分采混输采油工艺现场试验分析

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【摘要】层间矛盾是贯穿油田开发全过程的主要矛盾之一，常规的堵水技术是以停采（放弃）高含水油层为手段达到减缓层间干扰的目的，停采或陪堵层的存在等于放弃了这部分储量资源和潜力；本文介绍的分采混输采油工艺可实现两层段独立采油混合输送，在缓解层间矛盾的同时，可最大限度的利用资源，获得物尽其用，“鱼与熊掌”兼得的效果。适用于中高含水期，油层跨度大，多油层合采时，层间压力或含水差异产生层间干扰的油井提高采收率。

【关键词】分采混输 分抽泵 封隔器 试验 认识

1 分采混输采油工艺原理

分采混输采油工艺由分抽混输泵和封隔器两种工具组合而成。封隔器用来分开两套油层；分抽混输泵分上下两级泵筒，整体安装在封隔器以上，该泵的两个进液口分别置于封隔器胶筒上下，上下两级柱塞用专用空心杆连接，从而实现一井两泵在不同生产压差下独立抽汲两个层段同时采油，避免了两个油层间压力（或含水）差异大，产生互相干扰现象，达到挖掘油井潜能的目的。管柱结构如图1。

图1？分采混输采油管柱结构

2 分采混输采油工艺适用条件

（1）套管完好且内通径达到Φ118mm以上，隔层段固井质量优良。

（2）井斜角小于10度，两个分采油层段隔层大于5m，油层不出砂。

（3）长井段、多油层合采，层间压力（或含水）差异大。

3 分采混输采油工艺特点

（2）必需和封隔器配套使用，套管的完好程度和封隔器的性能决定分抽工艺的效果。

（3）与常规抽油泵对比增加分抽混输功能，相应阀件、密封件增多，泵质量可靠性是工艺成功的关键之一。

4 分采混输采油工艺现场先导试验效果

4.1 井组基本情况

H2-42井是胡二块S3中12S3下1层系的一口油井，射孔井段2317.2-2788.4m，共37层75m。试验前该井在φ50*4.8*5.5*1806m工作制度下，平均日产液28.7t，综合含水96%，平均日产油1.6t，动液面1400m，沉没度400m，平均泵效38.4%。

H2-42井对应水井H2-32，注水层位S3中12S3下1，2348.1―2420.8m，共19层29.3m，合注管柱，正常注水时油压18MPa，日注60m3。

由于该井射孔厚度大、层数多、井段长、油层跨度大，且油井S3中12S3下1层位有水井H2-32注水供给能量，而S3下、5-7、9、10层位无注水对应，综合分析认为上下两个层系压力水平不一样，长井段合采存在层间干扰因素，适合分采混输工艺应用条件。

4.2 试验效果分析

4.2.1？油井产状、泵效对比分析

2012年8月19日H2-42井结合检泵作业，下入分采混输管柱。到2013年3月25日，试验210天以上。试验后受对应注水井三次停井影响，日产液量出现四个变化过程（阶段）：下降段、低液量平稳段、上升段、高液量平稳段（见表1）。但平均日产油由1.6t上升到2.35t，增产幅度46.8%；注水稳定后平均日产液25.4m3，平均日产油2.5t，与试验前对比，泵效提高15.2%，日产油增加56.3%，月累对比增油24.3t。

4.2.2？示功图对比分析

试验前正常生产时示功图100%充满，反映出泵的工作状况较好。试验后四个不同产液阶段示功图都有供液不足现象，与阶段对应沉没度匹配。

4.2.3？油井产状变化与对应水井动态变化分析

H2-42井下入分采混输管柱后，产液量出现了上升―下降―上升三种变化趋势，与动液面变化趋势和对应水井注水动态停注趋势一致（详见表2。反映出该井产液量的变化与注水井的停注关系较为密切，与分采混输泵采油工艺无关联关系。

5 分采混输采油工艺试验认识与结论

（1）H2-42井试验分采混输工艺后，因对应水井三次停注，导致产液量波动较大，但随水井恢复正常注水，日产液量又能上升，反映供液能力与注水变化有关，分采混输工艺成功。

（2）分采混输工艺试验期间，在动液面下降、日产液量出现较大波动的情况下，月累产油量增产趋势明显，说明排除层间干扰后，低压层得到了有效动用。

（3）建议在满足井筒、储层条件且井组注水相对稳定的油井上进一步扩大试验。

参考文献

[1] 王鸿勋，张琪.采油工艺原理.北京：石油工业出版社，1981.12第一版

[2] 李道品.低渗透砂岩油田开发.北京：石油工业出版社，1997.9

[3] 国建华，赵玉华.特种抽油泵及常用井下工具手册. 北京：石油工业出版社，2002.9