及时上报。运行记录填写齐全清晰, 问题分析到位、整改及时, 上报资料准确、及时。做到及时停泵、开泵, 避免出现设备事故。采油厂根据生产需要, 统一协调增(调) 压泵搬迁。
(二) 油井现场管理
1、建立完善“三制、四图、七本”、两措施。抽油设备、计量设备维护保养; 取全取准各项资料, 及时填写井、站各项记录、报表; 开展岗位练兵, 做好技术培训, 提高全员素质; 搞好油井、计量站容貌卫生, 实现安全文明生产。
2、按照胜利石油管理局企业标准《常规游梁式抽油机井地面 *** 作与维护规程》《潜油电泵井运行 *** 作规程》Q /SL 1400-1997、SY /T 5833-93标准执行。
3、井场管理达到“三标”管理, 即标准化井场、标准化 *** 作、标准化班组管理。大小井场符合规定要求, 距井口10米以内, 无落油、无废弃物、无散失器材。井号、资产号标准统一; 井口变压器、抽油机、井口必须有防盗措施; 井场周围应设立安全警示标志。
4、采油树井口不偏磨。套管、生产、回压、胶皮闸门和取压、取样考克齐全完好。各部干净整洁无渗漏。压力表量程合适, 符合周检规定。
二、井筒管理
(一) 注水井井筒管理
1、注水井井下管柱尽量采用防腐管柱; 注水井井下管柱工作状况要定期分析, 出现问题, 一月内必须安排检换管柱。
2、注水井下列情况必须进行洗井:转注、化学堵水及动管柱作业后; 测试、调配前后; 化学增注前后; 日注水量不变, 注水压力上升1MPa 以上; 注水压力不变, 日注水量下降15%以上; 正常注水井停注二十四小时以上; 注水正常井每季度洗井一次, 易出砂井半年洗井一次。
3、注水井洗井 *** 作按有关规定执行, 洗井时间使出口水质基本合格为止。分注井洗井最高排量不超过30m /h 。出砂井洗井排量从5-15m /h 逐渐提高, 开关阀门要平稳, 做到不喷, 洗井时间尽可能33
短。转入注水时, 缓慢开大阀门, 尽量减少易出砂井的洗井次数。
4、合格标准:出口水质达到与进口水质一致, 待稳定后方可转入注水。
5、洗井不返水的注水井以及封串井, 不做洗井要求。
(二) 油井井筒管理
1、自喷井按照胜利石油管理局企业标准《自喷井生产技术管理》测气制度, 一般井选用Q /SL 0734-92执行。制定合理的量油、
带压量油, 保证量油误差小于±5%; 气量小、管线压力低的井选用放空测气法, 气量大、管线压力高的井选用密闭测气法。
2、常规井按《常规有杆泵抽油井技术管理》《潜Q /SL 0785-93、油电泵使用和维护》《潜油电泵井运行 *** 作规程》SY /T 5167 4-93、
《水力喷射泵井技术管理》SY /T 5833-93、Q /SL 0784-93标准执
行。
3、有杆泵抽油井泵的沉没度一般选择在300m 左右, 稠油井应适当增加。冲次稀油井一般在6-12次/分, 稠油井一般在2-8次/分。
4、下泵深度超过1000米的油井, 要在油管柱下部用油管锚固定, 提高稠油泵泵效。
5、偏磨油井依据油井工况分析和生产情况, 运用先进偏磨井优化设计软件优化设计, 制定合理的工作参数和防偏磨配套工艺技术。
(三) 特殊油井技术管理
1、稠油井维护(原油粘度大于1000mPa s , 含水低于70%的井) , 合理匹配抽油机工作参数; 根据抽油泵和抽油机情况, 将冲程调到最大, 冲次调到最小, 一般为3～5次; 选用适合的药剂加药降粘; 当井口回压大于2 0MPa , 可采取地面掺水, 掺水量控制在30m /d 之内, 也可采取地面冲洗管线。
2、自喷结蜡油井清蜡按照《自喷井热油循环清蜡工艺推荐做法》Q /SL 0727-92标准执行。加强结蜡井观察, 每旬卸开检查一次3结蜡情况; 优化抽油机工作参数:沉没度大于400m 时, 增大冲程、冲次, 原则液量保持在合理的排量。
3、应用先进成熟的清防蜡工艺技术, 如强磁防蜡技术等; 优选清防蜡药剂品种, 优化加药量和加药周期, 及时按量加入清防蜡剂。根据油井含蜡量、蜡熔点、含水率、产液量、产出液温度, 制定合理的热洗井周期、热洗井时间; 按照胜利石油管理局企业标准《抽油井热洗工艺技术标准》Q /SL 0373-89进行油井热洗作业。
4、出砂井(含砂量大于0 5‰) 优化抽油机工作参数, 单井采液强度应低于极限采液强度(极限采液强度是指本井上次出现砂卡时的采液强度) , 冲次控制在6次/分之内; 抽油机平衡块一律实行过平衡运行, 电流平衡比保持在1 05～1 2; 当液量比正常产液量突然下降50%时, 首先采取碰泵3～5次, 若碰泵无效, 则应采取洗井(动液面在800m 之内的井) 。
5、低能井(功图反映供液不足井) 优化抽油机工作参数, 降低冲程、冲次, 保证最低泵效达到30%以上; 对应注水井在1个月之内采
取调配措施; 地面管线掺水。当回压大于2 0MPa 时, 可采取地面掺水或冲洗地面管线, 掺水量控制在30m /d 之内; 套压较高的井采用套管与回压管线连通方法放套管气。
6、间歇生产井, 摸清出油规律的基础上优化管、杆、泵组合, 制定合理的工作制度。应用先进的抽油机自动起停控制装置, 并在抽油机周围加装安全护栏、警示标牌或标明警示语。
三、测试管理
(一) 注水井测试调配管理
1、单注井每季度测全井指示曲线一次。
2、在分注井中, 采用扩张式封隔器的井, 每季度测试一次, 采用压缩式封隔器的井, 每半年测试一次, 每次测试必须取得合格的分层资料, 不合格者要及时重测。
3、对新井转注、增注、调配、换封作业等, 交井5天内必须进行测试。
4、在泵压稳定的注水过程中, 发现油压、套压、注水量突然变化大于±20%, 经过洗井无效时, 应及时进行测试, 了解分层吸水状况和井下管柱情况。
5、根据测试资料及时调配。
(二) 油井测试管理3
1、机械采油井按照《游梁式有杆泵抽油井低压测试》Q /SL 0790-93标准、《注蒸汽井测试 *** 作规程》《机械采Q /SL 0791-93标准、
油系统效率测试及计算方法》《抽油机井示功SY /T 5833-93标准、
图测试》《潜油电泵井测压规程》SY /T 5864-94、SY /T 5809-93标准执行。
2、所有测试人员必须持有有关部门颁发的 *** 作证, 持证上岗测试。
3、测试仪器测试前必须确保仪器的工作性能良好, 而且在有效鉴定周期内。
4、当井口套压大于7 0MPa 时, 必须释放套管气使之小于7 0MPa 方能进行测试。
四、油水井分析
1、建立健全厂矿两级动态分析管理体系, 对于区块、井组、单井分工明确落实到单位、落实到人, 按照统一的程序方法开展分析活动。
2、建立日注水量旬度分析制度, 保证水量平稳运行。每月开展一次油水井动态分析和油井工况分析活动, 采油矿每季度组织一次分析活动, 采油厂每半年组织一次分析。
3、注水井水量调整要做到平稳 *** 作, 日注水量要严格控制在配注的80%-120%范围内, 杜绝超注、带嘴欠注和余压欠注现象; 对于欠注井, 要认真分析欠注原因, 合理制定攻欠措施, 努力满足配注要求。
4、注水、机采系统效率采油厂每半年分节点测试分析一次, 建立系统效率测试分析档案, 每半年按要求上报开发管理部。
5、建立注水井洗井、测调、作业等措施效果月度分析制度, 提高
水井措施成功率。健全水井技术指标分析台账。
6、建立注水井封隔器在井工作状况分析制度, 定期对管柱技术状况进行诊断。充分利用套压资料, 分析第一级封隔器技术状况。
7、抽油机井工况分析依据《抽油机井工况诊断方法》SY /T 6265-1996标准分析。
第四章 注水水质管理
一、水质标准
注水水质控制指标参照《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》, 根据区块具体情况, 制定具体水质指标报业务主管部门批准后执行。
二、水质检测
1、含油量、悬浮固体含量、总铁含量定时检测。污水站水质按有关要求化验, 注水站化验泵前水质。高渗区块每天化验一次泵前水质; 低渗透油藏注入水要进行深度处理, 建立健全深度水处理装置运行、水质检测等管理制度, 每班化验一次水质。
2、其它水质指标由采油厂组织检测, 每月一次, 检测结果返回污水处理站。
第五章 指标考核
一、考核指标
1、水井指标:水井利用率(实际开井数占应开井数的百分比) ; 水井分注率(实际分注井占方案分注井的百分比) ; 注水层段合格率
(合格层数占注水总层数的百分比) ; 注水系统效率; 注水标耗; 注水水质符合率。
2、油井指标:油井躺井率; 油井综合利用率; 油井免修期; 油井系统效率; 有杆泵(电泵井) 上图率、合格率、断漏区; 蒸汽发生器平均注汽干度、水质达标率; 设备综合完好率; 油井优化设计率。
二、考核办法
1、由各采油厂确定本单位油、水井考核指标数值报业务主管部门批准, 并制定明确的保障措施以及相应的考核兑现办法。
2、有限公司对注水水质符合率一季度考核一次, 注水层段合格率每半年考核一次, 注水标耗、注水系统效率每年考核一次; 对油井指标半年考核一次。
3、有限公司将考核结果以公报形式公布, 作为基层队建设达标、创优、争强和红旗采油厂申报工作的依据。对报表资料错误较多、数据误差较大者, 给予通报批评, 并进行工作质量否决。
第六章 其 它
1、本规定由开发管理部负责解释。
2、本规定自发布之日起实行。
注水采油，简单说就是向油藏中注入一定水，来将石油换取出来，以水换油。
油田注水开发的原理就是通过打注水井向油层注入水，在整个油层内建立起水压驱动方式，恢复和保持油层压力，从而达到：抽稀井网，减少钻井口数；提高采油速度，缩短油田开发的年限；延长油井自喷期；提高油田最终采收率。由于注水工艺容易掌握，水源也比较容易得到，因此油田注水开发的方式迅速推广，成为一种应用最广泛的方法。习惯上将利用天然能量开发油田称为一次采油法，注水开发油田称为二次采油法。
研究注水采油技术，需要关注注入水水质及水源选择、水质处理及污水处理、注水工艺流程等。用石油人通俗的说法，叫做“注好水”、“注准水”、“注够水”。
注水地面系统是由水源采水系统、注水站、注水管网、配水间、注水泵和注水井等基本单元组成（图55）。
图55 注水开发示意图
求木之长者，必固其根本；欲流之远者，必浚其泉源。长庆油田采油十二厂所负责开发的合水油田大规模开发“采龄”已达14年，整体已进入中含水期，部分老油藏自然递减加大，控水稳油难度日益增大，高效开发遇到瓶颈。回顾合水油田14年开发史，在原油产量快速增长的同时，也面临着稳产形势严峻、能量基础减弱、自然递减率上升等众多不利因素。作为长庆油田主力采油厂之一，长庆油田采油十二厂2022年生产任务为历年之最。如何全面完成产量任务，成为了这个厂全体干部员工必须要给出的“答卷”。
面对严峻形势，不仅要在新井上产上想办法，更要在老井稳产上花大力气、下真功夫。
油上出问题，水上找原因。众所周知，注水是油田开发工作最基础、最成熟、最经济、最具潜力的技术，也是油田稳产的“命根子”，是夯实老井降递减稳产的基础，只有抓好注水，才能实现油田的长期稳产。
6月份，依托油田公司政策机遇，长庆油田采油十二厂围绕“解放思想、实事求是、科学开发、良性发展”的工作思路，以有效注水为核心，逐区、逐井、逐层进行分析研究，轰轰烈烈开展了油田注水大会战。“从目前全厂实际情况来看，注水工作已经到了非常时刻，非抓不可的时候，我们必须拿出滚石上山的勇气和魄力，用强烈的斗争精神面对目前注水工作中的问题，用‘钉钉子’精神把注水会战中安排的工作中落实到位，不达目的决不罢休，切实筑牢全厂老油田稳产基石”。厂长吴大康斩钉截铁地说道。
为全面加快注水会战工作进程，6月30日，该厂及时召开了注水会战推进会，会议针对4大类油藏，摆出了30项具体问题，提出了55项解决对策，直指核心、直面问题。不仅明确了注水工作要坚持地质工艺一体化，在地质开发上坚持“721+有效注水”思路，在工艺上坚持“531+注够水”思路，还将注水会战工作纳入了劳动竞赛考核内容，在业已形成的“三包三进三干”工作机制上进一步形成了“一把手”亲自抓，主管领导牵头抓，二三级工程师具体抓的注水工作管理格局。
会战的“号角”已经吹响，如何全面提升油田注水开发效果，夯实油藏稳产基础，打好油田注水大会战？
一石激起千层浪。随着会战启动，该厂抽调专业技术精兵强将成立联合调查组，对全厂注水井进行摸排普查，从井筒、系统及注采等方面进行了系统梳理，分油藏类型、开发阶段，围绕“油藏控水稳油、平面注采优化、水驱控制提升、动用程度扩大”等方面，形成了调查表单14份，为注水大会战提供了真实有效的第一手资料。同时，在地质研究、油藏分析、注采调查的基础上，该厂围绕“四提高、一强化、一减少”，按照“先急后缓”的原则，成立分批开展治理，抓实抓细注水各项工作，夯实老油田稳产基础。“我们在会战启动后第一时间拿方案、定措施、分解任务，就是要明确目标和工作方向，通过注水会战来巩固提升各项管理指标和技术指标，切切实实地提高采收率，夯实稳产基础。”该厂地质研究所负责人说道。
注水工作能否实现“水到渠成”，管理工作至关重要。该厂全面强化注水运行调度，按照“一难点、一专家、一专班”的形式，成立了提高开井率、欠注井治理、分注井治理、动态监测和油藏治理5个工作专班，制定了22项具体工作内容，有效提升工作效率。在日常管理上，动员全厂力量，制定了工作清单，分区块，分项目排出运行大表，并明确了相关责任人和工作量；各生产单位积极落实“四个当天”“三个当月”和“六个一”注水工作要求，形成了一级带一级干、一级督一级办的工作模式。
注水工作只有起点，没有终点。只有时刻保证地层能量的“元气满满”，地下“黑金”才能破冰而出。该厂通过每日数字化直推核查、重点井现场抽查的方式抓实配注执行；建立地质所-作业区-中心站三级监督体系，强化现场督查检查；加强油藏基础地质研究，强化技术支撑保障，持续推进重点区块精细油藏描述，有序开展二次精细单砂体刻画工作，完善注采对应关系，提高水驱效率；加强注水井常规动态监测资料的测试与应用，全面推广第四代数字化分注工艺，细抓配注合格率、水质达标率、自然递减率等技术指标，夯实精细有效注水基础。同时，按照“531”注水工作思路，立足油藏需求，抓好管理消欠、流程消欠、井筒消欠三项管理，推广地面增压、智能化配套、骨头井治理三项技术，攻关注水井宽带压裂工艺，做好注清水站点防膨剂试验，确保油藏注够水，不断夯实稳产基础。
一分部署，九分落实。该厂各生产单位针对注水会战工作安排，积极开展注水质量PK赛，在健全注水管理体系、构建长效机制上花心思、下功夫、动真格，除注水组织机构、规章制度外，还围绕技术创新、人才培养、队伍建设、装备配备和资金保障真抓实干。固城采油作业区制定了下半年注水工作“八项制度”。加强流量计维护、过滤器反洗等日常 *** 作及注水制度的培训与宣贯，全面摸排老旧坏井口、阀组、计量设备，组织进行更换，对井口保温防腐、阀组布线等细节问题做细做好，全面提升现场管理标准。店子采油作业区从“三相分离器、除油沉降罐、生化设备、缓冲水罐、污水污泥池”等5个节点做好水质管控。单井从每条干线最远端选取2-3口井作为取样节点，每天做好水质监控，并加强采出水清管、滤网清洗、洗井等单井水质提升工作。吉岘采油作业区从水表标定、资料录取以及水质状况、注水管理、注水指标与地层实际需要的匹配程度等方面入手，结合日产量波动曲线图、油井示功图、注水曲线图和注采反应曲线图，加大油水井动态跟踪分析力度，努力改善水驱状况。开展注水大检查2次，整改注水问题13项，大排量洗井10井次，降压增注9口，补孔分注2口，检查管柱5口。
注水工作是油田稳产必须狠抓的重点工程，也是一项长期性工程，并不是一朝一夕就能做好的。需要牢固树立“抓注水永远在路上”的毅力和勇气，一步一个脚印地常抓不懈抓出成效，才能为油田稳产增产奠定坚不可摧的“基石”。该厂深化“一井一策一分析一建档”制度，加强动态分析和综合治理，各个环节齐头并进，坚持把日常资料录取准，把水驱状况掌握准，把压力分布、剖面动用、有效分注情况吃准，把每一口注水井动态情况摸准，推进注水调整更加精准。
“多年的油田开发实践，使我们深刻认识到，要搞好注水工作，重点要抓好地下资源、地上水源、地面配套之间的合理匹配。在此基础上，对现有资源的‘精耕细作’，将油田资源网格化，细分开发区块，并进行科学合理的分类，按照潜力大小，分而治之，从而实现采收率最大化和递减率最小化的目标。”谈及注水会战规划，该厂总地质师赵爱彬表示。
不破楼兰誓不还，一张蓝图干到底。日前，向注水要产量、要效益，并将注水稳产作为油田提高采收率，降低递减率的“不二法宝”，已成为该厂解决当前产量压力最直接最有效的方法和途径。下一步，长庆油田采油十二厂将全面贯彻落实注水开发决策部署，持续推进“一把手”工程，牢固树立全厂“一盘棋”思想，动员全厂技术力量进一步加强分层注水地质、工艺等配套技术领域的研究攻关力度，全面提升精细注水各项技术、管理指标，聚全员合力打赢注水大会战，奋力开创200万吨现代化采油强厂建设新局面，为油田公司建设基业长青的百年长庆提供有力保障。
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