努力搞好油藏增储挖潜材料

依靠采油工艺技术进步 努 力 搞 好 油 藏 增 储 挖 潜 241 2002年，我厂按照年初制定的“一个核心、五个硬仗、两个改善、两个控制、三个提高”的工作思路，精细采油管理，依靠技术进步，不断探索创新，丰富挖潜手段，形成了调剖堵水、酸化压裂、分采分注、三次采油、机采工艺和井况防治等提高油藏采收率的系列配套技术，提高了油田开发水平，使采油工程技术水平又上新台阶，充分发挥采油工艺在油田开发中的作用，实现了“储量、产量和效益”的协同发展。 一、主要采油工艺技术应用情况及效果 、注水井 调剖工艺技术 1、调剖效果分析 、施工情况 2002 年 111 月份，共在文、卫、马油田共实施注水井常规调剖 79口井 86井次，投入各项费用共计 均单井费用 挤入各类堵剂 51438均井次剂量 598处理地层 2371m/1049层，平均单井处理地层 27m/12层，平均处理半径 艺成功率 详见表 1）。 表 1 111 月 份调剖施工情况表 单 位 施工 井次 调剖 剂量 平均 剂量 平均 半径 启泵 压力 最高 压力 停泵 压力 年累增油 (t) 年累降 水 (总费用 井次 费用 文明寨 20 10315 516 018 18543 城 38 21161 557 659 33183 寨 28 19963 713 131 10328 厂 86 51438 598 2809 62054 242 、注水井见效情况 2002年 111 月份实施完成的 79口注水井中有 76口井见效，注水井见效率 79口井 86井次措施后平均 动压力上升了 平均 5859m3/d 注水量范围内，平均注水压力上升了 见表 2）， 79口措施井中，有可对比剖面井16口，调后平均单井吸水厚度增加 吸水层下降 动新层 表 2 111 月份调剖水井见效情况表 单 位 (启动压力 (注水压力 (日注水量 (m3/d) 有效 期 调前 调后 变化 调前 调后 变化 调前 调后 变化 调前 调后 变化 文明寨 5 60 25 卫 城 7 61 29 马 寨 0 49 8 全 厂 0 58 23 、对应油井见效情况 2002 年 111 月份实施的 79 口调剖井中 ,统计了其中 76 口井对应的正常生产油井 163 口（重复对应油井除外），其中有 129口井见到了增油、降水效果，对应油井见效率 目前仍有98口井继续有效。 11 月份月增油 2282t，日增油水平 计增油 12809t，降水 62054见表 3）。 243 表 3 111 月份调剖对应油井见效情况表 单 位 调剖 井次 统计 井次 对应油井 口 见效油井 口 见效率 % 年累增油 t 年累降水 效期 d 文明寨 20 20 39 30 018 18543 103 卫 城 38 36 70 51 659 22183 129 马 寨 28 28 54 48 131 10328 98 全 厂 86 84 163 129 2809 62054 111 2、主要工艺技术 、常规复合堵剂大剂量深部调剖工艺技术 深部调剖技术是将常规堵剂注入油藏深部，在改造层间矛盾的同时兼顾 层内矛盾的改善，通过优化施工参数和处理半径、优选段塞设计，使堵剂在油层深部桥架、絮凝或固化而建立封堵，以改善吸水状况、提高水驱波及体积和油藏水驱采收率。在渗透率高、启动压力低、注采反应明显的文明寨油田，主要应用了钙土 卫城浅层油藏和马寨油田以钠土 凝体系为主，配合使用小剂量的 土 卫城深层油藏及马寨油田部分高压注水井，单纯应用了强度较低、污染较小、注入性较高的钠土 为达到深部封堵的目的，今年在封堵调剖工艺上主要有两点改进： 、高强度段塞远井封堵。在段塞顺序上，优先使用高强度封堵段塞，再使用次级或低强度段塞。先使用高强度堵剂的优点 244 在于：一是绝大部分高强度堵剂优先进入高吸水层，可减少高强度堵剂对其它层的污染和提高对强吸水层的封堵效果，二是高强度堵剂进入油层深部，达到远井强封堵的目的。 、低压低排量施工。从 2002年初开始，封堵类调剖的施工排量大幅度降低，今年该类调剖的施工排量平均为 7m3/h，与去年同类工艺相比，施工压力下降了 减少和控制堵剂对非目的层的污染。 今年 111 月份，文、卫、马油田采用钙土 水泥和钠土 0口井 57井次，共挤入各种堵剂 35127平均单井剂量 616最大剂量达 1175平均处理半径 剖后在日注水量基本不变（ 63m3/情况下，注水压力由调前的 升了 应 113口油井中有 87口井见效，见效率 有效期 116d，累计增油 7709t，降水 51539得了较好的增油降水效果。 、水玻璃 在往年深层低渗透油藏 “近解远调”调剖工艺应用经验基础上，今年 111 月份，我们继续一方面执行大剂量大半径调剖思路，另一方面通过关井停注降压、先堵后酸、先酸后堵、酸 酸等方式施工，使堵剂进入高渗透层，提高剖面改善程度，从而实现井组稳产。 245 “近解远调”调剖工艺主要应用于卫城深层低渗透油藏， 2002年 111 月份共实施“近解远调”调剖 29 口井 29 井次（其中有20 口井属卫城油田），挤入水玻璃、盐酸、 剖剂共计16312均单井剂量 563平均处理半径 工过程中爬坡压力平均上升 由调前的 升了 动压力由调前的 降了 日注水量基本不变（ 71m3/d）的情况下注水压力由调前的 升到 剖后对应油井见效率 有效期 102d， 111 月份累计增油 5099t，降水 10515 另外，为进一步加大剖面改善力度，解决大层间差异井的剖面改善问题， 6 月份试验采油院调 口井，措施后平均注水压力下降 止 11 月底，有效期 156d，累计增油 417t，降水 2608 3、主要做法 、采用堵酸结合调剖工艺，提高剖面改善效果 强封堵类调剖剂在封堵目的层的同时，必然污染部分中低渗透油层，致使总体吸水厚度减少。为此我们将调剖与酸化解堵结合，解决了强吸水层封堵后难注水、非封堵目的层难以启动的问题：利用调剖工艺降低注水井高吸水层的渗透性，提高强吸水层的启动压力，控制其相对吸水量；然后利用酸化工艺对吸水能力 246 较低，微吸甚至不吸水的层进行酸化改造，两者的协同作用使吸水剖面的改善力度加大，最大限度缩小层间启动压差，提高吸水剖面的均匀程度和水驱动用 效果。 、采用调前停注、普及“低压低排量”施工，降低非目的层污染 针对以往调后强吸水层得到控制，但弱吸水层同时受到一定污染的现象，今年一方面利用钻停、动停恢复及调前停注的办法，另一方面大幅度降低施工排量，有效降低了施工压力上升幅度，确保调剖液最大限度地进入高渗透层及大孔道， 111 月份实施的79 口井 86 井次调剖井中，调剖前钻停、动停及关井扩散压力的有 58井次，占总井次的 另一方面通过改变调剖车辆费用结算方式和应用低排量、低压力的专用调剖泵施工，使“低压低排量”施工方式进一步普及，防止和减少了施工 排量过高而引起的非目的层污染，可对比明 206井强吸水层下降 层，启动新层 10m/5层。 、增大高强度段塞尺寸，提高文明寨油田调剖效果 文明寨是较为典型的“二低一大”注水开发油田（注水油压低、启动压力低、吸水指数大），调剖技术虽然从工艺上解决了高渗透、大孔道的封堵难题，但从历次调剖情况看，施工时主体悬浮段塞在注入过程中，井口压力上升幅度不大（约 右），调后注水压力下降快，油井有效期短。分析主要原因有两 247 点：一是较低浓度的主体悬浮段塞注入过程中，调剖剂在地层中的滞留性差，难以形成粒径架桥封 堵和建立有效施工压差，二是调剖剂在地层中的胶结程度低、强度小、不耐冲刷，调后有效期短。为此今年初有针对性地加大了高强度段塞尺寸（由去年的井次平均 7000并通过添加悬浮剂，提高了调剖液的悬浮性能，既减少了堵剂沉淀浪费，又降低了沉淀造成的中、下部油层污染。 、成立专业化施工队伍，突出科研、现场工作重点 3 月初我厂成立了专业化施工队伍，使科研人员潜心优化设计、室内研究和总结分析，调驱作业队负责现场运行和组织施工，进一步明确了工作重点和工作方向，突出科研、现场工作重点。 4、存在问题 、缺乏 新的调剖储备技术 近两年来调剖技术没有大的进展，储备技术缺乏，主要原因是由于外部技术市场的封闭和内部技术研究力量的相对薄弱。 、低压低排量施工与大剂量、工作量需求的矛盾 随着调剖剂量的增大和低压低排量施工方式的应用，单井施工时间明显延长，目前平均单井纯施工时间约 45d，严重影响了施工进度和工作量的完成， 111 月份共施工 86 口井，与去年同期相比工作量下降了 16%，与计划工作量仍存在一定差距，因此低压低排量施工与大剂量、工作量需求的矛盾仍然突出， 单井效 248 果的提高和年度工作量的下降将导致单井效果和全年整体效果的对立。 5、下步规划 继续坚持以“提高调剖效果，降低储层污染，提高水驱效果”为目标，兼顾层内 井 “成熟技术规模化、储备技术系统化、实施井点整体化”为工作思路，围绕目标主要开展以下两个方面的工作。 、加大成熟技术的推广力度。 以卫城深层低渗油藏为重点，加大近解远调、堵酸结合调剖推广力度，在卫 95 块及 305 块部分中等渗透油藏实施多段塞复合调剖，在文明寨油田及卫城浅层部分中高渗透油藏，采用小剂量高固化体系强堵、大剂量低固化体系深部调剖。 、学习、研究与引进相结合，开发新的调剖 储备技术。 通过考察、学习和调研，适时引进其它油田、石油院校及科研院所开发出的调剖新工艺、新技术，选择部分可行性较高的技术进行小规模现场试验，从而筛选出一些适合文、卫、马油田特点的调剖技术和调剖剂体系、配方，作为技术储备。 、油井找堵水工艺技术 1、油井化堵工艺技术 目前挤堵使用无机颗粒堵剂，采用光油管正挤挤入法进行施工， 2002年截止 11 月初，共实施油井化学堵水 18口井 20井次， 249 成功 16井次，工艺成功率 80%，累计增油 510t。 、施工简况 从 2002 年 5 月至 11 月初，共进行化堵施工 20 井次，处理油层 25n，累计挤入堵剂 420均单井用量 21均单井处理半径 在文明寨油田实施 5口井 7井次，工艺成功率 100%；马寨油田实施 2口井，工艺成功率 100%；卫城油田实施 11 口井 11 井次，工艺成功率 64%，主要原因是有 6口井由于正挤清水时施工压力过高，不得不反洗井，反洗不通造成了大修事故。 、效果分析 在 18口井中有 4口可对比油井，措施初期平均单井日产液量由 d 下降到 d，日产油量由 d 上升到 d，含水由 降到 截止 11月底， 4口井全部见效，日增油 d，日降水 计增油 388t，降水 3426效期 70d，目前继续有效（详见表 4）。 表 4 油井挤堵前后生产情况对比表 井号 施工 日期 施工前基值 11 月生产情况 累计降水 累计增油 产液 产油 含水 液面 产液 产油 含水 液面 43 13 461 73 98 27 2205 214 05 7 1221 26 60 101 合计 148 110 3426 388 平均 37 18 14 857 97 250 、存在问题 挤堵后验堵效全部一次合格，减少了施工费用及重复作业费用，缩短了作业时间，减少了作 业费用。目前存在的问题是现有堵剂为无机堵剂，封堵强度虽然高，但是粒径较大，初凝时间较短，不适合卫城油田的深层高温、低渗透油层，堵剂配方及施工工艺有待改进。 、下步工作 、研究、试验自己掌握核心技术的系列堵剂。 、研究、试验不同井别、井况、地层、区块的化堵工艺。 、研究引进化堵施工时的套管保护封隔器，防止施工时的套管事故。 2、机械卡堵水工艺技术 截止 11 月底，应用 隔器，共实施油井机械卡堵水 11 口井，工艺成功率 100%，增油有效率达 目前有 5口井继续有效，累计增油 2379t，降水 1846均有效期 84d。如卫 239 井，找漏前生产井段 m， 7 层，日产液 43.9 m3/d，日产油 d，含水 平均动液面 0m，怀疑套破， 8月份经过验套找漏发现在 587过卡封生产后：日产液量 d，日产油量 d，含水 动液面 788m。日增油 d，累计增油 673t，降水 1697效期81d，目前继续有效。 251 3、 针对江 54复座封及密封性能不好的缺点，导致在试压漏失的情况下无法判断是油管漏失、套管漏失还是胶筒不密封的现象，引进了 隔器应用于卡封、验套、找漏等工艺，其结构如图 1所示。 、工作原理 座封：上提管柱 1时针旋转 1 周以上，中心管上的销与轨迹筒脱开，然后边旋转边下放，依靠扶正体与套管内壁的摩擦力，锥体将卡瓦胀出锚定在套管内壁，坐封剪钉剪断，封隔件被压缩，密封油管与套管环空。 解封：上提管柱即可解封。 、特点 、胶筒位于卡瓦之上，避免卡瓦砂埋。 、结构简单， 操作方便。 、重复座封能力强。 、现场应用情况 252 自 7 月份以来，共应用 隔器卡封、找漏、验套14口井，找漏时最高打压 25中 座封次数达到5次之多，密封性能良好，起出封隔器胶筒完好。 、下步打算 针对目前卡封找水成功率低、工艺不完善的问题，下步打算与外部科研单位共同研制开发由电磁阀控制的找堵水一体化管柱，以满足我厂找堵水工作的需要。 、注水井降压增注工艺技术 1、酸化解堵工艺技术 、现场试验简况 截止 11 月底，现场共应用多元复合酸和 氧化酸解堵22 井次，工 艺成功率 100%，有效率 平均单井处理油层 1n，平均处理半径 均单井投入 、酸化效果分析 、注水压力降低 酸化前后对比，平均单井注水压力由 低了 前平均单井注水压力 、日注水量增加 平均单井日注水量由 40m3/2m3/d，日增注 22m3/d。截止 11 月底，累计增注 44077均单井累计增注 2301 253 、对应油井效果分析 统计 19 口水井共对应油井 33 口，有 23 口油井见效，油井见效率 见效后，油井日增油 d。截止 11 月底，累计增油 4461t。 、典型井组 、水井效果 卫城油田 注水层位沙三下 6n，笼统注水。酸化前 25据该井吸水剖面及注水情况决定实施酸化，于 8月 19日进行施工，施工压力由36泵压力 措施后由 25不进水降至 6注 50m3/d，日增注48m3/d。目前注水压力 注水量 50m3/d，有效期 90d，且继续有效（详见图 2）。 、油井 效果 对应油井卫 22产液量 d，日产油 水 动液面 1689m；目前生产情况为：日产液量 d，日产油量 水 动液面 1457m。截止图 2 卫 1 3 6 井 措 施 前 后 注 水 曲 线0510152025300 2- 1- 10 2- 1- 310 2- 3- 20 2- 4- 10 2- 5- 10 2- 5- 310 2- 6- 300 2- 7- 300 2- 8- 290 2- 9- 280 2- 10 0102030405060油压日注水量 254 11 月初，对应油井累计增油 57t，有效期 90d（详见图 3）。 2、注水井缩膨增注工艺技术 、作用机理 、其阳离子基团在酸性条件下的其氧化性能打破粘土的晶格，使其释放出所吸附的水分，收 缩膨胀体积，恢复被堵毛细孔。 、其阳离子水化能低于 、 、 等阳离子，优先被粘土所吸附 。当其被粘土吸附后，由于水化能低，会促使晶层间脱水，使晶层遭受压缩，从而形成紧密的构造，有效抑制粘土水敏，压缩膨胀粘土。 、水溶性聚合物具有的极性官能团，能够吸附粘土颗粒，由于其分子量高，能够把多个粘土颗粒连接或桥接在一起，从而阻止粘土分散，保持粘土的稳定性。 、现场应用效果 2002年 111 月，共实施缩膨降压增注 25口井，平均单井降压 增注 16m3/d，单井累增注 4898计增注 104均有效期 182d，见到了较好的降压增注效果。 图 3 卫 2 2 - 6 9 井 措 施 前 后 生 产 曲 线05101520250 2- 1- 10 2- 1- 310 2- 3- 20 2- 4- 10 2- 5- 10 2- 5- 310 2- 6- 300 2- 7- 300 2- 8- 290 2- 9- 280 2- 10 34567891011日产液量日产油 255 3、存在问题 、目前施工大部分是全井段笼统酸化，对非均质严重油藏的剖面改善效果差。 、缩膨降压工艺技术比较单一，只能解决非常明显的地层水敏问题，不能解决近井地带污染。 4、下步工作安排 、改进优化水井酸化配方及施工工艺，尽量做到施工不上作业、低压、安全施工。 、形成分层、暂堵酸化工艺系列，以适应不同油藏增注和改善剖面的需要。 、开展缩膨 出一套较完善的配方体系来解决油层水敏堵塞问题。 、压裂工艺技术 1、概况 截止 11 月底，我厂进行油水井压裂 62口，其中新井投产压裂 28口，老井压裂 34口，压裂工艺成功率达 ， 20 口老井继续有效。截止 11 月底，新井累计产原油30343t，老井累计增油 29112t，合计增产原油 104t，取得了较好的增产效果。 2、压裂效果分析 、新投井（油井）水力压裂效果 256 新井压裂 28 口，分别采用油套合压、投球压裂方式进行油层改造，压裂后初期平均单井日产液 产油 前平均单井日产液 产油 能低，实行二次压裂有8口井，截止 11 月底，累计产油 30343t。 、以陶粒做支撑剂 23 口，改造油层 63 层，砂量479裂液 3168均单井改造油层 层，平均单井使用陶粒 均单井压裂液 199平均加砂强度 m3/m，平均砂比 平均排量 均单井地层破裂压力 泵压力 均单井日产油 计产油 28171t。 、以石英砂做支撑剂 5 口，改造油层 67m/27 层，裂液 均单井改造油层 层，平均单井使用石英砂 24均单井压裂液 188m，平均砂比 平均排量 均单井地层破裂压力 泵压力 均单井日产油 计产油 6005t。 4口井产量下降后，进行了二次改造，提高了压裂规模，平均加砂强度 m，平均砂比 压裂后日增油 计增油 2172t。 、老井压裂压裂施工情况 2002 年 111 月份共实施老井水力压裂 34 口，基本以陶粒作支撑剂。共改造油层 86层，平均单井 层。加砂 257 量 893裂液 6162均单井压裂液 193均单井加砂量 均加砂强度 m，平均砂比 平均单井地层破裂压力 泵压力 前平均单井日产液 日产油 后初期平均单井日产液 日产油 前平均单井日产液 日产油 井日增油 8t，日增液 无效井 4 口。 截至 11 月底，累计增油29112t。 3、存在问题 大井斜井压裂规模、砂比受限，增产潜力降低，目前工艺技术水平难以彻底解决该问题。 4、主要做法 、坚持压裂前地层压力录取，确保压裂井有效率。 压裂前对补开新层、压裂老层进行压力系数录取，上的井方进行压裂， 2002 年 111 月进行压力系数监测 34井次， 3 口井测压不合格（压力系数 对不合格的井取消压裂措施，从而避免了低效投入。 、对有潜力的老井压裂层，适当提高加砂强度和压裂规模，加砂强度要保持在 111 月份，我厂老井压裂加砂强度大于 口，平均砂比 设计缝长 116m，支撑剂 30前日产液 产油 后平均日产液 产油 增油 258 高于老井平均单井日增油 8t 的水平。加砂量大于 40均加砂强度 m，平均砂量 53均砂比 平均设计缝长 115m，压前日产液量 产油量 后平均产液量 产油量 增油 9t，目前 3 口井继续有效。 、加大重复压裂力度，提高低效井效益 2002 年 111 月，地质、工程部门紧密结合，对 9 口老井，进行了重复压裂改造。这些重复压裂井的部分井段或全部井段在投产时进行过压裂改造，由于改造规模偏小，m，裂缝闭合失效等原因，产量降低。采取加大压裂规模及裂缝改向等手段进行重复压裂 9 口井，产油 裂后日产液 产油 计增油 4359t。 特别是 ， 2002 年 1 月压裂投产，加砂量 18砂强度 m，砂比 30%。压后日产液 10日产油 002年 7月进行二次重复压裂，加砂量 28砂强度 m，砂比 28%。压前日产液 日产油 4t，压后日产液 20日产油 13t，日增油 9t，累计增油 864t。 、开展双封分层压裂试验，提高分层压裂改造水平。 双封压裂由于施工风险大，对封隔器等井下工具要求高等原因，在中原油田一直未能成功实施。 2002年 7月份，引进了江汉 259 油田的双封分层压裂管柱，在 上进行应用。压前采取了二次校深、通井、压裂液性能的检测等准备工作，压裂时成功实现两次分层压裂，压裂后，解封正常顺利。压裂后日增液 28增油 计增油 119t。 、进行 3寸油管注入施工，降低液体用量。 油管注入具有前置液和顶替液用量少、液体效率高、有利于油层保护等优点，对于小砂量的井更为必要。 2002年对 寸油管注入施工，该井加砂 10 采用油套混注，则需大幅度提高前置液量、顶替液量。实际顶替量用 13.3 通常 30 前置液量 40 少约 20 井压后日产液 13产油 12t。 、采用压后处理工艺，解决破胶效果差的问题，减少油层污染，提高压裂效果。 目前水力压裂采用的成胶剂是改性羟丙基胍胶，与交联剂交联后，粘度可达 上，在施工过程中，常常由于破胶剂浓度、地层温度等原因造成部分压裂井破胶不彻底，现场返排出胍胶粘度达 上。不仅污染油层，而且造成部分井冲砂困难。为此，我们采用了以强氧化性物质为主要成分的压后处理剂来解除压裂胍胶破胶不彻底的问题。 2002 年 111 月份以来，对我厂的 9 口压裂井实施了压后处理施工，处理前返排出压裂液粘度 理后返排压裂液 260 粘度 降幅度达 96%，返排后冲砂顺 利，如 压裂后破胶不彻底，冲砂时管柱洗不通，采用压后破胶处理，处理后顺利冲砂至井底。开抽后日产液 35日产油 24t。 、注水井分注工艺技术 1、概况 截止 2002 年 11 月，我厂共有注水井 400 口，其中下封分注井 142 口，注单层井 46 口，报废再利用井 45 口，长关井 67口，按厂最新分注率计算方法，即：分注率 =（下封隔器井数 注单层井数） /（总注水井数 100%，全厂分注率达 与去年 12月份的 比，增加 百分 点，卫城分注率为 ，马寨分注率为 古云分注率为 边采部分注率为 详见表 5）。 2、 111 月份主要开展的工作 今年 111 月 份根据油田开发新形势的需要，我们扭转工作思路，一方面强化了分注措施方案的精心设计和分注工艺的研究工作，另一方面积极开展水井工作大调查，建立健全水井资料统计分析制度 ， 搞好分注井日常管理，具体工作简要总结如下： 、规范分注井资料录取工作 111 月 份为了加强分注井的管理，我们开展了一系列分注井井口现状及资料录取调查工作 ，并针对井口设施配备不全，取压 261 表 5 2002 年 11 月与 2001 年 12 月分注率对比表 单位 时间 总井数 下封隔 器井数 注单层井数 报废再利用井 长 期 关 井 数 分注率 % 井数 下封井数 井数 封隔器 单层 文明矿 13 42 8 17 2 17 4 1 30 51 8 20 1 22 2 4 城矿 69 33 27 17 2 26 7 76 54 27 21 4 35 11 寨矿 0 26 7 3 3 3 1 0 4 34 7 4 3 7 2 云 1 0 1 0 0 0 2 采 0 1 5 0 0 4 2 4 1 4 0 3 2 厂 68 103 47 37 7 50 5 10 00 142 46 45 8 67 4 17 置规格不一等问题，积极与油矿结合完善井口设施，组织有关技术人员 对各种取压装置进行有选择的改进加工，统一 了取压装置的规格，减轻了小班工人资料录取难度及录取工作量。此外，我们还制定了注水井取压操作规程、水井资料录取标准等，确保了资料录取的准确性、可靠性。 、研究适合我厂的分注工艺，研制了高压注水封隔器 针对目前我厂存在的常规注水封隔器耐压较低、有效期短和高压封隔器依靠局外提供等问题，我们经过认真分析研究，设计 262 了一种上部带水力双向锚定机构的 隔器，目前正组织加工 。 3、 111 月份实施的主要工艺 今年 111 月份，我厂共实施下封作业 124 口井 139 井次，其中分注 102井次（与去年同期相比增加 28井次），卡顶封 9井次，换封 28 井次，共采用采油院、科峰、美国、玉环、汇达、中翔等封隔器 12种，以玉环、采油院居多，科峰（小直径）、美封、汇达次之，使用情况见表 6。 表 6 2002 年 111 月份水井使用封隔器情况统计表 工 具 类 型 使用 井次 平均下入深度（ m） 平均有效期（ d） 分注井分级状况 卡顶封 一级二段 二级二段 二级三段 三级以上 玉环 8 1806 155 13 23 2 玉环 2 1860 131 6 5 1 ） 24 2643 154 1 23 ） 12 2310 142 2 1 1 8 美国 6030 2546 201 4 6 110） 21 2363 185 2 16 3 汇达 7541 1802 105 4 7 其它五种 11 8 1 2 合计 139 9 77 2 48 3 通过现场应用表明：美封耐压高、密封性能好，能较好地适用于高压深井的卡顶封和油套分注；在文明寨浅层油田推广的 110）封隔器的引用能较好地解决套变井分注难题，有效期长， 263 对应油井见效明显； 隔器的引进也能较好地解决高压深层一级二段和二级三段的分注难题。 、高压封隔器分注工艺 目前，我厂共有高压注水井有 109口，占开井总数的 其中，注水压力在 184口，在 255 口。常规封隔器难以满足要求，下井后往往表现为封隔器有效期短、换封频繁等现象。为满足高压分注井需要，今年 1份，我们在继续推广效果较好的 03引进了采油院的 、采油院 该封隔器是为了解决深层油藏两级三段高压分注难题而引进的一种分注工艺， 耐压差 35温 120， 该封隔器的 工作原理是 ： 加液压 1520现坐封，上提即可解封。 2002 年 111 月份共在 12 口井上应用了该工艺，最大下入深度 2929m，平均下入深度 2310m，平均有效期 142d。根据注水井下封后情况看，平均单井油压与措施初期相比，上升了 压 上升 了 效果良好。 、采油院 241今年以来，为了解决高压分注难题，我们和采油院合作，引 264 进了 座封时，留出座封距，从油管打压，液压经中心管传压孔分别作用于卡瓦座及下接头，在活塞力的推动下卡瓦座上行， 当压力升至 6座封剪钉剪断，卡瓦被撑开卡在套管壁上，下放管柱加载 6080胶筒压缩、膨胀，实现封隔油套环形空间的目的。该封隔器最大外径 112压差 35温 130，由于该封隔器具有外径小，耐压差高，耐温能力好等优点，所以适合在高压分注井，特别是轻微套变井中应用。 111 月份共实施 24 井次，除一口为卡顶封外，均一级两段油套分注， 平均下入深度 2643m，平均有效期 154d。根据注水井下封后情况看，平均单井油压与措施初期相比，上升了 压 上升 了 效果良好 。 、小直径封隔器分注工艺技术 为了解决套变井的分注难题，我们在继续推广应用了341引进了可用于油套分注、找漏验封的 隔器，该封隔器工艺简单、可重复座封，有效解决了口袋小、轻微套变井的分注难题。今年111 月份，共推广应用小直径封隔器 24 井次，其中 井次， 隔器 18 井次， 隔器 3井次，工艺成功率 100，目前除一口井失效， 4口井上措施外，其余均密封有效，平均有效期达 185d， 10 口新 分注井 7 口对应 265 油井见效，见效增油 1963t。 、防死油装置 分层注水井作业下油管时，死油容易从筛管经座封洗井球座进入油管及井下工具内，影响投捞测试。 2001年井下工具和油管内因有死油而影响投捞测试的有 62 井次，因死油不能正常投捞测试，也洗不通井，重新上作业 5井次。由于反复的投捞，给测试施工增加了很多无效工作量和劳动强度；对于无法投捞测试的井，需油矿用水罐车反复进行热洗井，浪费人力物力。为了解决上述问题，我们引进应用了防死油装置。 分层注水井作业前，将防死油装置装在洗井球座和筛管之间，油管及工具下井时，它密 封着控制开关以上的油管通道，不让死油及其它液体进入油管及井下工具，当油管和井下工具下过死油段后，防死油压力控制开关自动打开。封隔器座封、反洗 井、注水都不受影响。 2002年， 防死油装置共 在文明寨油田 3口套管内死油较多的井上进行现场应用， 柱下深 1461m；两级三段水井，管柱下深 1797m，应用后现场投捞测试很顺利，效果显著，解决了因死油进入油管及井下工具内造成投捞测试难的问题。 、地面分注不投捞测试工艺 针对分注井因井筒有油、结蜡等原因导致测试调配不顺 利、 266 测试周期长，易造成上作业，以及高压分注井不能测试的问题，今年我们进一步推广了地面分注不投捞测试工艺。 111 月份共实施地面分注工艺 40口井 44井次，应用效果良好，解决了一级二段分注井不易测试问题，减少了投捞测试费用。 、磁定位二次校深技术 二次校深是使用磁定位器先测一条套管短节、接箍曲线，下分注管柱后再测一条封隔器、配水器、油管短节曲线，用前一曲线来校正封隔器、配水器所下位置，保证封隔器在设计位置上座封。该技术通过对比两次校深曲线，还可反映出套管结垢严重井段，保证了选择一个好的卡封位置。通过现场应用较 好的解决了分注井的频繁换封和较小夹层井的分注问题。 4、效果评价 、分注井情况 根据 111 月份全厂 139 口下封井效果看，各种类型封隔器下入后均见到了一定效果，与措施初期相比平均注水压力都有所升高；下封分注井总井数 142口，与去年 12月（ 103口）相比，增加分注井 39口，引进推广 5项新工艺，分注工艺成功率 100%；分注率达 与去年 12 月份的 相比，提高了 百分点。 、见效油井情况 新增分注井 43口，对应油井见效 21口，与措施前相比，平 267 均日增油 计增油 6185t，累计 降水 9318 5、存在问题 、缺乏自主知识产权的井下配套工具 目前，我厂水井应用的分层注水封隔器及配套工具不完善，大部分工具依靠外部市场提供，这就大大增加了我厂的生产成本，急需开发具有自主知识产权的井下配套工具，从而实现我厂降低成本、稳产增产的目的。 、分注井调剖带来的问题 分注井调剖需要下光管，缩短了封隔器使用期限， 111 月份因调剖下光管起出封隔器的达 17 井次，一口水井下光油管和再分注费用为 5万元，大大增加了分注成本，而且部分井起封调剖后因缺少高压或小直径封隔器造成了无法再分注，下步需要进一步 研究分注井不动管柱调剖工艺。 、深层油藏现有分注方式无法完全满足开发需要 由于受注水压力高（ 21井深（ 2700m）、井筒脏（长期不洗井）、地层温度高（ 100左右）等因素影响，采用两级封隔器，在水嘴投捞、分层测试及封隔器使用寿命方面，都存在着一定的问题，深层油藏 28口分注井，有 24 口采用一级两段分层注水，但由于注水井段长，厚度大，层间矛盾仍较为突出。 、分注井测试工作跟不上 268 要想了解封隔器的密封性，是否达到分注效果，验封及测剖是验封的关键所在，目前我厂下封分注井已达 142口，多数井剖面测试及验 封工作不能同步进行，对分注井效果分析造成了很大影响。 6、下步打算及建议 、加大两级三段高压分注工艺实施力度，提高深层油藏注水开发效果。 、设计人员加强地质基础研究，加强对油藏的地质认识，进一步优化分注管柱结构，减少分注工艺措施的盲目性。 、建议成立一个项目组，制定一套分注井管理办法。 、建议与大专院校联合开发不动管柱调剖工艺，降低我厂作业成本。 、三次采油工艺技术 1、明一东交联聚合物调驱试验 、 施工简况 明一东北部 3口井于 2002年 2月 12日开始注入调剖段塞，南部 3 口井于 2002 年 6 月 1 日 开始注入调剖段塞。截至 11 月底，注入调剖前置段塞 41410段塞 77404计118814表 7）。明一东调驱试验累计聚合物用量 联剂 269 表 7 明一东 交联聚合物调驱施工情况表 井号 段塞 注入方式 施工时间 注入浓度 mg/l 实际注入量 入压力 剖前置段塞 交联段塞 正注 000200 14注 120 交联段塞 正注 3500 580 14段塞 正注 00 12910 3注 200 4672 计 20482 剖前置段塞 交联段塞 正注 000100 0注 80 8交联段塞 正注 3500 4000 0段塞 正注 00 20682 14计 28862 剖前置段塞 交联段塞 正注 000200 10注 120 12交联段塞 正注 3500 3790 6段塞 正注 00 16265 14计 23375 剖前置段塞 交联段塞 正注 000100 1注 80 12交联段塞 正注 3500 4020 段塞 正注 00 7587 6计 1578