李　洪，賈永祿，劉　勇，張　博，李　斌，羅亞男，雷　雨

(1.西南石油大學(xué)，四川　成都　610500；2.中國(guó)石油塔里木油田分公司，新疆　庫(kù)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(yīng)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(xué)，四川成都610500；2.中國(guó)石油塔里木油田分公司，新疆庫(kù)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(zhì)性強(qiáng)，層間干擾嚴(yán)重，經(jīng)過(guò)二十幾年開(kāi)發(fā)，綜合含水91%，采出程度38%，油水井管外竄增加，剩余油分布復(fù)雜，穩(wěn)產(chǎn)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(shù)，L油田采用分層注水工藝。針對(duì)超深高溫高壓特點(diǎn)，設(shè)計(jì)耐溫耐壓分注管柱，對(duì)油管、偏心配水器和封隔器在材質(zhì)和結(jié)構(gòu)上進(jìn)行改進(jìn)，在L油田實(shí)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(duì)分注工藝推廣具有一定指導(dǎo)意義。

關(guān)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(fā)育有含油砂層，平面上由L1、L26、L2、L3、L10井區(qū)組成[1]。L地區(qū)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(zhì)普遍較好，具有低含蠟、低含硫、低黏度、低凝固點(diǎn)、低膠質(zhì)瀝青質(zhì)等特點(diǎn)。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(lèi)型為層狀邊底水構(gòu)造油藏，累計(jì)探明含油面積23.7 km2，原油地質(zhì)儲(chǔ)量4 191.4×104t，標(biāo)定采收率41.6%。

L油田分TⅠ、JⅢ、JⅣ+TⅡ+TⅢ三套井網(wǎng)開(kāi)發(fā)，TI油組采用規(guī)則五點(diǎn)法面積井網(wǎng)注水開(kāi)發(fā)，JIII油組采用邊部注水開(kāi)發(fā)，TII、TIII和JIV采用天然能量局部注水開(kāi)發(fā)。結(jié)合L油田垂向非均質(zhì)性強(qiáng)(見(jiàn)表1)和單井鉆遇油層多的特點(diǎn)，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(jì)實(shí)施分注14口井。

2超深層抗高溫高壓分層注水工藝

針對(duì)L油田超深高溫高壓特點(diǎn)，設(shè)計(jì)耐溫耐壓分注管柱[2-5](見(jiàn)圖1)。分注管柱自上而下結(jié)構(gòu)為：88.9 mmP110E*6.45油管+73 mmP110E*5.51油管+補(bǔ)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(qiáng)度為1 266 kN，可以滿足5 000 m管柱安全系數(shù)1.8的要求。7 in MCHR卡瓦封隔器(技術(shù)參數(shù)見(jiàn)表1)對(duì)膠筒和活塞密封件材料進(jìn)行改進(jìn)，滿足耐溫150 ℃、耐壓100 MPa的條件。KPX-118偏心配水器(技術(shù)參數(shù)見(jiàn)表2)材質(zhì)由普通碳鋼轉(zhuǎn)變?yōu)楹辖痄?5CrMo，同時(shí)外徑由114 mm增加到118 mm，來(lái)提高工具的耐高壓的能力。

表1　7in MCHR封隔器技術(shù)參數(shù)表

表2　KPX-118偏心配水器技術(shù)參數(shù)表

3礦場(chǎng)試驗(yàn)效果

L油田采油井115口，日產(chǎn)油559 t，綜合含水91.25%，采出程度37.78%。注水井45口，總計(jì)實(shí)施分注井14口，層間分注8口、層內(nèi)分注6口。分層注水工藝成功實(shí)施五年來(lái)，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(chǎn)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(shù)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(tǒng)計(jì)14口分注井，剖面發(fā)生顯著變化的井最多時(shí)為10口(見(jiàn)圖2)，占總井?dāng)?shù)的71.4%。

L101井2012年10月實(shí)施分注后，同樣采取氧活化能譜測(cè)井方法，分注后吸水剖面得到很大改善，物性相對(duì)差的TI2小層(4 727～4 732 m)相對(duì)吸水量由0(見(jiàn)表4)增加到74.49%(見(jiàn)表3、4)。垂向非均質(zhì)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(zhuǎn)分注后注水壓力有所上升(見(jiàn)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(nèi)注水無(wú)關(guān)，主要受注水加強(qiáng)層物性影響，L234、L242和L101井注水加強(qiáng)層滲透率較低，同時(shí)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(shí)井區(qū)平面物性好，連通性強(qiáng)，壓力上升幅度小。

表3　L101井分注前氧活化能譜測(cè)井解釋成果表

表4　L101井分注后氧活化能譜測(cè)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(shí)施分層注水后，井組油井受效方向由最初的單一、無(wú)受效變?yōu)殡p向或多向受效，水驅(qū)控制程度由75%提升至83%。井組油井的遞減率(見(jiàn)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(tǒng)計(jì)表

3.4井組油井產(chǎn)油量上升

L油田實(shí)施分層注水14口，對(duì)應(yīng)受效油井16口，累積增油2.72×104t(見(jiàn)表7)，10個(gè)注水井組增油效果明顯。

3.5工程與地質(zhì)相結(jié)合，提高分注成功率

L油田1989年開(kāi)發(fā)，經(jīng)過(guò)二十幾年開(kāi)發(fā)，套管腐蝕嚴(yán)重，同時(shí)受井網(wǎng)調(diào)整影響，套管經(jīng)過(guò)多次補(bǔ)孔和堵水，多數(shù)油水井存在管外竄，進(jìn)而影響分注成功率。結(jié)合L油田管外竄和夾層特點(diǎn)，從兩個(gè)方面入手，一方面尋找?jiàn)A層連片分布井區(qū)防止地質(zhì)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(shí)施層間分注8井次全部成功，分注層位間距均大于40 m(見(jiàn)表5)，夾層厚度幾乎全部大于30 m；層內(nèi)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(jiàn)表7)。結(jié)合L油田礦場(chǎng)試驗(yàn)效果，認(rèn)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(tǒng)計(jì)表

4結(jié)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(wèn)題，有效提高了剩余油動(dòng)用程度和油井產(chǎn)量，為超深油藏分層注水指明了方向，具有廣闊的應(yīng)用前景。

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

3)夾層厚度和分注層位間距是分注成功的關(guān)鍵因素，對(duì)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(jìn)一步推廣提供一定的指導(dǎo)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(jiǎn)介：李洪(1981-)，男，四川遂寧人，中國(guó)石油塔里木油田分公司開(kāi)發(fā)事業(yè)部高級(jí)工程師，西南石油大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)專(zhuān)業(yè)在讀碩士研究生，主要從事油氣藏動(dòng)態(tài)研究工作。

中圖分類(lèi)號(hào)：TE357.6

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：B

文章編號(hào)：1008-9446(2016)03-0007-05