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摘 要：为解决靖安长61与长62、层间差异而导致的吸水不均现象，开展分层注水工艺试验，细分注水单元，补充地层能量，确保油田长期稳产。
关键词：分注工艺 盘古梁油田
一、概况
盘古梁油田属于长6低渗透油田，储层非均质性严重，笼统注水后剖面吸水严重不均、导致层间矛盾突出、测试曲线显示部分水井存在指状、尖峰状吸水，层间物性差异，导致高渗段吸水而低渗段不吸水的现象，油藏水驱储量动用程度相对较差。
二、分层注水工艺调研及筛选
分层配水实质上是在注水井中下入封隔器，将各油层分开，在井口保持同一压力的情况下，加强对中、低渗透油层的注入量，而对高渗透层的注入量进行控制，防止单层突进，实现均匀推进，提高油田的最终采收率。
1、利用油管和套管分两层段注水
该工艺是将油层分为上、下两个注水层段，中间用封隔器将上、下层段的油套环形空间封死，由套管给上层段注水，从油管给下层段注水，各层段的注水量在地面控制好。优点：施工简单，地面容易控制注入水量、成本低。缺点：只能分注两层、且封隔器失效后地面不易判断、如果注入水质易结垢很可能导致下次起钻卡钻、不能不动管柱洗井、由于套管环空注水是一个动态的注入过程对套管的损伤大。
2、双管封隔器分两层段注水
下两根注水管柱，下入深的一根管柱装有封隔器，将油套环形空间封死， 分为上、下两个注水层段，下入深的一根管柱注下层，下入浅的一根管柱注上层段。该工艺井口需要改变，用两个油管挂，两套采油树，分别控制两个层段的注水量。优点：可以实施两层分注、易调配控制水量。缺点：一是只能分两个层段注水，如果超过了两个层段，则无法进行分层注水；二是注水井无法进行每月一次的维护性洗井管理，这意味着井筒内的垢、铁锈、杂质等脏物无法冲洗出来，容易造成脏物堵塞油层，对于结垢严重者，易发生井内工具及管柱被卡，造成大的事故；三是因腐蚀加剧，容易损坏油层套管。
3、单管封隔器、配水器多层段注水
这种方式，井中只下一根管柱，利用封隔器在油套环形空间，将整个注水井段封隔成几个互不相通的层段，每一个层段都装有一个配水器。注入水由油管入井，通过各个层段装好的配水器上的水嘴，控制好注水量，分别注入到各层段的地层中去，可以分为偏心注水与同心注水。优点：可以实施两级或三级以上分注、可以定期洗井、可以任意调配更换水咀、封隔器密封好、管窜设计合理，管理方便。缺点：调配前必须洗井、必须使用专门的调配工具且调配工作量大、必须防止水井结垢、定期实施洗井制度，水井管理难度大。
三、使用偏心分层注水工艺简介
从08年开始着手引进、试验分层注水工艺取得一定经验，09年至今结合我区油田实际，进一步改进分层注水工艺，采取单管封隔器+配水器多层段分层注水工艺技术，在靖安油田开展分层注水工艺实验，取得重大突破。
1、采用偏心配水器，总长1.03m、外径114mm、内通径46mm、两端由油管扣连接。在配水器主要的设计改进是：改进原配水器投捞测试导向槽10弧度，改为导向槽为5弧度，从而使投捞器容易进入导向槽，提高投捞成功率。
2、偏心投捞器：偏心投捞器与打捞器和释放器组成，投捞器下端连接释放器，即可将配水器中的堵塞器送到井下目的层的配水器内，投捞器下端连接打捞器，即可将井下目的层的配水器中的堵塞器捞出来。
3、采取底塞堵+配水器+封隔器管柱组合，封隔器在实施分层注水油层之间，配水器正对分注层段，下部为球座+眼管+堵头组合。该管柱组合可以在反洗井时防止大颗粒机械杂质进入球座导致管柱失效。
四、现场实施情况及效果
经过近四年的试验，从封隔器的选型、投捞、测试、工艺等方面不断改进偏心分层注水工艺，主要针对封隔器的设计采取肩部膨胀环保护作用，减少由于管柱蠕动使封隔器失效、有可以保护油管，设计洗井通道可以反循环洗井；配水器改进投捞测试导向槽弧度，使投捞器好入堵塞器，从而提高投捞成功率；在测试上采用加重杆优化测试工艺，使用底塞堵管柱组合工艺可以防止大颗粒机械杂质进入球座，导致管柱失效。
针对我区主力区块实际情况，在盘古梁区成功实施21口注水井“单级二分”的分层注水工艺工作，根据统计，实施分注后，注水水井对应单元内油井在3个月之后可以明显见到注水效果，极大改善注水井吸水剖面。
与此同时，建立我区分注调试制度（完井当天拔死嘴，大排量注水3天后进行第一次测试调配，注水半个月后复测，调试合格后每月复测一次），截止目前我区已经完成17口注水井的三次复测调配合格、10口注水井一次调配合格，其余7口分注井由于实施较晚正在实施调试工作，均出处在微调阶段。
长期调试工作，得出以下初步结论长61与长62注水启动压力差异比较小，在调试时必须采取微调的方式，稳定一层调配另一层。
下步方向：一是加快封隔器改型工作，力争适应更大斜度水井的分层注水工作。二是改进测试工具及测试方法，在确切掌握地层启动压力的基础上，增加测试成功率。三是由于我区开始实施分层注水工作较晚，测试环节相对薄弱，必须加强对测试调配人员培训工作，以适应实施“二级三分”分层注水井的测试调配工作，同时开展同心分层注水的实验。
参考文献
[1]万仁溥 罗英俊.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，1993。
[2]史乃光.油气井测试[M].武汉：中国地质大学出版社，1991。
[3]中国石油天然气总公司计划局与规划设计院.石油工业建设项目经济评价方法与参数.北京：石油工业出版社，l994。
作者简介：钟顶，男，1986年1月出生，2008年7月毕业于长江大学，学士学位，长庆油田分公司第三采油厂盘古梁采油作业区工程技术员，助理工程师。
关键词：分注工艺 盘古梁油田
一、概况
盘古梁油田属于长6低渗透油田，储层非均质性严重，笼统注水后剖面吸水严重不均、导致层间矛盾突出、测试曲线显示部分水井存在指状、尖峰状吸水，层间物性差异，导致高渗段吸水而低渗段不吸水的现象，油藏水驱储量动用程度相对较差。
二、分层注水工艺调研及筛选
分层配水实质上是在注水井中下入封隔器，将各油层分开，在井口保持同一压力的情况下，加强对中、低渗透油层的注入量，而对高渗透层的注入量进行控制，防止单层突进，实现均匀推进，提高油田的最终采收率。
1、利用油管和套管分两层段注水
该工艺是将油层分为上、下两个注水层段，中间用封隔器将上、下层段的油套环形空间封死，由套管给上层段注水，从油管给下层段注水，各层段的注水量在地面控制好。优点：施工简单，地面容易控制注入水量、成本低。缺点：只能分注两层、且封隔器失效后地面不易判断、如果注入水质易结垢很可能导致下次起钻卡钻、不能不动管柱洗井、由于套管环空注水是一个动态的注入过程对套管的损伤大。
2、双管封隔器分两层段注水
下两根注水管柱，下入深的一根管柱装有封隔器，将油套环形空间封死， 分为上、下两个注水层段，下入深的一根管柱注下层，下入浅的一根管柱注上层段。该工艺井口需要改变，用两个油管挂，两套采油树，分别控制两个层段的注水量。优点：可以实施两层分注、易调配控制水量。缺点：一是只能分两个层段注水，如果超过了两个层段，则无法进行分层注水；二是注水井无法进行每月一次的维护性洗井管理，这意味着井筒内的垢、铁锈、杂质等脏物无法冲洗出来，容易造成脏物堵塞油层，对于结垢严重者，易发生井内工具及管柱被卡，造成大的事故；三是因腐蚀加剧，容易损坏油层套管。
3、单管封隔器、配水器多层段注水
这种方式，井中只下一根管柱，利用封隔器在油套环形空间，将整个注水井段封隔成几个互不相通的层段，每一个层段都装有一个配水器。注入水由油管入井，通过各个层段装好的配水器上的水嘴，控制好注水量，分别注入到各层段的地层中去，可以分为偏心注水与同心注水。优点：可以实施两级或三级以上分注、可以定期洗井、可以任意调配更换水咀、封隔器密封好、管窜设计合理，管理方便。缺点：调配前必须洗井、必须使用专门的调配工具且调配工作量大、必须防止水井结垢、定期实施洗井制度，水井管理难度大。
三、使用偏心分层注水工艺简介
从08年开始着手引进、试验分层注水工艺取得一定经验，09年至今结合我区油田实际，进一步改进分层注水工艺，采取单管封隔器+配水器多层段分层注水工艺技术，在靖安油田开展分层注水工艺实验，取得重大突破。
1、采用偏心配水器，总长1.03m、外径114mm、内通径46mm、两端由油管扣连接。在配水器主要的设计改进是：改进原配水器投捞测试导向槽10弧度，改为导向槽为5弧度，从而使投捞器容易进入导向槽，提高投捞成功率。
2、偏心投捞器：偏心投捞器与打捞器和释放器组成，投捞器下端连接释放器，即可将配水器中的堵塞器送到井下目的层的配水器内，投捞器下端连接打捞器，即可将井下目的层的配水器中的堵塞器捞出来。
3、采取底塞堵+配水器+封隔器管柱组合，封隔器在实施分层注水油层之间，配水器正对分注层段，下部为球座+眼管+堵头组合。该管柱组合可以在反洗井时防止大颗粒机械杂质进入球座导致管柱失效。
四、现场实施情况及效果
经过近四年的试验，从封隔器的选型、投捞、测试、工艺等方面不断改进偏心分层注水工艺，主要针对封隔器的设计采取肩部膨胀环保护作用，减少由于管柱蠕动使封隔器失效、有可以保护油管，设计洗井通道可以反循环洗井；配水器改进投捞测试导向槽弧度，使投捞器好入堵塞器，从而提高投捞成功率；在测试上采用加重杆优化测试工艺，使用底塞堵管柱组合工艺可以防止大颗粒机械杂质进入球座，导致管柱失效。
针对我区主力区块实际情况，在盘古梁区成功实施21口注水井“单级二分”的分层注水工艺工作，根据统计，实施分注后，注水水井对应单元内油井在3个月之后可以明显见到注水效果，极大改善注水井吸水剖面。
与此同时，建立我区分注调试制度（完井当天拔死嘴，大排量注水3天后进行第一次测试调配，注水半个月后复测，调试合格后每月复测一次），截止目前我区已经完成17口注水井的三次复测调配合格、10口注水井一次调配合格，其余7口分注井由于实施较晚正在实施调试工作，均出处在微调阶段。
长期调试工作，得出以下初步结论长61与长62注水启动压力差异比较小，在调试时必须采取微调的方式，稳定一层调配另一层。
下步方向：一是加快封隔器改型工作，力争适应更大斜度水井的分层注水工作。二是改进测试工具及测试方法，在确切掌握地层启动压力的基础上，增加测试成功率。三是由于我区开始实施分层注水工作较晚，测试环节相对薄弱，必须加强对测试调配人员培训工作，以适应实施“二级三分”分层注水井的测试调配工作，同时开展同心分层注水的实验。
参考文献
[1]万仁溥 罗英俊.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，1993。
[2]史乃光.油气井测试[M].武汉：中国地质大学出版社，1991。
[3]中国石油天然气总公司计划局与规划设计院.石油工业建设项目经济评价方法与参数.北京：石油工业出版社，l994。
作者简介：钟顶，男，1986年1月出生，2008年7月毕业于长江大学，学士学位，长庆油田分公司第三采油厂盘古梁采油作业区工程技术员，助理工程师。