石油工程二学历论文---提高石油采收率—注水开发工艺技术应用分析.doc

成人教育学院学生毕业设计（论文）
提高石油采收率—注水开发工艺技术应用分析
摘要：低渗透油藏开发难度极大，主要表现在自然产能很低，甚至没有自然产能，不采用增产措施，根本无法投产，更谈不上正常开发。合理高效地开发低渗透油藏需要建立有效驱替压力系统，这是提高低渗透油气田开发的关键问题。
面对这一现状，本文首先研究论述了低渗透油藏在学术上的界定范围、分类以及在我国的分布状况，并介绍了低渗透油藏的地质特征、开发特征以及保证油藏有效开发的注水工艺技术；然后根据注水开发中存在的一系列问题提出了低渗透油藏分层注水开发的可行性，并对目前我国正在应用的分层注水工艺技术进行了介绍；最后本文以长庆油田为例对分层注水工艺技术进行分析并评价其应用效果。

关键词： 低渗透 油藏 开发特征 注水 分层注水

目 录
1绪论 1
1.1研究的目的及意义 1
1.2国内外研究现状： 1
1.3研究内容 2
2低渗透油藏分类及其特征 3
2.1低渗透油藏的分类 3
2.2国内低渗透油田分布状况 3
2.3低渗透油藏特征 4
3低渗透油藏注水开发技术 6
3.1简介 6
3.2水质处理工艺技术 9
3.3注水井试注技术 10
4.分层注水工艺技术 12
4.1简介 12
4.2桥式偏心分层注水工艺技术 13
4.3锚定补偿式分层注水工艺技术 16
4.4分层注水工艺新技术 17
5.长庆油田分层注水工艺应用分析 23
5.1开发现状 23
5.2分层注水工艺应用分析 25
5.3分层注水技术应用实例 30
6.结论 37
参考文献 38
致谢 39
附录 40

成人教育学院学生毕业设计（论文）
1 绪论
1.1研究的目的及意义
低渗透油藏的渗透率很低、油气水赖以流动的通道很微细、孔喉比大、渗流阻力大、液固界面及液液界面的相互作用显著，并导致渗流规律偏离达西定律。这些内在因素反映在油田生产上往往表现为单井日产量小，甚至不采用增产措施就没有自然产能；稳产状况差，产量下降快；注水井吸水能力差，注水压力高，而采油井难以见到注水效果；油田见水后，含水上升快，而采液指数和采油指数急剧下降，对油田稳产造成很大困难。
因此，如何高效地进行低渗透油藏的开发就成为亟待解决的重大问题。油田开发实际上是能量消耗的过程，随着油田的不断开发，地层能量严重不足，这时常常采用一些人工补充能量的措施来保证油田的高产、稳产。
在我国目前采用的最重要的措施是注水开发方式，为了找到适合低渗透油藏开发的注水开发模式，本文从分层注水的角度去探询适合低渗透油田的注水开发模式并对目前应用的分层注水工艺进行应用分析，以便找到解决目前低渗透油田开发问题的解决方法，为低渗透油田的高速开发找到一条新路。
1.2国内外研究现状：
国内外大量的研究和实践证明：当前低渗透油田开发中，广泛应用并取得明显经济效益的主要技术是注水保持油藏能量、压裂改造油层和注气等技术，而注水更是其中的关键性环节。注水开发从20世纪40年代兴起，到50年代迅速成为普遍工业油田的一种主导开发方式。
在我国，水的来源广，水驱油效果好，易于流动，因此注水开发成为我国油田开发的主要模式。经调查研究表明，我国超过90％的原油是注水开发获得的。经过我国油田开发的实践，对低渗透油田注水开发已经形成了一系列的理论知识和实践方法：进一步认识了低渗透油田的非达西渗流特征并初步建立了非达西渗流理论；实现了一系列的开发实践，并在各大油田进行了有效开发；已经有了一
套适合我国油田注水特点的工艺技术，其中包括了比较完善的分层注水管柱及配套设备。
在国外,注水仍然被认为是保持底层压力，保证油田高产稳产的一条重要途径。在美国，有一半以上的原油被认为是由注水开采出来的，在前苏联87％以上的原油产量是应用注水保持地层压力的方法采出的。在分层注水方面，各国也做了大量的研究。特别是在Saih Bawl shuaiba油田，20世纪末期就已经有钻多分支井进行注水并取得成功的先例。
1.3研究内容
本文首先论述了低渗透油藏的上限、以渗透率和粘度为依据对它进行了分类，并介绍了低渗透油田在我国的分布情况；其次本文阐述了低渗透油藏的地质特征和开发特征以及开发中存在的一些问题；再次本文介绍了现在低渗透油藏普遍使用的注水工艺技术，包括水质处理技术、试注技术以及合理注采比的确定原则；最后本文对我国油田普遍应用的分层注水工艺进行了介绍并以长庆油田为例对注水工艺技术及其应用的是效果进行了评价。
成人教育学院学生毕业设计（论文）
2低渗透油藏分类及其特征
2.1低渗透油藏的分类
低渗透油田是一个相对的概念，世界各国的划分标准和界限因不同国家、不同时期的资源状况和技术经济条件不同而各异。目前，对低渗透油田的划分有两种：一种是按渗透率大小来划分；另一种是按流度的大小来划分。
目前通常把低渗透油田渗透率的上限定为50mD,并按其大小分为三类[1]：
I类储层渗透率50～10mD，II类储层渗透率10～1mD，III类储层渗透率1～0.1mD。
I类储层是低渗透油层，其特点接近于正常储层。地层条件下含水饱和度为25%～50%,测井油水层解释效果好。这类储层一般具有工业性自然产能，其开采方式及最终采收率与常规储层相似，但在钻井和完井中极易造成污染，需采取相应的油层保护措施。
II类储层是特低渗透油层，是典型的低渗透储层。含水饱和度为30%～70%，部分为低电阻油层，测井解释难度较大。这类储层自然产能一般达不到工业性标准，需压裂投产。
III类储层是超低渗透油层，属于致密低渗透储层。由于孔喉半径很小，因而油气很难进入，含水饱和度多大于50%。这类储层已接近有效储层的下限，几乎没有自然产能，需进行大型压裂改造才能投产，在经济上获得效益。
由于低渗透油藏的开发不仅与渗透率有关，还与流体的粘度有关。因此，低渗透油田也可以按流度的大小分为三类：流度介于30～50mD/(mPa·s)的低渗透储层是低渗透油层；流度介于1～30mD/(mPa·s)的低渗透储层是特低渗透油层；流度小于1mD/(mPa·s)的低渗透储层是超低渗透油层。
2.2国内低渗透油田分布状况
低渗透油田广泛分布于我国各个油区。全国陆地发现并探明的低渗透油田共285个，储量约40×108t，广泛分布于全国勘探开发的21个油区，虽然各油区分布状况不同差别较大，但每个油区均有广泛分布。
21个油区中低渗透储层地质储量在1×108t以上的有11个油区，占一半以上。低渗透储层地质储量最多的是新疆，达6×108t以上，其余依次为大庆、胜利、吉林、辽河、大港、长庆、吐哈等油田[2]。
2.3低渗透油藏特征
2.3.1 低渗透油藏储层成因及类型
从储层的成因上看，低渗透储层的形成与沉积作用、成岩作用和构造作用密切相关。根据不同地质因素在储层形成过程中控制作用的大小，可将低渗透砂岩储层分为原生低渗透储层，次生低渗透储层和裂缝性低渗透储层三类。
①原生低渗透储层：这类储层主要受沉积作用控制；形成的原因在于沉积物粒度细、泥质含量高和分选差；以沉积作用形成的原生孔为主；成岩作用产生的次生孔所占比例很少。储层一般埋藏较浅。岩石脆性较低，裂缝相对不发育。
②次生低渗透储层：次生低渗透储层主要受成岩作用控制。这类储层原来是常规储层，但由于机械压实作用，自生矿物充填，胶结作用及石英次生大大降低了孔隙度和渗透率，原生孔隙残留很少，形成致密储层(有时为非储层)。后由于有机质去羧基作用产生的酸性水使碳酸盐.、沸石、长石等矿物溶蚀，产生次生孔隙，使其增加孔隙度和渗透率，形成低渗透储层。
③裂缝性低渗透储层：次生低渗透储层，岩石致密程度相应增加，脆性更大，在构造运动产生的外力作用下，易发育裂缝，形成裂缝性低渗透储层。
2.3.2低渗透油藏主要开发特征
①天然能量小、自然产能和一次采收率低：油井自然产能低，压裂改造后才具有工业开采价值；油田天然能量低，产量和压力下降很快，一次采收率低：低渗透油田一般边底水都不活跃，且储层渗流阻力大，依靠天然能量开发，油田投产后，油井产量迅速递减，地层压力大幅度下降，一次采收率低。
②注水井吸水能力低，地层和注水压力上升快：许多低渗透油田注水开发中都存在一个突出的矛盾，就是注水井吸水能力低，启动压力和注水压力高，而且随着注水时间的延长，矛盾加剧，甚至发展到注不进水的地步。
③油井见注水效果差，低压低产现象严重：由于低渗透储层渗流阻力大，能量消耗快，所以油井见效时间比较晚。压力、产量变化比较平缓，不如中高渗透油层敏感和明显。有些低渗透油田由于储层性质太差，非均质又比较严重，虽然注水时间长，但油井见效率仍然很低， 因而低压、低产现象普遍且严重。
④见水后产量大幅度下降，稳产难度大：为了保持低渗油田产量的稳定，油井见水后应该逐步加大生产压差，提高排液量，但低渗透油田由于渗流阻力大，能量消耗多，地层压力和流动压力都很低，继续加大生产压差的潜力很小，因而油井见水后，产液量和产油量都大幅度下降，要保持全油田稳产难度很大。

成人教育学院学生毕业设计（论文）
3低渗透油藏注水开发技术
低渗透油藏储层由于孔隙度和渗透率都很低，吸水能力差，注水难度大，还容易被污染堵塞，因此必须要有一套适应低渗透油田注水开发特点的注水工艺技术，才能实现早注水，注够水，注好水，以提高油田注水开发效果。
我国大庆、大港、中原、长庆和土哈等油田，在对低渗透层注水方面做了大量的分析研究和攻关试验工作，形成了完善配套的低渗透油田注水工艺技术。
3.1简介
据对全国15个低渗透油田计算，平均弹性采收率为3.25%，溶解气驱采收率为13.9%，依靠天然能量开采总采收率为17.1%。而水驱开发最终采收率可达26.9%，注水保持开发，比依靠天然能量枯竭式开发采收率增加近10个百分点（见附表1）。无论从原油资源合理利用看，还是从经济效益看，对低渗透油田采取人工注水保持压力的开发方式都是必要的。
3.1.1多数低渗透油田宜采用先期注水方式
①地层压力降低会造成严重不利影响
大量生产实践表明，低渗透油田投产后，如果能量补充不及时，地层压力会大幅下降，油井产量迅速递减，采油指数严重缩小，年递减率可达25%~45%，采出1%的地质储量地层压力下降3~4MPa，以后即使地层压力上升，油井产量和采油指数也难以恢复。
低渗透油田储层压力敏感性强，即当孔隙压力下降后，储层孔隙度特别是渗透率急剧减小，而孔隙压力上升时，其值恢复很少。如渗透率可降低70%～80%，而恢复值不到20%～30%。这就是低渗透油田油井产量下降，难以恢复的原因。
从生产实践到理论研究，对低渗透油田要保持初期的生产能力和较好的开发效果，最好不要让地层压力下降，为此应采用先期注水的开发方式。
②实例——安塞油田2001年超前注水开发试验实施效果显著
安塞油田2001年计划实施超前注水井组15个，其中王窑区8个，杏河区7个，目前注水井已投注14口，油井试油35口，平均单井试油日产量32.5t/d，比邻区高19.8t/d。油井投产七口，平均单井投产初期日产量9t/d，比邻区高出3.8t/d，效果显著。（附表2）
因此我们认为：先期注水可以保持较高压力水平和生产能力，对多数（除异常高压）低—特低渗透油田，采用先期注水方式比较主动有利[3]。
3.1.2天然能量大的油田可以适当推迟注水
在合适的井网部署下，低渗透油田注水也可以见到较好的效果，压力产量稳定回升，特别在污水和低含水采油期比较主动。因而天然能量较小的油田一般采用早期注水保持压力的开发方式。
但低渗透油田油井见水后产液指数大幅度下降，最多可下降50%～60%，即使采取加大生产压差的措施，也难以弥补因产液指数下降所造成的液量损失。因而油井随着含水率的不断上升，产油量则急剧递减，导致低渗透油田低产低效的现象十分普遍和严重。
为了解决这个矛盾，改善低渗透油田的开发效果，作外，对天然能量大的油可适当推迟注水时间，尽量增加无水和低含水期的原油采收率。
3.1.3合理注采比、注水压力的确定和控制
注水开发油田为了保持一定的地层压力，都要研究确定合理的注采比。但合理注采比的确定比较复杂，目前尚无严格的计算方法，这里仅做简单讨论。
注采比与地层压力的关系不仅仅只是表现在注采比绝对值大小上，还与绝对注入量和采出量、油层性质和流体性质等因素都有密切关系。因此，仅仅研究注采比与油井地层压力关系，其反应是不规律的，只能有大致的趋势和界限。
从物质平衡原理和流体动力学基本规律分析，油田从投产投注开始，注采比与地层压力存在以下的关系规律：
注采比可以提高到2.0左右。但对于裂缝性低渗透油田则要特别注意，要严格控制注水压力不超过地层当注采比小于1时，油井地层压力一直连续下降，随着时间的延长下降速度减缓。注水井地层压力有所上升，然后逐渐下降。
注采比等于1时，油井地层压力也要逐渐下降，低于原始地层压力，油水井地层压力逐渐上升，高于原始地层压力，到一定时间后，两者趋于稳定。
注采比大于1时，油井地层压力开始略有下降，以后逐渐上升高于原始地层压力，注水井地层压力则逐渐上升。
从油田实际开发动态观察分析看出，一般油层渗透率高的油田，油层压力对注采比的反应比较灵敏，关系比较规律，和理论计算比较接近。低渗透油田情况则大不一样，地层压力对注采比的反应很缓慢，而且关系规律也较差。
高渗透油田如大庆的萨北地区，注采比的高低与油井地层压力的升降变化关系比较明显，大体上年注采比接近1时，油井地层压力基本稳定。
低渗透油田情况比较复杂，年注采比一般要提高到1甚至2以上，地层压力才能稳定回升。但对于裂缝性砂岩油田要特别注意，注采比不能过高，以免由于注水压力过高，注水强度过大，而造成油井暴性水淹，反而降低油田开发效果。
例如非裂缝性、特低渗透的大港马西深层油藏，1981年开始注水，至1985年注采比都在1.0以下，地层压力大幅度下降，由原始的56.64MPa，降为35.8MPa。1986年注采比提高到1.0以上，1990年提高到2.0，1991—1992年最高达3.0，累计注采比也达到1.0，地层压力也只能保持稳定程度，仍然低于原始地层压力，但油田开发状况还比较正常。
裂缝性、特低渗透的新立油田注采比提高后问题比较严重。为了恢复地层压力和增加液量，新立油田1989—1992年期间注采比提高到2.0—3.0，累计注采比达到1.5以上，地层压力虽有所恢复（从1987年的7.59MPa上升到1993年上半年的9.35MPa），但由于注入压力太高，超过油层破裂压力，致使泥岩段大量吸水，套管严重损坏油井含水上升加剧。据1992年油田动态分析，1991年见水的111口油井，1991年12月含水率为57.3%，1992年新见水的32口油井，年底含水就达到35.6%。注水井共发现套变井85口，占总注水井数的72%。
大庆朝阳沟和榆树林等低渗透油田，为了恢复地层压力，降低产量递减幅度，曾把注采比提高到3—4甚至4—5以上，也都发生套管严重损坏的现象。
从上述分析对比可以看出，对于低渗透油田为了恢复地层压力，提高油井产量，注水压力和注采比可以适当提高，可以在油层微破裂情况下注水，裂缝张开和延伸压力，以防止产生套管损坏和油井暴性水淹等问题[3]。
3.2水质处理工艺技术
低渗透储层孔喉细小，多在1～2µm以下，极易受到堵塞伤害，因而对注入水质要求特别严格：注入水质合格与否是低渗透油田注水成败的关键。
原中华人民共和国能源部颁发的低渗透油层注入水的主要标准是：悬浮物含量不大于1mg/L；固体颗粒直径小于2µm；腐生菌不大于102个/L；硫酸盐还原菌小于102个/L；膜滤系数不小于20；总含铁量小于0.5mg/L；溶解氧含量不大于0.5mg/L；平均腐蚀率不大于0.076mm/a；游离二氧化碳含量不大于10mg/L；硫化物（二价硫）含量不大于10mg/L；含油量不大于5mg/L。
按照上述标准各油田对水质处理主要应用以下技术：
①精细过滤技术
根据水源水质和具体情况，选用精细过滤器类型和级别。
目前国内最多采用三级精细过滤，如吐哈油田采用国内先进的两级PE微孔线路过滤器，第一级为120目PE滤心，第二级为160目PE滤心。两级精细过滤后，固体颗粒直径小于2µm，机械杂质含量控制在0.5mg/L以内，并能返冲洗再生。有的油田还在井口装一级精细过滤器，达到三级精细过滤。
②除氧技术
据国外研究经验介绍，氧对水质影响最大，要十分重视除氧工作。除氧技术有真空脱氧、化学脱氧、注水系统氮气密闭隔氧和大罐密闭隔氧等。
吐哈油田除氧工作比较完善彻底。联合站内建立真空脱氧装置，采用二级真空脱氧。一级用真空泵，抽真空度达33mmHg；二级用大气喷射器，抽真空度达19mmHg。经真空脱氧后水中氧含量由5mg/L以上降到0.4～0.5mg/L。然后再投加化学除氧剂（Na2SO4+CSO4）使注入水中的溶解氧含量低于0.05mg/L，达到标准。
③杀菌技术
细菌能够造成注入管线、设备的腐蚀和油层的堵塞，对油田注水系统造成危害的细菌主要有硫酸还原菌、腐生菌和铁细菌，它们既是堵塞源也是腐蚀源，会造成严重效果，需要认真处理。
杀菌处理一般是定期投入化学杀菌剂，常用杀菌剂有甲醛、氯氧、过氧乙酸和季胺盐类（如1227M洁尔灭）等。
④全程内防腐技术
从供水管线、水罐、注水泵、注水管线直到井下管柱和工具，都需要进行防腐处理。
大庆油田针对外围地区低渗透油田大小不一和对注水量及水质要求不同的特点，分别采用三种不同水质处理技术，从而实现了投资少，效果好的目的。
对日注水量在200m3以下的小油田，采用短流程密闭水质处理技术，其流程是：水源井来水—锰砂除铁—低压精细过滤器—高压注水泵—井口高压精细过滤器—进入注水井。
对日注量在200—1000m3油田，采用密闭水质处理技术，其流程是：水源井来水—锰砂除铁—清水罐隔氧—低压精细过滤器—高压注水泵—井口高压精细过滤器—进入注水井。
对对日注量在1000m3以上的油田，采用开式水质处理技术，其流程是：水源井来水—缓冲水罐—加药除悬浮物—控制加入微量空气—锰砂除铁—加药除氧杀菌—石英砂过滤清除悬浮物—加药除氧杀菌—清水罐（隔氧）—高压注水泵—井口高压精细过滤器—进入注水井。
3.3注水井试注技术
近的油层清洗干净，并采取相应措施，使注水井能够正常注水并符合配注要求。注水井正式注水前一般都要试注。所谓试注就是把井筒、井底和井眼附
①强排液转注技术
一般低渗透油田注水井在投注之前都要经过短期排液，通过采取深抽强排措施，在短时间内尽可能地排出油层内的堵塞物。对吸水能力特别差的井、层还可能通过压裂改造，为顺利投注和提高低渗透层的吸水能力创造条件。排液井采用螺杆泵比较优越，其一次性投资比有杆泵可降低50%～60%。
②热泡沫混气水洗井试注工艺技术
用泵车向井内挤入发泡剂和热水，按一定比例配制成泡沫洗井液（密度和粘度可调），同时用压风机混气进行循环洗井。泡沫洗井液的作用一是降低井筒流体密度，使液柱压力低于地层静压，有利于油层堵塞物的排出；二是泡沫液粘度高，悬浮力强，有利于将排出物携带到地面；三是发泡剂是一种表面活性剂，与热水混合有利于改善近井地带岩石表面性质，清除死油和石蜡等堵塞物。
大庆外围龙虎泡油田通过对注水井采取了深强排、刮蜡热洗和混气水热泡沫洗井，洗井注活性剂，再用水泥车高压挤水圈，然后转入正常注水，使注水的吸水能力明显高于冷洗冷注的吸水能力，见附表3。
③不压裂、不排液试注技术
具有能保证注水井正常投注、节约压裂和排液费用的优点。不压裂、不排液试注技术的基本程序是：
1）射孔前彻底洗井，最后在井筒内留500左右的活性水液柱，造成负压射孔的条件；
2）采用高强度深穿透射孔弹（如YD—89、102等）射孔；
3）短期抽吸（2d左右），清除井底附近污物，如果发现油层有堵塞现象，可进行小型酸化处理解堵。
4）用热泡沫或混气水洗井，溶解和清除井眼附近地带的堵塞物质，起到助排和洗涤作用。
5）挤入一定数量活性水，在活性水中加入粘土稳定剂（如BCS-851低分子长效粘土稳定剂）和防垢剂。
长庆安塞油田和大庆榆树油田采用这项技术后，都取得了比较好的效果。
据安塞油田114口不压裂投注井统计，井口注入压力与相邻压裂投注井接近，但吸水厚度比增加14%，另外还节省水力压裂费用5~6万元/井（附表4）。

成人教育学院学生毕业设计（论文）
4.分层注水工艺技术
分层注水是在进行非均质多油层开采中，为加强中、低渗透层，并控制高渗透层注水,按配注要求,在注水井中实现分层控制注入的注水方式，现已成为解决油田开发过程中层间矛盾，维持油田长期稳产、高产，提高采收率的重要手段。
4.1简介
4.1.1分层注水技术发展历程
20世纪60年代，大庆油田会战期间，针对注水出现的层间、层内、平面三大矛盾，首先研究应用了以水力压差式封隔器及配套的验封、不压井作业、分层测试为主要内容的分层注水工艺，减缓了层间矛盾，开发效果十分显著。
20世纪70年代，油田进入中含水开采阶段，开发面积不断扩大，注水井数增加，为了提高配水合格率及简化工艺，研究应用了665型偏心配水器与防腐油管配套的偏心式分层注水工艺，至今仍在大庆油田普遍应用。
20世纪80年代，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，原有管柱不能适应套注井分注要求，研究了小直径分层注水工艺技术。
20世纪90年代，油田进入高含水开采阶段，研发了高含水后期细分注水挖潜配套技术．为了提高细分程度和管柱寿命、效率和测试精度，又研究应用了同心集成式细分注水技术，使封隔器卡距可以缩小到2 m．分层流量及分层压力分别实现同步测试，消除了层间干扰，测调效率比传统偏心分注技术提高l倍以上。
2000年以来，针对层间压差增大，笼统测压力不能精确反映地层问题，又研究应用了桥式偏心分层注水技术，实现了流量和压力测试的“双卡”分层测试，较好地满足了油田分层开采后期分注层数多、分层压力精度要求高技术需求。
4.1.2分层注水基本原则
①为便于测试、计量和日常管理，一般只对全井日配注水量大于20m3的井进行分层配注，单层日配注量不低于10m3。
②在划分主力与非主力油层的基础上，将主力与非主力油层大段卡开进行分注；主力层段内部，对小层间差异大的再细分单卡，分小层进行配注。
③分层配水时对油水同层段或产水层段控制注水，在油层段加强注水，特别是射开未划砂岩较多的层段要尽可能加强注水，使油井尽早受效。
④油井见水后，对见水层段要适当控制注水，对连通差、吸水能力低的层段加强注水。
4.1.3分层注水管柱
为了解决层间矛盾，调整油层平面上注入水分布不均匀的状况，以控制油井含水上升和油田综合含水率的上升速度，提高油田的开发效果，需进行分层注水。
分层注水的工艺方法比较多，如油、套管分层注水，单管分层注水，多管分层注水等。单管配水器多层段配水的方式，是指井中只下一根管柱，利用封隔器将整个注水井段封隔成几个互不相通的层段，每个层段都装有配水器。注入水从油管入井，由每个层段上配水器上的水嘴控制水量，注入到各层段的地层中。
单管分层注水管柱，按配水器结构可分为固定配水管柱、活动配水管柱和偏心配水管柱。其中，由于固定配水管柱不便于调配水量，因此已不再使用，而偏心配水管柱可比活动配水管柱进行更多级的分层注水，且具有测试起下工作量小和测试效率高等优点，因而广泛应用[4]。
4.2桥式偏心分层注水工艺技术
4.2.1管柱结构及工作原理
①管柱结构
桥式偏心分层注水管柱结构如图4—1所示。

图4—1： 桥式偏心分层注水工艺管柱
1，3—可洗井封隔器 2，4—桥式偏心配水器 5—底部球座
工艺过程如下：a.关井降压至压力平稳后，起出原井管柱。b.下入刮削通井管柱。c.起出刮削通井管柱后，下验窜管柱验窜，验窜压力9—12—9 MPa，各稳压10 min，观察套压变化，然后上提管柱至射孔井段以上，验证封隔器密封情况。d.起出验窜管柱，下入桥式偏心分层注水管柱，要求磁性定位校深，核实封隔器卡点是否正确。e.坐封封隔器，要求从油管憋压15 MPa，稳压5 min，反复3次，后压力升至18 MPa，稳压5min，观察套压变化。f.按要求进行分层流量调配。
②工作原理：桥式偏心分层注水工艺原理见图4—2。配水器主体上有¢20 mm偏孔，用以坐入堵塞器。堵塞器在进、出液孔之间装有水嘴。偏孔内壁出液孔与工作筒中心¢46 mm主通道相通，当测试密封段坐到位后，恰好对准测试密封段2组皮碗之间的中心管进液孔，因此可测得本层的单层参数。同时，由于¢46 mm主通道周围布有桥式通道(图4—3)，使得本层段在进行流量或压力测试时，其它层段依然可以通过桥式通道正常注水，不改变其它层段工作状态，最大限度地减小了各层间的层间干扰，从而有效地提高了分层流量调配效率及分层测压效率。

图4—2： 桥式偏心工艺原理 图4—3： 桥式偏心结构原理
1，4—封隔器 2—桥式偏心配水器 5—堵塞器
4.2.2工艺特点
桥式偏心分层注水工艺有以下的特点：
①可实现7层以内的分层注水。
②桥式偏心结构，在偏心主体上采用桥式通道，使本层段测试时不影响其它层段的正常注入。可以在实际注入情况下直接测取分层流量，测试仪器采用双卡测单层，避免了递减法流量测试的误差，可以提高测试准确性。
③分层压力测试不用投捞堵塞器，在主通道内下入测试仪器即可直接测试分层压力。
④桥式偏心分层注水及配套测试技术是原有偏心测试技术的继承和发展；最大程度保留了与原有偏心测试技术的兼容性，可以满足磁性定位测试、验封、测压、分层流量测试、同位素吸水剖面测试等测试要求，易于大面积推广应用[5]。
4.2.3小结
①桥式偏心配水工艺管柱结构分层清楚，封隔器密封可靠，从测试数据看，分层注水有效率达100％，实现了预期的目标。
②可在注入情况下直接测取分层流量，测试仪器采用双卡测单层，避免了递减法流量测试的误差及层问干扰，提高了测试准确性和测试效率。
③适用范围： 分注层段7层以内，井斜<30°，单层注水量>5 m3／d。
4.3锚定补偿式分层注水工艺技术
4.3.1管柱结构
锚定补偿式分层注水管柱结构见图4—4。根据现场实际情况，这种分层注水管柱分为有套营保护和无套管保护两种形式，有套管保护的营柱结构就是在无套营保护的管柱的最上一级配水器和水力锚之间加上一级保护套管封隔器。其中补偿器、水力锚和支撑卡瓦三种工具组成管柱的锚定补偿机构，有效减小了因注水工作状态改变时温度效应和压力效应引起的管柱蠕动，使封隔器的工作条件优化，密封压力提高，从而延长封隔器及注水管柱的工作寿命。

a.有套管保护封隔器管柱 b.无套管保护封隔器管柱
图4—4锚定补偿式分层注水管柱图
l一补偿器；2一水力锚；3，5一Y341封隔器；4，7— ZJK配水器；
6 支撑卡瓦；8一洗井阀；9一筛管：10一丝堵
4.3.2工作原理
①封隔器坐封 ：从油管内打入高压液体水力锚和支撑卡瓦在液压作用下撑开，整个注水管柱被下端的支撑卡瓦和上部的水力锚支撑锚定，各级Y341封隔器在液压作用下完成坐封和锁紧。ZJK配水器的活塞在液压作用下进入短轨道上死点，坐封后，油管泄压，ZJK配水器的活塞在弹簧力作用下沿轨道换向。
②注水：水力锚在液压作用下张开，锚定管柱，同时ZJK配水器的活塞在注水压力下沿长轨道上移，打开注水通道，顺利实现注水。补偿器处于自由伸缩状态，能够补偿管柱蠕动引起的长度变化，保证封隔器位置固定不动，并改善其受力条件，从而提高封隔器的工作寿命。
③反洗井：从油套环空注入洗井液，在液压作用下，Y341封隔器的反洗通道被打开，注入水沿通道，经底部筛管和底球从油管中返出，达到洗井目的。
④测试、调配 ：从油管内下入测试仪器，即可进行逐级测试。调配时，下入打捞工具将原配水芯子捞出，重新投入所需配水芯子即可。
⑤解封：管柱需要解封时，油管泄压后直接上提管柱，释放封隔器内部的锁紧机构，管柱即可解封，并从井下顺利起出[6]。
4.3.3小结
锚定补偿式分层注水管柱采用了补偿温度和压力效应下管柱长度伸缩的补偿器及配套的水力锚和卡瓦，改善了管柱的受力条件，具备了延长注水管柱寿命的基本条件，是目前比较先进的分层注水管柱，可以推广应用。
4.4分层注水工艺新技术
4.4.1新型偏心分层注水工艺管柱
① 组成：该管柱主要由定压开启恒流量偏心配水器、自验封封隔器、撞击筒、单流阀等工具组成(见图4—5)。

图4—5：管柱结构示意图
② 工艺特点
该工艺具有以下特点：
1）主要用于井径为121～127mm井的多级细分注水。
2）不需要投捞死嘴，即可保证坐封封隔器。
3）各小层的水嘴一次性随管柱入井，不需反复投捞即可在3～35MPa波动压差下，实现10、15、20…300m3的恒流量配注，达到地质配注要求，大大减少了投捞次数，减轻了工作强度。
4）多级分注时封隔器能自行验证其密封性。
5）注水量测试方便，有效期1年以上[7]。
③结论
该工艺使用免投死嘴偏心配水器，达到不投捞死嘴使封隔器坐封的目的；使用恒流量堵塞器，实现水嘴一次随管柱下井，不需要投捞调配水嘴即可达到配注量；使用自验封封隔器，确保修井管柱多级封隔器密封可靠。
4.4.2机械分层防砂分层注水新技术
①管柱结构：新型管柱由防砂管柱和注水管柱组成。防砂管柱分为内、外管柱，两者通过Y445悬挂丢手封隔器连接成一体。外层管柱结构见图4—6。Y445悬挂丢手封隔器用来悬挂管柱；Y341分层防砂封隔器用于分层；锚定工具用于支撑管柱；滤砂管用于防止地层砂进入“内井筒”；安全接头用于后期作业防砂管柱的顺利起出。内层管柱用于将外层防砂管柱的各级封隔器坐封，结构见图4—7。

图4—6：防砂管柱外管结构 图4—7：防砂管柱内管结构
l—Y4．45悬挂丢手封隔器； l—Y445悬挂丢手封隔器内部延伸管
2一安全接头；3，5，7，9一滤砂管； 2，4，5，7—分层防砂封隔器坐封工具
4，6一Y341分层防砂封隔器； 3，6—筛管 10一定压阀
8—锚定工具；l0一丝堵 8．9一锚定工具的坐封工具
注水工艺管柱结构见图4—8。井下安全阀用于紧急情况下实现快速关井；Y241可洗井封隔器用来保护油层以上套管，锚定注水管柱和洗井时提供洗井通道；Y341可洗井封隔器用来有效分割注水层段和洗井时提供洗井通道。

图4—8：分层注水管柱结构
l—井下安全阀；2～Y24l可洗井封隔器；3—402配水器；4，6一Y34l可洗井封隔器；
5—403配水器：7-404配水器；8一单流阀和筛管；9一导向头
②工作原理
1)防砂：滤砂管阻挡地层砂进入防砂管内，注入水经滤砂管注入地层，当杂质堵塞滤砂管时，可通过反洗井将滤砂管内壁的杂质冲出，改善滤砂管的渗透性。
2)注水：正常注水时(图4—8)，总注水量Q1在402配水器上端分为两部分，一部分水流量Q2 经402配水器注水芯子上的水嘴注入层1，另一部分水流量Q3沿402配水器下行；水流量Q3在403配水器的上端又分为两部分，水流量Q4经403配水器注水芯子上的水嘴注入层2，水流量Q5，经404配水器注入层3。
3)洗井(图4—9)：各级配水器在弹簧作用下关闭，洗井液从套管注入，推开Y241封隔器的洗井阀经封隔器沿防砂管内腔与注水管柱间的环空下行，推开Y341可洗井封隔器的洗井阀，从注水管柱底部单流阀进入油管，直至井口，完成一个循环。
4)测试调配(图4—8)：测试时，利用钢丝绞车带下存储式井下流量计，下至402配水器以上位置，测得总注入量Q1 ，然后下到402配水器和403配水器之间，测得注入量Q3 ，然后再下到403配水器和404配水器之间，测得注入量Q5，。计算上部地层注入量Q 上= Q1 —Q3，中间地层注入量Q中= Q3一Q5，下部地层注入量Q下=Q5。测试结束后起出流量计便可正常注水。调配时，再次利用钢丝绞车带下相应的芯子的打捞工具将芯子捞出进行水嘴的更换[8]。
4.4.3防聚合物返吐分层注水新技术
①管柱结构：防聚合物返吐分层注水管柱(图4—9)与一般分层注水管柱的不同之处在于采用了单流偏心配水器和底部球座。将普通KPX—ll5偏心配水器主体加装锥阀改装成单流偏心注水器(图4—10)，保证返吐出来的聚合物不能进入偏心配水器，防止偏心配水器堵塞。将普通洗井阀上部加装一个弹簧改为防返吐底部球座(图4—11)，保证洗井时对地层有一定压力，避免地层返吐聚合物。

图4—9：一级二段分层注水管柱
l～ 单流偏心配水器Pl；2一HNY34lc—ll4封隔器；3一单流偏心配水器P2；
4一减震筒；5～ 防返吐底部球座；6一筛管；7一丝堵
HNY341 C— ll4封隔器采用液压坐封，上提管柱解封。与普通Y341一ll4封隔器不同：解封时封隔器中心管上移， 中心管上的凸台内斜面碰到锁套的外斜面，使锁套沿径向收缩，与外套上的倒刺脱开，实现解封。
图4—10：单流偏心配水器装配图
l一上接头；2一O形胶圈；3-~连接套；4一导向笔尖；5一螺栓；6一堵塞器；7一偏心主体；8一配水嘴；9一堵塞器滤网；IO一下连接套；11一工作筒滤网；12一下接头；1 3一定位销；14一压板；15一弹簧；16一锥阀；17一沉头螺钉
图4—11：防返吐底部球座
l一工作筒；2一挡环；3一定压弹簧；4一阀球；5-底部球座
②工作原理：正注水时，来水从油管进入单流偏心配水器中心孔，经工作筒滤网过滤后由偏孔中的堵塞器滤网和配水嘴到达堵塞器的出液孔，在高压作用下通过单流配水器内的锥阀压缩弹簧，此时锥阀与锥孔之间产生间隙，注水通道打开，开始注水。停井、反洗井时，油管内压力降低，压缩弹簧在套压作用下复位，锥阀关闭，洗井液或地层返出物无法通过锥阀进入堵塞器，不会造成聚合物堵塞偏心或管柱。反洗井时，洗井液需要顶开防返吐底部球上的定压弹簧，才能进入油管。

成人教育学院学生毕业设计（论文）
5.长庆油田分层注水工艺应用分析
5.1开发现状
①油层物性差，注水开发需要克服一定的启动压力
根据研究成果，低渗油田一般呈非达西渗流特征，即存在启动压力梯度。油田室内试验、矿场测试资料均证实长6储层具有一定的启动压力梯度。
由于油层孔喉细微、物性差，渗流阻力大，因而所需的驱替压力梯度大。根据现场生产动态及测压资料计算，即使天然微裂缝不发育的井区，驱替压力梯度也较大；对于储层物性更差、天然微裂缝发育的井区，驱替压力梯度更大。
因此，尽管位于砂体轴向或裂缝线上的油井在注水3～6个月后即可见效，但油井受效不均衡，部分井见效缓慢。如安塞油田王窑区，注水开发已十多年，中西部见效程度86%以上，油井见效后产量增加2t/d左右；而东部见效程度仅43%，单井日增油不到0.5t/d，部分油井仍处于低压低产状态。地层压力平面分布差异也较大，特别是裂缝主向与侧向地层压力相差2.6～7.2MPa，见效井与未见效井地层压力相差3～11MPa。压力分布的不均衡，更易导致注入水突进，降低波及系数。

图5—1：长庆油田注水启动压力与渗透率关系图
②见水后采液指数、采油指数下降
由于油水相对渗透率曲线呈现出随含水饱和度增加，油相渗透率急剧下降，水相渗透率缓慢上升，最终导致了随含水上升，采液、采油指数下降。根据矿场实际资料统计，安塞油田王窑区综合含水由29.0%上升到45.0%时，采液指数由0.88m3/(d·MPa)降为0.49m3/(d·MPa)，采油指数由0.69t/(d·MPa)下降为0.28t/(d·