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

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

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，动用含油面积

253.7km2,动用石油地质储量41617X10%可采储量13561义10绘,

标定采收率32.59%。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79.2%,水驱动用程度53.1%,

工业采出程度76.33%,自然递减23.43%,综合递减10.8%,综合

含水86.7%。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。

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：

Q=(1)

1W

式中：Q：--------流量cc/sec

K：--------渗透率

1：--------长度cm

u：-------流体粘度cP

A：--------面积CD?

AP：-------生产压差

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、AP,减小1、u：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；1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1;对于粘度口，通过加热与

加降粘剂等方式减小P;由于△P=P地层压力-P流压，所以加大AP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。

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：

图1：马寨油田理论相对米液（油）指数与含水关系曲线

通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

3.5

%

0

1

7

*

f

0.5

0.0

0.20.30.40.50.60.70.80.9

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

显有三个阶段，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，

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

通过以上分析可知，采液（油）量是图3：采液指数随含水变化局部图

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

347

32)631.631.2)。再21昼为t5］阻外乎87%

27―85.8932.432.531

84.6485.0582

22“83.7427

81.3

17

78.53T-平均单井核实日产油-77

平均单井核实日产液

74.8秒42

12—综合含水

-72

7■--------45.45.25・0

r£.8%94.64.54.2

7.9--——35

图4：全油田油井1991年以来单井液量、含水、油量变化曲线

从上图可知，1991年以来，在油田含水从74.88%上升到

87.00%的情况下，产液量略有下降，从31.6t/d下降至I」27.0液d,

导致单井产油量明显下降，从7.9t/d降到目前的3.5t/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

25.0日产含碧0.00

80.0080.1080.42

75竺-----------------一--------80.00

A7co80.1080.8581.7780.5781.40

20.064.84二巴算旷70.00

荷=26000

15.0

—平均单井日产液(t/d)5000

一一平均单井日产油(t/d)m

一含水(%)4000

10.0

30.00

J----------20.00

5.06.4<7________

5.653-----------------------------------------------______

4.440QQO7QQQO10.00

3.93.73.83.63.33.43.2

0.00.00

1991年1992年1993年1994年1995年1996年1997年1998年1999年2000年2001年2002年

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6.4t/d降到目前的3.2t/d),主要原因是在油田含水从

64.84%上升到81.40%的情况下，产液量略有下降，从18.2t/d

下降到17.2t/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

1991年1992年1993年1994年1995年1996年1997年1998年1999年2000年2001年2002年

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

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38mm泵合理沉没度不大于500米；44mm

泵不大于460米，57mm泵不大于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84.1%,

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：

目前主要采油方式生产数据表

井口平均21产水平(吨)

总开综合平均平均检泵

采油单井

井数井数含水泵挂泵效周期

方式液量油量

(口)(□)液量油量(%)(米)(%)(天)

自喷井8678134431217.24.076.8

抽油井2656222338183724617.23.381.01942.641.5456

电泵井302290310041484106.95.195.21917.697.9357

气举井118110279556525.45.179.8

其他94385181613.60.497.0

合计3256273973844962327.03.587.0

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75.30%。

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

占抽油井占抽油井

平均沉没度平均泵效

泵型(mm)井数(口)总开井数的产液量(t/d)总产液量比

(m)(%)

比例(%)例(%)

63228913.011652.14.3367026.1

63892941.819874.425.8659434.2

64463628.621259132.9754943.8

中原油田4)50683.061942.15.0953044.9

4)5628112.6511031.728.8947151.2

670190.8610932.8637848.9

小计222338183

中原油田各采油厂抽油机情况

占抽油井总占抽油井

井数产液量沉没度大于

单位开井数的比例总产液量比例

(口)(t/d)500米的井数

(%)(%)

采油一厂26912.114016.910.52125

采油二厂61427.639968.426.11373

采油三厂50222.5912233.232.04181

抽油井采油四厂33515.084172.510.93172

采油五厂33915.265727.615.0065

采油六厂1406.301938.25.0843

全油田222338183962

从以上两表分析，可以看出：

（1）032mm、038mm抽油泵占抽油井比例过大,且泵

效低，日产液低。632mm、638mm抽油泵占全油田抽油

井的54.82%,而日产液仅占全油田抽油井日产液的30.19%,

@32mm泵平均泵效仅为26.1%,638mm泵平均泵效为

34.2%o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：

图7：采油二厂去年以来油井数、开井数、日产油量变化曲线

22001000

19401956197719711976198119811987200419982006

2000900

771766782762769760785

1800

-----一一------800

A-■-泵挂深度—73071一5_二一7七37

1600700

一♦一动液面

1400f-沉没度，皿600

12221212^___4__

1200500

1商—**11951214125112671221

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科护校留校校祜裨裨裨,裨,

图8：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632mm、638mm泵使用量，对沉没度大于500米

的油井，建议用038mm、。44mm泵替代部分032mm、438mm

泵型的抽油井。

3、对动液面小于1500米（89口）、沉没度大于500米的（139

口）采用4）32mm泵的抽油井和动液面小于1000米（185口）、沉

没度大于500米的（404口）采用力38mm泵的抽油井应采取适当

措施进行升级提液。

4、对413口（4）44mm275口，@50mm33口，4）56mm105

口）沉没度大于500米，动液面小于1000米的332口抽油井（6

44mm186口、4）50mm18口、4）56mml28口）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。

（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30.2t,单井日产油3.7t,综合含

水87.33%。水井开井1292口，日注水平113564m3,平均单井日

注88m3,月注采比1.33,累积产液43376x10k累积产油

11387.7x10%累积注水59909.8x104m3,累积注采比1.21。水驱

控制程度79.2%,水驱动用程度53.1%,工业采出程度76.33%,

自然递减23.43%,综合递减10.8%。

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

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42.4%,吸水厚度下

降了35.6个百分点（见图9）o

次65

'

旭

60

股

W

55

皆

50

45

40

85868788899091929394959697989920002001

年

图9中原油田吸水剖面变化趋势

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，6.98%的厚度吸入了45%的水量，这是造成水窜、指进

的根本原因（见下表）。

吸水强度与厚度关系表

不吸水层吸水强度vSm'/m/d吸水强度5〜15m%n/d吸水强度215m3/m/d

统计

时间,'7-层厚吸水层数厚度吸水层数吸水

井数层数％厚度％

度％数％度％量％%%量％%量％

200L649261.359.716.316.416.114.615.635.67.46.747.6

60.18.

2002.635563.715.421.413.114.235.86.45.842.4

65

此外，从渗透率级差与吸水状况统计情况看，渗透率级差在

10以内时，吸水剖面反映吸水厚度下降不明显，吸水层数下降比

较突出。当渗透率级差大于10时，吸水层数和吸水厚度百分数双

双明显下降。因此，后者可能是造成吸水厚度减少的主要原因（见

下表）。

渗透率级差与吸水状况统计表

渗透率级差区渗透率级注水井射开吸水

间差中值段层数厚度层数厚度

（倍）（倍）（个）（个）(m)（个）%(m)%

1-321569204.75884150.973.7

3-64.51051162.43976.5112.469.2

6-1087631334266.78664.7

10-30201186207.84653.5109.252.6

>3050994168.44042.566.639.5

此外，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17.0〜38.0%；断块边

角的剩余油占12.6-26.0%；注采井网不完善区块或因井况恶化形

成的局部剩余油富集区占24.8%o

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13.2%,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173um,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S2上1层系达到中水洗程度，平均驱油效率38.2%,含

油饱和度由原始的平均74.58%下降到47.64%。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

6o

一52,753.

JQQ51.352.6・，

5o48.549.9.49.250.8

44.2■

43.7

41.7

次

.4o34.5-----------*

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1O

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88n8990919293949596979899200020012002年

图10中原油田水驱动用程度变化曲线

的问题。

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22117x10%,动用程度达53.1%（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66.5%,其中

二类储层储量占51.6%,产量比例56.8%,含水85%,水驱动用程

度45.1%；三类储层储量占14.9%,产量比例18.3%,含水77.8%,

水驱动用程度21.4%0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

200200

909192939495969798992001

时间02

342354436263723750377437953838333839393994046416

地质储量71092055066947317

水驱控制储191221824082552622260826842785292029553033125326

量85537258276843611

水驱控制程

5662.666.468.769.969.170.772.676.1757677.278.4

度

水驱动用储126140215121621658183018921969201819372032131221

量65535414614013917

水驱动用程

3739.641.743.744.248.549.951.352.649.250.852.753.1

度

储量分类水驱动用状况评价表

储层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

类别(%)(%)(%)(%)(%)(%)(%)

—■33.591.624.930.483.56853.7

二51.68556.813.371.245.128

三14.977.818.39.945.121.410.2

针对层间、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0.5、水驱动用程度低、而地质储量占62.1%的二、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

文72s3中、文72-134、文135、文138、文184、文188、胡47、胡

<0.37.6

39、胡52、胡63、胡19、桥46-50马19东等

文92北、文79、文72、文99、庆祖、胡5、胡7南、文25西、文

0.3-0.413.6

19、文38等

文101、文110、文115、濮S2上2+3、濮S2上4-7、文33、文95、

0.4-0.540.8

文82、桥口、徐集、文明寨、文51、文东盐间等

文中老三块、文209、文92南、濮沙一、濮沙二上1、濮沙二下、濮

>0.537.9

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66.9%,分注效果

好。技术上主要应用了Y341系列低压封隔器、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、DDL—皿测

井仪、放射性同位素吸水剖面技术等，满足了18MPa下分注井的

需要（见图ll）o

8OO7o

59.1584

7OO64.46846o

648

6OO630611600

5645o

S5OO45.1-(

50％

)4o

4OO409)

照435

46.945.1梅

常3OO3o

43.641.438.5坦

坦

224金

37.242

东2OO2O

27423.9204

158*分注井数

1OO31.6

T一总分注率14.7O

I。，I.

90.

84858687888990919293949596979899200020012002

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：①1996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；②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；③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9.9%。

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

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HB757—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29MPa降为15Mpa,起出后发现1#层的

鸨钢水嘴直径由0.5mm刺大为4.0mm（2#层空水嘴）。测试1#层

的启动压力为11MPa,2#层的启动压力为23Mpa,层间启动压

差达12.0MPa。由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，总分注率达到

45.1%0

（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45.1%。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22.3%,一级两

段295口占53.7%,两级两段29口占5.3%,两级三段94口占

17.2%,三级三段8口占1.5%o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76.1%；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23.9%。

分注井压力分级情况为：小于18MPa的分注井有306口占

55.9%,18-25MPa的有115口占21.1%,25Mpa以上的井126口占

23%o

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%o分注井最高注水压力37.5MPa(文82-42、

72-32),封隔器位置最深达3000多米，分注前后平均注水压力上

升3MPa。

三、分注工艺技术的发展

(-)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：油管内图12：顶封管柱工况图

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）。

①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2000m27/8in油管、在35Mpa下日注量lOOn？/d

为例，封隔器胶筒产生的上推活塞力为312.7KN

②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55.9KN。

③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90.4KN。

由于三种效应的作用，使得封隔器产生向轴向90.4KN〜459

KN推、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

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)o

(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“0”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35MPa,

耐高温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“伸张一收缩”

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。图14：顶

(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

保护层段

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

注水层段

封

封隔工艺管柱

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Y341型封

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：35MPa,耐温：130℃；

外径：①112mm、0114mm；

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128X104t,

对应油井增油3.7X104t,油田开发效果得

_

到明显改善。

_Y

2、Y341封隔器与偏配组成的中高压，

一