孤島油田聚合物后續水驅井下注水工藝

趙曉波，韓兵奇，王枚景，張 軍

(1.中國石油大學(華東)機電裝備教學實習總廠，山東東營 257061;2.勝利石油管理局孤島采油廠監測大隊，山東東營 257231)

孤島油田聚合物后續水驅井下注水工藝

趙曉波1，韓兵奇1，王枚景2，張 軍1

(1.中國石油大學(華東)機電裝備教學實習總廠，山東東營 257061;2.勝利石油管理局孤島采油廠監測大隊，山東東營 257231)

針對聚合物后續水驅井下注水工藝存在層竄、吐聚、吐砂嚴重以及地層壓力測試成功率較低、分層注水方案難以實施、大部分主力油層不吸水、作業頻繁、后續水驅效果不理想等問題，設計了后續水驅配套工藝，制定了新的作業施工方案，優化了分層測調方法。該技術在孤島油田B19斷塊、東區注水示范區進行了試驗和推廣應用。結果表明，地層壓力場重新分布，改善了吸水剖面，地層平均吸水率為105.5%，測試平均成功率達到92.2%，有效防止了關井后地層返吐造成的出砂現象，提高注水層段的合格率，平均達到70.15%，防止了因停注或壓降造成的吐聚現象。

聚合物后續水驅;注水工藝;測調方法;吸水剖面;測試成功率

聚合物驅轉為后續水驅后，油井表現出了不同的動態特性［1］。孤島油田在注聚合物時采取籠統注水辦法，不洗井，不測試，聚合物黏度大，提高了地層壓力。轉水驅后，為了充分挖掘中低滲透層的潛力，一般采取分層注水［2］，在洗井或注入壓力低時會造成聚合物返吐，進入偏心或造成管柱內部堵塞，致使測試儀器下不去或遇卡、洗井不通、注水不進、測試成功率低、大部分主力油層不吸水、分層注水方案難以實施、作業頻繁，后續水驅效果不理想，嚴重影響了注水效果。為此，對聚合物后續水驅井下注水工藝進行了研究，設計了后續水驅配套工藝，制定了新的作業施工方案，優化了分層測調方法。自2003年至今，先后在孤島油田B19斷塊、東區注水示范區進行了試驗和推廣應用，取得了較好的效果。

1 改進注水工藝管柱

1.1 問題分析

常規注水管柱由防腐涂料油管、665-2型偏心配水器、DQY341-114型封隔器、撞擊筒、堵塞器滑套及導向絲堵構成，通常采用電磁儀器測試地層壓力。DQY341-114型封隔器在反洗井時，洗井液通過筒體單向通道可繞過密封膠皮實現洗井［3］。但由于此洗井過程通道小，易出現砂堵、進液凡爾密封失效等問題，從而造成出砂、層竄。665-2型偏心配水器主體通徑小(一般46 mm)，在驗封測試作業時，檢測工具易遇阻;在反洗井作業停洗時，堵塞器滑套在彈簧的作用下瞬時關閉，由于井底砂粒未洗干凈而造成關閉不嚴，影響測試數據。而與配水器配套使用的堵塞器，無單向注水功能，在注入壓力突然降低或停注時，聚合物返入井筒，造成吐聚，使油層吸水能力大大降低。另外，采用的電磁儀器由于受到地磁干擾和污水水質的影響易造成所測數據不準確。

1.2 技術改進

改進后的新型注水管柱主要由FXKY341-114(148)型封隔器、PY114-52型配水器、FY-22型防竄堵塞器和YFF型調壓底閥組成，如圖1所示。

選用FXKY341-114型封隔器(圖2)替代DQY341-114型封隔器。該工具綜合了K344型封隔器與Y341型封隔器的優點，采用低壓坐封(坐封壓差0.8～1.5 MPa)，主要由坐封機構、鎖緊機構和解封機構組成。注水時，液體通過單流閥進入膠筒與中心管形成的密封空間，在壓差作用下膠皮筒脹開，密封油套環空;停注時，單流閥自動關閉，膠皮筒仍處于脹開狀態，所以坐封后停注不解封;反洗井時，液體通過液壓平衡孔作用于封閉活塞上，活塞上移，泄壓孔打開，膠皮筒收縮解封，使洗井液通過油套環空，從而加大了過流空間，避免砂堵現象。

選用PY114-52型配水器(圖3)替代665-2型偏心配水器。該工具由偏心工作筒、FY-22型防竄堵塞器構成。它具有通徑大、便于測試工具通過和水咀投拔作業以及有效阻止聚合物返入井筒的自控功能。該工具最小通徑為52 mm，采用錐度偏孔，使用時可最大限度減少測試儀器遇阻。而與之配套使用的FY-22型防竄堵塞器(圖4)，內部設有單流閥機構，正向注水時閥打開，停注時閥自動關閉，避免吐聚現象發生。

選用YFF-114型底閥替代絲堵滑套。該工具安裝在尾管底部，與配水器、封隔器配合使用。主要由調節桿、彈簧、鋼球及閥座組成。它具有延時定壓開啟和關閉功能。正常注水與停注時，鋼球在彈簧的作用下坐在閥座上形成密封;反洗井時，洗井壓力遠高于調壓底閥開啟壓力，YFF底閥定壓開啟，打開反洗井通道，反循環最大流量可達30 m3/h;洗井完畢后，注入液通過液力緩沖機構，關閉底閥，限制流體單方向流動，注入液瞬時憋壓，配水器和封隔器啟動，開始正常工作，進行分層定量注水［4-5］，可保證關井不層竄，監測及作業施工無逆流，分層性能可靠，注水層段合格率高。

2 優化測調方法

2.1 測調方法

注聚井由于注聚效果改善了吸水剖面，轉注水后使得后續水驅初期壓力場重新分布，這樣，在近一段時間內注水壓力、吸水狀況不穩定，吸水指數變化較大，較短時間內達到設計分層注水方案較難。所以，光油管注水30 d左右，待注入壓力降低2 MPa后改分層注水管柱。

分層注水后，井口注入壓力雖然下降較大，全井配注完成較理想，但由于注聚的不均衡性，使得大部分主力油層啟動壓力較高，不吸水現象突出。這期間過早追求層段合格率，勢必頻繁測調，由此出現關井、通井、洗井次數較多，因而會引起吐聚、出砂現象，較嚴重的會造成全井不吸水，適得其反。因而分層注水后60 d或更長時期內，只要各小層吸水不考慮層段合格率問題，待近井地帶堵塞推進后，根據壓力降落情況，調整到合格即可。

2.2 注意事項

1)作業完轉注后及時上測試，根據測試結果初步調整層位;

2)保證各層均吸水的情況下，不低于10 MPa壓力長時間注水;

3)測試過程中儀器遇阻，采用密閉通井方法處理，不洗井;

4)建立單井跟蹤記錄，在干壓降低造成全井不吸水或吸水量明顯降低的情況下，應與相關泵站聯系，提高泵壓。

3 現場試驗

2003年3月～12月，分別在勝利石油管理局孤島采油廠孤島東區注水示范區GDN9-507、GDN7-011、GDN7-11進行注聚轉后續水驅井下注水工藝及測試方法改進后試驗，并于2008年在B19斷塊注聚轉后續水驅11口井、東區注水示范區56口井進行了推廣應用。結果證明，在后續水驅井中采用新型注水管柱以及優化后的測調方法后，可有效提高測試成功率，改善地層吸水狀況。

3.1 采用新工藝后地層吸水明顯提高

2003年4月26日下午，GDN9-507井拔42層水咀投撈器掉井底。4月27日撈出儀器，全井吸水量降為60 m3/d，42層水咀由Φ6.6 mm調成無堵塞器，拔43+4層水咀投撈器428 m遇阻，全井不吸水。

2003年5月28日～7月4日，光油管注水36 d后改為新型注水工藝管柱進行分層注水，待油壓下降2 MPa后，調整水咀使其達到各層配注要求。采用新的測、調方法后的測試情況如表1所示。

表1 GDN9-507測試情況表

3.2 應用新工藝、新方法后使得壓力場重新分布，改善了吸水剖面

對GDN7-011井采用新工藝前后的相對吸水量進行了測試，結果表明，采用新工藝后相對吸水量明顯提高，有效改善了吸水剖面，如圖5所示。

3.3 注水后測試成功率明顯提高

2008年在B19斷塊注聚轉后續水驅11口井、東區注水示范區56口井上應用了該工藝，測試成功率、層段合格率等效果明顯提高，如表2所示。

表2 采用不同工藝的區塊測試效果對比

4 特點

1)管柱具有定壓開啟功能，能夠有效防止關井后地層返吐造成的出砂現象，具有良好的防砂效果，提高了測試成功率。

2)具有單向注聚功能，有效防止因停注或壓降造成的返吐聚現象。

3)采用的封隔器具有低壓坐封，反洗井自動解封的功能。保證了洗井液暢通，避免了砂堵、坐封失效等問題。

4)改進后的測試方法可有效保證井底測試數據準確，避免多次測試作業。

5 結論

孤島油田兩個注聚區自采用新的注水工藝和測調方法后續水驅以來，吸水剖面得到了改善，地層吸水量明顯增大，測試成功率有了較大提高，且能夠有效防止關井后地層返吐造成的出砂現象，提高注水層段的合格率，防止因停注或壓降造成吐聚現象。該技術在孤島油田的現場應用表明，注水效果改善明顯，效益顯著，確保了區塊的有效注水，起到良好的后續驅油作用，減少了測試人力和物力的浪費，對以后的注聚轉后續水驅井及易返砂井具有重要的參考價值。

［1］韓繼盟.改善聚合物驅后續水驅開采效果分析–以孤島油田中一區Ng3為例［J］.油氣地質與采收率，2006(4):91-92.

［2］張磊，胡云亭，王文升，等.聚合物后續水驅階段剩余油挖潛技術［J］.礦物巖石，2003(4):101-104.

［3］萬仁溥，羅英俊.采油技術手冊(修訂版)，第二分冊注水技術［M］.北京:石油工業出版社，1992.

［4］王枚景，張軍，韓兵奇.調壓底閥的研制與應用［J］.石油礦場機械，2007，36(1):60-62.

［5］韓兵奇，張軍，楊光，等.可調壓井下止回閥［J］.閥門，2008，159(5):14-16.

Downhole Injection Process About Sequel Water Flood of Polymer in Gudao Oilfield

ZHAO Xiao-bo1，HAN Bing-qi1，WANG Mei-jing2，ZHANG Jun1
(1.China University of Petroleum(East China)，Dongying 257061，Shandong，China;2.Gudao Oil Production Plant，Shengli Petroleum Administration，Dongying 257231，Shandong，China)

Seeing the problems of the downhole injection process about sequel water flood of the polymer，such as communication between zones，serious reversing of polymer and sands，lower testing returns-ratio of formation pressure，difficulty in the plan of separate flooding，main layers without hygroscope，frequent operation，sequel water flood without an ideal effect，etc.a new matching process about the sequel water flood of the polymer was devised;a new construction plan was made;and the methods of measurement and transference about the waterflood was optimized.The technology had ever been tested，popularized and applied at block B19，oriental region of the flooding demonstration block in Gudao Oilfield.The result indicated that pressure field of the formation was made a redistribution，injection profile was improved，and intake capacity(the average absorption rate is up to 105.5%)and testing returns-ratio(the average is 92.2%)had an effective enhancement after they were adopted.What’s more，the new flooding process and the new construction plan could effectively guard against the sand entry after well off，raise the acceptability of the flood layers(the average is 70.15%)，and guard effectively against reversing out polymer as a result of a pause of the injection or drop in pressure.

sequel water flood of the polymer;flooding process;method of measurement and transference;entry profile;testing returns-ratio

TE35

B

1008-9446(2013)04-0004-05

2013-04-16

趙曉波(1972-)，男，山東鄒平人，中國石油大學(華東)機電裝備教學實習總廠工程師，主要從事石油機械產品的設計開發工作。