大庆油田机械分层注水技术回顾与展望

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

工作量大,劳动强度高,无法满足油田生产需要。为了提高配水的合格率,研究成功了655型活动式空心配水器,该配注器由工作筒及活动芯子两部分组成,通过改变活动芯子水嘴大小来调整水量。由水力扩张式封隔器、空心配水器、洗井凡尔等组成活动式分层注水工艺。水嘴装于配水器芯子上,配水器芯子坐于配水器工作筒上,更换、调整水嘴时,用钢丝投捞配水器芯子即可。配水器最多使用4级,该管柱只适用于分注层段数不超过5层的注水井。通过对高渗透层单卡控制注水,对其它层段加强注水,有效地保持了油层压力,并在一定程度上控制了油田含水上升过快的局面[2,3]。

截至1975年底,1862口注水井配注合格率为7718%,油田分注率为7918%。

113稳产阶段

11311一次开发调整阶段(1976~1990年)

1976~1980年期间,投产中间井排和完善过渡带开发井网。1981~1990年期间,开发高台子油层,同时,新钻以层系细分为目标的加密调整井,提高非主力油层储量动用程度。开采层系向主力油层的边部渗透率变差部分和中低渗透层中连通比较好的部分转变[1]。

随着油田开发面积不断扩大,注水井数增加,注水层段数划分比开发初期增多,对于同心活动配水器的分层注水工艺,由于配水器芯子占据中心通道,因此,进行下一级水嘴调整时,必须捞出其上面的各级配水器芯子,投捞工作量仍然很大。针对活动式空心配水器调整水嘴工作量大,分注层段数受限制等问题,研究成功了665型偏心配水器。同时,为进一步提高注水管柱的密封性能,研究了压缩式封隔器。由偏心配水器、水力扩张式或水力压缩式封隔器、洗井凡尔和防腐油管等组成了偏心配水器分层注水管柱。该管柱可与不压井不放喷作业配套,下井配水器级数不受限制,单井最多的曾达到分注14个层段。两级封隔器的卡距达8m,即分注井的隔层厚度为8m。实现了配水活动化、投捞钢丝化、测试仪表化的偏心活动式分层注水工艺的新水平,为提高全油田的注水合格率提供了技术手段[2,3]。偏心分层注水技术在大庆油田中、高含水期持续稳产中发挥了重要作用,目前仍是油田主要的分层注水管柱。油田进入中高含水开采阶段,由于长期注水,井下套管状况变差,出现套管变形、错断、外漏等套损井。原有的管柱不能适应套变井的分注要求,因此研究成功了§95及§110小直径压缩式封隔器[3],与偏心配注器组成小直径分层注水管柱,井下释放同位素测吸水剖面等工艺技术[4],并在这一阶段普遍应用了Y341及Y1412种压缩式封隔器,为提高全油田的注水合格率提供了技术手段。

截至1990年底,5811口注水井单井平均分注层段数为3174,配注合格率为7611%,油田分注率达到5019%。

11312二、三次开发调整阶段(1991~2002年)该阶段的任务是实施/稳油控水0,进一步加快长垣南部和外围油田开发。开发对象向剩余油高度分散的难采储层、薄隔层的低渗透薄油层、厚油层内水淹程度较低的部位和表外层转变[1]。

随着油田开发的深入,精细化地质研究的逐步深入,薄差层逐步投入开发,分层注水要求越分越细,分注井数、分注层数日益增多,分注井的投捞、测试工作量也越来越大,为满足油田开发需要,围绕缩小卡距、提高测试效率、提高注水质量、提高密封率的目的,研究了同心集成细分注水、桥式偏心分层注水、免释放封隔器等分层注水技术。

同心集成式细分注水管柱主要由可洗井封隔器、内径为§55mm和§52mm可洗井配水封隔器、2级配水器等组成。实现1级堵塞器配注2层。全井只需2级配水器就可实现2~4个层段的配注。实现生产工况下同步测试,避免层间干扰,测试精度高,提高测调效率,分注卡距最小达112 m[5,6]。/十五0期间累计应用407井次,每口井平均分层测试、调配时间由7d缩短到115d。

桥式偏心分层注水管柱由同心投捞式射流洗井器、Y341-114不可洗井封隔器、新型偏心配水器及丝堵组成。桥式偏心测试技术的主要原理是通过偏心工作筒上的桥式结构设计和测试主通道过孔结构设计,实现了注水井实际工况下的单层流量测试和压力测试,单井(4层)测试效率提高4~8倍,提高了测试的准确度。可实现7层段以下注水井分层注水及流量调配和分层压力测试,最小卡距为5m,井深不超过2500m,管柱寿命超过2a[7~9]。/十五0期间油田内部推广应用了726口井。

免释放封隔器是在原压缩式封隔器的基础上改进了洗井凡尔和胶筒结构,洗井活塞采用带金属骨架的/O0型盘根密封,解决了洗井凡尔盘根过孔

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第5期刚振宝等:大庆油田机械分层注水技术回顾与展望