福山油田流一段精細(xì)分層注水工藝技術(shù)研究

曾思云，夏靜森，祖世強(qiáng)，白小平，宋祖廠，蓋旭波，劉 揚(yáng)，鄧校國，胡石鋒(．海南福山油田 工程技術(shù)處，?？?5706；.華北油田公司 采油工藝研究院，河北 任丘 06550；.大港油田 國際公司，天津 0080；.大港油田 采油工藝研究院，天津 0080)

福山油田流一段精細(xì)分層注水工藝技術(shù)研究

曾思云1，夏靜森1，祖世強(qiáng)2，白小平3，宋祖廠4，蓋旭波4，劉 揚(yáng)4，鄧校國1，胡石鋒4
(1．海南福山油田 工程技術(shù)處，?？?570216；2.華北油田公司 采油工藝研究院，河北 任丘 062550；3.大港油田 國際公司，天津 300280；4.大港油田 采油工藝研究院，天津 300280)

福山油田流一段受油層埋藏深、井斜大、水質(zhì)差、腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重、層間矛盾突出等客觀因素制約，常規(guī)分注技術(shù)存在投撈測配遇阻、測調(diào)效率不高、管柱有效期短等問題。優(yōu)選出適用于不同油藏特征的同心雙管、橋式偏心、橋式同心3種主要精細(xì)分注技術(shù)。對(duì)配套的封隔器洗井通道進(jìn)行改進(jìn)，可避免固相顆粒進(jìn)入洗井通道，造成封隔器失效，提高了其在福山油田的技術(shù)適應(yīng)性。同時(shí)對(duì)分注工藝管柱配套的水井雙向錨的承載性能進(jìn)行模擬計(jì)算，在管柱蠕動(dòng)載荷作用下，水井雙向錨軸向最大位移為0.02 mm，能夠滿足工程要求。

分層注水；工藝；工具

福山油田屬于典型的多層系復(fù)雜斷塊油藏，開發(fā)儲(chǔ)層縱向上非均質(zhì)性較強(qiáng)。隨著注水開發(fā)的不斷深入，籠統(tǒng)注水導(dǎo)致的層間矛盾開始逐漸凸顯，吸水差異性大，高滲透層吸水強(qiáng)，低滲層吸水少或不吸水，造成層間動(dòng)用程度不均，對(duì)應(yīng)油井受效差，剩余油潛力不能充分有效挖掘。

分層注水作為油田開發(fā)中解決層間矛盾、提高采收率和油層動(dòng)用程度的主要技術(shù)手段之一，在油田開發(fā)中越來越受到重視[1-6]。為有效解決層間矛盾，加強(qiáng)低滲透層注水開發(fā)，進(jìn)一步提高油層動(dòng)用程度，近年來先后開展了普通偏心、橋式偏心、同心等分注技術(shù)研究與試驗(yàn)。但是，受井深、井斜、水質(zhì)差、腐蝕結(jié)垢等因素影響，均因鋼絲投撈測配遇阻遇卡、測調(diào)儀器對(duì)接不成功，封隔器不密封等原因造成分注管柱有效期短，制約著油田高效注水開發(fā)。為滿足福山油田現(xiàn)場精細(xì)注水開發(fā)需求，提高注水開發(fā)效果，開展了高溫、大斜度井精細(xì)分注及配套工藝技術(shù)研究。

1 福山油田分注現(xiàn)狀

自2012年至今，共開展7口井8井次分注現(xiàn)場試驗(yàn)，應(yīng)用的分注工藝包括普通偏心、橋式偏心和同心分注工藝，分注層段全部為2段。從實(shí)施的5口井后期驗(yàn)封、測調(diào)情況分析，如表1，其中有2口井堵塞器水嘴完全堵死，2口井出現(xiàn)測調(diào)遇阻而下不去的問題，2口井出現(xiàn)上下層段層間吸水差異巨大，加強(qiáng)層注不進(jìn)，限制層強(qiáng)吸水。

表1 流一段各分注井生產(chǎn)數(shù)據(jù)

2 分注影響主控因素和技術(shù)難點(diǎn)分析

福山油田流一段整體具有開發(fā)層系多、非均質(zhì)性強(qiáng)、油層埋藏深、層間差異大、注入水水質(zhì)差、井斜大等特點(diǎn)，管柱腐蝕結(jié)垢嚴(yán)重，分注工藝配套難度非常大，如表2所示。

表2 分注主要影響因素

花場區(qū)塊流一段儲(chǔ)層以中低孔、低滲特低滲為主，層間差異較大，統(tǒng)計(jì)16口井的吸水剖面，射開114層323.6 m，不吸水70層149.3 m，吸水的44個(gè)層中，18層吸水量占總吸水量的80.4%，84%的射孔層未有效動(dòng)用。層間差異超過一定界限后，井下分注各層調(diào)配水量非常困難。

3 福山油田分注技術(shù)對(duì)策研究

3.1 層間適應(yīng)壓差分析

現(xiàn)場測調(diào)發(fā)現(xiàn)當(dāng)分注井層間注入壓差超過3～5 MPa時(shí)，通過調(diào)節(jié)水嘴大小很難達(dá)到配注要求，因此選擇分注工藝前需要明確井下分注工藝適應(yīng)層間壓差[7-10]。

以2段注水為例，滿足地層注入條件為：

p-ξ1≥p1
p+Δp-ξ2≥p2

(1)

則層間壓差為：

p1-p2=ξ2-ξ1-Δp

(2)

式中：p為上段配水器水嘴前壓力，MPa；ξ1、ξ2分別為上下配水器水嘴處壓損，MPa；p1、p2分別為上段、下段注水啟動(dòng)壓力，MPa；Δp分別為上段、下段間靜液注壓差，MPa。

根據(jù)定流量下不同水嘴壓力損失計(jì)算公式：

式中：ξ為配水器水嘴壓損，MPa；d為配水器水嘴直徑，mm；Q為流量，m3/d。

由圖1可知，不同流量條件下各水嘴產(chǎn)生的壓力損失呈典型的非線性關(guān)系，定流量下壓損與水嘴直徑成反比。實(shí)際注水時(shí)水嘴直徑越小水嘴易堵塞、損壞。現(xiàn)場應(yīng)用中限制注水層水嘴直徑最小不低于1.4 mm。由計(jì)算結(jié)果表明，當(dāng)限制注水層配注30 m3/d時(shí)，井下分注工藝適應(yīng)層間壓差為5～7 MPa。

圖1 不同流量下各水嘴壓力損失變化曲線

3.2 精細(xì)分層注水工藝優(yōu)選

受油藏復(fù)雜的地質(zhì)特征、儲(chǔ)層物性和開發(fā)狀況等因素制約，常規(guī)分注工藝技術(shù)很難滿足油藏注水開發(fā)需求。目前的2段分注與多層開發(fā)需求差距較大，通過對(duì)不同分注工藝對(duì)比分析，如表3。同時(shí)綜合考慮油藏埋深、井斜、層間差異、水質(zhì)條件等客觀條件，按照一井一策，針對(duì)分注工藝應(yīng)用難點(diǎn)制定不同的分注技術(shù)對(duì)策。

1) 對(duì)于層間壓差大于5 MPa兩段分注井應(yīng)用同心雙管分注工藝。

2) 層間壓差小于5 MPa的2段及以上分注井，井斜小于40°時(shí)應(yīng)用橋式偏心分注工藝，井斜大于40°時(shí)應(yīng)用橋式同心分注工藝。

3) 對(duì)于層間壓差大于5 MPa的3段及以上分注井，建議采取個(gè)性化的治理對(duì)策，加大壓裂、酸壓、封層、解堵及油層保護(hù)等進(jìn)攻性措施實(shí)施力度，然后再實(shí)施分注。

表3 國內(nèi)油田主要應(yīng)用分注工藝

3.3 主要分注工具研究改進(jìn)與配套

3.3.1 封隔器

封隔器是分注工藝管柱主要的配套工具，用于封隔不同注水層段，其密封性能直接關(guān)系到分注工藝管柱有效期和分注質(zhì)量。根據(jù)福山油田實(shí)際情況，建議優(yōu)選Y341-114型可反洗井逐級(jí)解封封隔器。該封隔器洗井通道結(jié)構(gòu)如圖2所示，通道不流暢，且入口是4個(gè)槽，尺度小于10 mm的固相顆粒易進(jìn)入洗井通道內(nèi)腔，將通道堵塞。

圖2 原洗井通道結(jié)構(gòu)示意

為避免反洗井時(shí)，機(jī)雜、死油、固相顆粒等進(jìn)入洗井通道，引起洗井通道堵塞或洗完井后活塞關(guān)不嚴(yán)，造成封隔器失效，對(duì)反洗井通道進(jìn)行改進(jìn)，如圖3。

1) 洗井通道入口采用割縫方式，可防止大顆粒雜質(zhì)進(jìn)入，保證工具內(nèi)腔洗井通道暢通。

2) 洗井通道改為流線型設(shè)計(jì)，固相雜質(zhì)不易堆積堵塞通道。

圖3 改進(jìn)后的洗井通道結(jié)構(gòu)示意

3.3.2 水井雙向錨

采用液壓坐封，上提管柱解封，接在注水管柱的上部，雙向錨定，能承受上壓差和下壓差對(duì)管柱的作用力，防止管柱受各種壓力變化產(chǎn)生的蠕動(dòng)。本文根據(jù)管柱蠕動(dòng)產(chǎn)生的載荷，采用大型有限元分析軟件ANSYS對(duì)其承載性能進(jìn)行計(jì)算[11]。

建立的有限元計(jì)算模型如圖4所示，水井雙向錨主體最大外徑117.88 mm，最小內(nèi)徑60.45 mm，套管為139.7 mm(5英寸)套管，選擇solid185單元?jiǎng)澐志W(wǎng)格，整個(gè)結(jié)構(gòu)共劃分為81 348個(gè)節(jié)點(diǎn)，220 296個(gè)單元。

圖4 錨定結(jié)構(gòu)有限元計(jì)算模型

在管柱蠕動(dòng)載荷的作用下，錨定結(jié)構(gòu)卡瓦上最大理論應(yīng)力值為345 MPa，出現(xiàn)在卡齒與套管接觸處，如圖5～6。最大應(yīng)力值出現(xiàn)在卡齒處，為340 MPa。其軸向最大位移為0.02 mm。說明錨定結(jié)構(gòu)坐封后，分注管柱是可靠的，能夠滿足工程要求。

圖5 錨定時(shí)水井雙向錨應(yīng)力云圖

圖6 水井雙向錨軸向位移云圖

4 結(jié)論

1) 福山油田流一段注水井井深、井斜、層間壓差和注入水水質(zhì)等是制約分注應(yīng)用的技術(shù)難點(diǎn)。優(yōu)選出適用于不同油藏特征的同心雙管、橋式偏心、橋式同心3種主要的精細(xì)分注技術(shù)。

2) 針對(duì)水質(zhì)差的特點(diǎn)，對(duì)配套的封隔器洗井通道進(jìn)行改進(jìn)完善，進(jìn)入水可得到有效過濾，能有效避免固相顆粒進(jìn)入洗井通道，造成封隔器失效。

3) 采用有限元軟件對(duì)分注工藝管柱配套的水井雙向錨結(jié)構(gòu)的承載性能進(jìn)行三維模擬計(jì)算，可知水井雙向錨錨定后，在管柱蠕動(dòng)載荷的作用下，其軸向最大位移為0.02 mm，能夠滿足工程要求。

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Study on the Technical of Fine Separate Injection in L1 Segment of Fushan Oilfield

ZENG Siyun1，XIA Jingsen1，ZU Shiqiang2，BAI Xiaoping3，SONG Zuchang4，GAI Xubo4，LIU Yang4，DENG Xiaoguo1，HU Shifeng4
(1．TechnologyDeparment，F(xiàn)ushanOilfieldHainan，Haikou570216，China；2.OilProductionTechnologyResearchInstitute，HuabeiOilfield，Renqiu062550，China；3.InternationalCompany，DagangOilfield，Tianjin300280，China；4.OilProductionTechnologyResearchInstitute，DagangOilfield，Tianjin300280，China)

For the reason that L1 segment of Fushan oilfield had great reservoir depth，high well deviation angle，poor water quality，serious scaling，corrosion and significant interlayer contradiction problems，the conventional stratified waterflooding technology often encountered some problems，such as blocking during fishing test，low measuring efficiency and short effective period of the pipes.The Concentric dual-barrel，bridge eccentric and bridge concentric three main injection technology were optimized for applying to different reservoir.In order to avoid channel blockage，the well flushing channel of packer was improved，so the technical adaptability of the packer was enhanced.The load performance of bidirectional anchor in the separate injection tubular was simulated，and the result showed that maximum axial displacement was 0.02 mm within creep load of tubular which could meet the engineering requirements.

separate layer water injection；technology；tool

2016-11-04

中石油股份公司重大關(guān)鍵技術(shù)研究(20140204)

曾思云(1969-)，男，廣東興寧人，1992年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)鉆井工程專業(yè)，從事油田注采技術(shù)研究及管理工作，E-mail：zengsy@cnpc.com.cn。

1001-3482(2017)03-0064-04

TE952

A

10.3969/j.issn.1001-3482.2017.03.014