影响分层注水合格率的相关问题探讨
摘要：本文通过对采油一矿多年来在注水井分层测试和管理中发现的一些影响注水井分层注水合格率的因素，针对这些因素提出了自己的认识和改进意见，对2007年以来的缩短注水井分层测试周期试验情况进行了总结，认真总结测试工作存在的问题，为寻求合理的注水井测试周期进行了探索，为提高我矿分层注水质量提出了自己的微薄建议。
根据多年来的工作经验，我们认为影响分层注水合格率的因素主要有以下几个方面：
一、注入水质状況差是影响分层注水合格率的主要原因
葡一联合站共有四座1000m3沉降罐，原设计处理能力为10000m3/d，2006年改扩建后过滤段设计能力为1.2×104m3/d,未增加沉降罐部分，目前实际处理量11000~12000m3/d，长期在高水位运行，目前已处于超负荷运行。为了提高注入水质情况，2007、8连续两年我矿通过对葡一联注水系统和污水外理系统进行了工艺改造，加强了污水化验检测管理，使葡一联水质达到合格水质。下表是2008年12月葡一联污水处理站水质达标情况：
葡一联水质达标了，但由于注水管线井下管柱等因素的影响，注入水在进入干线后，水质全部超标。
相应对策及建议：
(1)加强注水井干线的清洗力度，并形成制度化。
(2)推广应用新工艺对管线进行分步分段清洗，以保证管柱内清洁水质达标。
二、注水井的下井作业管理是影响分层注水质量的一个重要环节
目前，注水井管柱腐蚀、结垢现象极其严重。这类井在测试时，由于测试仪器下井，不断刮、碰油管壁，使管柱腐蚀后的垢片脱落，大量堆积，严重影响测试效果和分层注水效果。轻者表现为仪器下井后，压力上升、水量骤减的情况，重者出现测试仪器根本下不去的情况。如：葡88-56井，测试时仪器在偏I下不去，后下加重杆通井仍下不去。进一步落实情况，下螺旋刮刀通井遇阻，又下震荡器，但卡在偏I处，后钢丝拔断，申报作业。作业时发现半根油管已被垢片埋住。2008年1-11月份，全矿分层测试426井次，其中有254井次出现仪器下井后，压力上升、水量骤减的情况(压力上升O.5Mpa，水量减少30％)，占测试总井数的15.32%。另外还有17口井由于测试仪器遇阻、下不去等原因申报作业，批准作业12口，大修5口，影响了分层注水效果。
相应对策及建议：
(1)加强注水井作业现场监督力度，特别是管柱下入前的清刷油管内壁工序。
(2)对管柱腐蚀严重井，应及时更换油管。
(3)加强测试通井。
三、注水井洗井质量的好坏是影响分层注水质量的主要因素
油田公司开发部对注水井定期洗井有详细的要求，特别提到了注入水质不合格井必须洗井。目前，我矿部分井、站注入水质较差，严重时经常出现垢片卡水表、过滤器被堵事件。例如：706队葡9-6-48井2007年6月份过滤器被堵压力上升，注水量下降，严重影响注水质量。这种卡水表情况在其它采油队均时有发生。在这种水质条件下，水井分层测试前进行洗井工作则显得尤为重要。由于环保的要求，无论有没有土油池都不敢随处向外排放，这无疑给测试带来难度。水井长期不洗井，导致仪器遇阻、遇卡事故经常发生，如葡87-88井测检配卡片时流量计下不去，然后下铅锤反复通井，结果铅锤被卡，钢丝拔断，只能报作业施工。同时，由于井脏，使测
试时密封段坐不严、或堵水嘴，使实测水量往往偏低，与水表不符等等，严重影响分层测试质量。随着环保检查、处罚工作力度的不断加大，目前洗井工作均已改为罐车洗井，2008年年底厂里新配备4台洗井罐车，再加上原有的3台罐车共7台，用于洗井的5台，由测试队管理，解决了洗井罐车数量不够的问题，但还存在以下问题：一是由于采用罐车洗井，很难做到连续洗井，井洗不透，达不到油田公司15m3／d、20m3／d、25m3／d的要求；二是目前洗井量没有统一标准；三是目前洗不通井较多，主要是洗井凡尔打不开等原因。因此，洗井工作急待加强。
相应对策及建议：
(1)洗井制度必须严肃，要严格按照开发部的有关洗井要求执行。
(2)加快洗井车的推广应用力度，以最快的速度达到使用条件。
四、调配标准不适应目前的分层测试工作
目前，分层调配标准仍然沿用多年的老标准(开发部至今未变)，即：加强层调配为配注的+30％、限制层调配为配注的-30％、平衡层调配为配注的±30％，对配注量高的层可以适应，对配注量低的层则明显已不适应。如：层段配注量为10m3，则调配时水量的波动范围只有3m3，在目前条件下要调准这样低的水量非常困难，目前全矿注水井总数242口，笼统井14口，长关井20口，分层注水井开井208口，在208口分层井794个注水层段中，日配注水量小于等于10m3有218个，停注层段114个，占总有效层段数的41.8%。这种情况在计算注水合格率时也存在很大弊端。
相应对策及建议：对调配标准应进行改进，对不同水量级别的井制定不同的调配原则。
五、测试压力与调控压力精度和使用不一致是影响分层注水质量的又一因素
目前，我矿的井口取压装置均为机械式压力表，压力范围0-25MPa，量程为8.3—16.7MPa之间，也就是在表盘压力刻度的1／3—2／3之间，精度为l5%，误差为0.375MPa。而超声波电子流量计量程为0-40MPa，精度为1．O％，误差为0.01MPa。显而易见，电子流量计压力精度明显高于机械式压力表精度，两种仪表精度根本就不在一个等级。在测试过程中，要求井口压力表以电子流量计压力为准进行校对，由于精度不一致本身校对就有困难，同时，即使本次校对准了，水井正常注水时录取压力资料仍然使用机械式压力表，压力还是不能统一。目前厂、矿的各种检查，包括油田公司的检查，全部是用机械式压力表进行，考核也是依据这个数值，因此，压力数据应该以采油队为主。这种情况给水井测试也带来了很大难度。
同时分层测试时测试工使用的是计量间压力表与流量计相比较，公司要求测试对比压力应该是井口与流量计对比，但是我厂目前调控注水都是在配水间进行，配水间的压力与井口的压力有一个管损的问题，这样配水间压力与测试卡片上流量计的压力有个误差，调控水量就不准确。这就要求我们对每口注水井都要进行误差校对，就目前的条件难度较大。
目前我厂流量计检校都是送交到测试大队进行，检校质量无监督部门管理，一使用过程中发现流量计误差较大，这也是影响因素之一。
六、注水井水表的使用需要进一步规范
目前，我矿注水井水表存在问题主要体现在以下几个方面：一是水表计量精确度低。目前全矿注水井在用水表规格有两种：一种是工程口径50mm，
公称流量15m3／h，精确度2％，量程范围在28.8-720m3／d，有6个厂家，主要用于日实注水量大于50m3的注水井。另一种是工程口径25mm，公称流量3.5m3／h，精确度2％，量程范围在6.7-168m3／d，主要用于日实注水量小于50m3的注水井。
按照计量器具使用规范，在水表量程范围内，不同水量级别的井其计量精确度是不一样的。当注水量低于分界流量时其精确度呈成倍衰减趋势。目前，我们的50mm水表校对只校三个点：一是公称流量15m3／h(25mm水表为
3.5m3／h)，精确度接近2％；二是分界流量
4.5m3／h(25mm水表为1.05m3／
h)，精确度接近3％；三是最小流量1.21m3／h(25mm水表为0.28m3／h)，精确度接近5％。实际中有74.5％的井的注水量计量精确度在3-5％的范围内，只有25.5％的井计量精度达到了2％。计量精确度低是水表与流量计不符的主要原因。二是水质影响造成水表不准。突出反映在水质脏造成滤网堵塞，使水表经常卡或水表转动不灵活，如葡9-6-48井测试前水表卡不走，仪器下井后遇阻，通井后再测试发现水嘴堵，测试全井水量8m3、洗井时吐出的全是不规则的胶状颗粒。目前注水井上普遍装有过滤器，按规定半年清洗一次，实际中多数井做不到及时清洗，影响了水表计量准确度。前面说过目前在用水表是多个厂家生产的，不同厂家生产的水表计数器减速齿轮设计的传动齿数不一样，相互搭配使用会造成计量水量的不准。因此，注水井水表的使用需要进一步规范。
相应对策及建议：
(1)建议厂相关部门对压力表、水表的使用进行规范。
(2)改善水质，严格遵守过滤器的清洗制度，并根据不同井状况加以调
整。
(3)对水表的维修、校准要严肃，由厂职能部门进行考核。
七、目前全矿测试能力及下步需求
目前，一矿分层注水井208口井，加新井未试配井10口井共计218口井，一年测试二次是436井次，我矿共有高压测试班组7个，每个班组4人。按照每个测试班组月测试能力4口井计算，年测试能力48口井，全矿7个高压分层测试班年测试能力336口，与年计划测试430井次相差94井次，相差的这些井需要加班加点才能完成。目前要是执行（年测试三次），缩短为4个月，则又新增216井次的测试井，全年要测试648井次，新增的216井次需4.5个班组才能测试完，在加上综调井、动调井、措施井、压力不符井大约要增加一百多口井，这样全年要测试700多井次，所以需新成立6个测试班才能满足需求，就这样还需要加班加点才能完成。按照班组定员4人的标准，需新配高压测试人员24名。同时，需新增流量计12支，新增高压测试车6台。
第二节分层注水管柱 分层配水管柱是实现同井分层注水的重要技术手段。分层注水的实质是在注水井中下入封隔器，将各油层分隔，在井口保持同一压力的情况下，加强对中低渗透层的注入量，而对高渗透层的注入量进行控制，防止注入水单层突进，实现均匀推进，提高油田的采收率。我国油田大规模应用的分层配水管柱有同心式和偏心式两种。前者可用于注水层段划分较少较粗的油田开发初期，后者适用于注水层段划分较多较细的中、高含水期。此外，还有用于套管变形井的小直径分层配水管柱。 一、固定配水管柱 （1）结构 由扩张型封隔器及配水器等构成。 （2）技术要求 各级配水器（节流器）的起开压力必需大于 0.7Mpa，以保证封隔器的坐封。（3）存在的问题 更换水嘴时必须起管柱。 二、活动配水管柱 （1）结构 由扩张式封隔器及空心配水器等构成。 （2）技术要求 各级空心配水器的芯子直径是由上而下从大到小，故应从下而上逐级投送，由上而下逐级打捞。 （3）存在问题 受内通径的限制。一般三级，最多五级。 三、偏心配水管柱 这套管柱的主要特点是，应用偏心配水器能实现多级细分配水，一般可分 4～6 个层段，最高可分 11 个层段；可实现不动管柱任意调换井下配水嘴和进行分层测试，能大幅度降低注水井调整和测试作业工作量。而且测任意层段注水量时，
不影响其它层段注水。 1、偏心配水管柱（I） （1）结构 由偏心配水器、压缩式封隔器、球座和油管组成。 （2）技术要求 ①筛管应下在油层以下 10m 左右。 ②封隔器（压缩式）应按编号顺序下井。 ③各级偏心配水器的堵塞器编号不能搞错，以免数据混乱，资料不清。 2、偏心配水管柱（II） （1）结构 主要由扩张式封隔器和偏心配水器等构成。 （2）技术要求 ①各级配水器的水嘴压力损失必须大于 0.7Mpa，以保证封隔器坐封。 ②各级配水器的堵塞器编号不能搞错。 （3）存在问题： 扩张式封隔器的胶筒不能适应深井高温要求。 四、桥式偏心注水管柱 （1）结构 由桥式偏心配水器、压缩式封隔器、球座和油管组成。 （2）特点 该管柱继承了常规偏心式分层配水管柱的优点，同时通过桥式偏心主体与测试密封段的创新设计，解决了注水井测试时测试密封段过孔“刮皮碗”和“憋压”问题，实现了双卡测单层，不用递减法测得实际工况下的分层注入量，消除了递减法测试的层间干扰和系统误差，提高了流量测试调配效率和资料准确程度。测压功能完善，不用投捞堵塞器，不改变正常的注入状态，直接测得分层压力，使测试资料更准确、测试更快捷。 五、同心集成式注水管柱
井下分层注水投捞调配技术基础讲座 前言 一、油田及油田注水开发的一般概念 1、常见名词解释 2、油藏及油水井基本概念 3、油田为什么要注水 4、油田常用注水方式 二、井下分层注水工艺技术 1、油田为什么实施分层注水 2、分层注水实施的工艺原理 3、井下分层注水方式及其工艺原理 4、完井管柱结构 5、井下分层注水配套工具 三、井下分层注水井的投捞调配测试技术 1、投捞调配的目的 2、投捞调配的原理 3、投捞调配的配套设备 4、投捞调配的操作程序 5、注意事项及事故应急处理程序
前言 为满足现场生产的需要，达到培训投捞调配队伍技术人员的目的，强化队伍的整体技术素养，公司组织人员编写了该教材，考虑到队伍人员基本技能的差异，该教材尽可能简单明了，尽可能简化专业术语，以满足队伍培训的需要。 一、油田及油田注水开发的一般概念 1、常见名词解释 ●裂缝：岩层沿断裂面未发生明显的相对位移的断裂构造，称为裂缝。 ●断层：岩层沿断裂面发生明显的相对位移的断裂构造，称为断层。 ●孔隙度：岩石中所有孔隙（孔隙、洞穴、裂缝等）的总体积在该岩石 总体积中所占的比例。百分数表示。 ●渗透率：在单位压差下，单位时间内流体通过岩石的能力称为渗透率。 ●储集层：将具有孔隙、裂缝或空洞的，能使油气流通、聚集的岩层， 称为储集层。如砂岩、具有缝或孔洞的石灰岩、白云岩，具有裂缝的变质岩、火成岩等。 ●盖层：也称隔层，盖在储集层之上、不渗透、能够阻止油、气散失的 岩层，如泥岩、页岩、石膏、岩盐层等。 ●储集层的非均质性：储集层中各个油砂体在纵向上和横向上的不同发 育，表现在孔隙度和渗透率上会有较大的差异，导致同一构造中的井与井之间、同一口井中层与层之间流体流动能力的差异，就是储集层的非均质性。
液力投捞分层注水工艺技术应用与探讨 王群立袁新生杨峰 新疆石油管理局采油工艺研究院 摘要：本文介绍了目前新疆油田注水开发的现状及存在的主要问题，以及目前正在新疆油田广泛应用的液力投捞分层注水管柱及工艺。从结构原理到现场操作及目前在现场应用中出现的问题进行较全面的 说明与分析，并且从新疆油田实际出发，为油田今后的分层注水工作做出建议，指出油田今后分层注水工 艺的发展方向。 前言 注水开发是油田开发的一个重要阶段，在油田生产中发挥着不可替代的作用。由于各油田地质状况不同，注水条件和工艺水平不同，各油田都研制开发出适合本油田的各种分层注水工艺技术。目前国内油田的分注工艺主要还是以偏心配水为主，同时也有部分采用其它工艺，如油套分注、空心配注、轮流注水、定量分注等。液力投捞分层定量注水工艺是近十年来才发展起来的一种新的注水工艺技术，国内各油田针对这项技术做了大量工作，由于它具有投捞、测试方便的优点，目前已在许多油田得到应用，取得了较好的效果。新疆局采油工艺研究院在90年代中期研制的液力投捞分层注水工艺技术，从96年开始，在油田推广应用，通过不断改进和完善，性能有了较大提高，近几年来也在油田取得了较好的应用效果。 国外油田由于对水质及防腐的要求较高，加之投捞工艺先进，分注主要以井下偏心定量分注为主，以美国贝克工具公司为例，其分注技术主要是井下偏心定量配水器和地面定量配水器为主。 1 新疆油田注水井现状及存在的问题 新疆油田分公司所辖油田（数据截止到2000年12月底，来源于?2000年采油（气）工程技术报告?），共有注水井1659口，其中大部分水井采用笼统注水，分层注水井只有633口，占油田注水井的38%左右分注率较低，在已实施的分注井中，由于种种原因一些井达不到分注要求，且有不少油套分注井，套管腐蚀严重，从而使注水井不能有效的实施分注，而不得不采用笼统注水。其结果是：一方面高渗透率层已大量吸水；另一方面低渗透率层很少吸水，甚至不吸水。这样大大影响了油田的开发效果。 新疆油田注水的另一个问题是单层配注量很小。由于单层配注量小，所用的配水器水嘴直径就很小，加之一些油田注水水质不合格，油、套管腐蚀严重等原因，造成配水器芯子很容易堵塞，这也是造成一些注水工艺无法大量推广应用的重要原因。 2 液力投捞井下定量分注工艺技术 2.1 管柱结构及其特点
分层注水工艺现状及发展趋势 注水工艺研究所：李世文（胜利油田） 一、国外分层注水工艺现状 二、国内分层注水工艺现状 三、胜利油田分层注水工艺现状及技术进展 四、分层注水工艺技术下步攻关方向 注水作为油田稳产增产的重要措施之一，在油田开发中的地位越来越重要。胜利油田分公司目前投入开发油田59个，其中注水开发油田54个（657个开发单元），水驱动用地质储量27.93×108吨，占分公司动用储量的84.4%，胜利油田总注水井数6528口，配注水量67.34×104m3/d，开井4923口，配注水量58.68×104m3/d，开井率75.4%，日注水量55×104m3/d，。方案分注井2743口（其中792口井因套管原因不能分注），配注32.93×104m3/d，在油田注水开发的过程中，为了缓解层间、层内和平面矛盾，提高注水效率和波及体积，提高原油采收率和采出程度，国内外许多油田采用了分层注水的开发方式，分层注水技术的研究开发和应用越来越受到重视。 一、国外分层注水工艺现状 国外的注入水水质处理工艺较为先进，注入水基本上不堵塞地层，洗井解堵周期比较长，注水过程中没有不动管柱洗井的要求，因此注水封隔器没有洗井通道，结构简单，减少了烦琐的定期洗井工序，大大延长了管柱的使用寿命。分层注水工艺相对简单，主要是分层注水完井工艺，配水主要采用井口流量调节器和井下流量调节器进行定量配水，一般不需要进行井下流量测试，不配套专门的井下流量测试技术，管柱寿命可达3年以上。 1、分层注水管柱 按照井下管柱数量与，国外分层注水工艺管柱可分为单管注水工艺管柱和多管注水工艺管柱。
1)单管注水工艺管柱 单管注水工艺管柱多为支撑式结构，管柱主要由卡瓦式封隔器、流量调节器和伸缩短节组成。封隔器用于分层和锚定管柱，能有效克服管柱的蠕动对封隔器密封性能的影响，密封压力较高，工作寿命较长。伸缩短节一般装在第一级封隔器的上方，用于补偿注水过程中温度和压力效应引起的管柱长度变化，改善封隔器的受力条件，因而管柱的寿命较长。 2)多管注水工艺管柱 多管注水工艺管柱按其相对位置来分，又分为同心管注水完井工艺管柱、平行管注水完井工艺管柱和混合分注完井工艺管柱。其优点是测试及调配简单，可以在地面控制各层的注入水量及注入压力，且易实现分质分压注水。但其管柱结构复杂，完井成本高，施工操作难度大，因而很少应用。 2、分层注水工具 1）分层封隔器 国外的可取式注水封隔器耐温可达150℃，耐压50MPa，工作寿命达3年以上。由于没有不动管柱洗井的要求，封隔器上没有设计洗井通道，结构比较简单，管柱能有效防止地层反吐，因而其寿命较长，可适用于深井和高压注水井，基本上能够满足各类油藏分层注水开发的需要。国外分层注水封隔器大致可分为以下几类。 （1）卡瓦式张力封隔器；国外因为注水水质较好，注入水对管柱的腐蚀较小，一般多采用卡瓦封隔器，它既可以实现分层，又能起到锚定注水管柱，消除管柱的蠕动，延长管柱的工作寿命，既可以单独使用，也可与串联封隔器配套应用，因而，应用较广。 (2)串联张力封隔器；该封隔器用于单管注水，作为上封隔器使用，但不能单独使用，需要于其它封隔器（如卡瓦式张力封隔器等）串联使用。 （3）双管张力封隔器；它是双管可回收的张力封隔器，一般用于多管注水的分层注水封隔器。能控制大量的注入液。 2）配水工具 国外的分层注水大都采用井下流量调节器来完成配注，井下流量调节器采用调速阀原理，利用注水时孔板节流压差的变化调节注入孔的大小，在孔板一定的条件下，流量基本恒定，不随压力的变化而变化。为了满足测试调配的需要，大部分井下流量
采油采气装备的现状和发展趋势 高向前：各位来宾大家好！我汇报的题目是采油采气装备的现状和发展趋势。随着油气勘探开采对象的难度加大和日趋复杂，采油（气）技术装备作为油气田开发目标的实现载体和手段，其重要性愈显突出。近年来我国的采油采气装备技术有了长足的进步，为我国石油工业的发展做出了重大贡献，但整体技术水平与石油工业发展要求及国际先进水平相比仍有较大差距。为了满足生产需求和建设国际综合能源公司的战略要求，提升我国石油装备制造水平，促进我国装备制造业的发展，我所开展了采油采气技术装备现状和发展趋势研究。该报告分成八个领域共十章,并按完善推广、重点研究、超前储备提出了发展建议。本报告的内容多，涉及面广，由于时间紧，研究工作尚显粗略，还存在着一些不尽完善的地方，今后仍需要不断跟踪和研究。共分为十章。 一、概述近十年来采油（气）技术装备的总体发展状况未来面临的挑战和发展趋势 二、常规采油技术国外先进技术调研我国机械采油技术和装备的发展方向 三、注水技术及工具新技术及配套工具的应用情况面临的挑战 四、稠油开采新技术和新装备的使用情况面临的挑战 五、水平井、复杂结构井开采及完井技术水平井完井技术分支井及侧钻井完井技术水平井增产改造技术水平井井下作业技术面临的挑战 六、天然气开采高压高温酸性气藏的开采天然气地面集输技术气井排液采气技术面临的挑战 七、井下作业技术与装备新技术和新装备的使用情况面临的挑战 八、海洋石油钻采装备海洋油气开发装备海洋石油采油装备 九、数字油田数字油田的概念、分类和基本架构数字油田关键技术数字油田技术的发展需求数字油田在中国的发展现状中国数字油田面临的问题 十、采油采气技术装备发展方向及建议 近十年来采油（气）技术装备的总体发展状况 近年来，采油（气）技术和装备领域紧密结合油气田开发的需要，针对“油田整体老化”、“多井低产”、“低丰低质”的开发局面，紧密结合“重大开发试验”、“水平井规模应用”、“老油田二次开发”、“特、超低渗透油田有效规模动用”等发展战略举措，针对生产工艺要求，形成了高含水油田综合治理、低渗透油藏经济开发、稠油储量有效动用、气藏有效开发、超深及复杂类型油藏采油以及完井、井下作业和大修等配套技术和装备，改善了老区开发效果，加快了新增探明储量的产能转化效率，促进了各类油气田开发水平的提高，基本满足了油气田开发的需要。 第一章概述 未来采油采气工程技术装备面临的挑战： 随着稠油及高含水老油田开发程度持续加深，新投入开发的储量多属低渗、特低渗油藏，油田开发面临技术和经济的双重挑战，对采油采气工程技术和装备的要求越来越高。单井日产量的高低是关系到油田企业效益和抗风险能力的重要因素； 老油田进入特高含水期，进一步提高采收率是采油工程的历史责任； 低品位储量逐渐成为开发主体，急需发展经济有效开采新技术； “三高”气藏规模投入开发，对采气工艺提出了新的课题； 稠油开发进入“双高”开采阶段，急需转变开采方式；
浅谈几种分层注水工艺技术 摘要：本文探讨了特殊井分层注水工艺主要包括，高压深井注水工艺，防砂注水工艺，对分层注水测试调配技术发展趋势进行了论述，无线智能测调分注系统技术作为一种新型油田分层配注、全自动自动测调及直读验封技术。能够实现实时流量控制与监测，提高低渗油藏精细分注水平；能长期监测井下流量、温度、注水压力和地层压力，必定为分层注水测试调配技术未来发展趋势。 关键词：分层注水无线智能测调分注发展趋势 随着国内发现油田储量品味越来越差，开采层位越来越深，储层物性越来越差，丛式井、大斜度井、水平井越来越多，各油田针对高压深井注水、出砂油藏注水、套损变径井注水、斜井注水等情况选择不同的注水工艺技术，建立了不同油藏类型和注水环境的分层注水工艺管柱配套模式，完善了注水工艺技术系列，分层注水技术向着特殊井工艺配套发展。 一、特殊井分层注水工艺 1.高压深井注水工艺 随着油田开发时间的延长，东部和西部部分油田注水压力攀升25MPa—35MPa，部分井注水压力甚至超过45MPa。界定注入压力在25MPa—35MPa的水井为高压注水井，注入压力在35MPa—50MPa的水井称为超高压注水井。常规的注水管柱不能满足在高压下长期工作的要求，限制了油田后期的开发效果。针对高压力注水易引起管柱失效，采用Y241可洗井封隔器和补偿器等配套工具，延长分注井寿命。 2.防砂注水工艺 中、高渗透疏松砂岩油藏注水开发过程中，注水井在停注、洗井等过程中容易出砂，砂埋注水管柱，因此要求分层注水管柱能实现有效分层防砂、分层注水。选用不易砂卡封隔器：K344型封隔器，和相关配套工具组成扩张式分层注水管柱。地层出砂严重的注水井，采用防砂管实现有效注水。防砂管采用夹壁环空结构，两端带有防砂皮碗，可以防止出砂。 二、分层注水测试调配技术发展趋势 分层注水工艺技术水平的不断提升为油田实现稳油控水、减缓产量递减、提高水驱开发的整体效益发挥了重要作用。随着油田多层系储层的开发，区块及井组层间矛盾越来越大、井筒状况越来越复杂，常规分层注水测试调配工艺主要暴露出两方面的问题：一是投捞调配效率低，作业工作量大；二是调配效果不理想，调控精度低，已不能完全满足油田精细化管理的需要。为了适应注水开发对分层注水工艺提出的要求，分层注水工艺的发展方向是简便、快捷、准确的智能化测
收稿日期:2006-06-23;改回日期:2006-07-12 基金项目:大庆油田油公司级项目,项目名称为/注水井提高测调效率工艺技术0(项目编号:2000570101) 作者简介:刚振宝(1964-),男,高级工程师,中国地质大学(北京)在读博士研究生,现从事油水井分层测试技术和天然气开采技术研究工作。 文章编号:1006-6535(2006)05-0004-06 大庆油田机械分层注水技术回顾与展望 刚振宝1,2 ,卫秀芬 2 (11中国地质大学,北京 100083;21中油大庆油田有限责任公司,黑龙江 大庆 163453)摘要:分析大庆油田不同开发阶段注水措施面临的矛盾,论述了随着矛盾的转变,机械分层注水技术不断发展完善,对注入剖面调整的重要作用。封隔器由扩张式逐步发展为可洗井压缩式、免释放封隔器,提高了工艺的密封率和成功率;配水器由固定式配水器逐步发展为同心活动式配水器、偏心式配水器、偏心式恒流配水器、同心集成式配水器,偏心集成式恒流配水器,实现了不动管柱分层调配,降低了作业成本,缩小了卡距,降低了隔层厚度,增加了细分程度;水嘴投捞方式由动管柱投捞发展到钢丝投捞、智能投捞,提高了测试调配效率;分层注入工艺由单一的注入功能向注入、信息采集、测调集成化方向发展。通过分析产量递减阶段分层注水技术面临的矛盾,指出/十一五0期间及以后注水技术应向地面方便重复调层的智能分注技术方向发展。 关键词:机械注水;开发阶段;回顾;展望;大庆油田中图分类号:T E35716 文献标识码:A 前 言 大庆油田已经历了试验开发阶段、高速上产阶段、稳产阶段,目前处于产量递减阶段。井网由试验井逐步发展为基础井、一次加密、二次加密、三次加密井网,开发层系逐步向低渗透层、薄互层、多油层等变差方向转变。为满足油田开发需要,由笼统注水逐步发展为分层注水、细分层系注水。分层注水技术以提高细分程度、测试效率、注水合格率为目标,逐步改进管柱及井下工具的性能、不断完善配套的测调工艺,各阶段发展的分层注水技术对均衡动用各油层及提高差油层的动用程度具有重要作用。 1 机械分层注水技术的发展历程 111 试验开发阶段(1960~1964年) 为探索开发的最佳途径,大庆油田从1960年5月开始在萨尔图油田中部开辟试验区,开采主力油层高渗层和部分非主力油层高渗透部位 [1] 。初期的注水工作主要采用笼统注水,由于不同渗透率的油层自然吸水量相差几倍到几十倍,层间吸水差异大,造成注入水单层突进和平面舌进,对 应油井过早水淹,非主力低渗透油层储量动用较差。如大庆萨尔图油田中部地区笼统注水3a,采出程度只有5%,第1排生产井就有66%的油井见水,含水上升率高达10%以上,严重影响了油田的注水开发效果。为了控制注入水单层突进,避免和减少在注水过程中的层间干扰,控制油田含水上升幅度,改善开发效果,必须实施分层注水。为此,研究应用了475-8型水力扩张式封隔器与745型固定式配水器固定式分层配注管柱,并完善了与水力扩张式封隔器相配套的验封窜、不压井作业及分层测试为主要内容的固定式分层注水工艺。其结构简单,可不压井作业,级数不受限制,在油田推广应用后,减缓了层间矛盾,开发效果十分显著[2] 。 截至1964年底,大庆油田有注水井239口,配注合格率为5118%,油田分注率为2212%。112 高速上产阶段(1965~1975年) 这一阶段大庆长垣萨尔图、杏树岗、喇嘛甸3个主力油田相继投入全面开发。开采主力油层高渗层和部分非主力油层高渗透部位 [1] 。 随着油田含水的上升,采液量不断增加,需要不断调整各层的注水量以保持注采平衡。固定式分层注水工艺调整配注量需要起出管柱,作业施工 第13卷第5期2006年10月 特种油气藏Special Oil and Gas Reservoirs Vol 113No 15 Oct 12006
油田分层注水技术应用效果探讨 注水工艺在油田开发中有着重要的地位，因而，油田分层注水技术的应用效果对油田开发效率有着极大的影响。在对油田分层注水技术进行分析的基础上，结合实例对油田分层注水技术应用效果进行了探讨。该研究对我国油田分层注水技术的应用有一定的参考作用。 标签：油田；分层注水；技术应用；效果 从我国现有的油田开发情况来看，注水已经确立了以油藏地址条件、井型的分层注水工艺以及配套测试工艺为基础的工艺应用特点。尤其是在老油田开发以及各类复杂型油田开发的技术应用中，有必要提高分层注水工艺的应用水平。正是从这个层面出发，本文对油田分层注水技术应用效果进行深入的研究探讨。 1油田分层注水技术分析 从注水井的层面来说，在相同的压力系统下进行混合注水，会存在某些层断有大量进水，而某些层段进水量较少，甚至存在一些根本不进水的层段，换句话说，不进水层段中的油是无法驱替出来，油田分层注水技术就是在这种背景下产生并得以不断发展起来的。分层注水技术的原理是把所射开的不同层断以油层性质、含油饱和度以及压力等相近为基础，在贯彻层与层相邻的原则的前提下，按照开发方案所确定的要求分为几个不同的注水层段，实施分层注水，通过分层注水技术的应用来实现油井产量提升的目的。 油田分层注水技术从适用范围来看，主要应用在油田开发的中后期，或者层内存在严重非均质性的情况，或者应用在一套井网开发的多套层系内部存在诸多小层的情况下。油田分层注水技术在实际上是以注水井内下封隔器为基础将油层分成几个不同的注水层段，在每个不同的注水层段都设置有配水器，同时通过安装的水嘴的注水工艺来处理层间存在的矛盾，将注水科学的分配到不同的层段。油田分层注水技术在应用中对渗透性较好，或者吸水能力强的层采用的是控制注水的方式，反之则加强注水，进而有效的促进产量的增加。从油田分层技术的发展趋势来看，主要是围绕细分程度提高与测调效率两个方向发展的，同时不断健全大斜度井以及水平井等特殊结构的井分层注水技术。未来主要推广的是桥式偏心分层注水技术，发展方向是智能化、自动化以及一体化，同时，还应强化对注水技术管理，进而有效确保水驱开发油田工作效率的提高。 2油田分层注水技术实例应用 为了进一步说明对油田分层注水技术的应用效果进行探讨，本文结合某油田这一实例进行论述。某油田现有的油、气资源总量分别已经超过了145亿吨、24738.6亿立方米。该油田本身具有地质条件复杂，且含油层系较多的特点，属于胜油藏类型多的复式含油盆地。正因为如此在某油田中分层注水技术得到了广泛的应用。以满足油田不同生产层对注水量需求不同的要求为例，某油田从提高
机械式智能分层注水工艺技术研究与应用 发表时间：2019-09-12T09:57:40.360Z 来源：《基层建设》2019年第17期作者：李景国 [导读] 摘要：针对目前海上油田注水技术存在调配工作量大，测调周期长，测调精度低，受井斜影响严重等问题，开展了机械式分层注水工艺技术研究。 身份证号码：13022819740130XXXX 摘要：针对目前海上油田注水技术存在调配工作量大，测调周期长，测调精度低，受井斜影响严重等问题，开展了机械式分层注水工艺技术研究。该工艺技术首次采用液压机械式控制方式，并集成了智能化井下监测、自动化工具调控等特点，实现了实时监测、在线测调的功能。此项工艺技术2017年6月在渤海某油田X井的成功应用，表明分层注水工具性能可靠，在线实时测调，提高了测调效率，可适用酸化、井间示踪剂等作业，为渤海油田分层注水开发技术提供了新的思路。 关键词：机械式；智能；分层注水；液压；多级流量控制装置 引言 随着水平井和大位移井等钻井技术的迅猛发展，井眼条件越来越复杂。水平井吸水测试和分段注水等仪器的下入也变得越来越困难。吸水能力测试和水平井管柱施工难度比直井大，风险高，在水平井进行分层注水时遇到好多问题，比如：起下管柱频繁遇阻遇卡、注水量偏差过大、作业工序繁多等。因此，在水平井分层注水时要考虑井斜、狗腿度以及水平段长度等诸多因素，优化管柱，研制新的工具。水平井无缆地面可调分层注水工艺管柱的技术研发成功并投入现场应用，该技术可一趟管柱完成测试、调配、注水、测量记录井下压力、流量、温度等多个作业任务，并能从地面遥控改变井下各层的配注量，提高调配效率和实现精细分层注水。满足常规直井注水调配的要求，同时可解决水平井的分层注水调配难题。 1新型分层注水工艺智能测调技术总体工艺方案 1.1新型分层注水工艺智能测调技术总体工艺方案 该工艺方案由地面控制系统、防喷系统、井下管柱及上位机软件管理系统等主要部分组成；同时还包括测调车辆、测调电缆、等辅助工具。该工艺的核心为专家模糊控制策略与层段配水器自动调节形成统一整体长期置于井筒内，即将专家模糊控制策略、水嘴自动调节、嘴后压力等传感器集成为一体，实现在规定周期内多层个性化动态测调，较好的避免传统测调工艺单层测调时对其他层流量干扰、导致测调时间超长，现场工作量大等问题。 1.2管柱结构 智能测调工艺管柱（见图1）主要由封隔器、配水器、筛管、球座、等组成。工艺原理是利用泵车打压油管实现封隔器释放，实现目的层坐封。 图1 智能配水管柱 随着该工艺技术发展及现场相关试验的开展，在测试施工时取得10332组数据，通过回放得知井下压力、温度等数据并能进行长期监测，为地质科研人员提供第一手数据资料。目前该技术主要应用在注水直井现场。 2机械式智能分层注水工艺与原理 2.1测调工艺流程 数据信号采集系统将井下温度、流量、压力等数据采集后，作业人员通过地面控制系统手动或自动调节井下多级流量控制装置，工艺图如图2所示，具体测调流程如下：（1）通过穿越液控管线的隔离/定位密封进行分层；（2）油藏监测系统（井下流量计）测得各层实际流量反馈至地面数据采集和控制系统；（3）根据油藏对各层配注量要求，确定对应层位多级流量控制装置水嘴的开度；（4）地面控制柜操控（手动/自动）调节对应的多级流量控制装置至需要的开度；（5）油藏监测系统（井下流量计）测得实时更新的流量数据至地面显示；（6）根据需要再次调整多级流量控制装置开度大小。循环以上步骤，直到调配结果达到设计要求。 2.2测调工艺原理 测调工艺原理根据是否下入解码器可分为液压N+1控制原理（无解码器）和液压3-2控制原理（含解码器）。
冀东油田分层注水工艺现状及技术进展 一、冀东油田分层注水工艺现状 1、分层注水工艺基本状况 冀东油田目前总注水井数6528口，分注井总数为2433口，应用的分注工艺主要是空心配水工艺管柱、偏心配水工艺管柱以及少量固定式配水管柱。其中空心活动式有1199口，占49.3%，偏心配水管柱结构有1037口，占的42.6%，固定式配水管柱结构197口，占8.1% 。 采用Y341型封隔器分层的1268口井，采用K344型封隔器分层的井1136口，其他29口。 分注井中一层井144口，两层井1290口，三层井764口，四层井82口，五层井10口。分层注水配套技术应用情况见表1。 表1 分层注水配套技术应用情况表 注水井在井油管总长度1335 ×104m，其中防腐油管2492口井，长度519 ×104m，占总井数的38.9%，普通油管井4036口，占总井数的61.1%。 90年代中期，冀东油田开始应用涂料防腐油管，后期主要应用新型玻璃钢内衬油管、镍磷镀油管、塞克54涂料油管、不锈钢内衬油管、环氧树脂粉末喷涂油管、氮化油管等多类型防腐油管。见表2, 表2 注水井在用油管分类统计表
表3 在用防腐油管分类及使用年限统计表 48.4％，这与近几年加大防腐油管的投用有关，详细情况见在用油管分类及使用年限统计，见表3、表4、表5。 表4 在用普通油管分类及使用年限统计表 表5 在用油管使用年限统计表 中大部分为修复普通油管，亟需更换。 3、主要存在问题 （1）管柱结构结构单一，针对性不强 根据统计，目前上修的注水井中管柱结构主要采用悬挂式，结构单一，针对性不强，不能满足不同井况的分层注水的需求。632口分层注水井中有548口井采用了常规的分层注水工艺管柱，占总分层注水井数的86.7%，而采用防蠕动管柱只有73口，管柱蠕动严重影响了有效使用寿命。以胜采23247井为例，该井采用一级两段注水，完井后封隔器位置在2517.6米，现场通过磁定位测试发现：当下层注水、上层停注时管柱缩短1.1m；上层注水、下层停注时管柱伸长0.8m，注水井工作制度的频繁改变造成了管柱的频繁蠕动，致使封隔器密封分层过早失效。