發(fā)展采油工程技術提高油田開發(fā)水平

發(fā)展采油工程技術提高油田開發(fā)水平

目錄

引言....................................................1

第一部分油井提液工藝技術探討........................2

一、對產(chǎn)量、液量、含水關系的再認識.................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壓裂工藝技術探討..............36

一、中原油田壓裂技術發(fā)展情況.......................36

二、深層油氣藏壓裂技術..............................40

三、老井重復壓裂技術................................47

四、分層壓裂技術....................................51

五、結論.............................................54

第四部分三次采油工藝技術探討........................55

一、中原油田開發(fā)簡狀及三次采油技術潛力.............55

二、三采技術研究進展及其應用.......................57

三、中原油田三次采油技術重點研究方向...............70

引言

中原油田具有斷塊小、構造復雜；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)，動用含油面積

253.7km2,動用石油地質(zhì)儲量41617X10%可采儲量13561義10繪,

標定采收率32.59%?；仡?0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

工藝技術也經(jīng)歷了從單一到綜合、從簡單到復雜、從不適應到適

應的過程。近年來，通過不斷依靠科技進步，推廣應用新工藝、

新技術，不斷解決油田開發(fā)中出現(xiàn)的新問題，適應油田的發(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，為

油田的有效開發(fā)提供了技術保障。

目前，中原油田水驅(qū)控制程度79.2%,水驅(qū)動用程度53.1%,

工業(yè)采出程度76.33%,自然遞減23.43%,綜合遞減10.8%,綜合

含水86.7%。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，進一步

提升提液、分注、壓裂、三次采油等工藝技術水平，深挖油藏潛

力，才能確保油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)。

第一部分油井提液工藝技術探討

一、對產(chǎn)量、液量、含水關系的再認識

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：

Q=(1)

1W

式中：Q：--------流量cc/sec

K：--------滲透率

1：--------長度cm

u：-------流體粘度cP

A：--------面積CD?

AP：-------生產(chǎn)壓差

油田開發(fā)的目的就是在經(jīng)濟、技術可行的前提下，獲得最大

的Q,主要的手段為增加K、A、AP,減小1、u：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、深穿透射孔等技術可提高A；1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1;對于粘度口，通過加熱與

加降粘劑等方式減小P;由于△P=P地層壓力-P流壓，所以加大AP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。

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：

圖1：馬寨油田理論相對米液（油）指數(shù)與含水關系曲線

通過曲線分析可得出如下結論：

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

3.5

%

0

1

7

*

f

0.5

0.0

0.20.30.40.50.60.70.80.9

圖2：文明寨、濮城等中高滲油田理論相對采液（油）指數(shù)與含水關系曲線

顯有三個階段，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，

為了保持油井產(chǎn)量的相對穩(wěn)定，產(chǎn)液量應該有較大幅度的提高。從

通過以上分析可知，采液（油）量是圖3：采液指數(shù)隨含水變化局部圖

隨生產(chǎn)壓差放大而增加的，當前的開發(fā)階段要求我們必須適當加大

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

347

32)631.631.2)。再21晝?yōu)閠5］阻外乎87%

27―85.8932.432.531

84.6485.0582

22“83.7427

81.3

17

78.53T-平均單井核實日產(chǎn)油-77

平均單井核實日產(chǎn)液

74.8秒42

12—綜合含水

-72

7■--------45.45.25?0

r￡.8%94.64.54.2

7.9--——35

圖4：全油田油井1991年以來單井液量、含水、油量變化曲線

從上圖可知，1991年以來，在油田含水從74.88%上升到

87.00%的情況下，產(chǎn)液量略有下降，從31.6t/d下降至I」27.0液d,

導致單井產(chǎn)油量明顯下降，從7.9t/d降到目前的3.5t/d。由此可

知，由于產(chǎn)液量未隨含水的升高而適當加大，導致了油量的下

跌。

(2)近年來抽油機井含水、液量、油量變化情況

25.0日產(chǎn)含碧0.00

80.0080.1080.42

75竺-----------------一--------80.00

A7co80.1080.8581.7780.5781.40

20.064.84二巴算曠70.00

荷=26000

15.0

—平均單井日產(chǎn)液(t/d)5000

一一平均單井日產(chǎn)油(t/d)m

一含水(%)4000

10.0

30.00

J----------20.00

5.06.4<7________

5.653-----------------------------------------------______

4.440QQO7QQQO10.00

3.93.73.83.63.33.43.2

0.00.00

1991年1992年1993年1994年1995年1996年1997年1998年1999年2000年2001年2002年

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6.4t/d降到目前的3.2t/d),主要原因是在油田含水從

64.84%上升到81.40%的情況下，產(chǎn)液量略有下降，從18.2t/d

下降到17.2t/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加大，導致了油量的下跌。

(3)近年來抽油機井泵掛深度、動液面、沉沒度變化情況

1991年1992年1993年1994年1995年1996年1997年1998年1999年2000年2001年2002年

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，管理和技術在逐步提高。目前的工藝技術，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，

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

利于解放二、三類油藏，應合理地降低沉沒度，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論是：當抽

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38mm泵合理沉沒度不大于500米；44mm

泵不大于460米，57mm泵不大于430米。

從以上分析結合統(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84.1%,

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：

目前主要采油方式生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

井口平均21產(chǎn)水平(噸)

總開綜合平均平均檢泵

采油單井

井數(shù)井數(shù)含水泵掛泵效周期

方式液量油量

(口)(□)液量油量(%)(米)(%)(天)

自噴井8678134431217.24.076.8

抽油井2656222338183724617.23.381.01942.641.5456

電泵井302290310041484106.95.195.21917.697.9357

氣舉井118110279556525.45.179.8

其他94385181613.60.497.0

合計3256273973844962327.03.587.0

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75.30%。

抽油機井技術指標分析如下兩表所示:

抽油機井不同泵型情況

占抽油井占抽油井

平均沉沒度平均泵效

泵型(mm)井數(shù)(口)總開井數(shù)的產(chǎn)液量(t/d)總產(chǎn)液量比

(m)(%)

比例(%)例(%)

63228913.011652.14.3367026.1

63892941.819874.425.8659434.2

64463628.621259132.9754943.8

中原油田4)50683.061942.15.0953044.9

4)5628112.6511031.728.8947151.2

670190.8610932.8637848.9

小計222338183

中原油田各采油廠抽油機情況

占抽油井總占抽油井

井數(shù)產(chǎn)液量沉沒度大于

單位開井數(shù)的比例總產(chǎn)液量比例

(口)(t/d)500米的井數(shù)

(%)(%)

采油一廠26912.114016.910.52125

采油二廠61427.639968.426.11373

采油三廠50222.5912233.232.04181

抽油井采油四廠33515.084172.510.93172

采油五廠33915.265727.615.0065

采油六廠1406.301938.25.0843

全油田222338183962

從以上兩表分析，可以看出：

（1）032mm、038mm抽油泵占抽油井比例過大,且泵

效低，日產(chǎn)液低。632mm、638mm抽油泵占全油田抽油

井的54.82%,而日產(chǎn)液僅占全油田抽油井日產(chǎn)液的30.19%,

@32mm泵平均泵效僅為26.1%,638mm泵平均泵效為

34.2%o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：

圖7：采油二廠去年以來油井數(shù)、開井數(shù)、日產(chǎn)油量變化曲線

22001000

19401956197719711976198119811987200419982006

2000900

771766782762769760785

1800

-----一一------800

A-■-泵掛深度—73071一5_二一7七37

1600700

一?一動液面

1400f-沉沒度，皿600

12221212^___4__

1200500

1商—**11951214125112671221

10004ACU\CU\

0?a

科護校留校校祜裨裨裨,裨,

圖8：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

用特種桿和減載裝置等配套技術，采取泵升級的方法進行提液，

應改變一味加深小泵提液的觀念與做法。

2、減少632mm、638mm泵使用量，對沉沒度大于500米

的油井，建議用038mm、。44mm泵替代部分032mm、438mm

泵型的抽油井。

3、對動液面小于1500米（89口）、沉沒度大于500米的（139

口）采用4）32mm泵的抽油井和動液面小于1000米（185口）、沉

沒度大于500米的（404口）采用力38mm泵的抽油井應采取適當

措施進行升級提液。

4、對413口（4）44mm275口，@50mm33口，4）56mm105

口）沉沒度大于500米，動液面小于1000米的332口抽油井（6

44mm186口、4）50mm18口、4）56mml28口）應優(yōu)選部分注采關

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。

（這部不要）第二部分分層注水工藝技術潛力探討

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），油井開井數(shù)2739口，日產(chǎn)液79897t,

日產(chǎn)油10122t,平均單井日產(chǎn)液30.2t,單井日產(chǎn)油3.7t,綜合含

水87.33%。水井開井1292口，日注水平113564m3,平均單井日

注88m3,月注采比1.33,累積產(chǎn)液43376x10k累積產(chǎn)油

11387.7x10%累積注水59909.8x104m3,累積注采比1.21。水驅(qū)

控制程度79.2%,水驅(qū)動用程度53.1%,工業(yè)采出程度76.33%,

自然遞減23.43%,綜合遞減10.8%。

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造復雜、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

層的孔隙結構發(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上，加大了分注措施實施力度，分

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

水井數(shù)吸水厚度百分數(shù)由78%下降到目前的42.4%,吸水厚度下

降了35.6個百分點（見圖9）o

次65

'

旭

60

股

W

55

皆

50

45

40

85868788899091929394959697989920002001

年

圖9中原油田吸水剖面變化趨勢

吸水厚度逐年變差除產(chǎn)層結構調(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，6.98%的厚度吸入了45%的水量，這是造成水竄、指進

的根本原因（見下表）。

吸水強度與厚度關系表

不吸水層吸水強度vSm'/m/d吸水強度5?15m%n/d吸水強度215m3/m/d

統(tǒng)計

時間,'7-層厚吸水層數(shù)厚度吸水層數(shù)吸水

井數(shù)層數(shù)％厚度％

度％數(shù)％度％量％%%量％%量％

200L649261.359.716.316.416.114.615.635.67.46.747.6

60.18.

2002.635563.715.421.413.114.235.86.45.842.4

65

此外，從滲透率級差與吸水狀況統(tǒng)計情況看，滲透率級差在

10以內(nèi)時，吸水剖面反映吸水厚度下降不明顯，吸水層數(shù)下降比

較突出。當滲透率級差大于10時，吸水層數(shù)和吸水厚度百分數(shù)雙

雙明顯下降。因此，后者可能是造成吸水厚度減少的主要原因（見

下表）。

滲透率級差與吸水狀況統(tǒng)計表

滲透率級差區(qū)滲透率級注水井射開吸水

間差中值段層數(shù)厚度層數(shù)厚度

（倍）（倍）（個）（個）(m)（個）%(m)%

1-321569204.75884150.973.7

3-64.51051162.43976.5112.469.2

6-1087631334266.78664.7

10-30201186207.84653.5109.252.6

>3050994168.44042.566.639.5

此外，從近年來剩余油研究、示蹤劑精細油藏描述和部分密閉

取芯井分析結果也驗證了吸水厚度逐年變差的原因。

剩余油分布研究結果表明，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17.0?38.0%；斷塊邊

角的剩余油占12.6-26.0%；注采井網(wǎng)不完善區(qū)塊或因井況惡化形

成的局部剩余油富集區(qū)占24.8%o

注水井示蹤劑精細油藏描述結果表明，水淹層厚度平均為射孔

厚度的13.2%,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173um,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S2上1層系達到中水洗程度，平均驅(qū)油效率38.2%,含

油飽和度由原始的平均74.58%下降到47.64%。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)達標的基礎上，改善吸水剖面，提高開發(fā)水平成為目前最迫切

6o

一52,753.

JQQ51.352.6?，

5o48.549.9.49.250.8

44.2■

43.7

41.7

次

.4o34.5-----------*

媽

駛3o

氏

標33.6

凰2o

w

1O

0

88n8990919293949596979899200020012002年

圖10中原油田水驅(qū)動用程度變化曲線

的問題。

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22117x10%,動用程度達53.1%（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66.5%,其中

二類儲層儲量占51.6%,產(chǎn)量比例56.8%,含水85%,水驅(qū)動用程

度45.1%；三類儲層儲量占14.9%,產(chǎn)量比例18.3%,含水77.8%,

水驅(qū)動用程度21.4%0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)效果的關鍵（見下兩表）。

中原油田水驅(qū)儲量變化表

200200

909192939495969798992001

時間02

342354436263723750377437953838333839393994046416

地質(zhì)儲量71092055066947317

水驅(qū)控制儲191221824082552622260826842785292029553033125326

量85537258276843611

水驅(qū)控制程

5662.666.468.769.969.170.772.676.1757677.278.4

度

水驅(qū)動用儲126140215121621658183018921969201819372032131221

量65535414614013917

水驅(qū)動用程

3739.641.743.744.248.549.951.352.649.250.852.753.1

度

儲量分類水驅(qū)動用狀況評價表

儲層儲量比含水產(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

類別(%)(%)(%)(%)(%)(%)(%)

—■33.591.624.930.483.56853.7

二51.68556.813.371.245.128

三14.977.818.39.945.121.410.2

針對層間、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是波及體積小

于0.5、水驅(qū)動用程度低、而地質(zhì)儲量占62.1%的二、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

文72s3中、文72-134、文135、文138、文184、文188、胡47、胡

<0.37.6

39、胡52、胡63、胡19、橋46-50馬19東等

文92北、文79、文72、文99、慶祖、胡5、胡7南、文25西、文

0.3-0.413.6

19、文38等

文101、文110、文115、濮S2上2+3、濮S2上4-7、文33、文95、

0.4-0.540.8

文82、橋口、徐集、文明寨、文51、文東鹽間等

文中老三塊、文209、文92南、濮沙一、濮沙二上1、濮沙二下、濮

>0.537.9

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：

第一階段是分注井數(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，分注井數(shù)逐年增

加，分注井數(shù)最高達到648口，分注率最高達到66.9%,分注效果

好。技術上主要應用了Y341系列低壓封隔器、665—2偏心配水

器等分注工具，測試技術上應用了井下浮子流量計、DDL—皿測

井儀、放射性同位素吸水剖面技術等，滿足了18MPa下分注井的

需要（見圖ll）o

8OO7o

59.1584

7OO64.46846o

648

6OO630611600

5645o

S5OO45.1-(

50％

)4o

4OO409)

照435

46.945.1梅

常3OO3o

43.641.438.5坦

坦

224金

37.242

東2OO2O

27423.9204

158*分注井數(shù)

1OO31.6

T一總分注率14.7O

I。，I.

90.

84858687888990919293949596979899200020012002

圖11油田歷年分注井數(shù)、分注率變化曲線

第二階段是分注井數(shù)下降階段（1993年?1999年）：這一時期

分注井數(shù)和分注率下降較快，主要原因：①1996年以前的水質(zhì)不

達標，結垢腐蝕嚴重，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

數(shù)由最高時的254口下降到56口；②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；③高

壓分注技術未突破。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

注井數(shù)只有172口，分注率僅9.9%。

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)

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HB757—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29MPa降為15Mpa,起出后發(fā)現(xiàn)1#層的

鴇鋼水嘴直徑由0.5mm刺大為4.0mm（2#層空水嘴）。測試1#層

的啟動壓力為11MPa,2#層的啟動壓力為23Mpa,層間啟動壓

差達12.0MPa。由于層間啟動壓差較大，加上當時防腐、解封較

差等原因，未能達到預期分注效果。

第三階段是分注井數(shù)、分注率恢復提高階段（2000年以來）：

2000年以后，充分認識到分注井數(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，使分注井數(shù)和分注率有了

一定提高，2002年月10月底分注井數(shù)達684口，總分注率達到

45.1%0

（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，扣除長關及待報廢水井408口，全油田總分注率45.1%。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22.3%,一級兩

段295口占53.7%,兩級兩段29口占5.3%,兩級三段94口占

17.2%,三級三段8口占1.5%o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76.1%；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23.9%。

分注井壓力分級情況為：小于18MPa的分注井有306口占

55.9%,18-25MPa的有115口占21.1%,25Mpa以上的井126口占

23%o

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%o分注井最高注水壓力37.5MPa(文82-42、

72-32),封隔器位置最深達3000多米，分注前后平均注水壓力上

升3MPa。

三、分注工藝技術的發(fā)展

(-)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。

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)圖12：頂封管柱工況圖

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作用，使管柱失穩(wěn)、回縮彎曲

導致工具解封失效（見圖12）。

①活塞效應使封隔器受上推力

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。以2000m27/8in油管、在35Mpa下日注量lOOn？/d

為例，封隔器膠筒產(chǎn)生的上推活塞力為312.7KN

②膨脹效應產(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，

鼓脹效應使封隔器產(chǎn)生向上的軸向拉力為55.9KN。

③溫度效應產(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90.4KN。

由于三種效應的作用，使得封隔器產(chǎn)生向軸向90.4KN?459

KN推、拉力，管柱未錨定時將產(chǎn)生嚴重的分注管柱位移，導致封

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、抗剪性的復合配方材料基礎上，經(jīng)過優(yōu)選特殊

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)o

(2)封隔器優(yōu)化設計

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“0”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)化鋼體結構,

實行強制鎖緊和解封，確保封隔器性能指標達到耐壓差35MPa,

耐高溫130℃,性能可靠。

(3)設計防垢沉積水力錨

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“伸張一收縮”

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。圖14：頂

(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

保護層段

封隔器結構和改進膠筒性能，以及實施錨

定補償?shù)却胧?，設計和現(xiàn)場應用了以下幾

注水層段

封

封隔工藝管柱

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Y341型封

隔器+撞擊式導流器和單向閥（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。

技術指標：耐壓差：35MPa,耐溫：130℃；

外徑：①112mm、0114mm；

該管柱在文東、文南等油田分注121口，見到較好的應用效果。

統(tǒng)計文南油田高壓油套分注75口，增加水驅(qū)動用儲量128X104t,

對應油井增油3.7X104t,油田開發(fā)效果得

_

到明顯改善。

_Y

2、Y341封隔器與偏配組成的中高壓，

一