油层油水井注水开发关键技术.doc

主力油层油水井注水开发关键技术研究
一．特低渗油藏主力油层油水井窜槽研究
1. 窜槽的原因
《多层断窜槽井水泥封窜技术研究》一问中指出：在固井的初始阶段，水泥浆自下而上替出井筒内的泥浆，使得水泥浆能够完全充满套管外的环行空间。但是，水泥浆从初凝到终凝有一个稠化过程，在 45℃环境温度下，一般普通油井水泥浆的稠度是随时间的延长逐渐上升的。稠度越高，泥浆的液柱重量就越难以传递到水泥及其所在的油层部位，这一时期水泥浆处于一个“失重”状态。在这一状态下液柱重量将无法克服高压层内的压力，流体将通过还没有凝固的水泥浆从高压层流向低压层，水泥浆被稀释，形成一个窜槽的通道。如图 1-1 所示。

另外，由于普通油井水泥在凝固过程中一般有一个膨胀-收缩的过程，其最终线收缩比为 2%甚至更多。这一收缩性使得水泥与第一界面或第二界面之间产生微裂隙。这也是为什么固井一个月内随着时间的延长水泥胶结指数不断降低的原因。
2. 窜槽的危害
《判断管外窜槽的方法》一文指出：对于采油井，若存在生产层间以及生产层与非生产层间的窜槽，如果是水窜，产液量中的含水升高，将造成能源的浪费；如果是油窜，本不该采的油层被动用，将影晌整个采油规划的实施。对于注水井，若注入水乱窜。会影响注入效果，造成能源的浪费。窜流的存在不但影响油田正常生产，还为控制套损制造了新的困难和隐患。一些地区之所以套损加快是与此密切相关的。
《多层断窜槽井水泥封窜技术研究》一问中指出：油水井窜槽会给油井生产和管理带来严重危害，主要表现在：一是不能对多油层进行分层开采；二是使油井正常生产受到严重影响；三是影响油田开发速度；四是降低油水井的使用寿命；五是影响油田最终采收率；六是给修井作业和管理造成麻烦，影响油田开发效益。为此，国内外都在不断研究相关封窜工艺技术，以解决窜槽给油井生产和管理带来的危害。
3. 判断窜槽的方法
《判断管外窜槽的方法》一文指出以下几种判断窜槽的方法：
1) 用油、水井的生产情况判断：抽油机井产液、含水的突然上升，注水井的压力突然下降、压力不变日注水量上升、注水压力升不上去等表面存在的异常生产现象如排除相连通油水井作业或注水井调整注入方案影晌，可判断该井可能产生窜槽。
2) 用井温测井资料。井温测井曲线反映的是井筒内的连续生产剖面，反映的是一个相对稳定的状态，在分析井下是否存在窜槽的测井中一般要从分析井温曲线开始。并温测井通常和其它仪器组合在一起进行测试。
3) 用过环空点测资料。杏xxx井是杏南开发区纯油区的一口二次加密抽油机井，该井射开从萨II 1到葡I 3的24个低孔、低渗层的油层。1997年10月油井投产。日产液23．9m3／d．含水58．9％。到2000年3月日产液突然达到109m3／d，含水93．9％，完井横向电测测井资料表明射孔层葡l 3(2)①以下有高水淹层，为了进一步证实，于2000年9月28日进行了环空井温测井。环空井温测井资显示葡I 3(2)①层的产液为l01m3／a．占全井产液的63．6％。这种异常产液情况的出现，分析认为是高渗透、高产液主含水层窜槽所致。
4) 用放射性同位幕示踪法测井资料。在正常注水情况下，同位素测井资料可以同时为用户提供窜槽井段。为了排除污物等因素影响，如有近期的同位素测井资料可对比分析，排除影响因素，可解释确定管外窜槽位置。对2003年上半年大庆油田采油二厂同位素测井资料进行统计，有8口井发现井下存在窜槽，现已采取封堵措施。
5) 利用自然伽玛测井资料。井下存在窜槽的部位会随时间推移产生放射性物质积垢现象，因此在自然伽玛测井资料中该处曲线幅度会偏高，把测得的自然伽玛测井资料与完井时的自然伽玛测井资料和完井以来测得的自然伽玛测井资料对比分析，可以判断是否存在窜槽。
6) 用中子寿命测井资料。中子寿命测井是通过测量热中子在地层中的平均衰减时间、即热中子平均寿命，进而求得地层中的热中子宏观俘获截面等多个地层参数的脉冲中子测井仪。硼中子寿命测井是利用注硼前和注硼后测得的两条曲线的异常确定窜槽位置。根据近几年中子寿命测井资料的统计结果窜槽井所占比例在25％以上。
7) 用噪声测井资料。北1—4一Pxxx为一口注水井，该井曾用同位絮示踪法测过吸水剖面，测井资料上在射孔层以下存在同位素异常，井温曲线在该处也有异常，结合自然电位曲线可看出该井射孔层以下同位素异常处正对一未射开层，窜槽的可能性很大，但不能排除沾污因素，因此大庆油田测试技术服务分公司决定加测噪声以验证是否存在窜槽。结果噪声曲线显示该处窜槽，从而排除资料多解性。
8) 用声波变密度测井资料。利用完井时一次声波变密匿图与现测得的其它测井资料对比分析或利用现测得的声波变密度图与完井一次声波变密度图比较可发现存在窜槽井段。
9) 用中子氧活化测井资料。井中流动的流体中，水含有氧元素，而油、气不含氧元素。中子氧活化测井仪是利用脉冲活化技术，通过使用短的活化时间，然后用较长的采集时间探测流动的活化水，最后利用源到探测器的间距和活化水通过探测器所用的时间计算出水的流速。由于氧原子核活化后放射出的伽玛射线能量较高，能够穿透井内流体，油管和水泥，所以中子氧活化水流测井可以探测井茼内或套管外的水的流动。
4. 封堵窜槽的方法
《多层断窜槽井水泥封窜技术研究》一问中指出：封窜工艺主要有以下几种
1) 循环法封窜技术：将水泥浆以循环的方式，在不憋压力的情况下替入窜通井段，使水泥浆凝固，以达到封窜的目的。对窜通时间不长，窜通量不大的管外窜通井，可采用循环法封窜，其优点是对油层的污染比较小，一般不会产生封窜后堵死全部射孔段的问题。
循环法封窜根据封窜管柱的连接方法和所用工具的不同，可分为单水力扩张式封隔器封窜和双水力扩张式封隔器封窜两种方法。单水力扩张式封隔器封窜：采用这种方法进行封窜时，封窜前只露出夹层以下一至两个小段，其它层段采用人工填砂或注悬空灰塞的方法掩盖。封隔器应生于夹层上，并且井口部分最好采用自封封井器或闸板防喷器来密封，以便有利于封窜工作的顺利进行。双水力扩张式封隔器封窜：是采用两个水力扩张式封隔器中间加节流器管柱下入井内，下封隔器应坐于窜通层以下紧靠窜通层的夹层上，上封隔器坐于已窜通的夹层上。水泥浆在封堵时由两级封隔器中间的节流器流出，由窜通的下部油层进入窜通部位。其优点是可以不填砂或注悬空水泥塞，可以不留水泥塞或少留水泥塞；缺点是下入井内的封隔器多级，遇到卡钻时难于处理。
2) 挤入法封窜技术：将水泥浆通过封窜管柱，在压力允许的范围泵入井内，使水泥浆充满所有窜槽部位，使窜通层充分吸附水泥浆，以达到封窜的目的。当遇到井壁坍塌，窜槽体积大，其形状不规则，且堆有大量岩块时，采用此方法封窜比较可靠，能堵住复杂的窜槽。其缺点是在封窜过程中会有大量的水泥浆进入地层，容易堵塞油流通道，造成污染油层的恶果，同时封堵工艺比较复杂，容易造成井下事故。
根据井况的不同，挤入法封窜可以分别采用封隔器法封窜、油管封窜、桥塞封窜三种方法。封隔器法封窜管柱自下而上由单流凡尔、球座、节流器、水力扩张式封隔器和油管组成。封隔器下入位置应根据层段的不同而有所选择，以避免水泥浆污染其它油层。当窜槽复杂或套管破损不易下封隔器时，可采用油管封窜法进行封窜。当封窜井较深，夹层较薄时，为提高封堵准确性，缩短工期可采用桥塞封窜法进行封窜。
3) 循环挤入法：封窜循环挤入法实际上就是循环法与挤入法的联合使用，它先使水泥浆在不憋压的方式下进入窜槽，再用挤入的方法使水泥浆充填好。其封堵过程是水泥浆开始进入窜槽时，套管闸门是打开的，以保证水泥浆在憋不起压力的情况下进入地层。当地层窜槽内进入足够的水泥浆后，关闭套管闸门挤入剩下的水泥浆，再替够清水，静止一定时间，上提封隔器至射孔井段以上，反洗井冲去多余的水泥浆，然后上提油管 10～20m，关井候凝。
4) 填料水泥浆封窜：填料水泥浆封窜就是为了防止水泥浆由于重力作用而下沉，在水泥浆挤入并充满窜槽后，接着挤入填料水泥浆堵死窜槽的进口，避免水泥浆反吐，以达到封窜的目的。
二．特低渗油藏主力油层分层注水技术研究
1. 常见分层注水技术
《火烧山油田裂缝性低渗透油藏分层注水研究》一文中指出：常见的分层注水技术主要有以下几种
1) 地面一级两层分注技术。地面一级两层分注采用油管、套管各注一层。井下常用的封隔器有Y21l型和Y341型。该管柱施工简便，便于调配水；缺点是采用套管注水，容易腐蚀套管，缩短油井的寿命，且该技术分注级别低，不能满足油田的注水要求。
2) 同心管分注技术。同心管分注技术采用直径不同的两层油管各注一层。该分注管柱的优点是可以实现～级两层分注，同时避免了套管注水容易腐蚀套管的弊病，且水量调试操作容易；缺点是旖工工序复杂，井口装置和流程也较复杂，由于受到管柱直径的限制，只能实现一级两层分注，分注级别低。
3) 固定配水器配水技术。固定配水器配水管柱由水力压差式封隔器+固定式配水器+循环凡尔+筛管+丝堵组成。
固定配水器配水管柱工作原理为：注水时由于水嘴的节流作用在封隔器内外形成压差，使封隔器坐封，从而实现分层注水。
该管柱的优点是能够实现多级分注；缺点是测试调配水时都要动管柱更换配水器或水嘴，且测试困难。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，容易导致各注水层问的水窜。由于以上缺点，目前该技术己被国内各油田所摒弃。
4) 偏心配水器分注技术。管柱结构：水力压缩式封隔器+偏心配水器+撞击筒+单流凡尔。当管柱下入井中以后，井口打压坐封封隔器，使各注水层位分开。注水时高压液体经放在工作筒偏孔中堵塞器的水嘴流向工作筒出液孔而注入地层实现配注水量的目的。
测试调配水量时，下入打捞工具将堵塞器捞出更换水嘴即可。
技术特点
a．可实现多级分注；
b．投捞堵塞器时，可提捞任意层；
c．施工简便。
5) 空心配水器分注技术
结构原理
空心配水管柱由水力压缩式封隔器十配水器+循环凡尔组成。注水时，高压液体经水嘴作用在凡尔上，克服压力启开凡尔注入地层。
测试调配水量时，用投捞工具捞出芯子更换水嘴。
优点：
a．可实现多级分注：
b．施工简便；
c．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，提捞工作量巨大，且事故率高。
6) 液力投捞分注技术。液力投捞配水器分注技术是由空心配水分注技术发展而来的，但是在管柱和机具结构方面做了很大的改动。管柱结构自上而下为：油管+自调配水器(带支柱封隔器)+卡瓦封隔器+尾管。液力投捞配水器由工作筒和配水器芯子两大部件组成。工作筒总成包括提升辅助设备锚定装置、封隔器等几部分；配水器芯子总成主要由打捞头、提升皮碗、提升阀芯活塞、弹簧、单流阀等部件组成。液力投捞配水器分上、中、下三层配水，水流由不同的流动通道经各自的水嘴分别进入地层，通过自调弹簧和侧孔节流产生压差，从而稳定注水量。
投捞芯子时需先在井口装捕捉器，投放时将捕捉器置于释放状态，芯子在自重和注入水的推力作用下很容易坐入工作筒。提捞时先将井口捕捉器置于捕捉状态，再将井口流程改为反循环，芯子在液力的推动下就可冲到井口并被捕捉器捕捉，特殊情况下(如地层压力低)也可用钢丝打捞。由于芯子集成了两到三层水嘴，因而一次投捞可清理两到三个水嘴。
技术特点
l、可实现三级分注：
2、操作简单，投捞成功率高(大于95％)，为测试提供了保障。
3、采用液力投捞，事故率低。
4、一次提捞可整理三层水嘴，使测试工作量锐减。
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。
2. 分层注水技术优选
通过对各分注工艺的对比可以看出：固定式配水管柱的分注级别较低，并且伴随着套管注水、施工工艺复杂等缺陷；而活动式分注管柱的分注级别相对较高，都能实现三级或三级以上分注。
空心配水管柱投捞测试工作量巨大，要16次投捞才能完成，采用钢丝投捞事故率高。
偏心分注虽然能实现四级以上分注，测试工作量也不大，但该管柱要求两个级别的配水器问间距大于7．5m，否则在测试投捞过程中容易产生误操作，使投捞测试工作无法进行，而油田油层间距小，如果要进行四级以上分注，95％以上的水井很难满足偏心分注工艺要求。
液力投捞分注管柱则避免了钢丝投捞的缺点，采用液力投放和提捞配水器芯子，投捞测试简便，测试工作量小，完成三层分注井的测试和配水工作只需投放、提捞7次一8次，施工安全可靠，且能够实现三级分注。
通过对比可以看出，液力投捞井下分注技术和空心配水、偏心配水技术相比，技术优势明显，具有广阔的应用前景。

3. 影响分层注水效果的因素及对策
《文留油田高效分层注水实践》一文中指出：影响分层注水效果的因素及对策主要有以下几点
1) 蠕动。
在初始注水、洗井或停注时，管柱内的压力和温度会发生变化，重新分布，导致管柱产生伸缩变形；分层注水井，在深井高压情况下，封隔器胶筒往往会产生蠕动，导致封隔器移位、胶筒损坏，封隔器起不到分层作用。
应用补偿器补偿管柱蠕动的影响。补偿器采用活塞原理，当管柱蠕动时，补偿器中的伸缩管相应蠕动，可有效防止油管因温度、压力等因素引起的管柱位移造成的影响。
采用双向水力锚锚定技术。其管柱主要是由管柱伸缩补偿器、水力双向锚、Y341高温高压注水封隔器、偏心配水器、底部循环凡尔、筛管丝堵等工具组成。该管柱除可完成正常注水、反循环洗井外，还可实施油套管保护和在不动管柱的情况下，进行酸化施工。
对于斜井分注井，可采用“锚定+扶正+伸缩补偿”技术的注水管柱结构，能有效解决斜井中封隔器胶筒不居中和管柱伸缩蠕动问题，极大的提高了封隔器的使用寿命。
2) 封隔器失效
封隔器是“分层注水”中的分层工具，它的性能直接关系到分注效果的好坏。
封隔器胶筒，作为封隔器的“心脏”部件，它的耐温、耐压性能成为防止封隔器失效的关键因素；同时，由于目前注入水水质普遍较差，胶筒在频繁的停注、洗井过程中，反复伸缩使弹性变差，影响封隔器的分层效果。
高温高压封隔器的应用。采用Y341G系列封隔器，引进HB757封隔器，它的耐温性能达到1500摄氏度，适合3000多米的深井。为避开套管接箍，应用磁定位技术确定封隔器的位置。通过对13口分注井的作业现场描述发现，2001年以来，封隔器在井下工作最长的已达635天，取出后胶筒完好，通过解剖分析，目前所选用的封隔器型号已基本满足了油田分注需要。
3) 流量计测试误差较大
目前使用的浮子流量计或电磁式流量计等均采用人工操作，使测试数据人为因素过多；并且密封段受压力、温度影响，难以准确计量分层流量，往往造成地下及地面流量数据差别较大。非集流存储式超声波相位流量计的应用彻底摒弃原来的密封聚流测试方式，以期从根本上杜绝密封件的损坏和仪器的遇阻、遇卡现象，提高测试成功率。测量时，扶正器使仪器位于液体中央，通过上、下换能器连续测量井筒内流体沿轴向运动速度的变化，从而确定井筒内的注入剖面；同时，通过压力、温度的同步测试以及在井筒任意深度的测试，可以及时准确判断分层效果及油管的漏失位置。
4) 配水器投捞测试困难
分注过程中，常发生水嘴刺坏现象，测调时，由于目前使用的偏心配水器，其堵塞器位于配水器的一侧，堵塞器的浅轨道极易被锈垢、死油环等污物堵塞，造成调配困难。经过试验，将陶瓷水嘴改为耐压、耐温性能好的钨钢水嘴。为便于调节水嘴，应用空心配水器与液力投捞器配套技术。空心液力投捞器进入空心配水器芯子，定向爪抵在配水器芯子的低端，同时投捞器上密封胶圈卡在配水器芯子的内径上，堵塞内通道，形成一个堵塞整体；利用注水层回压和套管反洗井产生的上推力将芯子推出，再利用钢丝起到地面。
由于配水器下至3000m以下后，常规投捞工具已不能适应深井投捞工艺要求，部分井采用了地面分注技术，即油套分注。研制开发了ADAR分层注水恒流堵塞器(见图1)，该堵塞器既可免去投捞这一工序，又可满足各层段配注水量。

原理：P1一进口压力，也就是注水压力；P2一喷嘴内压力；P3一出口压力，也就是地层压力；△P一(P1--P3)。当P1一P3时无流量，P1≤P3时无实际意义，都不考虑。P1≥P3时，流体经喷嘴小孔进入喷嘴内腔，再经由喷嘴和阀芯之间的环形间隙流入地层。当P1增加(或者P3减小)的瞬间，△P增加，流量上升，这时作用在阀芯另一端的P1也同时增加，推动阀芯向喷嘴靠近，间隙减小，导致流量下降，使得△P减至原来数值，因而流量也回到原来数值。同理当P3增加(或P1减小)时，△P减小，ADAR分层注水恒流堵塞器也能作出相应动作，来维持／XP不变，流量恒定。因此通过合理设计结构参数，可以达到在一定压力范围内，进、出口压力变化时，流量恒定。
5) 地面配套实施的不配套
绞车深度计量误差大。目前使用的计深方式仍然是采用计量轮计量，无论是电子计深或是机械计深，均受计量轮直径的磨损及压紧轮松紧程度影响，计深误差较大，造成测试不到位。必须强化计量轮的定期校对，与磁定位校深数据对比，误差在1000+0．5米范围内，否则会造成深度不到位，进而影响流量计测试准确率及投
捞成功率。
地面水质及注水管线的老化造成水质较差，造成配水器堵塞或水嘴刺大，也是影响因素之一。加强了水质处理和地面管网改造力度，确保水质达标。
4. 影响层系组合的主要因素
《低渗透油藏细分层注水开发先导试验研究_以高集油田为例》和《分层注水的油藏适应性分析》文中指出：影响层系组合的主要因素有
1) 渗透率极差
实践表明，层系内渗透率级差越大，吸水强度大的厚度所占比例越小，不吸水厚度比例越大。并且层系内渗透率级差小于8倍，吸水能力明显增强。产液强度受渗透率级差影响也较大，渗透率级差小于5的层组合在一起，产液强度明显增加，统计其关系式如下:

2) 油层打开程度界限
统计阜宁组层系内射开油层层数、厚度的动用状况扩经回归处理后具有较好的线性关系:
① 系内射开油层层数与动用油层层数百分数的关系式为:

② 系内射开油层有效厚度与动用厚度百分数的关系式为:

由此表明，油藏层系内射开油层层数、厚度越大，动用油层层数和出油厚度所占比例越小。
3) 沉积相的影响
相同条件下,河流相内的水流速度要比三角洲相中的水流速度大,吸水能力较三角洲相强。这样更容易形成注入水的突进,造成大面积的剩余油。统计东辛油田的分注效果发现河流相的措施成功率明显高于三角洲相, 而且措施的无因次增油量也高于三角洲相。
4) 韵律性的影响
正韵律油层顶部形成剩余油富集, 反韵律油层底部形成剩余油富集,统计东辛油田的分注措施表明, 正韵律油层的分注效果好于反韵律油层。
6) 隔层稳定性的影响
分层注水要求隔层的厚度大于 2m,这主要考虑到井下工具的卡封稳定,而隔层的分布稳定性对分层注水效果的影响从数值模拟的结果得出。
注采井组内分布稳定的夹层, 将油层分成若干个流动单元,易形成多段水淹。若夹层分布不稳定,则表现为注入水下窜。
建立分层注水的数值模拟概念模型, 工艺为 1 级 2 段, 两段间的渗透率级差为 10, 正韵律分布。数值实验为隔层稳定分布于注采井中间和只分布于注水井周围两组对比明显的情况下进行, 两段的注水量为原来注水量的一半。结果见表 2:

如果隔层不稳定分布那么分层注水开采效果比稳定分布的情况效果差, 而且措施的有效期较短, 这是因为当隔夹层不稳定分布, 尤其是只分布于注水井周围的时候, 油水运动在短时间内就能达到新的平衡。
7) 含水率对分注措施效果的影响
统计东辛采油厂的 32 井次分注措施, 分注措施的无因次增油量和含水率降低随着措施前含水级别的升高而降低。
数值模拟的结果显示, 分层注水的措施实施的越晚, 降低含水率的程度也减小。在极限含水的时候井组采出程度也较低。
8) 采出程度对分注措施效果的影响
在不同采出程度阶段进行分注措施,结果显示井组的无因次增油量随着井组采出程度的增加而减小。这说明在进行分注选井的过程中一定要注意井组的措施潜力,如果没有潜力可挖, 即使得到一部分的产量但是最后的经济效果会很差。
9) 井况对分注措施效果的影响
在对东辛油田的分注措施井进行调查时发现,套变和套损井上的分注措施都以失败告终,还有一些失效井是因为套管在分注后发生了套变,统计的 32 口分注井中有 8 口是因为套损导致措施失败的。分层注水是靠封隔器与套管间的密封来发挥作用的, 套管的好坏也就尤为重要。
10) 分段数对分注措施效果的影响
理论上讲分段数越多措施的效果越好,但是对于数值模型的模拟结果表明当分段数大于 4 以后,井组的采出程度上升的幅度非常小。虽然还可以采出一部分油,但是所付出的代价是工艺复杂性的增加和投入产出比的下降。对于具体的井我们设计分注的时候一定要考虑最佳分段数与经济效益以及工艺复杂性之间的协调。

5. 层系组合界限
为了使组合后的储量水驱动用程度达到70%以上，综合研究组合界限为:
① 合后的含油井段小于40m，层系间有6.0m以上的隔层条件;
③ 合后渗透率级差小于5倍;
④ 系组合后油层层数少于6层，层厚度小于15m。
6. 分层注水合理注采井距
根据数值模拟分别研究了渗透率为(20、30、50)mD的合理井距，选取渗透率50mD作为应用模型，可见注采压差随着注采井距的增大呈双曲线递减在低含水期，注采井距可大一些，到高含水期，注采井距要减小。当注采井距一定时，随着含水的升高，油井所需的生产压差增大。在注采压差4MPa时，采油速度为1.5%，稳产到含水50%时的合理井距为25Om。

三．特低渗油藏主力油层注水开发中分层开采技术研究
1. 分层开采原理
《马寨油田分层开采提高采收率研究与应用》一文中指出：分层开采提高采收率的原理为，利用油水分布图、开采现状图、分层测试资料，与动态反应相结合判断油井的出水层位，用封隔器、化学堵水、双管采油等方法对油井实施分采，可以减少层间的干扰，抽稀地下井网，一定程度地减缓平面矛盾，降低水油比，提高水驱油波及体积，最终达到提高采收率的目的。
2. 分层开采应用条件分析
1) 综合含水率与采出程度的匹配性。若油层部分含水比较高，但有些油层没有发挥作用，说明此时的含水与采出程度关系曲线反应的是部分高含水层的开发现状，应该实施分层开采，提高油层动用程度。
2) 油田含水高，水驱效率低。理论计算和生产实践都表明，随含水上升，水淹厚度增长幅度愈来愈小：大体上在含水50％左右以后，水淹厚度增长幅度开始变缓，当含水80％左右时，水淹厚度增长更为缓慢。如厚层试验区在含水80％以前，平均每注入1％孔隙体积的水量，水淹厚度增长1．6％，含水超过80％以后．平均每注入1％孔隙体积的水量，水淹厚度只增加0．05％。因此，含水80％可以做为一个界限，即含水80％以前水淹厚度增长较大，注入水驱油过程以扩大水淹体积为主的水驱油阶段，含水80％以后水掩厚度增长很缓慢，注入水逐渐变为继续冲洗水淹过的油层部位为主，也就是说水驱油过程介始变为以提高水驱油效率为主的水洗油阶段。对于厚度较薄的差油层，水淹厚度大，甚至很快全部厚度水淹。但高含水期，油层全部厚度水淹以后，也同样要进入以提高驱油效率为主的水驱油阶段。油田含水越高水驱油效率越低，分采后增加采出程度的潜力越大，也就是说油田含水越高越需要分层开采。
3) 油田流体流度大，井网密度大。若流体流度大，则原油从储层流到井筒的压力损失小，井底剩余压力高，生产压差小，这种油田应采用分层开采的方式适当拉大井网。
3. 合理划分和组合层系
油藏层系的划分直接关系到油藏开发效果。划分开发层系, 就是要根据油藏地质条件和开发特征,合理确定油层合的基本单元,这个单元必须是能形成独立的油水运动的空间。总的划分原则是一套开发层系内油层沉积条件相同、 分布形态和分布面积大体相同, 同时, 层间渗透率的级差小。一套开发层系控制的储量和单井产量,应具有开发技术指标经济效益。一套开发层系内层数不宜过多, 井段应比较集中, 并具有比较良好的上、 下隔层。合理划分与组合层系的开发效果是有效地降低了层间干扰对油藏开发技术指标影响,原油含水上升慢,采收率高, 油层动用程度提高。
4. 层系改造
《分层开采矿场试验初步总结》一文中指出：中高含水期采用分层开采工艺,进行分层认识、分层改造,调节层间、平面和层内的油水分布,不断扩大注入水的波及体积,提高中低渗透率油层的产量,实现接替稳产,其主要作法是:
1) 分层注水与提高中低渗透率油层的注入压力相结合,通过分层注水量的调整,
不断扩大注水波及体积
中高含水阶段,接替稳产的关键是 要使中低渗透率油层注进水去,扩大注水波及体积。由于低渗透率油层的注水启动压力高,吸水能力低,必须提高注入压力才能大幅度提高注水量。根据中区西部资料统计,当注水井井口压力110大气压提高到130大气压(相当于油层垂向岩压 ) 以后,低渗透率层段的注水强度一般由5-10米3/日·米,提高到15 一20米3/ 日·米,吸水能力明显提高。分层注水与提高注入压力综合起来,这样 就能大体满足不同渗透率油层对注水量的要求。就可以根据不 同油层的水淹状况,随时按分层需要调整注水量 ,减轻油井中见水层对其它油层的干扰,调节油层平面油水分布,逐渐使更多的油层和一个油砂体的更多部位动用起来。提高注水压力,搞好分层注水是分层调整的基础,对提高油藏注水波及体积具有决定性的作用
2) 通过油层的平面调整,提高平面上中低渗透率部位的产量
一是把早期水淹带改造成为供水带。当油层平面上河床主体带高含水以后,产水量很大,产油量较少时 (含水率为80-90 %时 ),进行分层堵水 (或点状注水),原注水井继续加强注水,把早期水淹的主体带改造成为地层压力较高的供水带,这样注入水就可向两侧渗透率较低的部位驱油 、逐渐提高平面上中低渗透率部位的产量。
二是加强油层低渗透率方向注水,进行平面调整。分层测试资料表明,高含油饱和度井点一般都是位于油层低渗透率部位,加强该侧注水井排或井点的注水量,相应降低高含水一侧的注水量,可以提高油层的低渗透率部位的含水饱和度,有利于扩大油层的扫油面积,降低油井含水率。具体调整主要有两种:一种是同排注水井不同来水方向调整; 另一种是调整行列井网不同注水井排有关井点的注水量 。中高含水期进行平面调整时,要注意总的注水量不能减少,地层压力不能下降,才能取得较好的效果。
三是对油层平面上中低渗透率部位压裂改造 ,当油层大面积水淹或主体带已见水。可以对平面上的局部低渗透率井点进行压裂改造。
3) 应用综合措施加强对中低渗透率油层的开采
中高含水期必须有一套综合性措施才能使中低渗透率油层充分动用起来。中区西部采用的综合措施主要有三方面; 一是注水井高压注水,油水井压裂改造提高中低渗透率油层的吸水能力和出油能力,二是分层堵水和双管分采,排除高含水层对其它油层的干扰,三是对部分井进行层系补孔，主要是增加中低渗透层的注采井点完善住采系统。
四．特低渗油藏主力油层注水开发中分抽合采技术研究
缺少相关文献。
五．特低渗油藏主力油层注水开发中层间干扰研究
1. 层间干扰影响因素
《薄层油藏合采层间干扰分析及技术对策研究》一文中，通过物理实验对层间干扰的因素进行了研究，研究结果显示只有渗透率极差在0.73-1.5之间时上下部储层匹配，能较为均衡的出油。
压力系统对油层的动用情况影响弱于储层物性对油层动用的影响，但它们对油层动用的影响是相互作用的，为此采用正交分析方法对油井穿层物性及压力差异性进行正交分析。通过大量的计算与统计分析工作后，得到技术对策图版(图1)。

当油井储层之间的基本物性参数比落在曲线最上方时(含曲线)，2层合采时，上部储层将会抑制下部储层的产能，甚至发生倒灌现象；当油井储层之间的基本物性参数比落在曲线最下方时(含曲线)，2层合采时，下部储层将会抑制上部产层的产能。储层物性比与压力系数比在图示坐标系中越接近中间区域，合采效果越好，层问干扰现象越弱。为此，在优化油井合采层位组合时，应使油井穿越上下部储层物性参数与压力系数比，落在技术对策图版中匹配区域位置，层位组合合采可取得预期的效果。
2. 层间干扰规律
《胜坨油田不同含水期层间干扰规律》一文中总结了各含水期层间干扰的规律：
1) 中低含水期层间干扰规律
开发初期层间干扰形式主要是稀油高渗透层干扰稠油中低渗透层。在合采时主要出油层是稀油高渗透层，稠油中低渗透层不能充分发挥作用。
2) 高含水期层间干扰规律
高含水期层间干扰的形式随着油藏开发的进行逐渐发生变化，初期主要为高压特高含水、高含水层干扰低压高含水、中低含水层；高含水后期，随着含水率的不断上升，层间干扰的形式转变为高压高含水、特高含水层干扰低压中、高含水层。
3)特高含水期层间干扰规律
进入特高含水期，虽然油层广泛水淹，层间含水级差变小，但是受沉积韵律的控制，层内水淹状况存在较大的差异。因此，特高含水期层间干扰的形式主要为特高含水韵律层干扰高含水及中低含水韵律层。
对于河流相沉积正韵律油层，由于垂相和侧向加积形成许多叠加砂体，造成同一河道砂体由多个韵律层组成。数值模拟结果表明，各油层顶部的沉积单元水淹程度明显低于底部。
三角洲反韵律沉积油层的沉积相主要为三角洲前缘河口砂坝主体、砂坝侧缘和远砂坝微相。该类储层在平面上大面积分布，纵向上不存在侵蚀叠加现象，层与层之间界限较为分明。依据层序地层学原理，翻用小层中的岩性或物性隔(夹)层进行韵律层的划分，将1个小层划分势若干韵律层。由于各韵律层所处的沉积相带不同，储层物性存在较大差异，导致注采矛盾突出，物性差的小层(韵律层)吸水差、能量低，与主力层合采过程中被严重干扰
3. 注水井层间干扰表现形式和规律
《对注水井层间干扰的认识》一文中指出：注水井层间干扰表现形式和规律为
1) 注水井单卡单注时的水量比全井几个层段同时注水时水量要高的多。
2) 在分层注水井中，调整一个层段的水量，不但本层断水量发生变化，而其他层在水嘴不变的情况下，注水量也有所变化。
3) 日注水量高的井，干扰比较明显，日注水量低的井，干扰不明显，而日注水量一般在500-600方以上的井，干扰最为突出。
4) 两个注水层段之间距离越近，干扰现象越明显。
5) 注水层段之间都相互有干扰，但上部层段对下部层段干扰较大。
4. 注水井层间干扰的影响因素
《试谈注水井的层间干扰》一文中提出：影响层间干扰的因素为
注水井井筒管道摩阻是造成干扰的基本因素。地层压力的变化，配水嘴的调整和油层渗透率（包括高压注水后出现的裂缝开启）等因素的变化，所造成的层间干扰家具或减缓现象，也都是通过管道摩阻这一因素起作用的。此外，有的注水井除了上述因素外，由于隔层或有裂缝，或尖灭，或变差，在高压注水下引起层间串通造成的干扰现象也是存在的。
但上文在《注水井层间干扰探讨》一文中被评论说，其混淆了井筒干扰与层间干扰的概念，而在本文中，作者指出，影响层间干扰的因素应如此分析：
在注水过程中,不同渗透率油层中任意一点的压力变化可按下式求得：

当作用于两个层上的井底压力一样时,在井底地带附近高渗透层压力增 长 比 低 渗透层快,因此井底附近地带油层之间造成了压力差。从理论计算表明,当油层渗 透 率相差10倍的情况下,压力差可达100公斤/厘米2，若两层间存在压力差,但层间无压力传 导的可能,当然也就不存在层间干扰。因而压力传导的地质条件就是研究层间干扰的第二个因素。
大庆油田是一套河流-三角洲沉积的砂岩体,砂泥岩交互出现,岩性、岩相变化较大,夹层稳定性比较差 ,特别是注水开发非均质多油层油田,层间的压力差始终是客观存在的。对与高渗透层合注时吸水的低渗透层和不吸水的低渗透层间的差别表明,关键是高渗透层和低渗透层间的泥质部分的厚度和它的可塑性有明显的差异。因此,层间有无夹层,夹层的稳定程度、厚度大小和可塑性强弱就是判断注水井层间有无干扰的核心。具体说有三种类型，其一是层间夹层稳定,厚度比较大,且可塑性较强,这种条件下,没有压力传导的可能,层间干扰当然不能产生；其二是夹层分布稳定,但厚度比较小,且刚性较强,当层间压力差达到某一数值之后,产生压力传导,于是层间干扰也就随之产生；其三是层间夹层分布不稳定,层间干扰必然产生,但干扰程度是随着夹层性质和延伸长度而变化的。
5. 控制层间干扰对策
《层间干扰对油井产能的影响》一文中指出，对于层间干扰问题应采用以下对策：
1) 放大生产压差。放大生产压差可以有效的降低层间干扰、提高油井的产能，但这只适用于油井投产初期，一旦油井某一高渗透层间水，层间干扰作用会进一步加剧，这时单从放大油嘴便不能有效的解决层间干扰的影响，而需要配合分层开采的工艺技术。
2) 油井控制合理厚度。油井采油强度除受油层厚度控外,还会受使用油嘴大小的控制。因而,利用采油强度这一概念,很难进行油井之间的产能对比。为了对比,并能从中找出它们之间可能存在的某种规律性,在此我们引出油井“比产能”和 “平均比产能”两个基本概念。所谓“比产能”,是指油井在单位油层厚度和单位油嘴直径尺寸下的日产量。而“平均比产能”,则是不同油嘴“比产能”的算术平均值，将不同油井的“平均比产能”与相应油层厚度数据标绘在直角坐标纸上,就可得到两者的变化关系，见图3。由图3可以看出,油井的“平均比产能”随油层厚度的增加而急剧下降。这表明,油井层间干扰程度是随油井控制厚度的增加而加剧。由于进行系统试井的这些油井,已经包括放大油嘴、降低干扰、提高产能等因素,因而,要想进一步减小层间千扰,就得考虑开发层系的合理划分及调整。每套开发层系的厚度多大为宜？从图3可以着出,在油层厚度15米左右的地方存在一个拐点。当油层厚度小于15米时,虽可显著增加油井产能,但因层系增加而要多打许多生产井。反之,油层厚度大于15米时,层 间干扰的程度就明显增加。因此,初步认为,每套开发层系的油层厚度可能以15米左右为宜。