孤岛油田聚合物后续水驱井下注水工艺

赵晓波，韩兵奇，王枚景，张 军

(1.中国石油大学(华东)机电装备教学实习总厂，山东东营 257061;2.胜利石油管理局孤岛采油厂监测大队，山东东营 257231)

孤岛油田聚合物后续水驱井下注水工艺

赵晓波1，韩兵奇1，王枚景2，张 军1

(1.中国石油大学(华东)机电装备教学实习总厂，山东东营 257061;2.胜利石油管理局孤岛采油厂监测大队，山东东营 257231)

针对聚合物后续水驱井下注水工艺存在层窜、吐聚、吐砂严重以及地层压力测试成功率较低、分层注水方案难以实施、大部分主力油层不吸水、作业频繁、后续水驱效果不理想等问题，设计了后续水驱配套工艺，制定了新的作业施工方案，优化了分层测调方法。该技术在孤岛油田B19断块、东区注水示范区进行了试验和推广应用。结果表明，地层压力场重新分布，改善了吸水剖面，地层平均吸水率为105.5%，测试平均成功率达到92.2%，有效防止了关井后地层返吐造成的出砂现象，提高注水层段的合格率，平均达到70.15%，防止了因停注或压降造成的吐聚现象。

聚合物后续水驱;注水工艺;测调方法;吸水剖面;测试成功率

聚合物驱转为后续水驱后，油井表现出了不同的动态特性［1］。孤岛油田在注聚合物时采取笼统注水办法，不洗井，不测试，聚合物黏度大，提高了地层压力。转水驱后，为了充分挖掘中低渗透层的潜力，一般采取分层注水［2］，在洗井或注入压力低时会造成聚合物返吐，进入偏心或造成管柱内部堵塞，致使测试仪器下不去或遇卡、洗井不通、注水不进、测试成功率低、大部分主力油层不吸水、分层注水方案难以实施、作业频繁，后续水驱效果不理想，严重影响了注水效果。为此，对聚合物后续水驱井下注水工艺进行了研究，设计了后续水驱配套工艺，制定了新的作业施工方案，优化了分层测调方法。自2003年至今，先后在孤岛油田B19断块、东区注水示范区进行了试验和推广应用，取得了较好的效果。

1 改进注水工艺管柱

1.1 问题分析

常规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、撞击筒、堵塞器滑套及导向丝堵构成，通常采用电磁仪器测试地层压力。DQY341-114型封隔器在反洗井时，洗井液通过筒体单向通道可绕过密封胶皮实现洗井［3］。但由于此洗井过程通道小，易出现砂堵、进液凡尔密封失效等问题，从而造成出砂、层窜。665-2型偏心配水器主体通径小(一般46 mm)，在验封测试作业时，检测工具易遇阻;在反洗井作业停洗时，堵塞器滑套在弹簧的作用下瞬时关闭，由于井底砂粒未洗干净而造成关闭不严，影响测试数据。而与配水器配套使用的堵塞器，无单向注水功能，在注入压力突然降低或停注时，聚合物返入井筒，造成吐聚，使油层吸水能力大大降低。另外，采用的电磁仪器由于受到地磁干扰和污水水质的影响易造成所测数据不准确。

1.2 技术改进

改进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型防窜堵塞器和YFF型调压底阀组成，如图1所示。

选用FXKY341-114型封隔器(图2)替代DQY341-114型封隔器。该工具综合了K344型封隔器与Y341型封隔器的优点，采用低压坐封(坐封压差0.8～1.5 MPa)，主要由坐封机构、锁紧机构和解封机构组成。注水时，液体通过单流阀进入胶筒与中心管形成的密封空间，在压差作用下胶皮筒胀开，密封油套环空;停注时，单流阀自动关闭，胶皮筒仍处于胀开状态，所以坐封后停注不解封;反洗井时，液体通过液压平衡孔作用于封闭活塞上，活塞上移，泄压孔打开，胶皮筒收缩解封，使洗井液通过油套环空，从而加大了过流空间，避免砂堵现象。

选用PY114-52型配水器(图3)替代665-2型偏心配水器。该工具由偏心工作筒、FY-22型防窜堵塞器构成。它具有通径大、便于测试工具通过和水咀投拔作业以及有效阻止聚合物返入井筒的自控功能。该工具最小通径为52 mm，采用锥度偏孔，使用时可最大限度减少测试仪器遇阻。而与之配套使用的FY-22型防窜堵塞器(图4)，内部设有单流阀机构，正向注水时阀打开，停注时阀自动关闭，避免吐聚现象发生。

选用YFF-114型底阀替代丝堵滑套。该工具安装在尾管底部，与配水器、封隔器配合使用。主要由调节杆、弹簧、钢球及阀座组成。它具有延时定压开启和关闭功能。正常注水与停注时，钢球在弹簧的作用下坐在阀座上形成密封;反洗井时，洗井压力远高于调压底阀开启压力，YFF底阀定压开启，打开反洗井通道，反循环最大流量可达30 m3/h;洗井完毕后，注入液通过液力缓冲机构，关闭底阀，限制流体单方向流动，注入液瞬时憋压，配水器和封隔器启动，开始正常工作，进行分层定量注水［4-5］，可保证关井不层窜，监测及作业施工无逆流，分层性能可靠，注水层段合格率高。

2 优化测调方法

2.1 测调方法

注聚井由于注聚效果改善了吸水剖面，转注水后使得后续水驱初期压力场重新分布，这样，在近一段时间内注水压力、吸水状况不稳定，吸水指数变化较大，较短时间内达到设计分层注水方案较难。所以，光油管注水30 d左右，待注入压力降低2 MPa后改分层注水管柱。

分层注水后，井口注入压力虽然下降较大，全井配注完成较理想，但由于注聚的不均衡性，使得大部分主力油层启动压力较高，不吸水现象突出。这期间过早追求层段合格率，势必频繁测调，由此出现关井、通井、洗井次数较多，因而会引起吐聚、出砂现象，较严重的会造成全井不吸水，适得其反。因而分层注水后60 d或更长时期内，只要各小层吸水不考虑层段合格率问题，待近井地带堵塞推进后，根据压力降落情况，调整到合格即可。

2.2 注意事项

1)作业完转注后及时上测试，根据测试结果初步调整层位;

2)保证各层均吸水的情况下，不低于10 MPa压力长时间注水;

3)测试过程中仪器遇阻，采用密闭通井方法处理，不洗井;

4)建立单井跟踪记录，在干压降低造成全井不吸水或吸水量明显降低的情况下，应与相关泵站联系，提高泵压。

3 现场试验

2003年3月～12月，分别在胜利石油管理局孤岛采油厂孤岛东区注水示范区GDN9-507、GDN7-011、GDN7-11进行注聚转后续水驱井下注水工艺及测试方法改进后试验，并于2008年在B19断块注聚转后续水驱11口井、东区注水示范区56口井进行了推广应用。结果证明，在后续水驱井中采用新型注水管柱以及优化后的测调方法后，可有效提高测试成功率，改善地层吸水状况。

3.1 采用新工艺后地层吸水明显提高

2003年4月26日下午，GDN9-507井拔42层水咀投捞器掉井底。4月27日捞出仪器，全井吸水量降为60 m3/d，42层水咀由Φ6.6 mm调成无堵塞器，拔43+4层水咀投捞器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后改为新型注水工艺管柱进行分层注水，待油压下降2 MPa后，调整水咀使其达到各层配注要求。采用新的测、调方法后的测试情况如表1所示。

表1 GDN9-507测试情况表

3.2 应用新工艺、新方法后使得压力场重新分布，改善了吸水剖面

对GDN7-011井采用新工艺前后的相对吸水量进行了测试，结果表明，采用新工艺后相对吸水量明显提高，有效改善了吸水剖面，如图5所示。

3.3 注水后测试成功率明显提高

2008年在B19断块注聚转后续水驱11口井、东区注水示范区56口井上应用了该工艺，测试成功率、层段合格率等效果明显提高，如表2所示。

表2 采用不同工艺的区块测试效果对比

4 特点

1)管柱具有定压开启功能，能够有效防止关井后地层返吐造成的出砂现象，具有良好的防砂效果，提高了测试成功率。

2)具有单向注聚功能，有效防止因停注或压降造成的返吐聚现象。

3)采用的封隔器具有低压坐封，反洗井自动解封的功能。保证了洗井液畅通，避免了砂堵、坐封失效等问题。

4)改进后的测试方法可有效保证井底测试数据准确，避免多次测试作业。

5 结论

孤岛油田两个注聚区自采用新的注水工艺和测调方法后续水驱以来，吸水剖面得到了改善，地层吸水量明显增大，测试成功率有了较大提高，且能够有效防止关井后地层返吐造成的出砂现象，提高注水层段的合格率，防止因停注或压降造成吐聚现象。该技术在孤岛油田的现场应用表明，注水效果改善明显，效益显著，确保了区块的有效注水，起到良好的后续驱油作用，减少了测试人力和物力的浪费，对以后的注聚转后续水驱井及易返砂井具有重要的参考价值。

［1］韩继盟.改善聚合物驱后续水驱开采效果分析–以孤岛油田中一区Ng3为例［J］.油气地质与采收率，2006(4):91-92.

［2］张磊，胡云亭，王文升，等.聚合物后续水驱阶段剩余油挖潜技术［J］.矿物岩石，2003(4):101-104.

［3］万仁溥，罗英俊.采油技术手册(修订版)，第二分册注水技术［M］.北京:石油工业出版社，1992.

［4］王枚景，张军，韩兵奇.调压底阀的研制与应用［J］.石油矿场机械，2007，36(1):60-62.

［5］韩兵奇，张军，杨光，等.可调压井下止回阀［J］.阀门，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

赵晓波(1972-)，男，山东邹平人，中国石油大学(华东)机电装备教学实习总厂工程师，主要从事石油机械产品的设计开发工作。