深層抗高溫高壓分層注水工藝在L油田的應用

李　洪，賈永祿，劉　勇，張　博，李　斌，羅亞男，雷　雨

(1.西南石油大學，四川　成都　610500；2.中國石油塔里木油田分公司，新疆　庫爾勒　841000)

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深層抗高溫高壓分層注水工藝在L油田的應用

李洪1，2，賈永祿1，劉勇2，張博2，李斌2，羅亞男2，雷雨2

(1.西南石油大學，四川成都610500；2.中國石油塔里木油田分公司，新疆庫爾勒841000)

摘要：L油田縱向鉆遇第三系、白堊系、侏羅系、三疊系油砂層，層垂向非均質性強，層間干擾嚴重，經過二十幾年開發，綜合含水91%，采出程度38%，油水井管外竄增加，剩余油分布復雜，穩產難度大。為緩解層間吸水差異，保持油層壓力，提高注水波及系數，L油田采用分層注水工藝。針對超深高溫高壓特點，設計耐溫耐壓分注管柱，對油管、偏心配水器和封隔器在材質和結構上進行改進，在L油田實施14井次，分注井吸水剖面明顯改善，井組增油效果顯著。首次提出超深高溫高壓油藏分層注水井層位間距和夾層下限，對分注工藝推廣具有一定指導意義。

關鍵詞：分層注水；夾層分布；超深高溫高壓；吸水剖面

1油田概況

L油田縱向上第三系、白堊系、侏羅系、三疊系均發育有含油砂層，平面上由L1、L26、L2、L3、L10井區組成[1]。L地區三疊系為扇三角洲前緣相沉積，侏羅系含油砂巖主要為河流相砂礫巖及濱湖相沉積。L油田原油性質普遍較好，具有低含蠟、低含硫、低黏度、低凝固點、低膠質瀝青質等特點。地層水礦化度高，一般都在16×104mg/L以上，氯離子含量一般在7～9×104mg/L左右，為氯化鈣水型。原始地層壓力48～53 MPa，地層溫度110～123 ℃，主要油藏類型為層狀邊底水構造油藏，累計探明含油面積23.7 km2，原油地質儲量4 191.4×104t，標定采收率41.6%。

L油田分TⅠ、JⅢ、JⅣ+TⅡ+TⅢ三套井網開發，TI油組采用規則五點法面積井網注水開發，JIII油組采用邊部注水開發，TII、TIII和JIV采用天然能量局部注水開發。結合L油田垂向非均質性強(見表1)和單井鉆遇油層多的特點，為提高單井利用率，2009年探索超深層抗高溫高壓分層注水工藝，總計實施分注14口井。

2超深層抗高溫高壓分層注水工藝

針對L油田超深高溫高壓特點，設計耐溫耐壓分注管柱[2-5](見圖1)。分注管柱自上而下結構為：88.9 mmP110E*6.45油管+73 mmP110E*5.51油管+補償器(高壓伸縮管)+水力錨+7 in MCHR卡瓦封隔器(自帶雙向卡瓦)+KPX-118偏心配水器+7 in MCHR卡瓦封隔器(自帶雙向卡瓦)+KPX-118偏心配水器+單流閥。分注油管使用88.9 mmP110E*6.45和73 mmP110E*5.51外加厚油管組合，其抗拉強度為1 266 kN，可以滿足5 000 m管柱安全系數1.8的要求。7 in MCHR卡瓦封隔器(技術參數見表1)對膠筒和活塞密封件材料進行改進，滿足耐溫150 ℃、耐壓100 MPa的條件。KPX-118偏心配水器(技術參數見表2)材質由普通碳鋼轉變為合金鋼35CrMo，同時外徑由114 mm增加到118 mm，來提高工具的耐高壓的能力。

表1　7in MCHR封隔器技術參數表

表2　KPX-118偏心配水器技術參數表

3礦場試驗效果

L油田采油井115口，日產油559 t，綜合含水91.25%，采出程度37.78%。注水井45口，總計實施分注井14口，層間分注8口、層內分注6口。分層注水工藝成功實施五年來，油水井剖面得到一定程度改善，含水得到了有效控制，油井產量有一定幅度的上升，取得了良好效果[6-12]，充分證明了超深層高溫高壓分注技術的可行性。

3.1吸水剖面明顯改善

分層注水后，水井的吸水剖面得到有效改善，統計14口分注井，剖面發生顯著變化的井最多時為10口(見圖2)，占總井數的71.4%。

L101井2012年10月實施分注后，同樣采取氧活化能譜測井方法，分注后吸水剖面得到很大改善，物性相對差的TI2小層(4 727～4 732 m)相對吸水量由0(見表4)增加到74.49%(見表3、4)。垂向非均質性引起的層間吸水干擾得到明顯控制。

3.2注水井壓力有一定幅度上升

水井轉分注后注水壓力有所上升(見表5)，受分注層位物性影響，壓力上升幅度在5～23 MPa不等。壓力上升幅度與層間和層內注水無關，主要受注水加強層物性影響，L234、L242和L101井注水加強層滲透率較低，同時平面物性較差，故分注后井口壓力上升幅度較大，而L216井JIII和TI3小層物性相近，同時井區平面物性好，連通性強，壓力上升幅度小。

表3　L101井分注前氧活化能譜測井解釋成果表

表4　L101井分注后氧活化能譜測井解釋成果表

表5　分層注水井分注前后注入壓力變化表

3.3油井遞減減緩

實施分層注水后，井組油井受效方向由最初的單一、無受效變為雙向或多向受效，水驅控制程度由75%提升至83%。井組油井的遞減率(見表6)得到有效控制，取得了良好效果。

表6　分層注水井組油井遞減率變化統計表

3.4井組油井產油量上升

L油田實施分層注水14口，對應受效油井16口，累積增油2.72×104t(見表7)，10個注水井組增油效果明顯。

3.5工程與地質相結合，提高分注成功率

L油田1989年開發，經過二十幾年開發，套管腐蝕嚴重，同時受井網調整影響，套管經過多次補孔和堵水，多數油水井存在管外竄，進而影響分注成功率。結合L油田管外竄和夾層特點，從兩個方面入手，一方面尋找夾層連片分布井區防止地質層間連通，另一方面控制分注層位間距防止工程層間連通。共實施層間分注8井次全部成功，分注層位間距均大于40 m(見表5)，夾層厚度幾乎全部大于30 m；層內分注6井次也全部成功，分注層位間距大于3 m，夾層厚度大于2 m(見表7)。結合L油田礦場試驗效果，認為深層高溫高壓油藏分注層位間距下限為3 m，夾層厚度下限為2 m。

表7　分層注水井組增油量統計表

4結論

1)超深層抗高溫高壓分層注水工藝解決了L油田層間矛盾問題，有效提高了剩余油動用程度和油井產量，為超深油藏分層注水指明了方向，具有廣闊的應用前景。

2)分注井口壓力與儲層垂向和平面非均質性有關，與夾層厚度無關，分注可以有效改善吸水剖面，消除垂向非均質性影響。

3)夾層厚度和分注層位間距是分注成功的關鍵因素，對于L油田超深高溫高壓油藏，分注層位間距下限為3 m，夾層厚度下限為2 m，為分注的進一步推廣提供一定的指導意義。

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Application of High Temperature and High Pressure Resistant Zonal Injection Technology in L Oilfield

LI Hong1，2, JIA Yong-lu1,LIU Yong2, ZHANG Bo2, LI Bin2, LUO Ya-nan2, LEI Yu2

(1.Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, Sichuan, China;2.Tarim Oilfield Company, China Petroleum, Korla 841000, Xinjiang, China)

Abstract:Reservoir sands of Tertiary, Cretaceous, Jurassic and Triassic are drilled in L oilfield. After 20 years development，the composite water cut of L2TI reservoir is 91%. Due to vertical heterogeneity and channeling effect, the remaining oil distribution is complex. To solve the problem, separated layer water flooding is used in development of the reservoir. In order to meet the requirements of high pressure high temperature, materials and structures of oil tubes, eccentric injection mandrel and excluder have been improved. The strategy of zonal injection has implied 14 times in L oilfield. Injection profiles have been improved and the production of oil well groups has increased significantly. Inferior boundary of horizon separation and interface layer in high pressure high temperature reservoirs is firstly imposed in this article, and this index play an important role in promoting the zonal injection technology.

Key words:separated layer water flooding; interlayer; ultra deep high pressure high temperature; water injection profile

收稿日期：2016-01-16

作者簡介：李洪(1981-)，男，四川遂寧人，中國石油塔里木油田分公司開發事業部高級工程師，西南石油大學油氣田開發專業在讀碩士研究生，主要從事油氣藏動態研究工作。

中圖分類號：TE357.6

文獻標識碼：B

文章編號：1008-9446(2016)03-0007-05