深层抗高温高压分层注水工艺在L油田的应用

李　洪，贾永禄，刘　勇，张　博，李　斌，罗亚男，雷　雨

(1.西南石油大学，四川　成都　610500；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆　库尔勒　841000)



深层抗高温高压分层注水工艺在L油田的应用

李洪1，2，贾永禄1，刘勇2，张博2，李斌2，罗亚男2，雷雨2

(1.西南石油大学，四川成都610500；2.中国石油塔里木油田分公司，新疆库尔勒841000)

摘要：L油田纵向钻遇第三系、白垩系、侏罗系、三叠系油砂层，层垂向非均质性强，层间干扰严重，经过二十几年开发，综合含水91%，采出程度38%，油水井管外窜增加，剩余油分布复杂，稳产难度大。为缓解层间吸水差异，保持油层压力，提高注水波及系数，L油田采用分层注水工艺。针对超深高温高压特点，设计耐温耐压分注管柱，对油管、偏心配水器和封隔器在材质和结构上进行改进，在L油田实施14井次，分注井吸水剖面明显改善，井组增油效果显著。首次提出超深高温高压油藏分层注水井层位间距和夹层下限，对分注工艺推广具有一定指导意义。

关键词：分层注水；夹层分布；超深高温高压；吸水剖面

1油田概况

L油田纵向上第三系、白垩系、侏罗系、三叠系均发育有含油砂层，平面上由L1、L26、L2、L3、L10井区组成[1]。L地区三叠系为扇三角洲前缘相沉积，侏罗系含油砂岩主要为河流相砂砾岩及滨湖相沉积。L油田原油性质普遍较好，具有低含蜡、低含硫、低黏度、低凝固点、低胶质沥青质等特点。地层水矿化度高，一般都在16×104mg/L以上，氯离子含量一般在7～9×104mg/L左右，为氯化钙水型。原始地层压力48～53 MPa，地层温度110～123 ℃，主要油藏类型为层状边底水构造油藏，累计探明含油面积23.7 km2，原油地质储量4 191.4×104t，标定采收率41.6%。

L油田分TⅠ、JⅢ、JⅣ+TⅡ+TⅢ三套井网开发，TI油组采用规则五点法面积井网注水开发，JIII油组采用边部注水开发，TII、TIII和JIV采用天然能量局部注水开发。结合L油田垂向非均质性强(见表1)和单井钻遇油层多的特点，为提高单井利用率，2009年探索超深层抗高温高压分层注水工艺，总计实施分注14口井。

2超深层抗高温高压分层注水工艺

针对L油田超深高温高压特点，设计耐温耐压分注管柱[2-5](见图1)。分注管柱自上而下结构为：88.9 mmP110E*6.45油管+73 mmP110E*5.51油管+补偿器(高压伸缩管)+水力锚+7 in MCHR卡瓦封隔器(自带双向卡瓦)+KPX-118偏心配水器+7 in MCHR卡瓦封隔器(自带双向卡瓦)+KPX-118偏心配水器+单流阀。分注油管使用88.9 mmP110E*6.45和73 mmP110E*5.51外加厚油管组合，其抗拉强度为1 266 kN，可以满足5 000 m管柱安全系数1.8的要求。7 in MCHR卡瓦封隔器(技术参数见表1)对胶筒和活塞密封件材料进行改进，满足耐温150 ℃、耐压100 MPa的条件。KPX-118偏心配水器(技术参数见表2)材质由普通碳钢转变为合金钢35CrMo，同时外径由114 mm增加到118 mm，来提高工具的耐高压的能力。

表1　7in MCHR封隔器技术参数表

表2　KPX-118偏心配水器技术参数表

3矿场试验效果

L油田采油井115口，日产油559 t，综合含水91.25%，采出程度37.78%。注水井45口，总计实施分注井14口，层间分注8口、层内分注6口。分层注水工艺成功实施五年来，油水井剖面得到一定程度改善，含水得到了有效控制，油井产量有一定幅度的上升，取得了良好效果[6-12]，充分证明了超深层高温高压分注技术的可行性。

3.1吸水剖面明显改善

分层注水后，水井的吸水剖面得到有效改善，统计14口分注井，剖面发生显著变化的井最多时为10口(见图2)，占总井数的71.4%。

L101井2012年10月实施分注后，同样采取氧活化能谱测井方法，分注后吸水剖面得到很大改善，物性相对差的TI2小层(4 727～4 732 m)相对吸水量由0(见表4)增加到74.49%(见表3、4)。垂向非均质性引起的层间吸水干扰得到明显控制。

3.2注水井压力有一定幅度上升

水井转分注后注水压力有所上升(见表5)，受分注层位物性影响，压力上升幅度在5～23 MPa不等。压力上升幅度与层间和层内注水无关，主要受注水加强层物性影响，L234、L242和L101井注水加强层渗透率较低，同时平面物性较差，故分注后井口压力上升幅度较大，而L216井JIII和TI3小层物性相近，同时井区平面物性好，连通性强，压力上升幅度小。

表3　L101井分注前氧活化能谱测井解释成果表

表4　L101井分注后氧活化能谱测井解释成果表

表5　分层注水井分注前后注入压力变化表

3.3油井递减减缓

实施分层注水后，井组油井受效方向由最初的单一、无受效变为双向或多向受效，水驱控制程度由75%提升至83%。井组油井的递减率(见表6)得到有效控制，取得了良好效果。

表6　分层注水井组油井递减率变化统计表

3.4井组油井产油量上升

L油田实施分层注水14口，对应受效油井16口，累积增油2.72×104t(见表7)，10个注水井组增油效果明显。

3.5工程与地质相结合，提高分注成功率

L油田1989年开发，经过二十几年开发，套管腐蚀严重，同时受井网调整影响，套管经过多次补孔和堵水，多数油水井存在管外窜，进而影响分注成功率。结合L油田管外窜和夹层特点，从两个方面入手，一方面寻找夹层连片分布井区防止地质层间连通，另一方面控制分注层位间距防止工程层间连通。共实施层间分注8井次全部成功，分注层位间距均大于40 m(见表5)，夹层厚度几乎全部大于30 m；层内分注6井次也全部成功，分注层位间距大于3 m，夹层厚度大于2 m(见表7)。结合L油田矿场试验效果，认为深层高温高压油藏分注层位间距下限为3 m，夹层厚度下限为2 m。

表7　分层注水井组增油量统计表

4结论

1)超深层抗高温高压分层注水工艺解决了L油田层间矛盾问题，有效提高了剩余油动用程度和油井产量，为超深油藏分层注水指明了方向，具有广阔的应用前景。

2)分注井口压力与储层垂向和平面非均质性有关，与夹层厚度无关，分注可以有效改善吸水剖面，消除垂向非均质性影响。

3)夹层厚度和分注层位间距是分注成功的关键因素，对于L油田超深高温高压油藏，分注层位间距下限为3 m，夹层厚度下限为2 m，为分注的进一步推广提供一定的指导意义。

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[12]万仁溥.采油技术手册(下册)[M].北京：石油工业出版社,2000.

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

作者简介：李洪(1981-)，男，四川遂宁人，中国石油塔里木油田分公司开发事业部高级工程师，西南石油大学油气田开发专业在读硕士研究生，主要从事油气藏动态研究工作。

中图分类号：TE357.6

文献标识码：B

文章编号：1008-9446(2016)03-0007-05