采油工艺研究所一、分层注水的意义二、分注工艺发展历程三、分注工艺介绍四、分注井管理与考核五、陇东油田分注工艺发展方向油田注水是开发过程中补充地层能量，提高采收率最经济、最有效的方法。采用合注技术虽然可以满足注水保持地层压力的工艺要求，但因部分区块、井组油层的非均质性较强，笼统注水时出现注入水沿高渗带单层突进，而低渗、薄差层未能发挥应有的潜力，使层内、层间、平面矛盾更为突出。因此，随着油藏精细化管理水平地不断提高，为满足不同油藏、不同开发层系对能量的需求，采用分层注水工艺分层补充地层能量，通过分层注水，一些薄差层、难动用层的能量得到了有效补充，油藏采收率得到提高，开发形势日趋好转。注水是及时补充地层能量的最经济、最有效的方法，而分层注水又是不同油藏根据开发目的层对能量的需求，进行分层补充，以满足油田开发要求，随着油藏精细化管理技术地不断提高，油田注水工艺技术发展先后经历了四个阶段：笼统注水阶段、同心活动式注水阶段、偏心注水阶段、新型分注阶段。注水井井不下任何工具、附件，采用油管尾部带斜尖注水管柱，为满足井下测试技术要求，一般要求管柱下深超过油层下射孔段10米以上。笼统注水技术虽然在很大程度上保持了地层压力，但由于油层的非均质性，使得层内、层间、平面三大矛盾较为突出，因此该技术主要适合于注水层位单一，且各小层吸水性差异不大的注水井。60年代，为解决分层水量控制，大庆油田研制出655同心活动式分层配水器，水嘴装在可以投捞的堵塞器上，堵塞器位于油管中心，堵塞器自上而下逐级缩小，调配水量时只需捞出堵塞器就可更换水嘴，但每捞一级堵塞器，其上部各级堵塞器都必须全部捞出，投捞测试工作量大，且分层测试时各层互相干扰，测试资料准确率低。该技术虽然可通过更换水嘴来控制分层注水量，但无法进行分层压力测试。70年代，随着油田开发规模扩大，注水井数增多，为简化分注工艺，提高分注合格率，大庆油田研制了656-2偏心式配水器，该技术是水嘴装在可以投捞的堵塞器上，堵塞器座在工作筒轴线的一侧，调配水量时通过配套工具可投捞任意一级堵塞器，偏心注水工艺不但可以通过投捞器调配分层注水，而且可进行封隔器验封和分层压力、流量测试等，使水井分注技术达到了比较完善的程度，是目前国内水井分注主导工艺技术。正常注水---堵塞器靠其主体上的Φ22mm定位台阶座于工作筒的偏孔上，凸轮卡于偏孔上部的扩孔处，堵塞器上下4道胶圈封住偏孔的出液槽，注入水只能经过堵塞器的滤网、水嘴、堵塞器主体的出液槽和工作筒主体的偏孔进入油层。投捞堵塞器---将打捞头安装在投捞器上，收拢锁好投捞爪、导向爪，投捞器下过配水器再上提时，其上的锁块过配水器工作筒通道遇阻时，锁块和锁轮一起向下转动，投捞爪和导向爪失锁向外转动张开，再下放投捞器，导向爪引导投捞爪进入配水器工作筒的螺旋面，当导向爪进入导向体的缺口时，投捞爪已进入工作筒扶正体的长槽，正对堵塞器的头部，待下放遇阻时，打捞器已捞住了堵塞器打捞杆，上提投捞器，堵塞器打捞压缩压簧上行，下端与凸轮脱离接触，凸轮在扭簧的作用力向下转动，堵塞器被捞出工作筒，起出地面。1、验封在测试密封段上下各下一支压力计，上端压力计接受井口压力，下端压力计接受下层油层压力变化信号，通过井口“开一关一开〞井操作。若封隔器密封，上压力计记录的是凸曲线〔开一关一开信号），下压力计记录的是一条直线；若不密封，下压力计记录的也是一条凸线。2、分层流量测试偏心配水器测试原理：分层注水量由106型浮子式流量计，与测试密封段配套使用，当测试密封段定位于工作筒后，液体流经浮子与锥管的环形空隙时，产生节流损失。浮子上下出现压差，压差作用在浮子上，使弹簧拉伸。当流量稳定时，液体作用在浮子的力与弹簧拉力相平衡，使浮子稳定在某一位置。当流量变化，上述两力又在新基础上平衡，浮子又稳定在新的位置上，通过记录浮子位移，实现对流量的测定。（二）、旋压分注工艺旋压分注工艺实际上是传统的偏心分注工艺技术的改进，所用配水器仍为偏心配水器，封隔器为旋压式封隔器，在结构设计上有两大特点：1、采用独立的膨胀环进行胶筒肩部保护及斜井扶正居中，极大地了胶筒的密封能力及使用寿命。2．采用正转油管柱解封设计，提高了封隔器的抗疲劳破坏能力及使用可靠性。封隔器座封：打开套管闸门，从油管内憋压额定座封压力，封隔器即可座封，此时，由于封隔器的自锁结构作用，放压后，封隔器不能自动解封。洗井：从油套环空进液，经封隔器洗井通道，至油管鞋单流阀从油管内通道返出地面，完成反循环洗井。解封：下次作业时，卸去井口，缓慢上提油管柱约半米，正转油管12～15圈(转速不宜过快,以3—5圈/分钟为宜)，封隔器即可解封顺利起出。年针对偏心分注井调配成功率下降、管柱易蠕动失效及薄夹层井无法满足地质分注要求的现状，在陇东油田引进北京克莱斯通能源技术的旋压分