提高分注级别研究

1、提高分注级别研究,目 录,一 油田概况 二 分层注水技术发展简介 三 提高分注级别方案优选 四 效果分析 五 结论与认识,一、准东油田概况,准东采油厂辖区有火烧山油田、北三台油田、沙南油田、马庄气田等19个油气区块，目前共有油水井865口。其中：油井674口，注水井191口，日产原油2392t(2003年7月)。准东采油厂已开发油田均为低渗透砂岩油藏，但各油气区块储层性质各异，油藏地质条件复杂，油气区块在开发过程中层间矛盾日益突出，开发初期水淹、水窜现象十分严重，油田综合含水急剧上升,火烧山油田,火烧山油田位于准噶尔盆地东部帐北隆起带北端，为一南北走向东西不对称的短轴背斜。油田含油面积40.7

2、km2，探明地质储量6741104t。油田含油层系为上二叠统平地泉组P2p中下部(即平二、平三段)。将含油层系自上而下划分为H1、H2、H3、H4四个砂层组。岩性主要为中砂岩、细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩、夹有白云质泥岩薄层及条带。各储层孔渗参数差异较大，层间矛盾突出,北三台油田,北三台油田位于准噶尔盆地东部帐北隆起带中南部，北三台凸起北坡。东侧为北31井断鼻和北75井断块，西侧为北16井断鼻。北三台油田含油层系位于二叠系平地泉组平二段(P2p2)中上部，相当于火烧山油田H1油层组及其上部，呈二个正旋回沉积，分别称为H1、H0油层组。岩性以砾岩、中砂含砾砂岩、含砾粗中砂岩最好；

3、自下而上物性变差，油层样品平均孔隙度19.6%，渗透率42.710-3m2。北16井区H0、北16井区H1、北31井断鼻、北75井断块平均有效渗透率分别为12.4710-3m2, 12.7110-3m2, 3410-3m2, 5010-3m2。属中低孔隙、低渗透非均质严重的储层,沙南油田,沙南油田区域构造处于帐北断褶带中段，包括沙丘古构造、北三台凸起及两者夹的平缓鞍部地区，属一正性构造单元。二叠系梧桐沟组所在的圈闭，为构造岩性圈闭。沙南油田石炭系及二叠系平地泉组以上地层发育较为齐全,含油层梧一段，又可细分为P3wt11 P3wt14四个砂岩组，其中P3wt12和P3wt13是主力含油砂岩组。油

4、藏中部埋深平均为2550m，储集层岩性为块状砾岩、正递变砂砾岩、块状砂岩。粘土矿物以伊蒙混层为主，含量为46.85%，其次为高岭石、绿泥石、伊利石。油层孔隙度为14%24%，平均为17.8%，渗透率(0.14640)10-3m2，平均2.5210-3m2 。属中孔、低渗非均质性储层,目 录,一 油田概况 二 分层注水技术发展简介 三 提高分注级别方案优选 四 效果分析 五 结论与认识,二、准东油田分层注水技术简介,准东采油厂自1990年起 ，先后开展过以下分层注水技术试验： 1、地面一级两层分注技术 2、同心管一级两层分注技术 3、固定配水器分注技术 4、偏心配水分注技术 5、空心配水分注技术

5、 6、液力投捞井下分注技术,地面一级两层分注管柱,地面一级两层分注采用油管、套管各注一层。 优点：管柱施工简便，便于调配水。 缺点：1、套管注水，容易腐蚀套管，缩短油井的寿命； 2、 分注级别低,同心管分注管柱,同心管分注技术采用直径不同的两层油管各注一层。 优点：可 实现两层分注，避免了套管被腐蚀,且水量调试操作容易。 缺点：施工工序复杂，井口装置和流程也较复杂，分注级别低,固定配水器配水管柱,优点：能够实现多级分注； 缺点：1、测试、调配水时都要动管柱更换配水器或水嘴，且测试困难。 2、当注水井停注时，由于封隔器内外压力平衡，封隔器自动解封，容易导致各注水层间的水窜,偏心配水管柱,偏心配水

6、器,Y341封隔器,撞击筒,循环凡尔,优点： 1、 可实现多级分注。 2、投捞堵塞器时，可提捞任意层。 3、 施工简便。 缺点：投捞成功率低；事故率高,空心配水器分注技术,优点：可实现多级分注；施工简便；提捞成功率高； 缺点：空心配水器分注技术在测试时需要用钢丝捞头逐级捞出配水器芯子，提捞工作量很大，且事故率高,液力投捞分层注水技术,原理：在配水器芯子上配装了液力伞或皮碗，再在井口配以捕捉设备，提升时反洗井，使液压作用在液力伞或皮碗上将芯子冲出，到井口时芯子被捕捉器捕捉 。投放时，将芯子投入井中，利用芯子自重和液力将芯子推入工作筒,液力投捞井下两级三层分注原理图,技术特点： 1.分层水嘴集中在

7、一个配水器芯子中，采用液力投捞配水器芯子,一次提捞可整理三层水嘴，使测试工作量锐减。 2.可实现三级分注； 3.操作简单，投捞成功率高（大于95%），为测试提供了保障。 4.采用液力投捞，事故率低。 5. 配水器还结合了地面自调配水器的优点，在注水压力波动1.5Mpa时，可以自动调节恒定注入水量,目 录,一 油田概况 二 分层注水技术发展简介 三 提高分注级别方案优选 四 效果分析 五 结论与认识,三、提高分注级别方案优选,级别,测试,适应性,液力投捞 井下分注,应用概况,准东采油厂2002年12月水井基本情况统计表,a、油管入井前必须用管规逐根通过，以保证配水器芯子投捞顺利； b、配水器地面

8、试压，且芯子随配水器一起下入井中，这样一方面可以简化施工程序，另一方面有利于故障原因的判断。 c、配水器芯子上各部件以平式螺纹连接，在配水器芯子入井前必须拧紧，以免芯子在投捞过程中松脱,关键技术及常见问题,管柱施工完成后管柱蹩不起压。造成管柱试不住压的原因通常有,液力投捞分注测试常见故障,现场应用情况（1,1995年8月在准东油田B1066井首次试验采用液力投捞分注技术。 1997年完成了芯子的改进工作，并整改、配套了井口测试装置，规范了施工和测试规程。 1998年起逐年扩大该技术的推广应用规模，至2002年先后在60口井上实施95井次，累计投捞配水器芯子600余次，投捞成功率在96%以上。截

9、止到2002年12月，准东油田拥有井下分注井60口，其中一级二层19口，两级三层41口,现场应用情况（2,目 录,一 油田概况 二 分层注水技术发展简介 三 提高分注级别方案优选 四 效果分析 五 结论与认识,四、效果分析,截止到2002年12月，准东各油田共实施液力投捞井下分注工艺60口井95井次，累计增产原油33771t ， 1997-2002年共创利2703（万元），投入产出比：1：3.39,经济效益评价,项目投入： 截止到2002年12月，分层注水管柱施工95井次，项目投入95井次84000元/井次=798（万元） 项目产出： 准东油区井下多级分注井累计增产原油33771t，累计降水7

10、019m3 。 增油创利：33771800元/t=2701.7（万元） 降水创利： 7019m34元/m3=2.8（万元） 增油创利+降水创利=2704.5（万元） 经济效益：产出投入=2704.5798=1906.5（万元） 投入产出比：1：3.39,实例分析-以北31井区为例,北31井区共有15口注水井，共有14口采用了液力投捞技术 ，1998年以来该井区在油井上几乎没有其它增产措施的情况下生产形势十分稳定,北31井区近年同井点剖面动用程度变化,北31井区近年综合开发曲线,北31井区核实产量构成,北31井区水驱特征曲线,从1998-2002年的水驱特征曲线斜率逐年变缓，说明水驱效果逐年变好,目 录,一 油田概况 二 分层注水技术发展简介 三 提高分注级别方案优选 四 效果分析 五 结论与认识,五、结论与认识,1、液力投捞井下分注工艺基本能够满足准东各油田的分注要求 。 2、准东大部分油田采用的是清污水混注，水质相对较差，使得水嘴易堵，为解决水嘴堵塞的问题，须开展复合水嘴技术的研究与试验,请多提宝贵意见谢谢大家,注水指示曲线判别,前 言,分层注水工艺技术，是多油层注水完成分层配注方案、提高注水开发效果的重要措施； 也是准东采油厂为了解决层间矛盾和平面矛盾而采取的一项有力措施。自准东油田投入开发以来