同井注采一体化技术研究与应用

孙 伟

（吉林油田公司油气工程研究院 吉林松原 138000）

吉林油田大部分区块属于多层系非均质构造油藏，这类油藏在开发过程中，地面虽然是规则注采井网，但地下储层由于发育不均，甚至尖灭造成实际井网不完善，注采关系对应差，部分油层得不到能量补充，开采不均衡，部分油井剩余油难以有效动用，采收率低。同井注采一体化技术是在不增加产建投资的前提下，将一口井做为两口井（注水井+采油井）使用，减少钻新井数量，提高单井利用率，其中的注水井可以实现一定范围的井网优化[1]，为周边油井注水补能，挖掘井间剩余油。

1 同井注采一体化工艺设计

同井注采一体化工艺分为两种类型：注上采下型及注下采上型。

1.1 工艺组成

同井注采管柱组成：由高压防喷井口、插接密封封隔器、密封插管、注采交叉装置、杆式抽油泵等组成。

1.2 工艺原理

注上采下工艺：用插接密封封隔器分隔注水与采油层，上层由油套环空注水，下层液体由杆式抽油泵采出，如图1所示。

图1 注上采下型管柱示意图

图2 注下采上型管柱示意图

注下采上工艺：用插接密封封隔器分隔注水与采油层，通过注采交叉装置形成独立的采油与注水通道，下层由油套环空、注采交叉装置实现注水，上层液体由杆式抽泵采出，如图2所示。

1.3 关键配套工艺及工具设计

1.3.1 封隔器插接密封技术

同一井筒内边注水边采油，注水高压、采油低压，形成的高压差、以及受抽油泵在抽汲过程高频蠕动影响，普通封隔器极易失效。经过优化设计，用插接密封封隔器与密封插管替代封隔器。封隔器整体双向卡瓦的设计，能可靠的坐封在任何级别的套管上，可长期承受35Mpa压差；主要部件由复合可钻材料加工，易钻除，避免管柱卡井风险；插管密封，桥塞受管柱蠕动影响小，密封寿命长，同时起井负荷小。

1.3.2 清防蜡技术

针对结蜡区块，由于管柱结构限制，无法定期洗井清蜡，设计空心杆热洗井技术，上部使用一定长度的空心抽油杆配套井下热洗井阀、井口热洗三通，洗井清蜡时使洗井液只在空心杆与泵上油管间循环流动，实现定期洗井。

井下热洗井阀作用：建立空心杆和油管之间的循环通道，并防止井筒液体进入空心杆内。

井口热洗三通作用：连接井下空心杆和热洗管线，具有连通、密封等性质，保证热洗介质顺利进入空心杆，停注时自动关闭。

1.3.3 高压防喷井口

当采油压力高于设定值时，井口将自动关闭，防止在生产时由于管柱漏失、封隔器失效等使注入水进入油系统管线，可能造成油杆喷出地面、输油管线爆裂等安全隐患。

1.3.4 注采交叉装置

在注下采上同井注采工艺中使用，独立的采油与注水通道，使注水与采油互不干扰。

1.3.5 杆式抽油泵

检泵时不需起管作业，减少作业强度，提高技术适应性。

2 现场应用效果

同井注采一体化工艺在吉林油田现场应用15口井。截止目前，15口井及周围与之连通油井累增油1234吨，累增注水40000方以上，对区块注采井网完善及挖掘井间剩余油起到一定的推动作用。

例如吉8-161井组，受河流相沉积影响，纵向上非均质性强，层间矛盾突出，横向上储层砂体变化快，砂体平面呈条带状分布，规则井网对砂体的控制程度低，井间存在剩余油潜力。该井2015年7月投产，动用扶杨油层的3、13、14号小层，初产液14.7吨、产油1.1吨、含水92.8%，措施前产液18.5吨、产油0.3吨、含水98.4%。通过砂体连通图分析3号层局部发育，非主力油层，但是采出程度不高，13、14小层普遍发育，为主力油层，但水淹严重导致含水偏高。该井位于东西向两口水井中间，注水见效明显，但周围南北向油井产液量，注水见效差，影响了注采井组的整体开发效果。为解决层间无效水循环、增加水驱波及范围、挖掘井间剩余油潜力，应用同井注采一体化工艺，将13、14号层做为注水层，为周围油井注水补能，3号层做为采油层，继续挖掘剩余油。

效果分析：措施后在本井注水情况下，注入压力稳定，产液量下降，说明工艺成功；日产油增加，说明3号层具备开发潜力，此前受13、14号层抑制，措施后产能得到发挥；邻井吉+8-160油井产液、产油均上升，注水受效明显，见表1。

表1 本井及邻井生产数据

3 结论

（1）同井注采一体化工艺可实现同井筒边注水边采油，工艺可行，生产稳定。

（2）可钻桥塞与密封插管设计，有效提高密封稳定性及井筒通畅性。

（3）高压防喷井口设计，实现安全、清洁生产。

（4）同井注采一体化技术是在不增加产建投资的前提下，将一口井做为两口井使用，减少钻新井数量，提高单井利用率，其中的注水井可以实现一定范围的井网优化，为周边油井注水补能，挖掘井间剩余油。