中原油田分公司采油一厂河南濮阳457171
摘要：针对高温高压油藏分注井存在的“难分、难调、难管”等问题，我们优化了分注井日常管理。应用水质三级管控，形成了水质处理地面、水站、井筒三位一体化管控配套工艺；从管柱应力分析、合理压差控制方面开展研究，实施了套管补水、带压洗井井筒压差控制技术，解决了管柱因日常洗井、放溢流等因素导致分注有效期短的难题。
关键词：分注井；三级管控；套管补水；带压洗井
1现状分析
分层注水是非均质多油层油藏的有效开发手段，高温高压油藏分注井管理是精细注水的薄弱环节。主要原因：一是深层中低渗油藏孔喉半径小、渗透率、孔隙度低、易被污染，对水质标准要求更高；二是分注井封隔器及油管长期在高压差环境下，易导致井下油管漏失，封隔器胶筒损坏，造成分注有效期短；三是日常管理中由于关井、洗井、放溢流等施工造成井内压力、温度、流量等发生变化，增加管柱活塞效应，导致管柱失效。
2应用的主要技术
2.1三位一体水质管控工艺
为确保水质，配套应用了预氧化污水处理技术、末端站中空纤维膜精细过滤和井底水质达标技术，形成了水质处理地面、水站、井筒三位一体化管控配套工艺。保证了出站水质达标率98%，井口水质达标率94%，井底水质达标率91%。
2.1.1预氧化污水处理技术
针对中低渗油藏孔喉半径小、易污染的难题，创新应用预氧化低污泥处理技术。加入化学物质，利用电化学反应产生强氧化剂亚氯酸钠，进而产生二氧化氯，在杀灭细菌的同时，经过多级反应将污水中的Fe2+氧化快速沉降成Fe3+，加速污泥的沉降，并将水中的H2S、FeS等硫化物氧化成单质硫。
在混凝药剂的共同作用下，打破污水中存在的CO2、－HCO3-、－CO32-缓冲体系和固有的胶体平衡，使水中的微小絮凝体聚集成体积大、密度高、沉降快的絮凝体，实现水处理环节中的完全沉降和分离。通过控制金属腐蚀、抑制管线结垢，实现水质达标和降低污泥量，降低含油污泥比例。
2.1.2注水站末端精细过滤技术
受输水管道距离长及配水站大罐影响，易造成水质二次污染，使井口水质变差，油层污染堵塞，造成注水压力升高，注水成本增加。为此应用了中空纤维膜过滤橇精细过滤工艺，以确保末端注水站水质稳定达标。
2.1.3强化井筒水质管理
为了提高注入水水质，制订了《注水井洗井管理规范》。对停注超过24小时以上、正常注水满三个月的注水井必须进行洗井操作，强化了注水井洗井过程监督管理，强调洗井前必须大排量地冲洗地面管线，确保洗井质量，减少了井筒污染，延长了水井免修期。
2.2井筒压差控制技术
针对部分分注井封隔器上下压差达20MPa以上，长期高压差易导致井下油管漏失，封隔器胶筒损坏，造成分注有效期短。针对上述问题，从管柱应力分析、合理压差控制等方面开展研究，形成了分注井井筒压差控制技术。
2.2.1套管环空补水工艺
根据力学分析，胶筒长期在大于20MPa的工作压差下，剪切蠕变越来越严重，胶筒耐压性能逐渐降低，且油管刺漏风险也逐步增大，因此开展套管环空补压工艺研究，通过降低胶筒及油管承受的压差，达到提高胶筒及油管使用寿命的目的。
封隔器胶筒工作压差为：P差=P下-P上
P下=P内液注+P油P上=P环空液注+P套
综合可得：P差=P内液柱+P油-P环空液柱+P套
油套压差、油管内外液柱压差，环空补水既可以平衡液柱压差，又能减小油套压差，缓解了胶筒剪切蠕变及油管损坏造成的分注失效，达到提高分注井有效期及油管使用寿命的目的。
2.2.2分注井带压洗井管控技术
洗井是水井日常管理措施，高压注水井洗井工艺规程为先关井自然降压至20MPa后，缓慢放溢流至5MPa以下再洗井。高温高压分注井洗井存在自然泄压周期长，溢流总量多的缺点，同时在放压过程中管柱因活塞效应增强，易导致分注管柱失效。为此开展了分注井带压洗井管控技术研究，提高分注有效期。
高压不泄压洗井工艺是在高压水井关井不卸压、不放溢流保持井筒高压状态的前提下，将洗井用的水放入洗井罐中，用增压装置达到目的高压后进入井筒油套环行空间进行洗井，然后再进入减压装置进行回水，完成不泄压洗井。
3现场应用情况
高温高压油藏分注井精细管理配套技术，在2017年应用水质三级管控工艺、井筒压差控制技术，累计现场实施117井次，测调成功率提高13.4个百分点（84.4%↗97.8%），层段合格率提高5.6个百分点（88.5%↗94.1%），分注有效期延长21天（428天↗449天）。累计减少水井维护作业16井次，减少测试调配24井次，取得较好的经济和社会效益。
4结论与认识
针对高温高压油藏分注井存在的难分、难调、难管问题，我们开展的水质三级管控、井筒压差控制技术、高压不泄压洗井工艺等多项精细管理措施的集成应用。技术立足于地面地下立体配套，强化不同井况条件的分层动用，实现多级多段细分注水，达到提高水驱动用程度、改善开发效果、提高油藏采收率的目的，为同类油田高压分注井日常管理提供了经验借鉴。