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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
2、驱开发中存在的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,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，界面厚
3、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。,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,三是底型切叠式结构单元剩余油类型,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,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
4、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,验证,需求,攻关思路：
5、,技术系列：,充分利用和保护物性结构界面，提高挖潜工艺的精细程度。,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、剩余油分布类型及新的工艺系列，形成了厚油层层内精细挖潜
6、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，又能长期座封，同时具有高承压易解封的特点。,该技术的关
7、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：ZL02275473.3,2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
8、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PI23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
9、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,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%。,调前,调后,调前,调后,砂岩厚度
10、比例（%）,+9.1,+10.8,有效厚度比例（%）,65.5,74.6,57.0,67.8,50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
11、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
12、堵18口井，34口井均见到了一定效果, 累计降水达20.5104 m3。,喇6-1637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。,例,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。,例,喇6-32井堵水前后开采曲线,产 液 （t）,产 油 （t）,含 水 （%）,2004.3.30堵水,为了满足不同井况和细分堵水要求，在常规堵
13、水管柱的基础上，开展了长胶筒与普通封隔器、空心桥塞封隔器与普通封隔器等不同工具组合下井堵水工艺试验，既达到细分堵水的目的，同时又降低了措施成本，取得较好措施效果。,现场实施 19口井，措施后平均单井降水51.9m3/d，增油0.8t/d，含水下降3.0个百分点。,长胶筒与常规封隔器结合层内细分堵水工艺,压裂后堵水井,喇2-323井,该井为压裂后堵水，存在吐砂的危险，堵水层萨II13-16仅有结构界面，增大了工艺的难度。采用长胶筒封隔器、空心桥塞封隔器、和普通平衡封隔器等3种类型封隔器配套组合成上下2种不同结构的丢手堵水管柱，措施后平均单井增油5t/d，含水下降8.0个百分点。,4、精细分层压裂
14、技术,定位平衡压裂工艺,定位平衡压裂是挖潜厚油层内剩余油有效措施之一，由于含油饱和度高的中低渗透部位与高渗透部位之间夹层很薄，普通压裂很容易压窜夹层、压开高含水层。所以，该工艺做为精细挖潜配套技术之一。,工艺原理：,应用定位平衡压裂工艺实施8口井，平均单井增油26.3t/d，累计增油1.57104t。,5、精细分层补孔技术,厚油层挖潜实践表明，层内注采完善程度低，是造成厚油层内剩余油富集的主要原因。既然厚层内剩余油是次级沉积单元注采不完善差形成的，那么挖潜层内剩余油就必须从完善次级沉积单元的注采关系入手。为此，通过在二次加密低产能井中对厚油层选择性补射，完善次级沉积单元的注采关系。,考虑到一旦
15、油井附近结构界面被破坏，注入水就会从高渗透、高水淹带窜入油井，难以达到挖潜未水淹带剩余油的目的，在完井方法上应用了水力割逢精细射孔工艺。该工艺技术无震动，对套管和水泥环不产生损伤，可避免目的层与高含水层之间隔层较小时常规炮弹射孔造成的管外窜槽现象的发生。且对油层无压实、无污染，比常规炮弹射孔具有更高的导流能力 。,工艺原理：,实验效果：,根据地质精细描述后，剩余油的位置，分别针对厚油层内顶部和中部及薄差层剩余油进行了水力割逢挖潜。水力割逢射孔首先在挖掘隔层损失型剩余油中进行试验，与高含水层隔层厚度从1.0m逐渐缩小到只有0.2m，然后发展到层内的有物性夹层和无物性夹层的挖潜。,通常该工艺要求最
16、小稳定隔层厚度在0.4m以上，为了进一步挖掘潜力，2004年探索了利用类结构界面进行定位平衡压裂试验，在只有一个0.3m的类结构界面的情况下，施工没有出现窜槽，压裂初期增油12t/d，含水下降12.0 个百分点，累计增油529t，有效期95d。,2004年累计实施45口油井，其中层内顶部38口、层内中部1口、薄夹层6口。 加密补孔后初期平均单井日产液66.1t，日产油10.2t，含水84.5%，比补孔前日产液增加35.1t，日产油增加8.0t，含水下降8.1个百分点。年累积增油2.8907104t。,对比20022003年11口厚油层挖潜（水力割缝射孔）目前效果：8口挖潜厚油层顶部井有7口井目前仍有效，8口井平均单井累积增油1226t；无夹层顶部、有夹层中部和有夹层底部效果比有夹层顶部差。总体看，达到了层内挖潜的目的。,20022003年11口厚油层挖潜（水力割缝射孔）效果表,三是水力割缝精细补孔实施实施45口油井，累积增油2.89104t。,一是精
