發(fā)展采油工程技術(shù)提高油田開發(fā)水平

發(fā)展采油工程技術(shù) 提高油田開發(fā)水平 1 目 錄 引言 1 第一部分 油井提液工藝技術(shù)探討 2 一、對產(chǎn)量、液量、含水關(guān)系的再認識 2 二、中原油田近年機采指標變化情況及提液潛力分析 5 三、 中原油田下一步提液建議 11 第二部分 分層 注水工藝技術(shù)探討 13 一、注水開發(fā)后儲層的變化迫切需要開展分注 13 二、中原油田分注歷史與現(xiàn)狀 16 三、分注工藝技術(shù)的發(fā)展 18 四、分注效果 22 五、 分注工作存在的主要問題 25 六、分注工作的認識及下步工作方向 28 第三部分 深井及老井重復(fù)壓裂工藝技術(shù)探討 36 一、中原油田壓裂技術(shù)發(fā)展情況 36 二、深層油氣藏壓裂技術(shù) 40 三、老井重復(fù)壓裂技術(shù) 47 四、分層壓裂技術(shù) 51 五、結(jié)論 54 第四部分 三次采油工藝技術(shù)探討 55 一、中原油田開發(fā)簡狀及三次采油技術(shù)潛力 55 二、三采技術(shù)研究進展及其應(yīng)用 57 三、中原油田三次采油技術(shù)重點研究方向 70 2 引 言 中原油田具有斷塊小、構(gòu)造復(fù)雜；油層埋藏深，含油層位多、井段長，具有多套油水系統(tǒng)；滲透率低，層間差異大；地層壓力高，油氣比高，地層水礦化度高，腐蝕嚴重等地質(zhì)特征。自 1979年正式投入開發(fā)以來，共有 14 個油田投入開發(fā)， 動用 用石油地質(zhì)儲量 41617 104t，可采儲量 13561 104t，標定采收率 回顧 20 多年的開發(fā)歷程，油田開發(fā)層位由淺到深，儲量由好到差，含水由低到高；伴隨著油田的發(fā)展，采油工藝技術(shù)也經(jīng)歷了從單一到綜合、從簡單到復(fù)雜、從不適應(yīng)到適應(yīng)的過程。近年來，通過不斷依靠科技進步，推廣應(yīng)用新工藝、新技術(shù)，不斷解決油田開發(fā)中出現(xiàn)的新問題，適應(yīng)油田的發(fā)展，逐步形成了油層改造、堵水調(diào)剖、分層注水、大修、老井側(cè)鉆、深抽提液、水質(zhì)達標、三 次采油等具有中原特色的工藝技術(shù)，為油田的有效開發(fā)提供了技術(shù)保障。 目前 ， 中原油田 水驅(qū)控制程度 水驅(qū)動用程度 工業(yè)采出程度 自然遞減 綜合遞減 綜合含水 油田已整體進入“三高”開發(fā)階段，開發(fā)形勢十分嚴峻，因此，只有依靠科技進步，大力發(fā)展采油工程技術(shù)，進一步提升提液、分注、壓裂、三次采油等工藝技術(shù)水平，深挖油藏潛力，才能確保油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)。 3 第一部分 油井提液工藝技術(shù)探討 一、對產(chǎn)量、液量、含水關(guān)系的再認識 1、我們知道，達 西定律是反映油層滲流規(guī)律的，是開發(fā)油氣田的客觀規(guī)律，其表達式為： 式中： Q： cc/： l： ： ： P： 油田開發(fā)的目的就是在經(jīng)濟、技術(shù)可行的前提下，獲得最大的 Q，主要的手段為增加 K、 A、 P，減小 l、：為了增大 K，對油井進行酸化、壓裂等措 施；提高油井完善系數(shù)，采用高能氣體射孔、深穿透射孔等技術(shù)可提高 A； l 表示注采井點的滲流長度，通過調(diào)整井網(wǎng)打加密井等手段來減小 l；對于粘度，通過加熱與加降粘劑等方式減??；由于 P=P 地層壓力 壓 ，所以加大 P 可以通過注水來增加 P 地層壓力 ，通過加深、升級、電泵、氣舉等機采 方式減小 P 流壓 。 1l 4 由此可見，在油田開發(fā)實踐過程中，都是圍繞達西定律進行工作的。由于涉及技術(shù)繁多，本專題著重把放大生產(chǎn)壓差涉及到的提液問題進行討論。提液是有條件的，一般來說，在油井開采的不同階段是有不同要求的，在油田開發(fā)中后期， 由于含水的上升，提液是必須進行的；提液的對象是要有經(jīng)濟可行性和技術(shù)可行性。 2、通過油田部分區(qū)塊資料的收集與室內(nèi)分析，繪制了含水與相對采液（油）指數(shù)變化曲線，反映油田相對采液（油）指數(shù)隨含水變化情況，通過曲線可以看出提液的必要性： 馬寨油田理論相對采液（油）過曲線分析可得出如下結(jié)論： a、對注水開發(fā)油田來說，不同含水階段，采液（油）指數(shù)是不同的。 b、不同的含水階段，采液（油）指數(shù)變化趨勢是不同的，明圖 1：馬寨油田理論相對采液（油）指數(shù)與含水關(guān)系曲線 5 文明寨油田理論相對采液（油）有三個階段，即低含水階段，采液（油）指數(shù)下降階段；中、高含水階段，采液（油）指數(shù)平穩(wěn)變化階段；高含水階 段，采液 指數(shù)快速上升階段。 c、對中、高滲透油田與低滲油田，在中、低含水階段，相對采液（油）指數(shù)隨含水變化的趨勢是相似的，但在高含水階段，低滲透油田相對采液指數(shù)上升幅度明顯小于中、高滲透油田。 d、通過曲線分析可知，許多區(qū)塊存在一個含水界限，在含水小于該界限時，采液（油）指數(shù)變化不大；在超過該界限時，采液指數(shù)上升較快；通過微觀研究可知，該含水界限是流相變化點，到達該點后，水相滲透率上升較快，滲流阻力小，所以采液指數(shù)快速上升。 目前，中原油田綜合含水已達 87%（如右小圖黑線所指位置） ，處于采液指數(shù)上升較快階段，是提液的有利時機。在此階段， 圖 2：文明寨、濮城等中高滲油田理論相對采液（油）指數(shù)與含水關(guān)系曲線 6 為了保持油井產(chǎn)量的相對穩(wěn)定，產(chǎn)液量應(yīng)該有較大幅度的提高。從理論分析來看，根據(jù)產(chǎn)液量公式， Q=J* P，采液指數(shù) J 的升高， Q 也必然應(yīng)隨之上升；根據(jù)產(chǎn)油量公式， Q 油 =J 油 * P，由于采油指數(shù) J 油 的降低，應(yīng)通過加大 油 的穩(wěn)定。從技術(shù)工藝及開發(fā)實踐上看，放大生產(chǎn)壓差，提高油井產(chǎn)液量，是保持油井產(chǎn)量相對穩(wěn)定的必然途徑。 通過以上分析可知，采液（油）量是隨生產(chǎn)壓差放大而增加的，當(dāng)前的開發(fā)階段要求我們必須適當(dāng)加大提液力度 。 二、中原油田近年機采指 標變化情況及提液潛力分析 1、 近年來機采指標變化情況分析 圖 3：采液指數(shù)隨含水變化局部圖 t/平均單井核實日產(chǎn)油平均單井核實日產(chǎn)液綜合含水圖 4：全油田油井 1991 年以來單井液量、含水、油量變化曲線 7 從上圖可知， 1991 年以來，在油田含水從 情況下，產(chǎn)液量略有下降，從 d 下降到 d，導(dǎo)致單井產(chǎn)油量明顯下降，從 d 降到目前的 d。由此可知，由于產(chǎn)液量未隨含水的升高而適當(dāng)加大，導(dǎo)致了油量的下跌。 （ 2）近年來抽油機井含水、液量、油量變化情況 1 8 . 01 7 . 21 8 . 21 7 . 3 1 7 . 32 0 . 01 9 . 61 8 . 9 1 9 . 1 1 8 . 81 8 . 11 7 . 53 . 23 . 43 . 33 . 63 . 83 . 73 . 94 . 04 . 45 . 35 . 66 . 48 1 . 4 07 5 . 5 66 4 . 8 46 7 . 6 3 6 9 . 3 68 0 . 0 0 8 0 . 1 0 8 0 . 4 28 0 . 1 0 8 0 . 8 5 8 1 . 7 7 8 0 . 5 70 . 05 . 01 0 . 01 5 . 02 0 . 02 5 . 01991年 1992年 1993年 1994年 1995年 1996年 1997年 1998年 1999年 2000年 2001年 2002年日產(chǎn)0 . 0 01 0 . 0 02 0 . 0 03 0 . 0 04 0 . 0 05 0 . 0 06 0 . 0 07 0 . 0 08 0 . 0 09 0 . 0 0含水平均單井日產(chǎn)液( t / d )平均單井日產(chǎn)油( t / d )含 水 （ % ）圖 5：全油田 1991 年以來抽油機井單井液量、含水、油量變化曲線 從上圖可知， 1991 年以來，抽油機單井產(chǎn)油量下降比較明顯（從 d 降到目前的 d），升到 情況下，產(chǎn)液量略有下降，從 d。與全油田整個油井的變化趨勢一致，由于產(chǎn)液量未隨含水的升高而適當(dāng)加大，導(dǎo)致了油量的下跌。 （ 3）近年來抽油機井泵掛深度、動液面、沉沒度變化情況 8 圖 6：全油田 1991 年以來抽油機井泵掛深度、動液面、沉沒度變化曲線 從 1991 年以來，抽油機井在泵掛深度逐年加深從 1626m 加深到 1943m 的情況下，檢泵周期逐年上升從 1991 年 228 天到目前的456 天，這說明，管理和技術(shù)在逐步提高。目前的工藝技術(shù)，一方面能夠滿足“四低井”的生產(chǎn)需要，采用特種桿加深泵掛；另一方面，對注采完善區(qū)塊，有適合不同區(qū)塊特點的提液配套技術(shù)，基本滿足生產(chǎn)需要。 2、中原油田提液潛力分析 （ 1）從目前沉沒度分析 目前的理論研究表明，對脫氣原油，保持 180 米的沉沒度即可，泵吸入口氣液比小于 31%的情況下不影響泵效；含水上升使井筒內(nèi)液柱比重增加，高的沉沒度增加了對地層的“回壓”，影響了油井 的徑向滲流。由于目前油井基本是合采，過高的“回壓”限制了二、三類油藏的開發(fā)，為了減小對地層的“回壓”，更加有194319071894189019391897186417971738173616411626137113731340133712861290125411391109114810919975725345545536536076106586295885506295007009001100130015001700190021001991年 1992年 1993年 1994年 1995年 1996年 1997年 1998年 1999年 2000年 2001年 2002年深度200300400500600700800900檢泵周期泵 掛 深 度 ( m )動 液 面 ( m )沉 沒 度 ( m ) 9 利于解放二、三類油藏，應(yīng)合理地降低沉沒度，減小流壓，提高油井產(chǎn)液量?，F(xiàn)場的實際經(jīng)驗也表明，保持合理的沉沒度而不是沉沒度越高越好。 在對衛(wèi)城油田深層油藏進行研究分析得出的結(jié)論是：當(dāng)抽油泵的沉沒度在某一個特定范圍內(nèi)時，隨著泵掛深度的增大，泵效是下降的。主要有以下因素導(dǎo)致泵效的下降：（ 1）管、桿的彈性伸縮量隨泵掛的加深而增大。抽油泵的有效沖程縮短，導(dǎo)致泵效降低；（ 2）泵的漏失量加大；（ 3）理想狀態(tài)下 ，懸點運動的速度和活塞運動是同步的，但是實際情況是隨著泵掛的加深，懸點運動的速度和活塞運動的相位差越大。 通過對衛(wèi)城現(xiàn)場資料的歸納分析，大致對不同泵型的合理沉沒度有了一個認識，對 38合理沉沒度不大于 500 米； 4460 米， 57不大于 430 米。 從以上分析結(jié)合統(tǒng)計圖分析可知，我油田目前的平均沉沒度在 572 米左右，應(yīng)有較大的提液潛力。 （ 2）油田提液潛力分析 目前，全油田共有油井 3256 口，開井 2739 口，開井率 井口日產(chǎn)液 73844 噸，井口日產(chǎn)油 9623 噸，主要采油生產(chǎn)數(shù)據(jù)如下表所示： 10 目前主要采油方式生產(chǎn)數(shù)據(jù)表 采油 方式 總 井?dāng)?shù) （口） 開 井?dāng)?shù) （口） 井口平均日產(chǎn)水平 (噸 ) 綜合 含水 (%) 平均 泵掛 (米 ) 平均 泵效 (%) 檢泵 周期 (天 ) 液量 油量 單井 液量 油量 自噴井 86 78 1344 312 抽油井 2656 2223 38183 7246 56 電泵井 302 290 31004 1484 57 氣舉井 118 110 2795 565 其他 94 38 518 16 合計 3256 2739 73844 9623 從上表可知，目前產(chǎn)液的主體是抽油井與電泵井，產(chǎn)量的主體是抽油機井，占總產(chǎn)量的 抽油機井技術(shù)指標分析如下兩表所示： 抽油機井不同泵型情況 泵型（ 井?dāng)?shù)（口） 占抽油井 總開井?dāng)?shù)的比例（ %） 產(chǎn)液量（ t/d） 占抽油井 總產(chǎn)液量比例（ %） 平均沉沒度（ m） 平均泵效（ %） 中原油田 32 289 70 38 929 94 44 636 2591 49 50 68 30 56 281 71 70 19 093 78 計 2223 38183 中原油田各采油廠抽油機情況 單位 井?dāng)?shù) （口） 占抽油井總 開井?dāng)?shù)的比例（ %） 產(chǎn)液量 （ t/d） 占抽油井 總產(chǎn)液量比例（ %） 沉沒度大于500 米的井?dāng)?shù) 抽油井 采油一廠 269 25 采油二廠 614 73 采油三廠 502 81 采油四廠 335 72 采油五 廠 339 5 采油六廠 140 3 全油田 2223 38183 962 11 從以上兩表分析，可以看出： （ 1） 32 38油泵占抽油井比例過大 ，且泵效低 ，日產(chǎn)液低 。 32 38油泵占全油田抽油井的 而日產(chǎn)液僅占全油田抽油井日產(chǎn)液的 32平均泵效僅為 38。由于該泵型泵掛深 ，桿、管蠕動變形大 ，有效沖程減少，同時由于漏失嚴重，導(dǎo)致日產(chǎn)液量與所占抽油井比例不匹配。 （ 2）沉沒度越大，并不意味著泵效越高，應(yīng)選擇合理的沉沒度，選擇合理的生產(chǎn)壓差。 （ 3）目前，沉沒度超過 500 米的抽油機井有 962 口，應(yīng)該說有較大提液潛力，其中有 373 口集中在二廠。下兩圖反映采油二廠自去年以來，機采系統(tǒng)及月產(chǎn)液量變化情況： 產(chǎn) 油 量圖 7：采油二廠去年以來油井?dāng)?shù)、開井?dāng)?shù)、日產(chǎn)油量變化曲線 12 200619982004198719811940195619771971 ：采油二廠去年以來 油井泵掛、動液面、沉沒度變化曲線 由上兩圖可知，采油二廠的沉沒度一直保持在 700 米以上，在八月底召開全油田提液潛力分析會后，二廠的提液力度有一定的加大，產(chǎn)油量從今年最低的 2601t/d 上升到 2816t/d，有較大幅度的提升。但與去年的日均 3000t/d 以上相比，下降明顯。要保持產(chǎn)量的相對穩(wěn)定，提液的力度應(yīng)進一步加大。 三、中原油田下一步提液建議 根據(jù)目前深抽配套工藝技術(shù)及生產(chǎn)實際，為進一步加大提液力度，建議如下： 1、通過優(yōu)化桿組合，推廣應(yīng)用“三大一小”地面工作制度，采取“升級加深” 的方法進行提液，即在泵掛深度不變，通過應(yīng)用特種桿和減載裝置等配套技術(shù)，采取泵升級的方法進行提液，應(yīng)改變一味加深小泵提液的觀念與做法。 2、減少 32 38使用量，對沉沒度大于 500 米 13 的油井，建議用 38 44替代部分 32 38 3、對動液面小于 1500 米（ 89 口）、沉沒度大于 500 米的（ 139口）采用 32的抽油井和動液面小于 1000 米（ 185 口）、沉沒度大于 500 米的（ 404 口）采用 38的抽油井應(yīng)采取適當(dāng)措施進行升級提液。 4、對 413 口（ 44， 50， 56沒度大于 500 米，動液面小于 1000 米的 332 口抽油井（44、 50、 56）應(yīng)優(yōu)選部分注采關(guān)系完善、供液充足的油井采取泵升級和下小電泵的方式加大提液力度。 5、通過加強油藏的認識，能對沉沒度有較深的了解，將沉沒度控制在合理的范圍，保持合適的提液力度，保持產(chǎn)量的相對穩(wěn)定。 14 （這部不要） 第二部分 分層注水工藝技術(shù)潛力探討 截止 2002 年 10 月 底， 中原油田 共有油水井 5179 口（其中油井 3256 口，水井 1923 口），油井開井?dāng)?shù) 2739 口 ,日產(chǎn)液 79897t，日產(chǎn)油 10122t， 平 均 單井 日產(chǎn)液 井 日產(chǎn)油 綜合含水 水井開井 1292 口，日注水平 113564平均單井日注 88 月注采比 積產(chǎn) 液 43376104t，累積產(chǎn) 04t，累積注水 04累積注采比 水驅(qū)控制程度 水驅(qū)動用程度 工業(yè)采出程度 自然遞減 綜合遞減 經(jīng)過二十年 的注水開發(fā)，中原油田總體進入“三高”開發(fā)階段，造成“三高”的主要原因是由于油藏構(gòu)造復(fù)雜、埋藏深、儲層非均質(zhì)嚴重、 高溫高壓等因素， 再加上油藏長期注水沖刷，儲層的孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生較大變化，造成高滲透層滲透率更高， 使得 注入水平面上舌進，縱向上沿高滲透層突進，中、低滲透層難以動用，注入水量主要進入高滲透層，注水波及體積和效率低，生產(chǎn)井含水上升較快，開發(fā)效果差。針對這些現(xiàn)象，“九五”以來，逐年加大了注水井的調(diào)剖力度，初期見到較好的效果，但是隨著施工輪次的增多，調(diào)剖效果逐漸變差。為進一步改善老油田開發(fā)效果，控制含水上升速度 ，提高水驅(qū)動用儲量，在水質(zhì)達標和分注工具研制取得較大進展的基礎(chǔ)上，加大了分注措施實施力度，分 15 注工藝工藝措施成為目前提高水驅(qū)動用程度、控制油田遞減的主導(dǎo)措施和重要挖潛手段。 一、提高水驅(qū)動用程度的潛力探討 1、改善吸水剖面是增加水驅(qū)動用儲量的關(guān)鍵 目前中原油田有注水井 1923 口， 開井 1292 口， 其中籠統(tǒng)注水井 1239 口，分注井 684 口。統(tǒng)計 1985 年以來的注水情況，注水井?dāng)?shù)吸水厚度百分數(shù)由 78%下降到目前的 吸水厚度下降了 百分點 (見圖 9)。 吸水厚度逐年變差除產(chǎn)層結(jié)構(gòu)調(diào)整外，另兩個原 因是：一是注水開發(fā)引起地層儲層變化，使非均質(zhì)性更趨嚴重；二是 96 年以前水質(zhì)不達標影響了低滲透層。 統(tǒng)計 847 口井吸水剖面發(fā)現(xiàn)， 60%左右的厚度不吸水，在吸水的 40%中， 厚度吸入了 45%的水量，這是造成水竄、指進的根本原因（見下表）。 圖 9 中 原 油 田 吸 水 剖 面 變 化 趨 6 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001年吸水厚度，% 16 吸水強度與厚度關(guān)系表 時間 統(tǒng)計 井?dāng)?shù) 不吸水層 吸水強度 30 50 9 94 0 外，從近年來 剩余油研究、示蹤劑精細油藏描述和部分 密閉取芯井分析結(jié)果也驗證了吸水厚度逐年變差的原因。 剩余油分布研究結(jié)果表明， 油藏 平面上剩余油主要分布在高部位的主控斷層附近地區(qū)，占剩余地質(zhì)儲量的 斷塊邊角的剩余油占 注采井網(wǎng)不完善區(qū)塊或因井況惡化形 17 成的局部剩余油富集區(qū)占 注水井示蹤劑精細油藏描述結(jié)果表明，水淹層厚度平均為射孔厚度的 滲透率為原始滲透率的 27 415 倍，孔喉半徑為原來的 3 15 倍，其中水淹層孔喉半徑最大達到 173 m，注入 水水線日推進速度為油田初期的 8 60 倍，其中水線最快日推進速度達 179m，說明目前的儲層物性發(fā)生了明顯變化。 從已完成密閉取芯分析報告的濮檢 2 井看，注水開發(fā) 10 年后，濮城 1 層系達到中水洗程度，平均驅(qū)油效率 含油飽和度由原始的平均 降到 水洗程度：均質(zhì)性好、物性好、厚度大的油層水洗程度強；巖性致密、物性差的層水洗程度差。水淹層：均勻型水驅(qū)油效果最好，屬強水洗層，驅(qū)油效率大于 50%；混合型水驅(qū)油效果最差，驅(qū)油效率小于 35%，屬弱水淹層（見附表一）。 因此，要遏制 吸水厚度下降趨勢，在水質(zhì)達標的基礎(chǔ)上，改善吸水剖面，提高開發(fā)水平成為目前最迫切的問題。 圖 10 中 原 油 田 水 驅(qū) 動 用 程 度 變 化 曲 9 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001 2002 年水驅(qū)動用程度，% 18 2、動用二、三類油層是提高水驅(qū)動用儲量、改善開發(fā)效果的關(guān)鍵 中原油田自注水開發(fā)后，水驅(qū)動用程度雖然逐年增加，目前水驅(qū)動用儲量達到 22117104t,動用程度達 見圖 10），但二、三類儲層動用程度卻很低，平均只有 40%，而儲量占 其中二類儲層儲量占 產(chǎn)量比例 含水 85%，水驅(qū)動用程度 三類儲層儲量占 產(chǎn)量比例 含水 水驅(qū)動用程度 因 此，在一類儲層進入高含水開發(fā)期后 ,如何加速動用二、三類儲層，提高注水波及體積系數(shù)，改善水驅(qū)狀況是提高開發(fā)效果的關(guān)鍵 (見下兩表 )。 中原油田水驅(qū)儲量變化表 時 間 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001 2002 地質(zhì)儲量 34271 35440 36269 37220 37505 37745 37950 38386 33386 39399 39947 40463 41617 水驅(qū)控制儲量 19185 22185 24083 25572 26225 26088 26842 27857 29206 29558 30343 31256 32611 水驅(qū)控制程度 56 5 76 驅(qū)動用儲量 12665 14025 15123 16254 16581 18304 18926 19691 20184 19370 20313 21319 22117 水驅(qū)動用程度 37 量分類水驅(qū)動用狀況評價表 儲層 類別 儲量比(%) 含水 (%) 產(chǎn)量比 （ %） 采出程度 (%) 水驅(qū)控制程度 (%) 水驅(qū)動用程度(%) 儲量水淹程度（ %） 19 一 8 5 8 三 對層間、層內(nèi)非均質(zhì)嚴重，二、三類儲層動用程度低，吸水厚度逐年下降問題，近幾年分注和調(diào)剖實施效果表明 ，這些措施是調(diào)整層間、層內(nèi)矛盾，搞好層間接替，提高水驅(qū)動用程度，控制油田遞減的主要手段。目前挖潛的主要方向應(yīng)是波及體積小于 驅(qū)動用程度低、而地質(zhì)儲量占 二、三類儲層（見下表）。 中原油田水驅(qū)波及狀況表 波及系數(shù) 儲量（ %） 主要單元 72、文 72 135、文 138、文 184、文 188、胡 47、胡39、胡 52、胡 63、胡 19、橋 46 19 東等 92 北、文 79、文 72、文 99、慶祖、胡 5、胡 7 南、文 25 西、文19、文 38 等 101、文 110、文 115、濮 2+3、濮 4 33、文 95、文 82、橋口、徐集、文明寨、文 51、文東鹽間等 中老三塊、文 209、文 92 南、濮沙一、濮沙二上 1、濮沙二下、濮沙三、馬寨、衛(wèi)城、文 266、胡 10、胡 7 北、馬廠等 二、中原油田分注歷史與現(xiàn)狀 （一）分注歷史回顧 中原油田的分層注水經(jīng)歷了三個發(fā)展階段： 第一階段是分注井?dāng)?shù)增加階段（ 1984 年 1992 年）： 這 一 階段開發(fā)上主要動用油層埋藏淺、滲透性好的油田，分注井?dāng)?shù)逐年增加， 分注井?dāng)?shù)最高達到 648 口，分注率最高達到 分注效果 20 好。技術(shù)上主要應(yīng)用了 列低壓封隔器、 665 2 偏心配水器等分注工具，測試技術(shù)上應(yīng)用了井下浮子流量計、 井儀、放射性同位素吸水剖面技術(shù)等，滿足了 18分注井的需要（見圖 11）。 圖 11 油田歷年分注井?dāng)?shù)、分注率變化曲線 第二階段是分注井?dāng)?shù)下降階段（ 1993 年 1999 年）： 這一時期分注井?dāng)?shù)和分注率下降較快，主要原因： 1996 年以前的水質(zhì)不達標，結(jié)垢腐蝕嚴重，造成注水井損壞嚴重， 38%的水井因井況問題無法 分注，同時工作重點放在調(diào)剖措施上，如濮城油田分注井?dāng)?shù)由最高時的 254 口下降到 56 口； 投轉(zhuǎn)注井多為低滲開發(fā)單元，注水壓力高，單體增壓柱塞泵由 332 臺上升到 638 臺； 高壓分注技術(shù)未突破。因管柱蠕動、封隔器座封后“后退距”膠筒松弛，層間啟動壓差大，分注控制限制層后，加強層注不進水等問題，使分注有效期短，影響了分注工作的開展。到 1998 年底分注井?dāng)?shù)只有 172 口，分注率僅 在分注工藝上，雖然引進了耐高溫高壓封隔器，研制出了可調(diào)684600409204181242367564611630648584457515435274224158906 0 . 14 5 . 1423 1 . 61 1 . 41 0 . 41 4 . 72 3 . 93 8 . 53 7 . 24 1 . 44 5 . 14 6 . 94 3 . 65 9 . 16 4 . 35 6 . 16 4 . 450010020030040050060070080084 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001 2002分注井?dāng)?shù)（口）010203040506070分注率（%）分注井?dāng)?shù)總分注率 21 式分層管柱，均因多種因素影響未能大面積推廣。如 1995 年 5 月，引進華北油田 1 封隔器在文南油田的文 72 14 井上施工， 15 天后注水壓力由 29為 15 出后發(fā)現(xiàn) 1#層的鎢鋼水嘴直徑由 大為 2#層空水嘴）。測試 1#層的啟動壓力為 11 2#層的啟動壓力為 23 間啟動壓差達 于層間啟動壓差較大，加上當(dāng)時防腐、解封較差等原因，未能達到預(yù)期分注效果。 第三階段是分注井?dāng)?shù)、分注率恢復(fù)提高階段（ 2000 年以來）： 2000 年以后，充分認識到分注井?dāng)?shù)減少和分注率下降，不僅損失大量水驅(qū)動用儲量，還給油田開發(fā)帶來的嚴 重影響，因此，在水質(zhì)達標的基礎(chǔ)上，重新加大了水井分注工作，加強了分注工具研究、完善配套管柱和測試調(diào)配技術(shù)，使分注井?dāng)?shù)和分注率有了一定提高， 2002 年月 10 月底分注井?dāng)?shù)達 684 口， （二）分注現(xiàn)狀 截止 2002 年 10 月底，全油田共有注水井 1923 口，開井 1292口，分注井 684 口，其中下封隔器分層注水 548 口、注單層 136口，扣除長關(guān)及待報廢水井 408 口，全油田總分注率 扣除事故水井 721 口，全油田方案分注數(shù)為 794 口，實際分注 684 口，方案分注率為 86%（見附表二）。 封隔 器分注井情況：一級一段分注 122 口占 一級兩段 295 口占 兩級兩段 29 口占 兩級三段 94 口占 22 三級三段 8 口占 。由于受注水壓力及高壓測試問題影響，文南、文留、衛(wèi)城等油田的分注以一級兩段和油套分注為主，共 417 口占 兩級和多級分注井主要分布在濮城、馬寨、文明寨、胡狀等油田，共 131 口占 分注井壓力分級情況為： 小于 18分注井有 306 18有 115 口占 25上的井 126 口占23%。 統(tǒng)計 2002 年分注井，測試層段數(shù) 819 個，合格層 647 個，分注層段合格率 79%。分注井最高注水壓力 822封隔器位置最深達 3000 多米，分注前后平均注水壓力上升 3 三、分注工藝技術(shù)的發(fā)展 (一 ) 開展分注管柱工況及受力分析，研制高效分注工具 近幾年，針對深層高溫高壓注水井生產(chǎn)時壓力波動大、管柱伸縮蠕動、分注有效期短等問題，開展了高壓分注頂封管柱的工況、受力分析研究，改進了分注工具的耐壓耐溫性，開展了分注管柱防蠕動研究，取得較大突破，為大規(guī)模分注奠定了基礎(chǔ)。 1、 分注管 柱工況及受力分析 高壓頂封分注管柱的工作特點是：油管內(nèi)注水層段 封隔器 泄液孔 球座 低壓區(qū) 高壓區(qū) 高壓區(qū) P 上 P 下 圖 12：頂封管柱工況圖 23 和封隔器以下為高壓區(qū)，封隔器以上環(huán)套空間為低壓區(qū)。由于封隔器受活塞、溫度和鼓脹三種效應(yīng)作用，使管柱失穩(wěn)、回縮彎曲導(dǎo)致工具解封失效（見圖 12）。 活塞效應(yīng)使封隔器受上推力 封隔器座封后，由于上、下環(huán)空存在壓差，產(chǎn)生向上推力，即活塞效應(yīng)。以 2000m 27/8管、在 35日注量 100m3/隔器膠筒產(chǎn)生的上推活塞力為 膨脹效應(yīng)產(chǎn)生向上的軸向拉力 注水壓力的變化，使油管產(chǎn)生徑向膨脹力，在封隔器座封后，鼓脹效應(yīng)使封隔器 產(chǎn)生向上的軸向拉力為 溫度效應(yīng)產(chǎn)生軸向拉（推）力 注水井的生產(chǎn)或停注變化，使井筒內(nèi)溫度下降或升高，管柱隨之縮短或伸長，封隔器產(chǎn)生軸向拉（推）力為 由于三種效應(yīng)的作用，使得封隔器產(chǎn)生向軸向 459 、拉力，管柱未錨定時將產(chǎn)生嚴重的分注管柱位移，導(dǎo)致封隔器解封或密封失效。因此分注時盡可能使用錨定技術(shù)提高分注效果，盡可能提高封隔器單項承受壓差和耐溫性能，延長分注有效期。 2、高效分注工具的研制 (1)密封膠筒及肩部保護設(shè)計 為了提高封隔器耐壓差和密封性能，首先研制 了高性能膠筒，在分析對比耐溫、抗剪性的復(fù)合配方材料基礎(chǔ)上，經(jīng)過優(yōu)選特殊 24 橡膠原料及配比，優(yōu)化加工工藝、注膠方式、硫化溫度以及膠筒端面形狀、幾何尺寸，使膠筒的耐壓差性能和密封性能大幅度提高、壽命延長 (見圖 13)。 (2)封隔器優(yōu)化設(shè)計 為提高封隔器性能的穩(wěn)定性，采用隨壓差座封方式確保膠筒有足夠的壓緊力；應(yīng)用柔性防突件保護使膠筒與套管接觸保持穩(wěn)定的密封；采用錐面線加“”型圈雙密封，優(yōu)化反洗上密閉流道；選用高強度材質(zhì)，優(yōu)化鋼體結(jié)構(gòu)，實行強制鎖緊和解封，確保封隔器性能指標達到耐壓差 35高溫 130，性 能可靠。 (3) 設(shè)計防垢沉積水力錨 針對水力錨錨爪回收不暢和易卡井現(xiàn)象，在錨腔內(nèi)設(shè)計了內(nèi)襯管，使錨爪在生產(chǎn)、停注、反洗井等情況下產(chǎn)生的“伸張 收縮”變 “呼吸”為“虹吸”過程，避免了垢物在錨腔填充，提高了水力錨的安全性。 （二）目前比較成熟的分注管柱 通過分注管柱的工況和受力分析，優(yōu)化封隔器結(jié)構(gòu)和改進膠筒性能，以及實施錨定補償?shù)却胧?，設(shè)計和現(xiàn)場應(yīng)用了以下幾圖 14：頂注水層段 頂封封隔器 導(dǎo)流器 防沉積水力錨 保護層段 單向球座 封封隔工藝管柱 圖 13：膠筒結(jié)構(gòu)圖 25 種分注管柱，使分注效果得到大幅度提高。 1、高壓頂封分注管柱 管柱組成：防沉積水力錨 +耐單向高壓差可反洗井 封隔器 +撞擊式導(dǎo)流器和單向閥（ 見圖 14）。 適用條件：井深 3500m，單層注水或需要套管保護的高壓注水井。 技術(shù)指標：耐壓差： 35溫： 130； 外 徑： 112 114 該管柱在文東、文南等油田分注 121 口，見到較好的應(yīng)用效果。統(tǒng)計文南油田高壓油套分注 75 口，增加水驅(qū)動用儲量 128 104t，對應(yīng)油井增油 104t，油田開發(fā)效果得到明顯改善。 2、 隔器與偏配組成的中高壓分注管柱 管柱組成：水力錨 +仿 665心配 水器 + 封隔器 +撞擊筒 +單向球座（見圖 15）。 適應(yīng)條件：井深 2500m，層間差異較大的中高壓水井。 技術(shù)指標：耐壓差： 30溫：120； 外 徑： 112 114 該管柱應(yīng)用 310 口，在層間差異大的圖15： 與偏配管柱 圖 16：補償錨定管柱 26 中高壓注水井上較為普遍，施工效果較好。 3、補償錨定高壓分注管柱 管柱組成：補償器 +水力錨 +封隔器 +偏心配水器 +支撐卡瓦 +底封球座、篩管、絲堵（見圖 16）。 適應(yīng)條件：井深 3500m 的深層高壓注水井； 技術(shù)指標：耐壓差： 35 耐 溫： 130； 外 徑 ： 114 該分注管柱在濮城、文明寨、胡狀等油田 應(yīng)用 48 口井，層段分注合格率達 啟動 新層 1 層，平均有效期延長 70 天，最長達 254 天，對應(yīng)油井累增油 104t，累降水 104到較好效果。 4、小直徑封隔器分注管柱 針對套管微變形的注水井分注，采用 隔器 +雙向錨、 隔器 +雙向錨和 4封隔器分注工藝，取得了較好的分注效果。 （ 1） 隔器 +雙向錨、 隔器 +雙向錨分注管柱 適應(yīng)條件：套管內(nèi)徑大于 110變形井。 技術(shù)指標：耐壓差： 25溫： 125。 外 徑： 105 110 自 2001 年以來， 隔器 +雙向錨分注管柱在文、衛(wèi)、 27 馬油田應(yīng)用 7 口井，施工成功率 100%，有效期達 385 天。 雙向錨分注管柱在文、衛(wèi)、馬和胡狀油田應(yīng)用 10 口井，施工成功率 100%，平均有效期 284 天，最長的已達 357 天。 （ 2） 4封隔器 +水力錨分注管柱 適應(yīng)條件： 4套管井。 技術(shù)指標：耐壓差： 35溫： 130。 外 徑： 80 該分注管柱在胡狀等油 田應(yīng)用 3 口井，有效期超過 9 個月。 四、分注效果 自 2000 年到 2002 年 10 月底，累計新下封分注 608 口，增加水驅(qū)動用儲量 04t，對應(yīng)油井 1381 口，見效 539 口，日產(chǎn)液由見效前的 18362 升為 19788 產(chǎn)油由 2037t 上升為2872t，含水由 降為 日增油 845t，含水下降 百分點，三年累增油 04t，累降水 04 得較好的增油降水效果（見下表）。 2000分注效果表 項目 卡封分注井?dāng)?shù)(口 ) 增加水驅(qū)儲 量(104t) 對應(yīng)油井?dāng)?shù)(口 ) 見效油井?dāng)?shù)(口 ) 見 效 前 見 效 后 年增油 (t) 年降水(104產(chǎn)液(產(chǎn)油 (t) 含水(%) 產(chǎn)液( 產(chǎn)油 (t) 含水(%) 2000 233 60 312 11053 1098 1640 1512 2018 001 227 67 125 4610 573 652 868 81. 2793 28 3 4 2002 148 54 102 2699 366 496 492 0605 計 608 381 539 18362 2037 9788 2872 00557 比分注前后的吸水剖面，吸水層數(shù)由分注前的 升為44%，吸水厚度由分注前的 升為 吸水強度由分注前的 m3/降為 得較好的剖面改善。其中分注改善剖面較大的油田有文中、文明寨、馬寨、胡狀、馬廠等油田，剖面改善較 差的為濮城、衛(wèi)城油田，分析原因可能與固井質(zhì)量及井況有關(guān)（見附表三）。 1、典型分注井例效果分析 胡 12注效果 : 胡 12于 2002 年 3 月實施兩級三段錨定分注，分注前注水壓力 壓 23注 129 注后注水壓力28壓 注 129 個月后對應(yīng) 1212212 口井見效。測試表明，上層 嘴吸 29 間空嘴吸 40 層 嘴吸 60 到配注要求。通過分注增 加水驅(qū)動用儲量 104t，到 10 月底，井組累計增油 1305t，降水 1559 2、典型分注單元效果分析 (1) 馬寨油田衛(wèi) 95 塊分注綜合治理效果 馬寨油田衛(wèi) 95 塊，含油面積 質(zhì)儲量 612 104t， 29 開發(fā)沙三下 1 3、 4 7 層系，采油速度 經(jīng)過十多年的注水開發(fā)，層間矛盾日益突出，受井況、夾層小、注水壓力高的影響，分注率低，區(qū)塊開發(fā)效果差。為緩解層間矛盾，提高水驅(qū)動用儲量， 2001 年分析對比了 52 口水井的吸水剖面、井組連通狀況、作業(yè)井史、測試成果等資料，論證了各井的分注可行性 ，對部分井先調(diào)剖后分注。當(dāng)年分注 10 口，打塞注單層 4 口，對應(yīng)油井 18口有 11 口見到增油效果，日增油 11t，當(dāng)年累計增油 1176t，見到較好的剖面改善和增油效果。如衛(wèi) 95分注前后吸水剖面資料表明，分注后吸水層數(shù)由 3 層增加為 6 層，吸水厚度由 加為 水強度由 7.3 m3/降