水驱采油工程技术

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1、老油田水驱采油工程技术大庆油田高级技能人才培训中心 2008年8月1）老油田水驱开发中存在的矛盾及厚油层的特征 2）精细分层注水技术 3）精细分层堵水技术 4）精细分层压裂技术 5）精细分层补孔技术 6）“两三结合”水驱挖潜工业性矿场试验 7）深部调剖技术 8）相渗透率改善技术目 录老油田主要是指我国东部陆相沉积油田 基本特征：多段、多韵律，油层非均质严重 存在三大矛盾：平面矛盾、层间矛盾、层内矛盾合理的井网与水驱分层注、采技术基本可以解 决平面矛盾和层间矛盾，解决层内矛盾成为难点。解决层内矛盾的方法： 1.把层内矛盾转化为层间矛盾； 2.采取深部调剖或其它驱油方式。1、老油田水驱开发中存在的

2、矛盾及厚油层的特征大庆喇萨杏油田已经进入特高含水开发期，根据密闭取心资料，尽管水洗层有效厚度占钻遇总厚度的94.57%，但水洗层内剩余油依然较多，未水洗段占31.17%，且主要分布在有效厚度大于2m的厚油层中，工艺挖潜对象由油层间转移到层内。上 部 52.6%中 部 30.1%下 部 17.3%厚油层内弱-未水洗厚度分布图（有效厚度大于2.0m）储层精细地质研究技术，确定了厚油层内部结构界面特征河流相储层四级结构界面分布模式建立了形 成 了一套河道砂内部结构界面追溯对比与结构单元划分的方法。类界面：为表外层之间泥岩、钙质岩、粉砂质泥岩，厚度0.2m。类界面：为有效层之间的钙质层或物性夹层，界面

3、厚度0.4m。类界面：为有效厚度内部钙质层或物性夹层，厚度0.1m0.3m。类界面：垂向砂体迭加或切迭存在的渗透率分级或水淹层界面，界面厚度0m-0.1m。 类界面类界面类界面类界面5.81.81.72.03.7 6.10.8500.6500.4200.3000.280储层垂向结构界面分类模式自然电位微电极发展了厚层层内剩余油描述方法，确定了厚油层层内剩余油分布特征通过精细地质描述，将层内剩余油分布模式归纳为五种类型： 一是结构界面分布较稳定的层状结构单元剩余油类型 喇3-1722喇4-1702井萨2-8层结构单元剖面图二是底托、悬挂式结构单元剩余油类型层状间隔式层状叠加式底托悬挂喇5-P20

4、20喇6-P2025井葡1-2层结构单元剖面图 三是底型切叠式结构单元剩余油类型7-217-P2118-21底型切叠喇7-21喇8-21井葡1-2层结构单元剖面图 四是楔状镶嵌式结构单元剩余油类型 五是交错迷宫式结构单元剩余油类 型8-24018-24378-2438-24358-24318-2438喇8-2401喇8-2438井萨3层结构单元剖面图 喇4-P142喇5-1488井萨1-3层结构单元剖面图 分析上述三种剩余油分布特征，即层状结构单元的砂体变差部位、底托悬挂式及交错迷宫型结构单元中的剩余油，通过利用结构界面可以进行精细挖潜。底型切叠型、楔状镶嵌型结构单元的剩余油需要通过其他资料综

5、合分析，为下步的攻关挖潜目标。 以上五种结构单元能否用来挖潜，关键看其隔层是 否稳定，垂向上有阻渗作用，平面上有较大的遮挡 面积，对应油、水井的隔层是连贯的，至少要大于 井距的12。厚油层层内非均质突出、无效注采循环严重 、剩余油更加分散的开发现状。深化到砂体内部结构单元的研究 ，建立了四级结构界面的分布模 式，将层内剩余油归纳为五种类 型，使挖潜突破了层间调整的局 限性。油层精细研究的成果，对挖潜工 艺技术提出新的要求。同时也需 要精细挖潜工艺的实践来检验。针对精细地质研究精细挖潜工艺验 证需 求充分利用和保护物性结构界面，提高挖潜工艺的精细程度。精细注水、精细堵水的封卡界面 厚度可以降到0

6、.1m，水力割缝补孔不破坏 的夹层厚度可以降到0.1m，顶部定位平衡 压裂不破坏的隔层厚度可以降到0.4m。 一是层状结构单元剩余油挖潜技术：层状结构单元剩余油主要 分布在砂体顶部，而底部由于注入水的长期冲刷，形成注采无 效循环场，主要实施精细分层注水和堵水工艺。二是底托、悬挂、底型切叠、楔状镶嵌型结构单元剩余油挖潜 技术：主要通过对其它层系油井的相应层位进行精细分层补孔 等措施，完善注采关系来挖潜。三是交错迷宫、楔状镶嵌型结构单元剩余油挖潜技术：交错迷 宫及楔状镶嵌型结构单元砂体注采井间存在夹层遮挡、变差部 位，可通过精细分层压裂工艺，改善连通效果来挖潜。根据厚油层内部结构界面的类型、剩余油

7、分布 类型及新的工艺系列，形成了厚油层层内精细挖潜配 套技术，采取以下三种工艺对策：2、精细分层注水技术根据精细地质研究成果，挖潜的对象是0.5m以下的小隔层或者是物性结构界面。而常规压缩式和扩张式封隔器胶筒所卡的夹层厚度至少在0.5m以上，由于管柱的伸长或调配管柱允许的误差范围（1000m误差范围0.2m）就可能把夹层错过，因此采用常规注水工艺无法实现。为此研制应用了长胶筒封隔器，由层间细分达到层内细分。长胶筒封隔器原理胶筒封堵技术是利用封隔器的胶筒来封隔结构界面或封堵套管上的炮眼，阻断高渗透层注入通道，强制注入液进入低渗透层。该技术的关键是封隔器胶筒的长度和强度达到既能封堵炮眼，又能长期座

8、封，同时具有高承压易解封的特点。根据封堵需要，先后研制了K342-114、K141-114和K341-114型，长胶筒规格为1m、2m和3m，承压达到20MPa，单级最大解封负荷4.5KN。实施中可以根据井况的特点与常规封隔器组合成不同的注水和堵水工艺管柱。该技术的关键是封隔器长期座封不泄漏和 胶筒长期封堵炮眼不破裂，为此重点研究和解决： 长胶筒封隔器为水力密闭式机构，为保证长期座封，研制了新型座封阀。在座封凡尔的端面采用硫化的加工方法，将橡胶硫化于密封端面上，保证密封效果。通过地面套管内二年观察试验，始终保持密封状态。一是提高长胶筒封隔器密封性能二是提高长胶筒封隔器胶筒性能长胶筒封隔器使细分

9、注采工艺有了一个飞跃，注水工艺由层间细分发展的层内细分，堵水工艺由层间大段发展到层内多段。该技术是油田公司所有知识产权，专利号：ZL02275473.3为保证胶筒长期在高压下封堵炮眼不会破裂。通过大量试验，找到了理想的胶筒绕线与硫化工艺，提高了胶筒强度。 2长胶筒封隔器的承压试验 在地面模拟试验中，当注入压力达到20MPa时，封隔器胶筒从套管炮眼中挤出，168小时后使其解封 ，检查胶筒完好。 长胶筒封隔器的承压试验长胶筒封隔器的解封试验起原井管柱拔封负荷160kN为了验证长胶筒封隔器的解封性能，在7-P2835井进行了K141-114型长胶筒封隔器拔封试验。该井设计采用2级2米长胶筒封 堵PI

10、23下- PI24层位。1年后起原井管柱拔封负荷160kN，起出检查 胶筒完好无损；在8-252井进行了K342-114型封隔器的解封拔封试 验，11个月后，解封最大旋转力约3.5KN，解封正常，起出检查封 胶筒完好；在5-P2025井进行了K341-114型封隔器的解封拔封试验 ，座封压力15MPa，单级解封拉力小于100kN，达到了设计要求。对比周围4口无措施油井日 产液下降14t，产油增加2t 含水下降1.74个百分点5-1621井通过胶筒封堵，措施后强吸水层高15高17日注水 量减少62m3，差油层高9-10 高13日注水量增加25m3 长胶筒 封隔器隔层封堵段内有夹层封堵层油层小夹层

11、0.2m油层隔层普通封 隔器层内细分注水效果对于类结构界面，利用长 胶筒进行层内细分如9-182井，该井萨II1+21与萨II2+3、萨II5+6与萨II5-8、萨III4-71与萨III9+102之间的三个小层内都有结构界面。为此，下入3级长胶筒封隔器与4级常规封隔器组成细分管柱，进行层内细分。周围4口受效油井，平均产液由198t/d下降到180t/d，产油由9t上升到11t，含水由95.6%下降到94.0%。0.2m夹层类结构界面油层普通封隔器长胶筒 封隔器0.4m夹层隔层长胶筒 封隔器长胶筒 封隔器调前调后调前调后砂岩厚度比例（%）+9.1+10.8有效厚度比例（%）65.574.6 5

12、7.067.850口井细分前后的吸水状况2004年累计实施92口井，其中0.5m以下小隔层 58口井、物性夹层34口井。措施后日配注减少1470m3， 实注减少1381m3，控制无效注水41.4104m3。对比实施较早的50口细分井周围102口无措施油井 ，措施后日产液下降49t，日产油增加25t，含水下降 0.2个百分点。提高了分层注水开发效果。3、精细分层堵水技术主要是以控水为中心，以挖潜增储为主攻方向，根据精细地质研究成果研究无效循环的特点，特别是沉积单元内部无效循环规律的认识，应用研究了厚油层内油井精细分层堵水工艺，由大段堵水发展到多层细分堵水和层内细分堵水，细分条件由稳定隔层发展到结

13、构界面，有效地控制了无效采出。长胶筒层内细分堵水工艺厚油层内长胶筒封堵技术主要是充分利用厚油层内0.5m以下小隔层或物性夹层的遮挡作用，采用长胶筒封隔器封隔小夹层，在物性结构界面处，即使射孔，也可以通过封堵炮眼实现层内细分封堵，封堵高渗透层产出通道，达到控制无效采出液和挖潜低渗透层潜力的目的。 2002年2004年， 采用长胶筒封隔器进行厚油层内封堵，累计实施34口井，平均单井降水45.1m3/d，含水下降2.9个百分点，其中2002年采用长胶筒封堵实施8口井，2003年厚油层内封堵8口井，2004年厚油层内封堵18口井，34口井均见到了一定效果, 累计降水达20.5104 m3。喇6-163

14、7井属于厚油层层内封堵,封堵 层位PII1-6下，隔层厚 度0.5m ,措施后该井增 油3t/d，降水38m3/d,含 水下降6.6个百分点，目 前累计增油215t，累计 降水5821m3，有效期 175d。K342-114长胶筒丝堵PI5+61PII1-6上1029.31048.51049.0 PII1-6下 PII102 1068.21074.3 GI2+31081.2K342-114长胶筒635-III配产器GI2-7635-III配产器0.5m6.1m喇6-1637井 例0.86-3233.4 2.2180萨II 10+118.4萨II 10-127.1 5006-324.8萨III

15、4-70.92.51.50.7120萨III 4-71303006-3223.4萨II 15+163.22.4 1.2 170萨III 1+2460萨III 4-7 4-7 4-72.62.02402200.60.86.6萨II 15-25.6805002601201.0 0.6萨III 4-75-31225.0萨II 10+113.555505006-3135.8萨II 15+164.42.6 2.6 360萨III1+23604406-3136-323PII7-9及以下6-32SII10-12 8.4 7.1SII13+14 2.5 1.9SII15+16 5.8 4.4SIII1+2 2

16、.6 2.6SIII3 1.2 1.2SII4-7 4.8 3.4SIII4-7 1.5 0.7PI5+6 1.1 1.1 PI7 0.3PII1-3 2.8 1.7PII1-3 0.3PII4 2.2 2.096 年 6 月 堵 层04 年 3 月 堵 层SIII3 0.6 0.6 SIII4-7 0.2PI1-2 18.0 14.9高水淹高水淹高水淹喇6-32井 例计划堵4个层段，属于厚油层层内多段堵水，其中有2处为堵炮眼，有1个层段隔层仅为0.6m。措施后增油4.0t/d，含水下降3.0个百分点，有效期145d，继续有效。 K342-114K342-114K342-114K342-114K342-114Y341-114LY341-114L丝堵SII10-12上SII10-12下942.0945.4948.9SII13+14SII15+16上956.0 956