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【摘要】针对胜利浅海油田常规注水系统存在的不足的和开发特点，提出了“同单元采注水”模式。该模式含“同井采注水”、“同井组采注水”和“以平台群为目标的同单元采注水”等系统，并辅以移动式注水系统。这种模式配套移动式注水设备可以实现一口采水井对同单元注水井进行注水，实现一口水井覆盖一个单元。该模式既可独立存在，也可以作为整体注水系统的有机组成部分，实施后将有效改变海上油田现有的注水格局。
【关键词】浅海油田 丛式井组 同井采注水 同单元采注水 移动式注水系统
1 浅海油田注水系统现状及不足
胜利海上油田所辖埕岛油田和新北油田，位于渤海湾南部水深3—20m的极浅海海域。浅海油田的自然环境有别于陆地油田和深海油田，多采用丛式井组平台作为采油平台，但面积和功能明显小于深海采油平台，呈现出点多面广连片布局的特点。海上共有各类平台105座（其中：中心平台3座、开发平台3座、井组平台66座、单井平台33座），海底管线141条。海上共有油井450口，水井182口，日注水量2.3×104m3。
浅海油田采用以中心平台为中心的注水系统（简称中心注水系统），注水水源（现为污水）从陆地联合站回调至中心平台注水罐，经中心平台注水泵增压后经中转枢纽平台到注水末端平台。回调污水管线和注水管线均为铺设在海底管线（简称海管），海管通过立管与平台地面流程相连。浅海油田馆陶组、东营组均有大量水体。埕岛油田2008年底投产3口水源井，生产馆下段地层水，生产套管为9-5/8in，斯伦贝谢压裂充填防砂， 生产管柱5-1/2in套管，采用斯伦贝谢电泵采水，出水温度84℃，平均单井日产水量超过3000m3。
目前注水系统及配套施工存在不足：
（1）注水海管投资、工作量大，但有效施工周期短，进展缓慢，边远、零散小区块尚不具备铺设管网的经济价值。
（2）中心注水系统无法实现注水区域全覆盖，存在注水盲区。注水盲区主要集中在埕岛油田外围和新区，埕岛外围主要有馆陶组的埕北243块、埕北246块、埕北351块、埕北古4块等未注水。新区有东营组的埕北325-326块、埕北812块等未注水。
（3）注水系统为串联模式，一旦某个串联节点出现故障，该节点之后的所有注水井将全部停注。如2010年中心二号到CB20A井组注水管线故障，造成至少三口注水井停注近两个月，影响注水量1.6×104m3。
（4）从中心平台到末端平台距离长，延程壓力损失大，水质污染严重，末端平台注水压力低，欠注严重。
（5）连续生产导致注水系统无法检维修，导致系统设备多带病运行，存在安全隐患，而一旦检维修将造成大面积停注而影响油藏稳产，矛盾突出。
（6）水井投注大多滞后于油井投产。
针对海上油田注水现状和存在的不足，有的文章中积极开展了海上小区块同井采注水和近井采注水和单井污水回注工艺技术的
调研，并在CBG4和CB246区块进行了了注水开发设计[1]。本文针对海上油田特点，拓展思维，进行了浅海油田同单元采注水模式研究。
2 “同单元采注水模式”研究
这里将单元归于地面工程范畴，有别于区块也有别于平台和井组的概念，是将有注水需求的某个井组平台或者通过海管或地面注水管线相连的部分井组群作为一个注水攻关研究对象，而同单元采注水系统是则是在同一个单元内实现采注水一体化功能。对于中心注水系统来说，可以将枢纽平台为断点，该节点之后串联的井组合称为一个单元。所以可以将一个井组称为一个单位，也可以将通过水下海管或地面管线相连的若干井组称为一个单元。单元中所有注水井的特点为，使用同一个动力系统和水处理系统和统一的水源。
2.1 以井组平台为目标的同井组采注水模式
将一个独立井组平台作为一个地面采注水单元，如将埕岛油田老区综合调整以来常采用的采修一体化大型丛式井组采油平台作为一个单元。该类平台油水井井数多，如CB22F平台设计35口，其中油井16口、水井19口。为了新井投产作业用水需求，现在常采取先作业一口水井为水源井用于作业用水，待井组用水完毕后再卡封产水层、补射注水层（如目前仍处于作业期间的CB22FA-18就是作为作业期间的水源井）。以此为基础进行研究：在一个井组单元中作业一口水源井，通过设置在该平台的移动式注水系统（含过滤器、储水罐、注水泵等，撬块设计，方便安装和移走）以满足本平台注水需要。陆地移动式注水装置在胜利油田东胜公司已应用成功[2]，参照其设计和应用思路，根据海上特点制造适合海上应用的可移动注水系统。
但该模式存在的不足是平台井数有限，且海上作业费用高昂，水源井本身不能实现其注水功能，所以一般是用水完毕后将水源井再次作业为注水井。而现在海上有效施工时间短，海工施工力量有限，新井组投产一般是先投产油井再投注水井，时间跨度少则几个月，多则一年多，这样就产生了新的矛盾。
为解决这些问题，在此基础上进一步研究，将作业为水源井的注水井改为同井采注水井，但该井与一般意义上的同井采注水工艺和方式不同，采出的水不是直接注入本井的注水层，而是要通过加装在井口的增压装置或地面注水系统为本平台所有注水井（含该井）注水。该类同井采注技术已基本成熟[3]。这样，在该井组等待注水海管到位的阶段，可以实现新井组采油和注水同步，注水海管到位后与中心注水系统相连后也不必对该井重新作业，只需要将采水功能停掉即可。此系统还可以作为备用注水系统，若单元前端注水系统故障，可重新启用该系统，减少对中心注水系统的依赖性，确保本平台注水安全，起到双保险作用，并体现一井多用，大大节省了投资。另外，采水功能作为备份，还可以为后期油水井作业提供高质量的作业用水，真正实现真正意义的一举多得，尤其适合于海上油田。 该模式可以应用在待建的老区调整的大型丛式井组和边远区块以及探井转开发等新区产能建设区块。在老井组的应用方面，可选择一口井在油井转注和水井作业时转为同井采注水井，同样可以建立同井组采注水系统，但要对原有注水井井口流程进行改造。另外，该模式配套移动式注水设备，即便在中心系统供水和本井采水功能出现故障时也可提取海水或者取高含水油井采出液经过滤、净化后作为临时水源，亦可保证该单元的持续注水。
2.2 以平台群为目标的同单元采注水系统
浅海油田多采用丛式井组开发，随着后期不断开发，尤其是埕岛油田老区综合调整以来，通过栈桥连接或海底注水管线连接的丛式井组越来越多，形成了具备实际意义的地面井组平台群单元（图1）。
在同井组采注水模式的基础上进一步研究，提出了以井组平台群为单元的采注水模式。该模式与同井组采注水模式原理相同，但不同的是注水区域不只局限在本平台，而是要同时辐射到与该平台相连的临近井组平台。在中心注水系统里面面积较大且作为注水枢纽平台上选择一口水井或待转注井作业为同井采注水井或水源井，通过设置在该平台的移动式注水系统对平台群所辖的所有水井注水，因为只是辐射局部的几个单元内的临近井组，延程压力损失小，且水源为地层水，地层配伍和水质都有保证。一口水源井日采出量可达3000m3，可同时满足30口配注100 m3的注水井的用水量，注水压力参照末端平台注水压力，只需5Mpa左右即可。该系统既可以作为独立注水系统，也可以在中心注水系统水量不足或压力不足时作为补充，一举多得。
3 “同单元采注水模式”对浅海油田的意义
“同单元采注水模式”实施后可以为海上油田带来深远的意义：
（1）打破现有的注水格局，突破中心注水系统的限制，开创海上注水新局面。注水将可以实现全覆盖，对于无法铺设或注水管网无法及时到位的区块和边远区块，可以实现注水的“从无到有”的转变。在中心注水系统覆盖区域，虽然该模式注水时间和注水量有限，但因为可以实现油水井同步投产，对于地层压力保持来说意义重大。尤其是地层压力处在饱和压力之上的区块，油水井同步投产可谓重要之至。在边缘区块，现在的CB32A-2井已经转为水源井，若作业时增加采注水功能，现在该区块已转为注水开发，意义重大。
（2）该模式将对优化海上施工提供便利条件，可打破传统串联模式即先施工主干管网再施工支干管网的的思维模式。采用该模式可有效降低对注水管网的依赖性，将原来施工模式变串联为并联，也就是可以先铺设连接井组平台之间的“静脉”注水管线，管线长度小，周期短。施工后即可实现注水，待“动脉”注水干线施工完后再转为常规注水模式。原井下和井口工艺流程都保留，若注水系统出现故障或波动，可及时启用原采注水工艺流程，具有较强的实用意义。
（3）打断串联链条，实现局部獨立，模式内一个单元可以称为一个独立注水系统，在小区块常用注水工艺的基础上增加同单元注采辅助模块。
（4）实现一井多用，节省投资。单元中的一口井即是水源井又是注水井，且采出水还要为同单元的其他注水井提供水源，可谓一井三用，将一井多用发挥到极致。
（5）中心注水系统未到位前使用本模式采注水，中心系统到位后作为备用，配套的辅助注水系统设计为撬装，可以方便安装和移走，所以和原有中心注水系统不冲突。增加的辅助注水系统可重复、多地使用，成本不大但利用率较高。
（6）该模式在实现注水功能时同时具备了为同单元的注水井的洗井功能，且因为在平台上操作，不受海况限制，将解放一大批海上船舶洗井施工力量。
（7）将产生巨大的经济效益。以CB22F平台为例，设计水井19口，按每口平均配注120m3。来计算，将一口注水井先作业为一口水源井或同井采注井，该井日采水只要达到2300m3，就可满足整个平台注水量需要，按中心注水系统在油井投产半年后铺设完成计算，等待到位的期间可注水41×104m3，对油藏稳产将起到非常积极的作用。
参考文献
[1] 朱孝强，李丙贤，王向东. 胜利海上零散小区块注水开发工艺探讨[J].石油天然气学报（武汉石油学院学报），2009，31（4），296-302
[2] 耿拥军，黄炳华，王玉江.移动式注水一体化装置[J].油气田地面工程，2008，27（3），76
[3] 程心平，刘敏，罗昌华等.海上油田同井注采技术开发与应用[J].石油矿场机械，2010，39（10），82-87
作者简介
于君田（1980-），男，中国石化胜利油田分公司海洋采油厂海四生产管理区，邮编257237，工程师，管理区副经理，硕士研究生，现主要从事油气田开发和现场管理方面的工作。
【关键词】浅海油田 丛式井组 同井采注水 同单元采注水 移动式注水系统
1 浅海油田注水系统现状及不足
胜利海上油田所辖埕岛油田和新北油田，位于渤海湾南部水深3—20m的极浅海海域。浅海油田的自然环境有别于陆地油田和深海油田，多采用丛式井组平台作为采油平台，但面积和功能明显小于深海采油平台，呈现出点多面广连片布局的特点。海上共有各类平台105座（其中：中心平台3座、开发平台3座、井组平台66座、单井平台33座），海底管线141条。海上共有油井450口，水井182口，日注水量2.3×104m3。
浅海油田采用以中心平台为中心的注水系统（简称中心注水系统），注水水源（现为污水）从陆地联合站回调至中心平台注水罐，经中心平台注水泵增压后经中转枢纽平台到注水末端平台。回调污水管线和注水管线均为铺设在海底管线（简称海管），海管通过立管与平台地面流程相连。浅海油田馆陶组、东营组均有大量水体。埕岛油田2008年底投产3口水源井，生产馆下段地层水，生产套管为9-5/8in，斯伦贝谢压裂充填防砂， 生产管柱5-1/2in套管，采用斯伦贝谢电泵采水，出水温度84℃，平均单井日产水量超过3000m3。
目前注水系统及配套施工存在不足：
（1）注水海管投资、工作量大，但有效施工周期短，进展缓慢，边远、零散小区块尚不具备铺设管网的经济价值。
（2）中心注水系统无法实现注水区域全覆盖，存在注水盲区。注水盲区主要集中在埕岛油田外围和新区，埕岛外围主要有馆陶组的埕北243块、埕北246块、埕北351块、埕北古4块等未注水。新区有东营组的埕北325-326块、埕北812块等未注水。
（3）注水系统为串联模式，一旦某个串联节点出现故障，该节点之后的所有注水井将全部停注。如2010年中心二号到CB20A井组注水管线故障，造成至少三口注水井停注近两个月，影响注水量1.6×104m3。
（4）从中心平台到末端平台距离长，延程壓力损失大，水质污染严重，末端平台注水压力低，欠注严重。
（5）连续生产导致注水系统无法检维修，导致系统设备多带病运行，存在安全隐患，而一旦检维修将造成大面积停注而影响油藏稳产，矛盾突出。
（6）水井投注大多滞后于油井投产。
针对海上油田注水现状和存在的不足，有的文章中积极开展了海上小区块同井采注水和近井采注水和单井污水回注工艺技术的
调研，并在CBG4和CB246区块进行了了注水开发设计[1]。本文针对海上油田特点，拓展思维，进行了浅海油田同单元采注水模式研究。
2 “同单元采注水模式”研究
这里将单元归于地面工程范畴，有别于区块也有别于平台和井组的概念，是将有注水需求的某个井组平台或者通过海管或地面注水管线相连的部分井组群作为一个注水攻关研究对象，而同单元采注水系统是则是在同一个单元内实现采注水一体化功能。对于中心注水系统来说，可以将枢纽平台为断点，该节点之后串联的井组合称为一个单元。所以可以将一个井组称为一个单位，也可以将通过水下海管或地面管线相连的若干井组称为一个单元。单元中所有注水井的特点为，使用同一个动力系统和水处理系统和统一的水源。
2.1 以井组平台为目标的同井组采注水模式
将一个独立井组平台作为一个地面采注水单元，如将埕岛油田老区综合调整以来常采用的采修一体化大型丛式井组采油平台作为一个单元。该类平台油水井井数多，如CB22F平台设计35口，其中油井16口、水井19口。为了新井投产作业用水需求，现在常采取先作业一口水井为水源井用于作业用水，待井组用水完毕后再卡封产水层、补射注水层（如目前仍处于作业期间的CB22FA-18就是作为作业期间的水源井）。以此为基础进行研究：在一个井组单元中作业一口水源井，通过设置在该平台的移动式注水系统（含过滤器、储水罐、注水泵等，撬块设计，方便安装和移走）以满足本平台注水需要。陆地移动式注水装置在胜利油田东胜公司已应用成功[2]，参照其设计和应用思路，根据海上特点制造适合海上应用的可移动注水系统。
但该模式存在的不足是平台井数有限，且海上作业费用高昂，水源井本身不能实现其注水功能，所以一般是用水完毕后将水源井再次作业为注水井。而现在海上有效施工时间短，海工施工力量有限，新井组投产一般是先投产油井再投注水井，时间跨度少则几个月，多则一年多，这样就产生了新的矛盾。
为解决这些问题，在此基础上进一步研究，将作业为水源井的注水井改为同井采注水井，但该井与一般意义上的同井采注水工艺和方式不同，采出的水不是直接注入本井的注水层，而是要通过加装在井口的增压装置或地面注水系统为本平台所有注水井（含该井）注水。该类同井采注技术已基本成熟[3]。这样，在该井组等待注水海管到位的阶段，可以实现新井组采油和注水同步，注水海管到位后与中心注水系统相连后也不必对该井重新作业，只需要将采水功能停掉即可。此系统还可以作为备用注水系统，若单元前端注水系统故障，可重新启用该系统，减少对中心注水系统的依赖性，确保本平台注水安全，起到双保险作用，并体现一井多用，大大节省了投资。另外，采水功能作为备份，还可以为后期油水井作业提供高质量的作业用水，真正实现真正意义的一举多得，尤其适合于海上油田。 该模式可以应用在待建的老区调整的大型丛式井组和边远区块以及探井转开发等新区产能建设区块。在老井组的应用方面，可选择一口井在油井转注和水井作业时转为同井采注水井，同样可以建立同井组采注水系统，但要对原有注水井井口流程进行改造。另外，该模式配套移动式注水设备，即便在中心系统供水和本井采水功能出现故障时也可提取海水或者取高含水油井采出液经过滤、净化后作为临时水源，亦可保证该单元的持续注水。
2.2 以平台群为目标的同单元采注水系统
浅海油田多采用丛式井组开发，随着后期不断开发，尤其是埕岛油田老区综合调整以来，通过栈桥连接或海底注水管线连接的丛式井组越来越多，形成了具备实际意义的地面井组平台群单元（图1）。
在同井组采注水模式的基础上进一步研究，提出了以井组平台群为单元的采注水模式。该模式与同井组采注水模式原理相同，但不同的是注水区域不只局限在本平台，而是要同时辐射到与该平台相连的临近井组平台。在中心注水系统里面面积较大且作为注水枢纽平台上选择一口水井或待转注井作业为同井采注水井或水源井，通过设置在该平台的移动式注水系统对平台群所辖的所有水井注水，因为只是辐射局部的几个单元内的临近井组，延程压力损失小，且水源为地层水，地层配伍和水质都有保证。一口水源井日采出量可达3000m3，可同时满足30口配注100 m3的注水井的用水量，注水压力参照末端平台注水压力，只需5Mpa左右即可。该系统既可以作为独立注水系统，也可以在中心注水系统水量不足或压力不足时作为补充，一举多得。
3 “同单元采注水模式”对浅海油田的意义
“同单元采注水模式”实施后可以为海上油田带来深远的意义：
（1）打破现有的注水格局，突破中心注水系统的限制，开创海上注水新局面。注水将可以实现全覆盖，对于无法铺设或注水管网无法及时到位的区块和边远区块，可以实现注水的“从无到有”的转变。在中心注水系统覆盖区域，虽然该模式注水时间和注水量有限，但因为可以实现油水井同步投产，对于地层压力保持来说意义重大。尤其是地层压力处在饱和压力之上的区块，油水井同步投产可谓重要之至。在边缘区块，现在的CB32A-2井已经转为水源井，若作业时增加采注水功能，现在该区块已转为注水开发，意义重大。
（2）该模式将对优化海上施工提供便利条件，可打破传统串联模式即先施工主干管网再施工支干管网的的思维模式。采用该模式可有效降低对注水管网的依赖性，将原来施工模式变串联为并联，也就是可以先铺设连接井组平台之间的“静脉”注水管线，管线长度小，周期短。施工后即可实现注水，待“动脉”注水干线施工完后再转为常规注水模式。原井下和井口工艺流程都保留，若注水系统出现故障或波动，可及时启用原采注水工艺流程，具有较强的实用意义。
（3）打断串联链条，实现局部獨立，模式内一个单元可以称为一个独立注水系统，在小区块常用注水工艺的基础上增加同单元注采辅助模块。
（4）实现一井多用，节省投资。单元中的一口井即是水源井又是注水井，且采出水还要为同单元的其他注水井提供水源，可谓一井三用，将一井多用发挥到极致。
（5）中心注水系统未到位前使用本模式采注水，中心系统到位后作为备用，配套的辅助注水系统设计为撬装，可以方便安装和移走，所以和原有中心注水系统不冲突。增加的辅助注水系统可重复、多地使用，成本不大但利用率较高。
（6）该模式在实现注水功能时同时具备了为同单元的注水井的洗井功能，且因为在平台上操作，不受海况限制，将解放一大批海上船舶洗井施工力量。
（7）将产生巨大的经济效益。以CB22F平台为例，设计水井19口，按每口平均配注120m3。来计算，将一口注水井先作业为一口水源井或同井采注井，该井日采水只要达到2300m3，就可满足整个平台注水量需要，按中心注水系统在油井投产半年后铺设完成计算，等待到位的期间可注水41×104m3，对油藏稳产将起到非常积极的作用。
参考文献
[1] 朱孝强，李丙贤，王向东. 胜利海上零散小区块注水开发工艺探讨[J].石油天然气学报（武汉石油学院学报），2009，31（4），296-302
[2] 耿拥军，黄炳华，王玉江.移动式注水一体化装置[J].油气田地面工程，2008，27（3），76
[3] 程心平，刘敏，罗昌华等.海上油田同井注采技术开发与应用[J].石油矿场机械，2010，39（10），82-87
作者简介
于君田（1980-），男，中国石化胜利油田分公司海洋采油厂海四生产管理区，邮编257237，工程师，管理区副经理，硕士研究生，现主要从事油气田开发和现场管理方面的工作。