长庆油田定向井小水量分层注水工艺技术完善与推广.pdfVIP

长庆油田定向井小水量 分层注水工艺技术完善与推广 徐永高1鄢长灏1姚晓翔2黄伟1 (1．长庆油田分公司油气工艺技术研究院2．长庆油田分公司油田开发处) 摘要 针对长庆油田在用的偏心配水分注工艺在定向井中存在的有效期短、投捞成功率 低，油套分注工艺存在的不能测上层吸水剖面，不能洗井等问题，试验评价了空心分注工艺和 旋压式偏心注水工艺，结合长庆油田“定向井、小水量”的特点，对应用的分注工艺在其适应性、 配套投捞测试工艺等方面进行了改进与完善，形成了适应长庆油田定向井、小水量需要的分注 工艺技术。 前言 长庆油田开发层系为侏罗系延安组与三叠系延长组两套含油层系。侏罗系延安组产层主 要为延4+5～延10，油层的有效渗透率在26．7×10_1～257．4 X 10-3时之间，孔隙度在 14．5％一17．9％之间，属中低渗透油田。三叠系延长组油层产层主要为长1、长2、长3、长 4+5、长6、长8，油层非均质性强，有效渗透率小于3．0 X 100胂2，孔隙度在13％以下， 属于典型的低产、低压、低渗油藏。目前开发区块101个，主要采用定向井丛式井组开发， 定向井数占到总弗数的80％以上，最大井斜为45。左右；注水开发区块90个，占开发区块的 89％，占动用储量的97％；分注区块72个，占注水开发区块80％，单层配注量不超过 30m3／d。因此，长庆油田的储层特征以及开采方式决定了长庆油田分注工艺具有“小水量”、 “定向井”的特点，同时也增加了分注工艺的难度。 近年来，随着产建规模的加大，动用区块的增多，油层纵向上非均质性也日益突出，部 分区块由于储层物性上差异，合层注水导致注入水沿高渗层突进，低渗层不能有效吸水，层 间矛盾突出；同时部分井由于目的层不能有效注水，使得水驱储量动用程度低，如白于山区 注水井2004年共测吸水剖面39井次(36口)，平均砂层厚度17．1m，平均吸水厚度10．3m， 水驱储量动用程度60．1％，大路沟二区2004年测吸水剖面16口，吸水剖面不均8 ISl，水驱 储量的动用程度为65．1％，‘影响了油田的高效开发。 因此，为满足不同油藏、不同开发层系对能量的需求，需采用分层注水工艺控制高渗透 层的注水量，加强中、低渗透层的注水量，防止注入水单层突进，减少层间矛盾，提高波及 系数和水驱采收率。长庆油田2003年前应用的分注工艺存在一定的问题，需开发新工艺满 足“定向井、小水量”分注的要求。 1分注工艺存在的问题 长庆油田2003年前应用的分注工艺主要有两种：油套分注工艺技术、偏心配水分注工 艺技术，在实际应用中存在以下问题。 100 1．1油套分注工艺 不能洗井、不能测试吸水剖面，只能进行两层分注。同时可能造成套管的腐蚀加剧、管 柱卡等问题。 1．2偏心分注工艺 ①由于90年代后长庆油田井大部分为斜井，配水器与管柱不同心，调配时仪器易遇 卡、遇阻，投捞次数多、劳动强度大。2003年前，陇东油区采用这种偏心分注井110 121，实 际需要测试调配的87口，其中可测试调配成功的只有48口，调试成功率仅为55．2％，且调 配水量时遇卡、遇阻频繁，因调配遇阻而上动力检串达25井次，直接修井费用约75万元。 ②偏心管柱井下所用CQY341—114封隔器性能不稳定，有时在反洗井时会因垢块、脏 物滞留在洗井通道中，或由于压差影响，造成洗井凡尔关闭不严而形成管外窜漏。 ③管柱不锚定，封隔器易解封，分注寿命较短，不但影响了水井细分注水的有效性， 而且增加了修井费用。 2新分注工艺的试验及改进 针对老式分注工艺存在的问题，试验了空心分注和旋压式偏心分注工艺，并针对试验中 暴露的问题进行了改进。 2．1空心分注工艺技术 (1)管柱组成 空心分层注水管柱主要由水力锚、．Y341—114G封隔器、配水器、单流阀、筛管和底堵 组成，管柱结构见图1。 (2)工艺技术原理 从油管内打入高压液体，封隔器坐封并锁紧； 同时水力锚撑开，锚定管柱。坐封完毕后，油管 卸压配水器在活塞及弹簧力的作用下沿轨道换向， 进入注水轨道。下放管柱，即可实现封隔器解封。 水力锚用来锚定管柱，减少管柱的蠕动，保 证封隔器的密封可靠性，延长封隔器的使用寿命。 (3)测试调配技术 测试配套工具主要由高压注水防喷器、液力 助捞式的打捞器、投送器以及电磁流量计等组成。 ①测试测试时在井口安装好高压注水井口 防喷器，将流量计装入防喷器内，安装调试好防 喷器。将仪器下人井内任一位置进行多点测试， 取得流量、压力及温度三项参数，测试完毕后上 提钢丝即可把仪器顺利起出，并通过计算机回放 可取得测试结果，用递减法计算可得各小层注 水最。 ②调配流量测试若达不到配注要求，需投 捞更换水嘴，直至达到配注要求。打捞芯子时， 用录井钢丝悬挂液力助捞器，送入相应配水器内， 图1空心分注工艺管柱 】01