油田分注井调配技术探析

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1、油田分注井调配技术探析　　摘要：安塞油田杏河北部属于多油层发育区块，随着注水开采时间的延长和见效程度的不断提高，油层平面和剖面矛盾日益突出。为了提高多油层开发效果，保证区块长期持续稳产，提高油田采收率，区块引进分层注水工艺，截至目前具备分注条件的注水井全部实施分注，因此，提高分注井调配成功率直接关系到分注效果。本文通过总结近几年影响分注井调配成功率因素进行分析，探索出提高井下分注井调配成功率的方法。关键词：井下分注；测试调配；影响因素；大排量洗井中图分类号：TE35文献标识码：B安塞油田属于低渗透油田，杏河北部又是属于多油层发育

2、区块，实施分层注水工艺是保证油田稳产最经济的有效手段。杏北区分注井占注水井总数的71.9%，只有提高分注井调配成功率，才能保证多油层有效开发。一、基本概况杏河北部目前有注水井128口，地关3口，应开125口，实开125口，其中合注井36口、地面定量分注井22口、地面计量分注井26口、井下分注井（桥式偏心分注）30口、地面油套分注井14口，分注井占注水井总数的71.9%。7地质配注3285m3/d，实际日注3278m3/d，单井日配26.3m3/d，单井日注26.2m3/d，月注采比2.42，累注采比1.94。以下是近几年井下分注

3、井调配情况，调配遇阻主要有油管内防腐层脱落、锈蚀、结垢、系统压力波动、地层返砂、井筒脏等原因。二、影响调配成功率因素分析通过分析近几年井下分注井调配遇阻情况，总结出影响井下分注井调配成功率因素有以下三大方面。1油管内防腐层脱落、锈蚀、结垢防腐层脱落：注水井前期使用是油管均采用φ76*5.51-G5.5型涂料油管，内壁防腐层随着投注时间延长不断脱落，形成大量的脱落碎片，洗井又不能及时将这些脱落碎片带出井筒，在调试时这些碎片易卡堵井下测试工具，使得井下分注井不能及时的调试。2011年7月，杏61-17井注不进，调配遇阻，安排水泥车洗

4、井时洗井压力上升无法洗井，为探明原因，2011年8月安排动力维护，核实注不进原因为油管内防腐脱落堵塞配水器导致注不进。油管锈蚀、结垢：在水井中起锈蚀作用的主要是盐水、硫化氢、二氧化碳和有机酸，还含有大量的氧气，锈蚀的机理是电化学反应和氧化还原反应，这些物质锈蚀金属油管后产生硫化亚铁沉淀，可形成堵塞物，堵塞水嘴。72系统压力波动，地层返砂在分注措施实施过程中，一般要进行通井、冲砂洗井，井筒状况相对较好，在分注措施完成后，由于系统压力突然降低，出现地层压力高于系统压力，地层反吐，携带大量原油进入井筒，原油长期排不出，就会在油管内壁结

5、蜡或者凝固形成死油。2012年5月在调试杏50-28井调配遇阻，安排活动洗井车大排量洗井，由于井筒中死油、油泥多，造成投捞器被卡在1513m处，洗井后仍调配遇阻，重新分注时发现油泥和死油已经把配水器内堵死，死油在1510m处堆积形成油泥，导致调配失败。3其他（井斜、井筒脏、闸门故障）3.1井斜影响安塞油田主要采用丛式井组开发，定向井所占水井比例很高，井眼轨迹在空间上变化复杂。井眼轨迹主要有三种类型：直井段—增斜段、直井段—增斜段—稳斜段、直井段—增斜段—降斜段，进入油层的井斜角一般35°～50°。7目前的投捞调试工具组合长度在1

6、.7～1.8米，有时加装多级震击器长度超过1.9m，井斜角要求在35°以内。杏北区井眼轨迹三种类型都存在，其中前两种占的比例比较大，井斜角大的分注井在调试时易出现工具遇卡，从我区的47口分注井最大井斜角统计可以看出，杏北区井斜角大于35°的分注井19口，占分注井的37.30%，这19口井中有8口井都实施重新分注，从表中可以看出，这19口分注井的最大井斜角位置基本和配水器或封隔器位置接近，给调配工作带来很大困难。2009年作业区提出缩短调配周期、对井下分注存在问题井采取加密调配的政策并实施，从实际效果看，2010年数据统计中，每4

7、5天调配一次的9口注水井在调配前流量测试仍然有5口注水井每次调配存在超欠注；每60天调配一次的4口注水井调配前流量测试仍然有1口注水井每次调配存在超欠注。3.2井筒脏由于分注井存在地层出砂、反吐原油、结垢及生锈等自然危害，缓解和解决这一问题的主要方法是定期洗井，及时将这些废物排出井筒，按照规定一季度洗井一次，现场发现洗井效果不好，通过洗井后取样化验结果看出，洗井时间超过一个月后，机杂和含铁量迅速增加，加快了注水管柱的腐蚀。3.3闸门故障井口闸门故障也是影响调配成功率的主要因素，分析原因有以下2个方面：（1）闸门开关不灵活，开关几

8、次便出现漏水、刺水等情况7（2）闸门关不严，导致无法泄压，无法进行正常调配三、提高井下分注井调配成功率探讨1配套CQFFO3防腐涂料油管从近6年调配遇阻实施大排量洗井无效实施重新分注的情况看，主要是因油管内防腐层脱落、锈蚀、结垢等原因所致，自从2011年随修井逐