提高分注级别研究PPT课件

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1、 目 录 准东采油厂辖区有火烧山油田、北三台油田、沙南油田、马庄气田等19个油气区块，目前共有油水井865口。其中：油井674口，注水井191口，日产原油2392t(2003年7月)。准东采油厂已开发油田均为低渗透砂岩油藏，但各油气区块储层性质各异，油藏地质条件复杂，油气区块在开发过程中层间矛盾日益突出，开发初期水淹、水窜现象十分严重，油田综合含水急剧上升。火烧山油田火烧山油田位于准噶尔盆地东部帐北隆起带北端，为一南北走向东西不对称的短轴背斜。油田含油面积40.7km2，探明地质储量6741104t。油田含油层系为上二叠统平地泉组P2p中下部(即平二、平三段)。将含油层系自上而下划分为H1、H

2、2、H3、H4四个砂层组。岩性主要为中砂岩、细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩、夹有白云质泥岩薄层及条带。各储层孔渗参数差异较大，层间矛盾突出 。10016225143.7有效渗透率(10-3m2)19.014.012.013.0平均孔隙度(%)H4H3H2H1 层位 项目北三台油田 北三台油田位于准噶尔盆地东部帐北隆起带中南部，北三台凸起北坡。东侧为北31井断鼻和北75井断块，西侧为北16井断鼻。北三台油田含油层系位于二叠系平地泉组平二段(P2p2)中上部，相当于火烧山油田H1油层组及其上部，呈二个正旋回沉积，分别称为H1、H0油层组。岩性以砾岩、中砂含砾砂岩、含砾粗中砂岩最好；自

3、下而上物性变差，油层样品平均孔隙度19.6%，渗透率42.710-3m2。北16井区H0、北16井区H1、北31井断鼻、北75井断块平均有效渗透率分别为12.4710-3m2, 12.7110-3m2, 3410-3m2, 5010-3m2。沙南油田 沙南油田区域构造处于帐北断褶带中段，包括沙丘古构造、北三台凸起及两者夹的平缓鞍部地区，属一正性构造单元。二叠系梧桐沟组所在的圈闭，为构造岩性圈闭。沙南油田石炭系及二叠系平地泉组以上地层发育较为齐全,含油层梧一段，又可细分为P3wt11 P3wt14四个砂岩组，其中P3wt12和P3wt13是主力含油砂岩组。油藏中部埋深平均为2550m，储集层岩性

4、为块状砾岩、正递变砂砾岩、块状砂岩。粘土矿物以伊蒙混层为主，含量为46.85%，其次为高岭石、绿泥石、伊利石。油层孔隙度为14%24%，平均为17.8%，渗透率(0.14640)10-3m2，平均2.5210-3m2 。 目 录 准东采油厂自1990年起 ，先后开展过以下分层注水技术试验： 1、地面一级两层分注技术 2、同心管一级两层分注技术 3、固定配水器分注技术 4、偏心配水分注技术 5、空心配水分注技术 6、液力投捞井下分注技术地面一级两层分注管柱Y211封隔器 地面一级两层分注采用油管、套管各注一层。管柱施工简便，便于调配水。1、套管注水，容易腐蚀套管，缩短油井的寿命； 2、 分注级别

5、低。同心管分注管柱Y211封隔器 同心管分注技术采用直径不同的两层油管各注一层。可 实现两层分注，避免了套管被腐蚀,且水量调试操作容易。施工工序复杂，井口装置和流程也较复杂，分注级别低。固定配水器配水管柱能够实现多级分注；1、测试、调配水时都要动管柱更换配水器或水嘴，且测试困难。2、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，容易导致各注水层间的水窜。封隔器封隔器循环凡尔固定配水器偏心配水管柱偏心配水器Y341封隔器撞击筒循环凡尔1、 可实现多级分注。 2、投捞堵塞器时，可提捞任意层。3、 施工简便。投捞成功率低；事故率高 空心配水器分注技术 可实现多级分注；施工简便；提捞成功率高

6、；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，提捞工作量很大，且事故率高。Y341封隔器空心配水器循环凡尔液力投捞分层注水技术在配水器芯子上配装了液力伞或皮碗，再在井口配以捕捉设备，提升时反洗井，使液压作用在液力伞或皮碗上将芯子冲出，到井口时芯子被捕捉器捕捉 。投放时，将芯子投入井中，利用芯子自重和液力将芯子推入工作筒。液力投捞井下两级三层分注原理图1.分层水嘴集中在一个配水器芯子中，采用液力投捞配水器芯子,一次提捞可整理三层水嘴，使测试工作量锐减。2.可实现三级分注；3.操作简单，投捞成功率高（大于95%），为测试提供了保障。4.采用液力投捞，事故率低。5. 配水器还结合了地

7、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。两级三层配水器Y211封隔器 目 录 偏配分注空配分注地面分注同心管分注液力投捞井下分注偏配分注液力投捞井下分注空配分注偏配分注液力投捞井下分注液力投捞井下分注准东采油厂2002年12月水井基本情况统计表 一级两层 二级三层火烧山作业区1028179.456421沙南作业区825870.7231520准东采油厂18413975.5791941井下分注井数地面分注井数油田水井总数分注井总数分注率(%) a、油管入井前必须用管规逐根通过，以保证配水器芯子投捞顺利； b、配水器地面试压，且芯子随配水器一起下入井中，这样一方面

8、可以简化施工程序，另一方面有利于故障原因的判断。 c、配水器芯子上各部件以平式螺纹连接，在配水器芯子入井前必须拧紧，以免芯子在投捞过程中松脱。 管柱施工完成管柱施工完成后管柱蹩不起压。后管柱蹩不起压。造成管柱试不住造成管柱试不住压的原因通常有：压的原因通常有：1、井口闸门不严2、配水器芯子没有到位3、芯子上密封盘根损坏4、油管漏失8月在准东油田B1066井首次试验采用液力投捞分注技术。完成了芯子的改进工作，并整改、配套了井口测试装置，规范了施工和测试规程。起逐年扩大该技术的推广应用规模，至2002年先后在60口井上实施95井次，累计投捞配水器芯子600余次，投捞成功率在96%以上。截止到200

9、2年12月，准东油田拥有井下分注井60口，其中一级二层19口，两级三层41口。170170656580802525172172383888884646184184454579796060020406080100120140160180200水井总数合注井总数地面分注井下分注2000.122001.122002.12 目 录 截止到2002年12月，准东各油田共实施液力投捞井下分注工艺60口井95井次，累计增产原油33771t ， 1997-2002年共创利2703（万元），投入产出比：1：3.39 经济效益评价 截止到2002年12月，分层注水管柱施工95井次，项目投入95井次84000元/井

10、次=798（万元） 准东油区井下多级分注井累计增产原油33771t，累计降水7019m3 。 增油创利：33771800元/t=2701.7（万元） 降水创利： 7019m34元/m3=2.8（万元） 增油创利+降水创利=2704.5（万元） 经济效益：产出投入=2704.5798=1906.5（万元）1：3.39分注级别分注日期1B20131990.11两级三层1998.072B20161990.12两级三层2000.083B20201991.09合注4B20231990.11两级三层1999.105B20281991.12两级三层1998.086B20311991.09两级三层1998.0

11、87B20331990.12两级三层2000.088B20351990.12两级三层2000.089B20381990.12两级三层1998.0610B2041990.11两级三层1998.0611B20401991.11两级三层1998.0612B20431991.08两级三层2002.1013B20461990.11两级三层1997.0814B30141991.05两级三层1998.0815B30341990.11一级两层2000.10目前序号井号投注日期 北31井区共有15口注水井，共有14口采用了液力投捞技术 ，1998年以来该井区在油井上几乎没有其它增产措施的情况下生产形势十分稳定。

12、北北31井区近年同井点剖面动用程度变化井区近年同井点剖面动用程度变化 0.460.460.390.390.460.460.510.510.550.550.520.520.580.580.620.6200.10.20.30.40.50.60.71999年2000年2001年2002年层数动用厚度动用北31井区近年综合开发曲线991200.600.1201.601.1202.0602.1240200006065701000600064006800200001020 北 31 井 区 近 年 综 合 开 发 曲 线 开井数月产液油含水动液面氯根月注水静流压6716616864216462600061

13、504000600080004616456856937255593657945565423652594761502451975330455443134608476649081415313336177682006417197182281599613776159001504515655151901636813776155101647015965148186766686466686569676868666867727270679719991065112011131104114711571157112311061080106411261095115011141190206241919517844181

14、55192782273624009219712029321330228952108822178200751940319670165371855321.5921.0521.5421.6222.0322.7022.1511.8811.5010.5613.0012.1013.1011.66323333343333343535353535图3 991200.600.1201.601.1202.0602.1240200006065701000600064006800200001020 北 31 井 区 近 年 综 合 开 发 曲 线 开井数月产液油含水动液面氯根月注水静流压671661686421646

15、260006150400060008000461645685693725559365794556542365259476150245197533045544313460847664908141531333617768200641719718228159961377615900150451565515190163681377615510164701596514818676668646668656967686866686772727067971999106511201113110411471157115711231106108010641126109511501114119020624191951

16、784418155192782273624009219712029321330228952108822178200751940319670165371855321.5921.0521.5421.6222.0322.7022.1511.8811.5010.5613.0012.1013.1011.66323333343333343535353535图4 北北31井区核实产量构成井区核实产量构成010203040506070809010011012013014015016017018019020099.0199.0399.0599.0799.0999.1100.0100.0300.0500.0700

17、.0900.1101.101.301.501.701.901.1102.0102.0302.0502.0702.0902.11措施水平净产1999年核实水平自然递减 21% 2000年核实水平自然递减 16% 2001年核实水平自然递减 14.6% 2002年核实水平自然递减 13.1% 北北31井区水驱特征曲线井区水驱特征曲线北3 1井 区水驱曲线北3 1井 区水驱曲线y = 0.0108x + 0.7379R2 = 0.9991-2-1.5-1-0.500.511.522.5020406080100120累积产油LOG累积产水89年- -1997年 底1998年1999年2000年2001

18、年2002年线性 ( 2002年 )线性 ( 2001年 )线性 ( 2000年 )99年：2002年： 从1998-2002年的水驱特征曲线斜率逐年变缓，说明水驱效果逐年变好。 目 录 1、液力投捞井下分注工艺基本能够满足准东各油田的分注要求 。 2、准东大部分油田采用的是清污水混注，水质相对较差，使得水嘴易堵，为解决水嘴堵塞的问题，须开展复合水嘴技术的研究与试验。 前 言 分层注水工艺技术，是多油层注水完成分层配注方案、提高注水开发效果的重要措施； 也是准东采油厂为了解决层间矛盾和平面矛盾而采取的一项有力措施。自准东油田投入开发以来，先后对等工艺进行过试验，累计现场试验应用各项分注技术10

19、0余井次，配套了能够适合准东油田实际的多级分注管柱，优选出提高油田分注级别的可行方案。“九五”期间，通过井下多级分注技术的实施，取得了明显的经济效益和社会效益，为准东油田的稳产奠定了坚实的基础。 常见分注技术优缺点对比表 技术名称优点缺点1、 分注可靠1、注水级别低2、 耐压差大（2 5 M p a ）2、注入水腐蚀套管3、施工简便易行1、 可实现多级分注1、 机具复杂2、 不动管柱投捞任意层2、 调配工作量较大3、 投捞成功率低4、 钢丝投捞事故多1、 分注可靠1、 分注级别低2、 避免了注入水对套管的腐蚀2、 施工工艺复杂1、 可实现多级分注1、 调配工作量特别大2、 不动管柱实现调配水2、 钢丝投捞事故多1、可实现三级分注2、 操作简单，投捞成功率高3、测试工作量小液力投捞配水器分注技术注水压力低的注水井仍然需要钢丝配合提捞地面一级两层分注技术偏心注水技术同心管分注技术空心配水技术