发展采油工程技术提高油田开发水平

发展采油工程技术 提高油田开发水平 1 目 录 引言 1 第一部分 油井提液工艺技术探讨 2 一、对产量、液量、含水关系的再认识 2 二、中原油田近年机采指标变化情况及提液潜力分析 5 三、 中原油田下一步提液建议 11 第二部分 分层 注水工艺技术探讨 13 一、注水开发后储层的变化迫切需要开展分注 13 二、中原油田分注历史与现状 16 三、分注工艺技术的发展 18 四、分注效果 22 五、 分注工作存在的主要问题 25 六、分注工作的认识及下步工作方向 28 第三部分 深井及老井重复压裂工艺技术探讨 36 一、中原油田压裂技术发展情况 36 二、深层油气藏压裂技术 40 三、老井重复压裂技术 47 四、分层压裂技术 51 五、结论 54 第四部分 三次采油工艺技术探讨 55 一、中原油田开发简状及三次采油技术潜力 55 二、三采技术研究进展及其应用 57 三、中原油田三次采油技术重点研究方向 70 2 引 言 中原油田具有断块小、构造复杂；油层埋藏深，含油层位多、井段长，具有多套油水系统；渗透率低，层间差异大；地层压力高，油气比高，地层水矿化度高，腐蚀严重等地质特征。自 1979年正式投入开发以来，共有 14 个油田投入开发， 动用 用石油地质储量 41617 104t，可采储量 13561 104t，标定采收率 回顾 20 多年的开发历程，油田开发层位由浅到深，储量由好到差，含水由低到高；伴随着油田的发展，采油工艺技术也经历了从单一到综合、从简单到复杂、从不适应到适应的过程。近年来，通过不断依靠科技进步，推广应用新工艺、新技术，不断解决油田开发中出现的新问题，适应油田的发展，逐步形成了油层改造、堵水调剖、分层注水、大修、老井侧钻、深抽提液、水质达标、三 次采油等具有中原特色的工艺技术，为油田的有效开发提供了技术保障。 目前 ， 中原油田 水驱控制程度 水驱动用程度 工业采出程度 自然递减 综合递减 综合含水 油田已整体进入“三高”开发阶段，开发形势十分严峻，因此，只有依靠科技进步，大力发展采油工程技术，进一步提升提液、分注、压裂、三次采油等工艺技术水平，深挖油藏潜力，才能确保油田稳产上产。 3 第一部分 油井提液工艺技术探讨 一、对产量、液量、含水关系的再认识 1、我们知道，达 西定律是反映油层渗流规律的，是开发油气田的客观规律，其表达式为： 式中： Q： cc/： l： ： ： P： 油田开发的目的就是在经济、技术可行的前提下，获得最大的 Q，主要的手段为增加 K、 A、 P，减小 l、：为了增大 K，对油井进行酸化、压裂等措 施；提高油井完善系数，采用高能气体射孔、深穿透射孔等技术可提高 A； l 表示注采井点的渗流长度，通过调整井网打加密井等手段来减小 l；对于粘度，通过加热与加降粘剂等方式减小；由于 P=P 地层压力 压 ，所以加大 P 可以通过注水来增加 P 地层压力 ，通过加深、升级、电泵、气举等机采 方式减小 P 流压 。 1l 4 由此可见，在油田开发实践过程中，都是围绕达西定律进行工作的。由于涉及技术繁多，本专题着重把放大生产压差涉及到的提液问题进行讨论。提液是有条件的，一般来说，在油井开采的不同阶段是有不同要求的，在油田开发中后期， 由于含水的上升，提液是必须进行的；提液的对象是要有经济可行性和技术可行性。 2、通过油田部分区块资料的收集与室内分析，绘制了含水与相对采液（油）指数变化曲线，反映油田相对采液（油）指数随含水变化情况，通过曲线可以看出提液的必要性： 马寨油田理论相对采液（油）过曲线分析可得出如下结论： a、对注水开发油田来说，不同含水阶段，采液（油）指数是不同的。 b、不同的含水阶段，采液（油）指数变化趋势是不同的，明图 1：马寨油田理论相对采液（油）指数与含水关系曲线 5 文明寨油田理论相对采液（油）有三个阶段，即低含水阶段，采液（油）指数下降阶段；中、高含水阶段，采液（油）指数平稳变化阶段；高含水阶 段，采液 指数快速上升阶段。 c、对中、高渗透油田与低渗油田，在中、低含水阶段，相对采液（油）指数随含水变化的趋势是相似的，但在高含水阶段，低渗透油田相对采液指数上升幅度明显小于中、高渗透油田。 d、通过曲线分析可知，许多区块存在一个含水界限，在含水小于该界限时，采液（油）指数变化不大；在超过该界限时，采液指数上升较快；通过微观研究可知，该含水界限是流相变化点，到达该点后，水相渗透率上升较快，渗流阻力小，所以采液指数快速上升。 目前，中原油田综合含水已达 87%（如右小图黑线所指位置） ，处于采液指数上升较快阶段，是提液的有利时机。在此阶段， 图 2：文明寨、濮城等中高渗油田理论相对采液（油）指数与含水关系曲线 6 为了保持油井产量的相对稳定，产液量应该有较大幅度的提高。从理论分析来看，根据产液量公式， Q=J* P，采液指数 J 的升高， Q 也必然应随之上升；根据产油量公式， Q 油 =J 油 * P，由于采油指数 J 油 的降低，应通过加大 油 的稳定。从技术工艺及开发实践上看，放大生产压差，提高油井产液量，是保持油井产量相对稳定的必然途径。 通过以上分析可知，采液（油）量是随生产压差放大而增加的，当前的开发阶段要求我们必须适当加大提液力度 。 二、中原油田近年机采指 标变化情况及提液潜力分析 1、 近年来机采指标变化情况分析 图 3：采液指数随含水变化局部图 t/平均单井核实日产油平均单井核实日产液综合含水图 4：全油田油井 1991 年以来单井液量、含水、油量变化曲线 7 从上图可知， 1991 年以来，在油田含水从 情况下，产液量略有下降，从 d 下降到 d，导致单井产油量明显下降，从 d 降到目前的 d。由此可知，由于产液量未随含水的升高而适当加大，导致了油量的下跌。 （ 2）近年来抽油机井含水、液量、油量变化情况 1 8 . 01 7 . 21 8 . 21 7 . 3 1 7 . 32 0 . 01 9 . 61 8 . 9 1 9 . 1 1 8 . 81 8 . 11 7 . 53 . 23 . 43 . 33 . 63 . 83 . 73 . 94 . 04 . 45 . 35 . 66 . 48 1 . 4 07 5 . 5 66 4 . 8 46 7 . 6 3 6 9 . 3 68 0 . 0 0 8 0 . 1 0 8 0 . 4 28 0 . 1 0 8 0 . 8 5 8 1 . 7 7 8 0 . 5 70 . 05 . 01 0 . 01 5 . 02 0 . 02 5 . 01991年 1992年 1993年 1994年 1995年 1996年 1997年 1998年 1999年 2000年 2001年 2002年日产0 . 0 01 0 . 0 02 0 . 0 03 0 . 0 04 0 . 0 05 0 . 0 06 0 . 0 07 0 . 0 08 0 . 0 09 0 . 0 0含水平均单井日产液( t / d )平均单井日产油( t / d )含 水 （ % ）图 5：全油田 1991 年以来抽油机井单井液量、含水、油量变化曲线 从上图可知， 1991 年以来，抽油机单井产油量下降比较明显（从 d 降到目前的 d），升到 情况下，产液量略有下降，从 d。与全油田整个油井的变化趋势一致，由于产液量未随含水的升高而适当加大，导致了油量的下跌。 （ 3）近年来抽油机井泵挂深度、动液面、沉没度变化情况 8 图 6：全油田 1991 年以来抽油机井泵挂深度、动液面、沉没度变化曲线 从 1991 年以来，抽油机井在泵挂深度逐年加深从 1626m 加深到 1943m 的情况下，检泵周期逐年上升从 1991 年 228 天到目前的456 天，这说明，管理和技术在逐步提高。目前的工艺技术，一方面能够满足“四低井”的生产需要，采用特种杆加深泵挂；另一方面，对注采完善区块，有适合不同区块特点的提液配套技术，基本满足生产需要。 2、中原油田提液潜力分析 （ 1）从目前沉没度分析 目前的理论研究表明，对脱气原油，保持 180 米的沉没度即可，泵吸入口气液比小于 31%的情况下不影响泵效；含水上升使井筒内液柱比重增加，高的沉没度增加了对地层的“回压”，影响了油井 的径向渗流。由于目前油井基本是合采，过高的“回压”限制了二、三类油藏的开发，为了减小对地层的“回压”，更加有194319071894189019391897186417971738173616411626137113731340133712861290125411391109114810919975725345545536536076106586295885506295007009001100130015001700190021001991年 1992年 1993年 1994年 1995年 1996年 1997年 1998年 1999年 2000年 2001年 2002年深度200300400500600700800900检泵周期泵 挂 深 度 ( m )动 液 面 ( m )沉 没 度 ( m ) 9 利于解放二、三类油藏，应合理地降低沉没度，减小流压，提高油井产液量。现场的实际经验也表明，保持合理的沉没度而不是沉没度越高越好。 在对卫城油田深层油藏进行研究分析得出的结论是：当抽油泵的沉没度在某一个特定范围内时，随着泵挂深度的增大，泵效是下降的。主要有以下因素导致泵效的下降：（ 1）管、杆的弹性伸缩量随泵挂的加深而增大。抽油泵的有效冲程缩短，导致泵效降低；（ 2）泵的漏失量加大；（ 3）理想状态下 ，悬点运动的速度和活塞运动是同步的，但是实际情况是随着泵挂的加深，悬点运动的速度和活塞运动的相位差越大。 通过对卫城现场资料的归纳分析，大致对不同泵型的合理沉没度有了一个认识，对 38合理沉没度不大于 500 米； 4460 米， 57不大于 430 米。 从以上分析结合统计图分析可知，我油田目前的平均沉没度在 572 米左右，应有较大的提液潜力。 （ 2）油田提液潜力分析 目前，全油田共有油井 3256 口，开井 2739 口，开井率 井口日产液 73844 吨，井口日产油 9623 吨，主要采油生产数据如下表所示： 10 目前主要采油方式生产数据表 采油 方式 总 井数 （口） 开 井数 （口） 井口平均日产水平 (吨 ) 综合 含水 (%) 平均 泵挂 (米 ) 平均 泵效 (%) 检泵 周期 (天 ) 液量 油量 单井 液量 油量 自喷井 86 78 1344 312 抽油井 2656 2223 38183 7246 56 电泵井 302 290 31004 1484 57 气举井 118 110 2795 565 其他 94 38 518 16 合计 3256 2739 73844 9623 从上表可知，目前产液的主体是抽油井与电泵井，产量的主体是抽油机井，占总产量的 抽油机井技术指标分析如下两表所示： 抽油机井不同泵型情况 泵型（ 井数（口） 占抽油井 总开井数的比例（ %） 产液量（ t/d） 占抽油井 总产液量比例（ %） 平均沉没度（ m） 平均泵效（ %） 中原油田 32 289 70 38 929 94 44 636 2591 49 50 68 30 56 281 71 70 19 093 78 计 2223 38183 中原油田各采油厂抽油机情况 单位 井数 （口） 占抽油井总 开井数的比例（ %） 产液量 （ t/d） 占抽油井 总产液量比例（ %） 沉没度大于500 米的井数 抽油井 采油一厂 269 25 采油二厂 614 73 采油三厂 502 81 采油四厂 335 72 采油五 厂 339 5 采油六厂 140 3 全油田 2223 38183 962 11 从以上两表分析，可以看出： （ 1） 32 38油泵占抽油井比例过大 ，且泵效低 ，日产液低 。 32 38油泵占全油田抽油井的 而日产液仅占全油田抽油井日产液的 32平均泵效仅为 38。由于该泵型泵挂深 ，杆、管蠕动变形大 ，有效冲程减少，同时由于漏失严重，导致日产液量与所占抽油井比例不匹配。 （ 2）沉没度越大，并不意味着泵效越高，应选择合理的沉没度，选择合理的生产压差。 （ 3）目前，沉没度超过 500 米的抽油机井有 962 口，应该说有较大提液潜力，其中有 373 口集中在二厂。下两图反映采油二厂自去年以来，机采系统及月产液量变化情况： 产 油 量图 7：采油二厂去年以来油井数、开井数、日产油量变化曲线 12 200619982004198719811940195619771971 ：采油二厂去年以来 油井泵挂、动液面、沉没度变化曲线 由上两图可知，采油二厂的沉没度一直保持在 700 米以上，在八月底召开全油田提液潜力分析会后，二厂的提液力度有一定的加大，产油量从今年最低的 2601t/d 上升到 2816t/d，有较大幅度的提升。但与去年的日均 3000t/d 以上相比，下降明显。要保持产量的相对稳定，提液的力度应进一步加大。 三、中原油田下一步提液建议 根据目前深抽配套工艺技术及生产实际，为进一步加大提液力度，建议如下： 1、通过优化杆组合，推广应用“三大一小”地面工作制度，采取“升级加深” 的方法进行提液，即在泵挂深度不变，通过应用特种杆和减载装置等配套技术，采取泵升级的方法进行提液，应改变一味加深小泵提液的观念与做法。 2、减少 32 38使用量，对沉没度大于 500 米 13 的油井，建议用 38 44替代部分 32 38 3、对动液面小于 1500 米（ 89 口）、沉没度大于 500 米的（ 139口）采用 32的抽油井和动液面小于 1000 米（ 185 口）、沉没度大于 500 米的（ 404 口）采用 38的抽油井应采取适当措施进行升级提液。 4、对 413 口（ 44， 50， 56没度大于 500 米，动液面小于 1000 米的 332 口抽油井（44、 50、 56）应优选部分注采关系完善、供液充足的油井采取泵升级和下小电泵的方式加大提液力度。 5、通过加强油藏的认识，能对沉没度有较深的了解，将沉没度控制在合理的范围，保持合适的提液力度，保持产量的相对稳定。 14 （这部不要） 第二部分 分层注水工艺技术潜力探讨 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），油井开井数 2739 口 ,日产液 79897t，日产油 10122t， 平 均 单井 日产液 井 日产油 综合含水 水井开井 1292 口，日注水平 113564平均单井日注 88 月注采比 积产 液 43376104t，累积产 04t，累积注水 04累积注采比 水驱控制程度 水驱动用程度 工业采出程度 自然递减 综合递减 经过二十年 的注水开发，中原油田总体进入“三高”开发阶段，造成“三高”的主要原因是由于油藏构造复杂、埋藏深、储层非均质严重、 高温高压等因素， 再加上油藏长期注水冲刷，储层的孔隙结构发生较大变化，造成高渗透层渗透率更高， 使得 注入水平面上舌进，纵向上沿高渗透层突进，中、低渗透层难以动用，注入水量主要进入高渗透层，注水波及体积和效率低，生产井含水上升较快，开发效果差。针对这些现象，“九五”以来，逐年加大了注水井的调剖力度，初期见到较好的效果，但是随着施工轮次的增多，调剖效果逐渐变差。为进一步改善老油田开发效果，控制含水上升速度 ，提高水驱动用储量，在水质达标和分注工具研制取得较大进展的基础上，加大了分注措施实施力度，分 15 注工艺工艺措施成为目前提高水驱动用程度、控制油田递减的主导措施和重要挖潜手段。 一、提高水驱动用程度的潜力探讨 1、改善吸水剖面是增加水驱动用储量的关键 目前中原油田有注水井 1923 口， 开井 1292 口， 其中笼统注水井 1239 口，分注井 684 口。统计 1985 年以来的注水情况，注水井数吸水厚度百分数由 78%下降到目前的 吸水厚度下降了 百分点 (见图 9)。 吸水厚度逐年变差除产层结构调整外，另两个原 因是：一是注水开发引起地层储层变化，使非均质性更趋严重；二是 96 年以前水质不达标影响了低渗透层。 统计 847 口井吸水剖面发现， 60%左右的厚度不吸水，在吸水的 40%中， 厚度吸入了 45%的水量，这是造成水窜、指进的根本原因（见下表）。 图 9 中 原 油 田 吸 水 剖 面 变 化 趋 6 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001年吸水厚度，% 16 吸水强度与厚度关系表 时间 统计 井数 不吸水层 吸水强度 30 50 9 94 0 外，从近年来 剩余油研究、示踪剂精细油藏描述和部分 密闭取芯井分析结果也验证了吸水厚度逐年变差的原因。 剩余油分布研究结果表明， 油藏 平面上剩余油主要分布在高部位的主控断层附近地区，占剩余地质储量的 断块边角的剩余油占 注采井网不完善区块或因井况恶化形 17 成的局部剩余油富集区占 注水井示踪剂精细油藏描述结果表明，水淹层厚度平均为射孔厚度的 渗透率为原始渗透率的 27 415 倍，孔喉半径为原来的 3 15 倍，其中水淹层孔喉半径最大达到 173 m，注入 水水线日推进速度为油田初期的 8 60 倍，其中水线最快日推进速度达 179m，说明目前的储层物性发生了明显变化。 从已完成密闭取芯分析报告的濮检 2 井看，注水开发 10 年后，濮城 1 层系达到中水洗程度，平均驱油效率 含油饱和度由原始的平均 降到 水洗程度：均质性好、物性好、厚度大的油层水洗程度强；岩性致密、物性差的层水洗程度差。水淹层：均匀型水驱油效果最好，属强水洗层，驱油效率大于 50%；混合型水驱油效果最差，驱油效率小于 35%，属弱水淹层（见附表一）。 因此，要遏制 吸水厚度下降趋势，在水质达标的基础上，改善吸水剖面，提高开发水平成为目前最迫切的问题。 图 10 中 原 油 田 水 驱 动 用 程 度 变 化 曲 9 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001 2002 年水驱动用程度，% 18 2、动用二、三类油层是提高水驱动用储量、改善开发效果的关键 中原油田自注水开发后，水驱动用程度虽然逐年增加，目前水驱动用储量达到 22117104t,动用程度达 见图 10），但二、三类储层动用程度却很低，平均只有 40%，而储量占 其中二类储层储量占 产量比例 含水 85%，水驱动用程度 三类储层储量占 产量比例 含水 水驱动用程度 因 此，在一类储层进入高含水开发期后 ,如何加速动用二、三类储层，提高注水波及体积系数，改善水驱状况是提高开发效果的关键 (见下两表 )。 中原油田水驱储量变化表 时 间 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001 2002 地质储量 34271 35440 36269 37220 37505 37745 37950 38386 33386 39399 39947 40463 41617 水驱控制储量 19185 22185 24083 25572 26225 26088 26842 27857 29206 29558 30343 31256 32611 水驱控制程度 56 5 76 驱动用储量 12665 14025 15123 16254 16581 18304 18926 19691 20184 19370 20313 21319 22117 水驱动用程度 37 量分类水驱动用状况评价表 储层 类别 储量比(%) 含水 (%) 产量比 （ %） 采出程度 (%) 水驱控制程度 (%) 水驱动用程度(%) 储量水淹程度（ %） 19 一 8 5 8 三 对层间、层内非均质严重，二、三类储层动用程度低，吸水厚度逐年下降问题，近几年分注和调剖实施效果表明 ，这些措施是调整层间、层内矛盾，搞好层间接替，提高水驱动用程度，控制油田递减的主要手段。目前挖潜的主要方向应是波及体积小于 驱动用程度低、而地质储量占 二、三类储层（见下表）。 中原油田水驱波及状况表 波及系数 储量（ %） 主要单元 72、文 72 135、文 138、文 184、文 188、胡 47、胡39、胡 52、胡 63、胡 19、桥 46 19 东等 92 北、文 79、文 72、文 99、庆祖、胡 5、胡 7 南、文 25 西、文19、文 38 等 101、文 110、文 115、濮 2+3、濮 4 33、文 95、文 82、桥口、徐集、文明寨、文 51、文东盐间等 中老三块、文 209、文 92 南、濮沙一、濮沙二上 1、濮沙二下、濮沙三、马寨、卫城、文 266、胡 10、胡 7 北、马厂等 二、中原油田分注历史与现状 （一）分注历史回顾 中原油田的分层注水经历了三个发展阶段： 第一阶段是分注井数增加阶段（ 1984 年 1992 年）： 这 一 阶段开发上主要动用油层埋藏浅、渗透性好的油田，分注井数逐年增加， 分注井数最高达到 648 口，分注率最高达到 分注效果 20 好。技术上主要应用了 列低压封隔器、 665 2 偏心配水器等分注工具，测试技术上应用了井下浮子流量计、 井仪、放射性同位素吸水剖面技术等，满足了 18分注井的需要（见图 11）。 图 11 油田历年分注井数、分注率变化曲线 第二阶段是分注井数下降阶段（ 1993 年 1999 年）： 这一时期分注井数和分注率下降较快，主要原因： 1996 年以前的水质不达标，结垢腐蚀严重，造成注水井损坏严重， 38%的水井因井况问题无法 分注，同时工作重点放在调剖措施上，如濮城油田分注井数由最高时的 254 口下降到 56 口； 投转注井多为低渗开发单元，注水压力高，单体增压柱塞泵由 332 台上升到 638 台； 高压分注技术未突破。因管柱蠕动、封隔器座封后“后退距”胶筒松弛，层间启动压差大，分注控制限制层后，加强层注不进水等问题，使分注有效期短，影响了分注工作的开展。到 1998 年底分注井数只有 172 口，分注率仅 在分注工艺上，虽然引进了耐高温高压封隔器，研制出了可调684600409204181242367564611630648584457515435274224158906 0 . 14 5 . 1423 1 . 61 1 . 41 0 . 41 4 . 72 3 . 93 8 . 53 7 . 24 1 . 44 5 . 14 6 . 94 3 . 65 9 . 16 4 . 35 6 . 16 4 . 450010020030040050060070080084 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001 2002分注井数（口）010203040506070分注率（%）分注井数总分注率 21 式分层管柱，均因多种因素影响未能大面积推广。如 1995 年 5 月，引进华北油田 1 封隔器在文南油田的文 72 14 井上施工， 15 天后注水压力由 29为 15 出后发现 1#层的钨钢水嘴直径由 大为 2#层空水嘴）。测试 1#层的启动压力为 11 2#层的启动压力为 23 间启动压差达 于层间启动压差较大，加上当时防腐、解封较差等原因，未能达到预期分注效果。 第三阶段是分注井数、分注率恢复提高阶段（ 2000 年以来）： 2000 年以后，充分认识到分注井数减少和分注率下降，不仅损失大量水驱动用储量，还给油田开发带来的严 重影响，因此，在水质达标的基础上，重新加大了水井分注工作，加强了分注工具研究、完善配套管柱和测试调配技术，使分注井数和分注率有了一定提高， 2002 年月 10 月底分注井数达 684 口， （二）分注现状 截止 2002 年 10 月底，全油田共有注水井 1923 口，开井 1292口，分注井 684 口，其中下封隔器分层注水 548 口、注单层 136口，扣除长关及待报废水井 408 口，全油田总分注率 扣除事故水井 721 口，全油田方案分注数为 794 口，实际分注 684 口，方案分注率为 86%（见附表二）。 封隔 器分注井情况：一级一段分注 122 口占 一级两段 295 口占 两级两段 29 口占 两级三段 94 口占 22 三级三段 8 口占 。由于受注水压力及高压测试问题影响，文南、文留、卫城等油田的分注以一级两段和油套分注为主，共 417 口占 两级和多级分注井主要分布在濮城、马寨、文明寨、胡状等油田，共 131 口占 分注井压力分级情况为： 小于 18分注井有 306 18有 115 口占 25上的井 126 口占23%。 统计 2002 年分注井，测试层段数 819 个，合格层 647 个，分注层段合格率 79%。分注井最高注水压力 822封隔器位置最深达 3000 多米，分注前后平均注水压力上升 3 三、分注工艺技术的发展 (一 ) 开展分注管柱工况及受力分析，研制高效分注工具 近几年，针对深层高温高压注水井生产时压力波动大、管柱伸缩蠕动、分注有效期短等问题，开展了高压分注顶封管柱的工况、受力分析研究，改进了分注工具的耐压耐温性，开展了分注管柱防蠕动研究，取得较大突破，为大规模分注奠定了基础。 1、 分注管 柱工况及受力分析 高压顶封分注管柱的工作特点是：油管内注水层段 封隔器 泄液孔 球座 低压区 高压区 高压区 P 上 P 下 图 12：顶封管柱工况图 23 和封隔器以下为高压区，封隔器以上环套空间为低压区。由于封隔器受活塞、温度和鼓胀三种效应作用，使管柱失稳、回缩弯曲导致工具解封失效（见图 12）。 活塞效应使封隔器受上推力 封隔器座封后，由于上、下环空存在压差，产生向上推力，即活塞效应。以 2000m 27/8管、在 35日注量 100m3/隔器胶筒产生的上推活塞力为 膨胀效应产生向上的轴向拉力 注水压力的变化，使油管产生径向膨胀力，在封隔器座封后，鼓胀效应使封隔器 产生向上的轴向拉力为 温度效应产生轴向拉（推）力 注水井的生产或停注变化，使井筒内温度下降或升高，管柱随之缩短或伸长，封隔器产生轴向拉（推）力为 由于三种效应的作用，使得封隔器产生向轴向 459 、拉力，管柱未锚定时将产生严重的分注管柱位移，导致封隔器解封或密封失效。因此分注时尽可能使用锚定技术提高分注效果，尽可能提高封隔器单项承受压差和耐温性能，延长分注有效期。 2、高效分注工具的研制 (1)密封胶筒及肩部保护设计 为了提高封隔器耐压差和密封性能，首先研制 了高性能胶筒，在分析对比耐温、抗剪性的复合配方材料基础上，经过优选特殊 24 橡胶原料及配比，优化加工工艺、注胶方式、硫化温度以及胶筒端面形状、几何尺寸，使胶筒的耐压差性能和密封性能大幅度提高、寿命延长 (见图 13)。 (2)封隔器优化设计 为提高封隔器性能的稳定性，采用随压差座封方式确保胶筒有足够的压紧力；应用柔性防突件保护使胶筒与套管接触保持稳定的密封；采用锥面线加“”型圈双密封，优化反洗上密闭流道；选用高强度材质，优化钢体结构，实行强制锁紧和解封，确保封隔器性能指标达到耐压差 35高温 130，性 能可靠。 (3) 设计防垢沉积水力锚 针对水力锚锚爪回收不畅和易卡井现象，在锚腔内设计了内衬管，使锚爪在生产、停注、反洗井等情况下产生的“伸张 收缩”变 “呼吸”为“虹吸”过程，避免了垢物在锚腔填充，提高了水力锚的安全性。 （二）目前比较成熟的分注管柱 通过分注管柱的工况和受力分析，优化封隔器结构和改进胶筒性能，以及实施锚定补偿等措施，设计和现场应用了以下几图 14：顶注水层段 顶封封隔器 导流器 防沉积水力锚 保护层段 单向球座 封封隔工艺管柱 图 13：胶筒结构图 25 种分注管柱，使分注效果得到大幅度提高。 1、高压顶封分注管柱 管柱组成：防沉积水力锚 +耐单向高压差可反洗井 封隔器 +撞击式导流器和单向阀（ 见图 14）。 适用条件：井深 3500m，单层注水或需要套管保护的高压注水井。 技术指标：耐压差： 35温： 130； 外 径： 112 114 该管柱在文东、文南等油田分注 121 口，见到较好的应用效果。统计文南油田高压油套分注 75 口，增加水驱动用储量 128 104t，对应油井增油 104t，油田开发效果得到明显改善。 2、 隔器与偏配组成的中高压分注管柱 管柱组成：水力锚 +仿 665心配 水器 + 封隔器 +撞击筒 +单向球座（见图 15）。 适应条件：井深 2500m，层间差异较大的中高压水井。 技术指标：耐压差： 30温：120； 外 径： 112 114 该管柱应用 310 口，在层间差异大的图15： 与偏配管柱 图 16：补偿锚定管柱 26 中高压注水井上较为普遍，施工效果较好。 3、补偿锚定高压分注管柱 管柱组成：补偿器 +水力锚 +封隔器 +偏心配水器 +支撑卡瓦 +底封球座、筛管、丝堵（见图 16）。 适应条件：井深 3500m 的深层高压注水井； 技术指标：耐压差： 35 耐 温： 130； 外 径 ： 114 该分注管柱在濮城、文明寨、胡状等油田 应用 48 口井，层段分注合格率达 启动 新层 1 层，平均有效期延长 70 天，最长达 254 天，对应油井累增油 104t，累降水 104到较好效果。 4、小直径封隔器分注管柱 针对套管微变形的注水井分注，采用 隔器 +双向锚、 隔器 +双向锚和 4封隔器分注工艺，取得了较好的分注效果。 （ 1） 隔器 +双向锚、 隔器 +双向锚分注管柱 适应条件：套管内径大于 110变形井。 技术指标：耐压差： 25温： 125。 外 径： 105 110 自 2001 年以来， 隔器 +双向锚分注管柱在文、卫、 27 马油田应用 7 口井，施工成功率 100%，有效期达 385 天。 双向锚分注管柱在文、卫、马和胡状油田应用 10 口井，施工成功率 100%，平均有效期 284 天，最长的已达 357 天。 （ 2） 4封隔器 +水力锚分注管柱 适应条件： 4套管井。 技术指标：耐压差： 35温： 130。 外 径： 80 该分注管柱在胡状等油 田应用 3 口井，有效期超过 9 个月。 四、分注效果 自 2000 年到 2002 年 10 月底，累计新下封分注 608 口，增加水驱动用储量 04t，对应油井 1381 口，见效 539 口，日产液由见效前的 18362 升为 19788 产油由 2037t 上升为2872t，含水由 降为 日增油 845t，含水下降 百分点，三年累增油 04t，累降水 04 得较好的增油降水效果（见下表）。 2000分注效果表 项目 卡封分注井数(口 ) 增加水驱储 量(104t) 对应油井数(口 ) 见效油井数(口 ) 见 效 前 见 效 后 年增油 (t) 年降水(104产液(产油 (t) 含水(%) 产液( 产油 (t) 含水(%) 2000 233 60 312 11053 1098 1640 1512 2018 001 227 67 125 4610 573 652 868 81. 2793 28 3 4 2002 148 54 102 2699 366 496 492 0605 计 608 381 539 18362 2037 9788 2872 00557 比分注前后的吸水剖面，吸水层数由分注前的 升为44%，吸水厚度由分注前的 升为 吸水强度由分注前的 m3/降为 得较好的剖面改善。其中分注改善剖面较大的油田有文中、文明寨、马寨、胡状、马厂等油田，剖面改善较 差的为濮城、卫城油田，分析原因可能与固井质量及井况有关（见附表三）。 1、典型分注井例效果分析 胡 12注效果 : 胡 12于 2002 年 3 月实施两级三段锚定分注，分注前注水压力 压 23注 129 注后注水压力28压 注 129 个月后对应 1212212 口井见效。测试表明，上层 嘴吸 29 间空嘴吸 40 层 嘴吸 60 到配注要求。通过分注增 加水驱动用储量 104t，到 10 月底，井组累计增油 1305t，降水 1559 2、典型分注单元效果分析 (1) 马寨油田卫 95 块分注综合治理效果 马寨油田卫 95 块，含油面积 质储量 612 104t， 29 开发沙三下 1 3、 4 7 层系，采油速度 经过十多年的注水开发，层间矛盾日益突出，受井况、夹层小、注水压力高的影响，分注率低，区块开发效果差。为缓解层间矛盾，提高水驱动用储量， 2001 年分析对比了 52 口水井的吸水剖面、井组连通状况、作业井史、测试成果等资料，论证了各井的分注可行性 ，对部分井先调剖后分注。当年分注 10 口，打塞注单层 4 口，对应油井 18口有 11 口见到增油效果，日增油 11t，当年累计增油 1176t，见到较好的剖面改善和增油效果。如卫 95分注前后吸水剖面资料表明，分注后吸水层数由 3 层增加为 6 层，吸水厚度由 加为 水强度由 7.3 m3/降