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摘 要：随着沈阳油田砂岩油藏开发时间的延长，出现了区块采出程度升高、地层压力下降、油藏纵向动用程度严重不均等开发矛盾。针对以上开发矛盾，开展了细分注水技术的研究与改进。现场实施提高了油层纵向动用程度，达到了经济高效开发高凝油油藏的目的，为同类油藏开发提供了可借鉴经验。
关键词：砂岩油藏 细分注水 封隔器 桥式偏心
沈阳油田目前已投入开发大民屯、静安堡、边台、法哈牛、科尔康5个油田26个开发单元。油藏类型丰富多样，发育有五套含油层系，地质储量3.2831×108t。共有注水开发油井1805口，开1323口，日产液19114t，日产油2450t，综合含水86.8%，采油速度0.36%，采出程度18.19%，日注水24600m3。共有注水井509口，开井409口，分注井330口，分注工艺以偏心分注为主，占总分注井数的66.1%，平均分注层数3.8层。2013年产油98.7×104t，年注水853.71×104m3，累计注采比0.84。
一、细分注水技术
1.技术发展与现状
沈阳油田1987年开始注水开发，为满足开发需要，先后研究应用了油套分注、返洗投捞同心分注、普通偏心分注管柱工艺，最终研发出GY341-114（Ⅱ）型封隔器配套普通偏心管柱作为5 1/2″套管水井的分注管柱，GY341-148（Ⅲ）型封隔器配套普通偏心管柱作为7″套管水井的分注管柱，同时引进集流测试工具和提挂式投捞器，完成堵塞器投捞、更换水嘴，通过递减法进行流量测试。2010年以来，为提高分注管柱工作可靠性和细分注工艺水平，持续改进GY341封隔器，7″套管井配套防弯技术，基本解决了管柱弯曲问题；通过引进桥式偏心分注和测调联动测试技术，提高了分注层数和测调效率。测试方面根据髙凝油和定向井特点引进了双流量计非集流测调联动仪器及设备，通过差减法测试计算单层水量。目前注水井管柱主要采用笼统注水、油套分注、偏心分注管柱，偏心分注依配水器不同，分为普通偏心分注、桥式偏心分注管柱。7″套管四级四层以上配套防弯锚及4″油管防弯。
2.存在问题
2.1管柱工作可靠性问题
管弯井平均每年有16口，占检分注井次的14%。封漏井平均每年有19口，占检分注井次的16%。制约因素主要为：①Φ177.8mm套管环空截面积大，活塞力大。②分注层数增加，层间压力差异大。③压力波动效应，管柱蠕动[1]。④长期不检分注，封隔器胶筒老化失效。⑤封隔器加工質量因素。
2.2 提高分注级数问题
沈阳油田水井分注级别平均为2.9级，以三级四段为主，考虑到主力注水砂岩区块具有大井段、多油层、层内层间非均质性差异比较大的现状，有必要对制约因素进行分析，适当提高分注级数，进一步细分注水。①多级分注管柱整体解封方式。三级三段平均解封吨位40吨左右，因封隔器解封负荷原因造成分注级数递减井平均每年19口，占减级井数的37%。②大井段、多油层、层内层间非均质性差异大的油藏条件。如沈84-安12块主力注水区块，分注井152口，偏心分注井106口，几乎全部为Φ177.8mm套管井，平均井深2000m，34个小层，注水层段1800-2200m，平均分注级数为2.9级，最高5级，12口。
2.3 低渗砂岩高压分注需研究解决
沈95块、沈611等低渗注水油藏，注水压力多在20-25MPa，属高压注水；沈625、253潜山由于埋藏深度达3200-3700m，地层温度在110-140℃之间。现有分注管柱技术无法满足高温、高压的需求，需加强耐高压、耐高温注水封隔器的研究，配套高压分注管柱并完善测试工艺，实现细分注水。制约因素在于测试工艺—高压、高温条件下完成验封、测试、调配。
3.细分注水技术改进
3.1 分注管柱工艺技术改进
3.1.1采用新型管柱伸缩补偿器。耐压差30MPa，补偿距0.3-1m。原补偿器耐压差25MPa，补偿距0.3-1m，可靠性得到有效提高。
3.1.2采用双作用桥式球座。既能保证封隔器液压坐封，又能防止作业油管下井时浮油进管，保证测试顺利。
3.1.3桥式偏心配水器改进。提高了对井况和测调仪器的适应能力。
3.1.4强制解封封隔器改进。增加了强制解封机构，提高封隔器解封可靠。
3.1.5引进逐级解封封隔器。改变了管柱整体解封方式，实现逐级解封，降低解封负荷。
3.1.6反洗解封封隔器改进。封隔器坐封压力低，实现活嘴坐封，密封承压高，套管反洗解封，降低解封负荷。
3.1.7采用平衡封隔器和特殊球座。平衡封隔器下在管柱底部，使整个管柱始终处于拉伸状态，特殊球座实现封隔器坐封和正常反洗井。
3.2 测试工艺技术改进
原分注测试工艺多级分注井普遍采用常规偏心注水管柱，采用等压力降落测试方法，水量计算采用递减法，单井平均测试周期8天。由于需要地面回放，受到仪器精度、层间干扰等方面的影响，一次调节合格率较低，因此需多次循环该步骤。采用桥式偏心注水管柱代替常规偏心注水管柱，用等压力降落测试方法，水量计算采用双流量计差减法，单井平均测试周期2天。
二、现场应用
通过设计、改进研究与应用，沈阳油田砂岩油藏平均单井分注层数由2.9层增加到3.5层，主力砂岩油藏平均单井分注层数稳步提高，由3.0层提高到了3.8层。同时桥式偏心分注与测调联动工艺逐步推广，单井平均测试周期由8天缩短到2天。增加分注层数的可对比的26口细分注水井，平均由2.4层增加到4.1层，吸水剖面测试结果显示：总吸水层数由167层增加到236层，吸水厚度由737.7m增加到803.2m，吸水层数比由28.94%上升到39.66%，吸水厚度比由38.61%上升到45.04%。
三、结论
1.要坚持以可靠性为前提，努力提高细分注水技术水平。
2.注水井管理的重要性细分注水是一项系统工程，涉及管柱工艺水平、设计与施工、问题的判断与处理、信息反馈等，各环节协调配合衔接顺畅，有利于整体水平提高[2]。
3.需要进行分层技术界限研究。
参考文献
[1]李士伦，等.提高石油采收率技术[M].成都：四川科学技术出版社，2001，31～33.
[2]万仁博，等.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，1993：67-69.
关键词：砂岩油藏 细分注水 封隔器 桥式偏心
沈阳油田目前已投入开发大民屯、静安堡、边台、法哈牛、科尔康5个油田26个开发单元。油藏类型丰富多样，发育有五套含油层系，地质储量3.2831×108t。共有注水开发油井1805口，开1323口，日产液19114t，日产油2450t，综合含水86.8%，采油速度0.36%，采出程度18.19%，日注水24600m3。共有注水井509口，开井409口，分注井330口，分注工艺以偏心分注为主，占总分注井数的66.1%，平均分注层数3.8层。2013年产油98.7×104t，年注水853.71×104m3，累计注采比0.84。
一、细分注水技术
1.技术发展与现状
沈阳油田1987年开始注水开发，为满足开发需要，先后研究应用了油套分注、返洗投捞同心分注、普通偏心分注管柱工艺，最终研发出GY341-114（Ⅱ）型封隔器配套普通偏心管柱作为5 1/2″套管水井的分注管柱，GY341-148（Ⅲ）型封隔器配套普通偏心管柱作为7″套管水井的分注管柱，同时引进集流测试工具和提挂式投捞器，完成堵塞器投捞、更换水嘴，通过递减法进行流量测试。2010年以来，为提高分注管柱工作可靠性和细分注工艺水平，持续改进GY341封隔器，7″套管井配套防弯技术，基本解决了管柱弯曲问题；通过引进桥式偏心分注和测调联动测试技术，提高了分注层数和测调效率。测试方面根据髙凝油和定向井特点引进了双流量计非集流测调联动仪器及设备，通过差减法测试计算单层水量。目前注水井管柱主要采用笼统注水、油套分注、偏心分注管柱，偏心分注依配水器不同，分为普通偏心分注、桥式偏心分注管柱。7″套管四级四层以上配套防弯锚及4″油管防弯。
2.存在问题
2.1管柱工作可靠性问题
管弯井平均每年有16口，占检分注井次的14%。封漏井平均每年有19口，占检分注井次的16%。制约因素主要为：①Φ177.8mm套管环空截面积大，活塞力大。②分注层数增加，层间压力差异大。③压力波动效应，管柱蠕动[1]。④长期不检分注，封隔器胶筒老化失效。⑤封隔器加工質量因素。
2.2 提高分注级数问题
沈阳油田水井分注级别平均为2.9级，以三级四段为主，考虑到主力注水砂岩区块具有大井段、多油层、层内层间非均质性差异比较大的现状，有必要对制约因素进行分析，适当提高分注级数，进一步细分注水。①多级分注管柱整体解封方式。三级三段平均解封吨位40吨左右，因封隔器解封负荷原因造成分注级数递减井平均每年19口，占减级井数的37%。②大井段、多油层、层内层间非均质性差异大的油藏条件。如沈84-安12块主力注水区块，分注井152口，偏心分注井106口，几乎全部为Φ177.8mm套管井，平均井深2000m，34个小层，注水层段1800-2200m，平均分注级数为2.9级，最高5级，12口。
2.3 低渗砂岩高压分注需研究解决
沈95块、沈611等低渗注水油藏，注水压力多在20-25MPa，属高压注水；沈625、253潜山由于埋藏深度达3200-3700m，地层温度在110-140℃之间。现有分注管柱技术无法满足高温、高压的需求，需加强耐高压、耐高温注水封隔器的研究，配套高压分注管柱并完善测试工艺，实现细分注水。制约因素在于测试工艺—高压、高温条件下完成验封、测试、调配。
3.细分注水技术改进
3.1 分注管柱工艺技术改进
3.1.1采用新型管柱伸缩补偿器。耐压差30MPa，补偿距0.3-1m。原补偿器耐压差25MPa，补偿距0.3-1m，可靠性得到有效提高。
3.1.2采用双作用桥式球座。既能保证封隔器液压坐封，又能防止作业油管下井时浮油进管，保证测试顺利。
3.1.3桥式偏心配水器改进。提高了对井况和测调仪器的适应能力。
3.1.4强制解封封隔器改进。增加了强制解封机构，提高封隔器解封可靠。
3.1.5引进逐级解封封隔器。改变了管柱整体解封方式，实现逐级解封，降低解封负荷。
3.1.6反洗解封封隔器改进。封隔器坐封压力低，实现活嘴坐封，密封承压高，套管反洗解封，降低解封负荷。
3.1.7采用平衡封隔器和特殊球座。平衡封隔器下在管柱底部，使整个管柱始终处于拉伸状态，特殊球座实现封隔器坐封和正常反洗井。
3.2 测试工艺技术改进
原分注测试工艺多级分注井普遍采用常规偏心注水管柱，采用等压力降落测试方法，水量计算采用递减法，单井平均测试周期8天。由于需要地面回放，受到仪器精度、层间干扰等方面的影响，一次调节合格率较低，因此需多次循环该步骤。采用桥式偏心注水管柱代替常规偏心注水管柱，用等压力降落测试方法，水量计算采用双流量计差减法，单井平均测试周期2天。
二、现场应用
通过设计、改进研究与应用，沈阳油田砂岩油藏平均单井分注层数由2.9层增加到3.5层，主力砂岩油藏平均单井分注层数稳步提高，由3.0层提高到了3.8层。同时桥式偏心分注与测调联动工艺逐步推广，单井平均测试周期由8天缩短到2天。增加分注层数的可对比的26口细分注水井，平均由2.4层增加到4.1层，吸水剖面测试结果显示：总吸水层数由167层增加到236层，吸水厚度由737.7m增加到803.2m，吸水层数比由28.94%上升到39.66%，吸水厚度比由38.61%上升到45.04%。
三、结论
1.要坚持以可靠性为前提，努力提高细分注水技术水平。
2.注水井管理的重要性细分注水是一项系统工程，涉及管柱工艺水平、设计与施工、问题的判断与处理、信息反馈等，各环节协调配合衔接顺畅，有利于整体水平提高[2]。
3.需要进行分层技术界限研究。
参考文献
[1]李士伦，等.提高石油采收率技术[M].成都：四川科学技术出版社，2001，31～33.
[2]万仁博，等.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，1993：67-69.