年以來污水站出站水質(zhì)主要指標(biāo)表時(shí)間PH溶解氧mg/LS2-mg/L懸浮固體mg/L污水含油mg/L濾漠系數(shù)ΣFemg/LSRB個(gè)/mLTGB個(gè)/mL19987.960.0670.502.644.3830.92.155995319997.790.0150.801.832.7037.00.5916766020007.580.0150.781.982.2933.80.46115104820017.420.010.372.751.7627.30.5118151720027.140.0110.512.553.1334.20.92137101620037.080.0080.572.241.4436.40.431161360水質(zhì)治理前后濾膜系數(shù)及懸浮物變化00510152025303540MF懸浮物部標(biāo)為>=15部標(biāo)懸浮物為<=3MF2、注水管網(wǎng)的復(fù)合清洗技術(shù)的應(yīng)用為了減少水質(zhì)沿程二次污染問題，提高井口水質(zhì)達(dá)標(biāo)率，在站內(nèi)水質(zhì)達(dá)標(biāo)的基礎(chǔ)上，結(jié)合中原油田注水管線垢物含硫化物高的特點(diǎn)，為保證安全施工研制了抑制硫化氫化學(xué)清洗管線技術(shù)，硫化氫抑制率大于95%；針對(duì)化學(xué)清洗過程中存在管線清垢不徹底問題，研究應(yīng)用了“物理清洗+化學(xué)清洗”復(fù)合清洗方式，除垢率大于95%。即先對(duì)注水干支線的主要部分分段通球進(jìn)行機(jī)械清洗，清除80%以上的硬垢，然后全線實(shí)施化學(xué)清洗。2000年以來，中原油田對(duì)注水干線實(shí)施了全面清洗，管線清洗以后，達(dá)到干線端點(diǎn)水質(zhì)的平均濾摸系數(shù)下降率控制在出站20%以內(nèi)，總鐵平均增加率控制在出站30%以內(nèi)。3、精細(xì)過濾技術(shù)的引進(jìn)和推廣針對(duì)低滲油田注水水質(zhì)要求標(biāo)準(zhǔn)高情況，在1990年從美國(guó)瑟克貝瑟公司引進(jìn)低壓精細(xì)過濾裝置基礎(chǔ)上消化吸收精細(xì)過濾技術(shù)，改進(jìn)國(guó)產(chǎn)低壓污水處理過濾設(shè)備，提高了過濾精度，并將濾后水的懸浮物顆粒粒徑控制在2μm以內(nèi)。為減少濾后凈化水沿流程二次污染，在注水井口安裝高壓井細(xì)過濾器進(jìn)行試驗(yàn)，取得較好效果。高壓注水井精細(xì)過濾設(shè)備，主要選用QL5-25/35J和QL10-25J型注水井口專用過濾器，為纖維球?yàn)V料系列，額定流量5-10m3/h、額定壓力25-35MPa，過濾精度為1.5μm，即可以除去水中顆粒直徑大于1.5μm的雜質(zhì)，過濾壓差≤1Mpa。在工作中，水流經(jīng)濾芯時(shí)，濾芯中的細(xì)微纖維將水流中的懸浮物顆粒攔截，凈化水從濾芯中心管流出，濾芯污染后，可拆下來清洗，再組裝繼續(xù)使用。先后對(duì)文72沙三中、文82塊、文88塊、衛(wèi)42塊的43口井進(jìn)行了精細(xì)過濾，并實(shí)現(xiàn)6座站整體過濾，經(jīng)現(xiàn)場(chǎng)水質(zhì)監(jiān)測(cè)，經(jīng)過精細(xì)過濾器過濾，注入水濾膜系數(shù)指標(biāo)上升44%，機(jī)雜指標(biāo)下降50%，三價(jià)鐵指標(biāo)下降63%，總鐵指標(biāo)下降30%。如文88-7井采取了井口精細(xì)過濾和酸浸地層、單體泵增注等復(fù)合措施，日注水量由25m3增加至50m3，累增水量10000m3，有效期達(dá)到1年以上，目前繼續(xù)有效。通過注水水質(zhì)系統(tǒng)治理，井口水質(zhì)達(dá)標(biāo)率由2000年的48%提高到目前的80%。濾后腐蝕速率由1995年的0.99mm/a下降到0.0398mm/a，下降96%。注水泵進(jìn)口腐蝕速率由0.57mm/a下降到0.0393mm/a,下降93.1%。穿孔次數(shù)由4345次下降到目前的1555次，下降了2.8倍。實(shí)現(xiàn)了水質(zhì)達(dá)標(biāo)、控制了系統(tǒng)腐蝕，井況損壞速度下降，地層堵塞減少，水井檢管周期延長(zhǎng)至1.5～3年左右，為分注措施提供了良好的水質(zhì)條件，并延長(zhǎng)了各種措施有效期。如文東、文南異常高壓油田，在水質(zhì)達(dá)標(biāo)基礎(chǔ)上油藏整體降壓增注后，油藏注水壓力整體下降，配注合格率由52%提高到目前的84%，提高了32個(gè)百分點(diǎn)，油藏水驅(qū)開發(fā)效果變好，產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益巨大。（二）開展高壓增注、提壓注水，實(shí)現(xiàn)低滲透油藏注上水鑒于低滲油田注水水質(zhì)已經(jīng)無潛力可挖，為實(shí)現(xiàn)低滲油藏注上水的目的，動(dòng)用低滲難動(dòng)用儲(chǔ)量、提高采油速度低、控制遞減，研究了特高壓注水工藝技術(shù)。首先以增壓站為單元進(jìn)行單站系統(tǒng)提壓，將井口注水壓力提高到接近于地層破裂壓力40.0MPa以內(nèi)。使地層產(chǎn)生微裂縫，從而提高地層滲透率，將水注到油層，實(shí)現(xiàn)補(bǔ)充地層能量、增加水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量、提高采油速度和最終采收率的目的。為此中原油田進(jìn)行了大膽的嘗試，開展了特高壓注水方式及選井原則、套管保護(hù)技術(shù)、特高壓注水地面工程配套技術(shù)、特高壓注水井的放壓作業(yè)問題、特高壓注水井管柱設(shè)計(jì)、特高壓注水井的監(jiān)測(cè)技術(shù)研究配套，制定了特高壓安全注水操作規(guī)程、設(shè)計(jì)規(guī)范等，形成了系列特高壓安全注水工藝技術(shù)，確保了特高壓條件下注水工作的安全生產(chǎn)。三年來推廣應(yīng)用120口井，注水壓力由32MPa上升為38.5MPa，日增注水量7238m3，累計(jì)增注88×104m3，增油3.5×104t，增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量194×104t，取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益。（三）開展各種形式的降壓注水，實(shí)現(xiàn)低滲透油藏注夠水1、化學(xué)降壓增注技術(shù)針對(duì)深層低滲油藏，注水壓力高的問題，為實(shí)現(xiàn)注上水的目的，近年來加大了注水井化學(xué)降壓增注技術(shù)應(yīng)用力度。主要研究應(yīng)用了層內(nèi)生氣復(fù)合降壓增注工藝、縮膨降壓增注工藝、深穿透緩速酸、多元復(fù)合酸降壓增注技術(shù)等，化學(xué)降壓增注工藝技術(shù)對(duì)于降低注水壓力，減緩井況惡化，注上水、注夠水，提高水驅(qū)動(dòng)用程度，起到了重要作用。2000年以來，累計(jì)實(shí)施降壓增注措施1284井次，累計(jì)增注541×104m3，增加水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量376×104t，對(duì)應(yīng)油井增油8.2×104t，取得較好降壓增注效果。（1）層內(nèi)生氣復(fù)合降壓增注工藝技術(shù)針對(duì)低滲、剩余油飽和度高的油藏，積極開展層內(nèi)生氣復(fù)合降壓增注工藝技術(shù)。利用生成的CO2氣體疏通滲流通道，提高驅(qū)替效果，達(dá)到降壓增注的目的。2002年以來，累計(jì)實(shí)施層內(nèi)生氣降壓增注51井次，工藝成功率100%，措施有效率90%，平均壓降6.1MPa，平均增注3522m3，累計(jì)增注15×104m3，累計(jì)增油2.9×104t，投入產(chǎn)出比1：4.82。如徐14塊三個(gè)井組實(shí)施層內(nèi)生氣降壓驅(qū)油技術(shù)，累計(jì)注入處理劑560m3，平均注水壓力由33.8MPa下降到20.8MPa，區(qū)塊日注水量由83m3上升到260m3，平均單井日注水量由27m3上升到87m3，措施實(shí)施后使區(qū)塊日產(chǎn)油量逐步上升，最高日產(chǎn)油量達(dá)到42.8t，目前日產(chǎn)油量仍保持在25t，取得較好效果。（2）縮膨降壓增注技術(shù)針對(duì)低滲油藏中儲(chǔ)層粘土礦物含量高，水敏易膨脹、運(yùn)移堵塞，開發(fā)出縮膨降壓增注技術(shù)，它不僅有效抑制粘土膨脹，穩(wěn)定粘土顆粒，阻止粘土分散運(yùn)移，而能使已膨脹的粘土所吸附的水分子脫離，收縮粘土膨脹體積，恢復(fù)被堵塞的地層孔隙，從而達(dá)到降壓增注的目的。2002年以來在文東、衛(wèi)城、胡狀等油田實(shí)施縮膨降壓增注73井次，有效率93.9%，平均單井注水壓力下降6.0MPa，平均單井增注3271m3，對(duì)應(yīng)油井增油1738.4t，取得了較好的縮膨降壓增注效果。如文72-153井：該井壓降資料顯示存在地層污染，有較好的增注潛力，實(shí)施降壓增注措施。措施前注水壓力42MPa，日注42m3/d，措施后注水壓力11MPa，日注104m3/d，壓降31MPa，日增注62m3/d，年累增水量20113m3，且繼續(xù)有效。（3）多元復(fù)合酸降壓增注工藝技術(shù)針對(duì)低滲油藏多種原因堵塞問題，研究了多元復(fù)合酸降壓增注工藝技術(shù)。主要依靠HCl、磷酸等溶蝕灰質(zhì)組分、鐵化合物的堵塞物；依靠HF組分溶蝕硅質(zhì)、泥質(zhì)類的堵塞物；依靠體系中的添加劑，實(shí)現(xiàn)滲透、增溶、防乳、清除殘余油及有機(jī)沉淀物；并利用酸液中的中強(qiáng)無機(jī)酸和有機(jī)酸逐級(jí)電離的特點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)延長(zhǎng)酸液與灰質(zhì)組分的反應(yīng)時(shí)間，達(dá)到深穿透，深部解堵。該工藝在衛(wèi)城、文南、濮城低滲等油藏共實(shí)施167井次，工藝成功率100%，有效率92%，平均單井注水壓力降低5.3MPa，平均單井累計(jì)增注3696m3，累計(jì)增注15.5×104m3，平均有效期148天。（4）強(qiáng)氧化降壓增注技術(shù)針對(duì)有機(jī)物、細(xì)菌和硫化亞鐵等低滲油藏的堵塞，研制了強(qiáng)氧化降壓增注技術(shù)，以強(qiáng)氧化劑、熱力催化劑為主，添加活性劑、穩(wěn)定劑、緩蝕劑等復(fù)配而成。不但可以解除碳酸鹽、粘土礦物的堵塞，還可以有效去除聚合物、細(xì)菌和硫化亞鐵的堵塞，從而取得更好的增注效果。該工藝在橋口、濮城等油田實(shí)施35井次，平均單井注水壓力下降6MPa，平均單井日注水量由26m3增加到47m3，提高了21m3，單井平均增注水量1919m3。（5）深穿透緩速酸降壓增注工藝技術(shù)深穿透緩速酸主要由低碳有機(jī)酸、SYD砂巖緩速酸、防乳化抗酸渣劑、石蠟分散劑、防澎劑組成。由于低碳有機(jī)酸是弱酸，在體系中逐級(jí)電離，與無機(jī)強(qiáng)酸相比，其與地層礦物的反應(yīng)速度能降低65-80%，因此能增大酸液處理深度，同時(shí)電離后的酸根能絡(luò)合多價(jià)成垢離子；SYD砂巖緩速酸處理地層的硅質(zhì)組份，SYD砂巖油層處理劑為含氟絡(luò)合物，在水中僅能解離出微弱的活性HF，在85℃時(shí)，其在水中的解離度僅為8.5%。當(dāng)其與地層接觸時(shí)，溶液中活性HF被反應(yīng)消耗，系統(tǒng)平衡體系被破壞，體系不斷解離出新的HF，直至消耗殆盡，其反應(yīng)速度為常規(guī)土酸的1/10，另外SYD水解釋放HF后的成分為一種硅沉積阻止劑，可將反應(yīng)產(chǎn)物保留在溶液中；復(fù)合活性添加劑解除有機(jī)物堵塞，防乳化，抗酸渣。近年來在采油文東、濮城沙三、文南等共施工了126口井，見到了好的效果，平均注水壓力下降了4.3MPa，從施工前的33.3MPa下降到施工后的29MPa，平均單井日注水量從35.4m3上升到70.5m3，增加了35.1m3，累計(jì)增注38.8×104m3。如Q85-11選用不動(dòng)管柱深穿透低傷害酸化施工，施工層位：S3下1，2507.9-2561.4，10.5米/4層，用緩速深部酸25m3,措施前在32MPa下日注5m3，目前在油壓24Mpa下日注70m3，累計(jì)增注4994m3。2、壓裂降壓增注技術(shù)近幾年來，中原油田共實(shí)施注水井壓裂增注38口井，其中污水不加砂壓裂7口，污水加石英砂3口（砂比<10%），活性水加石英砂9口（砂比<10%），壓裂液加砂19口（砂比20～27%）；96年9月份以前，壓裂增注28口井，有19口是污水、活性水壓裂，占67.9%，由于砂量小，砂比低，支撐裂縫窄，導(dǎo)流能力較低，導(dǎo)致了有效期較短。從1997年開始，水井壓裂規(guī)模有所提高（>10m3），砂比20～27%，壓后初期效果明顯，但注水壓力下降幅度較小，沒有達(dá)到預(yù)期目標(biāo)，為此開展了注水井短、寬裂縫壓裂工藝技術(shù)研究。主要技術(shù)為：注水井壓前預(yù)處理技術(shù)：采用除垢劑或?qū)Ｓ米⑺A(yù)前置液進(jìn)行處理，有效清除井筒及近井地帶結(jié)垢或污染，降低地層傷害。分段破膠、快速排液技術(shù)：在保證施工成功的前提下，在前置液中加入濾餅處理劑和破膠劑，施工中采取大排量、大沙比、端部快速脫沙，壓后1～2h破膠快速返排。泡沫助排工藝：在頂替液中加入高效表面活性劑，有助于快排液、排好液。通過優(yōu)化設(shè)計(jì)和控制泵注排量、30%左右砂比，實(shí)現(xiàn)壓裂后裂縫長(zhǎng)度控制在60～80m，較一般壓裂短1/3左右；裂縫寬度控制在4～6mm，較一般壓裂增大1倍左右；裂縫高度控制為目的層的50%左右。自2000年以來共實(shí)施注水井短、寬裂縫壓裂工藝16井次，有13口井恢復(fù)注水，日注水量由278m3/d上升到1027m3/d，平均注入壓力由34.1MPa下降到27.9MPa，有效地降低了注入壓力，注水量得到大幅度提高，已累計(jì)注水59958m3，平均有效期228天。3、小井距注水先導(dǎo)試驗(yàn)針對(duì)深層低滲油藏、高溫高壓、注水壓力高、注水困難等特點(diǎn)，為了探索經(jīng)濟(jì)有效提高異常高壓低滲油田開發(fā)水平的路子，開展了小井距注水開發(fā)研究和先導(dǎo)試驗(yàn)。采用B·H謝爾卡喬夫推導(dǎo)公式和經(jīng)濟(jì)極限單井產(chǎn)油量公式，得如下圖。1998年在文33沙三上低滲透油藏開展了小井距注水開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)，井距由350-400m，縮短到190m，單井注水壓力由35.5MPa注不進(jìn)變?yōu)?5.5MPa日注50m3，見到較好的效果。采油速度由原來的0.3%增加到目前的2.8%。文文33塊沙三上年產(chǎn)油、采油速度曲線為使文南深層異常高壓低滲油藏都能有效地進(jìn)行注水開發(fā)，將小井距注水成果又運(yùn)用到文269塊。文269塊油藏埋深為3100-3500m，孔隙度為15.7%，滲透率15.5×10-3μm2，屬低滲異常高壓油藏。1998年對(duì)文269-10井進(jìn)行試注，35.5MPa時(shí)注不進(jìn)，2002年利用老井關(guān)停把井距縮短到180m，配套了單泵提壓、精細(xì)過濾、地層預(yù)處理等技術(shù)，注水壓力提高到40MPa，該井日注水量達(dá)到了90m3，目前已累計(jì)注水14603m3。對(duì)應(yīng)兩口油井壓裂引效，日增液62.2t，增油14.3t，累增油5298t，為特低滲油藏注水開發(fā)進(jìn)行了有意探索。（四）加強(qiáng)分注工藝技術(shù)研究,適應(yīng)低滲透油藏開發(fā)需要在水質(zhì)達(dá)標(biāo)和低滲透油田注上水的基礎(chǔ)上，依據(jù)中原油田高溫、高壓、高礦化度、井深等油藏特點(diǎn)，加強(qiáng)了分注工藝技術(shù)攻關(guān)研究，研究出耐高溫、高壓封隔器，形成油套高壓分注管柱、雙向卡瓦錨高壓管柱、伸縮蠕動(dòng)補(bǔ)償錨定管柱等，配套完善了高壓分注工具和測(cè)試工藝，開展了分注技術(shù)集成，適應(yīng)高壓分注和細(xì)分層注水開發(fā)需要。到2003年底分注井?dāng)?shù)達(dá)到810口，分注率提高到50.5%。2000年以來累計(jì)新分注844口井，其中注水壓力大于25MPa的分注井187口，取得較好的分注效果。Y341封與偏配管柱高壓頂封分注管柱：針對(duì)低滲油藏需要停上注下或需要高壓注水套管保護(hù)的井。組成：防沉積水力錨+Y341封隔器+撞擊式導(dǎo)流器+單向閥。技術(shù)指標(biāo)：35MPa、130℃、Φ112mm、114mm。目前已在80口井上應(yīng)用。油套分注管柱：主要針對(duì)高壓低滲油藏分注需要。該技術(shù)將井下配水改為井口配水，與其它分注工藝技術(shù)相比，具有滿足頻繁停注、減少井筒測(cè)試調(diào)配特點(diǎn)。分注管柱由水力錨、Y241高壓封隔器、滑套及坐封球座組成。技術(shù)指標(biāo)：35MPa、130℃、Φ112mm、114mm。該管柱在210口井上應(yīng)用，效果良好。如文南油田在注水井口水質(zhì)穩(wěn)定達(dá)標(biāo)和光油管注水井油套合注方式成功應(yīng)用的基礎(chǔ)上，摸索注水井油套分注工藝，目前注水井分注率超過了50%，層段合格率達(dá)到84.7%。一級(jí)兩段長(zhǎng)效分注管柱：由水力錨+特型Y221封隔器與配水芯體一體組合形式組成。管柱實(shí)現(xiàn)了一級(jí)兩段注水管柱的最簡(jiǎn)配置，兩級(jí)配水集中在一個(gè)配水芯子上，取消了普通的配水器，變兩次投撈調(diào)配兩層為一次投撈調(diào)配兩層，減少了調(diào)配打撈的工作量。整體管柱沒有洗井閥，卻能夠?qū)崿F(xiàn)反洗井的功能，消除普通反洗閥易刺漏失效的弊端，大大延長(zhǎng)管柱的使用壽命，目前已在20口井上應(yīng)用。補(bǔ)償管柱和鋼性錨定管柱：適用于高壓低滲油藏,細(xì)分注水，為單向卡瓦支撐，與水力錨結(jié)合使用，有效抵消了下部水壓高時(shí)對(duì)封隔器產(chǎn)生的上頂力，消除了管柱蠕動(dòng)，管柱承壓能力大于35MPa。解決管柱蠕動(dòng)問題,延長(zhǎng)分注有效期。目前已在76口井上應(yīng)用，最大下入深度3283米，平均下入深度2905.6米，根據(jù)注水井下封后情況看，平均單井油壓和套壓與措施初期相比，均上升了4.3MPa，效果良好。此外，為了解決出砂和輕微套變井分注難題，出砂井配套下放解封分注管柱，輕微套變井配套φ110、φ105mm分注管柱，共推廣應(yīng)用Y341型和Y221型小直徑分注工藝23井次，工藝成功率95.7%，效果良好。如XP2-86采用兩級(jí)三段分注，剖面改善明顯，增加吸水小層7個(gè)，對(duì)應(yīng)油井日增油6.2t，含水下降5個(gè)百分點(diǎn)。該區(qū)塊僅老注水井分注后對(duì)應(yīng)油井17口見效6口，日增油13t，累積見效增油0.13萬噸。據(jù)多層水驅(qū)油試驗(yàn)，當(dāng)滲透率級(jí)差為10.9倍時(shí),低滲層啟動(dòng)壓差為高滲層的1.5倍，當(dāng)滲透率級(jí)差為22.7倍時(shí)，低滲層啟動(dòng)壓差為高滲層5倍。為提高分注效果，近年來采用了工藝技術(shù)集成。分注前首先進(jìn)行分層啟動(dòng)壓力測(cè)試，依據(jù)測(cè)試結(jié)果對(duì)低滲層采取解堵增注，對(duì)高滲層采取調(diào)剖封堵，再選擇配套管柱進(jìn)行分注。目前采用技術(shù)集成分注38口井分注效果明顯提高。同時(shí),為檢驗(yàn)分注效果,近年來加強(qiáng)了高壓分層測(cè)試工藝技術(shù)研究：研制耐壓60MPa防噴管；研制耐80MPa、130℃的壓力計(jì)、超聲波流量計(jì)；研究測(cè)試方法和解釋方法。通過上述研究，有效地解決了高壓分層測(cè)試問題，目前已應(yīng)用38井次，最高測(cè)試壓力達(dá)到38MPa。（五）發(fā)展調(diào)剖、調(diào)驅(qū)技術(shù)，改善低滲透油藏層間、層內(nèi)動(dòng)用狀況1、調(diào)剖技術(shù)針對(duì)低滲透非均質(zhì)油藏，研究配套了近解遠(yuǎn)調(diào)、堵酸結(jié)合的集成調(diào)剖技術(shù)，締合聚合物調(diào)剖技術(shù)和投球調(diào)剖技術(shù)，封堵強(qiáng)吸水層，最大程度改善吸水剖面，啟動(dòng)II、III類油層，實(shí)現(xiàn)層間接替。近解遠(yuǎn)調(diào)，調(diào)酸結(jié)合技術(shù)硅酸鈉-鹽酸近解遠(yuǎn)調(diào)體系：該體系具有近井增注、遠(yuǎn)井調(diào)剖的作用。該工藝技術(shù)能夠在注水壓力變化不大的情況下，增加有效注水，提高注入水波及系數(shù)，從而有效改善油藏水驅(qū)開發(fā)效果，提高油藏最終采收率。先堵--后酸改善剖面工藝技術(shù)：該項(xiàng)技術(shù)采用高強(qiáng)度樹脂為主劑、延緩劑、PH調(diào)節(jié)劑、無機(jī)填料等復(fù)合添加劑復(fù)配而成，在氫離子的作用和地層條件下生成熱固型樹脂。在有效地封堵強(qiáng)吸水層的同時(shí)，可對(duì)低滲污染層實(shí)施酸化解堵，發(fā)揮接替層的生產(chǎn)潛力。2000年以來共實(shí)施近解遠(yuǎn)調(diào)、堵酸結(jié)合調(diào)剖技術(shù)施工269口井次，平均單井劑量361m3，平均處理半徑4.5m，調(diào)剖后對(duì)應(yīng)油井見效率64%，平均井組增油280t以上，增油3.6×104t，降水46.2×104m3。如文203－8井，該井應(yīng)用先堵--后酸調(diào)剖技術(shù)對(duì)S3中7的9m/2層進(jìn)行了調(diào)剖，措施后S3中7的相對(duì)吸水量由100%下降至35.55%，下降了近65個(gè)百分點(diǎn)；同時(shí)有效地啟動(dòng)了S3中8-10的吸水，共啟動(dòng)新層19.8m/11層，相對(duì)吸水由0增加到64.45%措施前措施后措施前措施后203-8井吸水剖面對(duì)比圖締合聚合物調(diào)剖技術(shù)締合聚合物調(diào)剖技術(shù)是通過在締合物溶液中加入交聯(lián)劑，使物理締合與化學(xué)交聯(lián)相結(jié)合，形成三維立體網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，從而使體系具有更好的增粘、耐溫、耐鹽、耐剪切等特性。試驗(yàn)表明，其耐溫達(dá)120℃、耐鹽(10—16)×104mg/L、成膠粘度在10×104mPa.s以上。交聯(lián)締合聚合物調(diào)剖共施工22口井，平均單井處理半徑9.9m，注入締合聚合物調(diào)剖劑1025m3，措施后注水壓力平均上升4.1MPa，對(duì)應(yīng)油井14口，見效7口井，油井見效率50%，日增油能力14.5t，階段增油6400t，降水6.54×104m3。投球調(diào)剖技術(shù)為降低調(diào)剖成本，開發(fā)了耐140℃、耐壓≥60MPa的調(diào)剖球，規(guī)格：φ10、φ12、φ14、φ18mm；密度：0.998-1.098g/cm3。它適用于注水井層間滲透率差異大的井。目前累計(jì)投球調(diào)剖51口井，有效率100%，平均注水壓力升高3.4MPa，平均單井日注水量減少6.1m3。吸水剖面資料顯示，平均強(qiáng)吸水層相對(duì)吸水降25%；弱吸水層相對(duì)吸水增加26%；啟動(dòng)新層5.0m/2.5層，相對(duì)吸水11%，階段增油3560t，降水1.2×104m3。效果理想。2、調(diào)驅(qū)技術(shù)針對(duì)中原油田高溫、高鹽、高硬度，化學(xué)驅(qū)采油技術(shù)受到限制特點(diǎn)從解決低滲油藏實(shí)際問題出發(fā)，重點(diǎn)在文13東塊文13-194、-205、-383三口水井開展耐溫抗鹽凝膠顆粒調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。自4月份開始施工以來，已有兩個(gè)井組對(duì)應(yīng)3口油井見效，不同程度地見到了降水增油效果，目前平均日增油10.9t/d，截止7月底累計(jì)增油1003噸。如文13-194井組，對(duì)應(yīng)的抽油井文13-104井（φ38*4.8*4），調(diào)驅(qū)施工15天后，該井開始見效，與調(diào)驅(qū)前相比，日增油4.1t/d，含水下降5.9個(gè)百分點(diǎn)。調(diào)驅(qū)前后對(duì)比，日產(chǎn)液由16.4t/d升至26.2t/d，日產(chǎn)油由0.8t/d升至3.7t/d，日增油2.9t/d，含水由95.1%降至85.9%，下降9.2個(gè)百分點(diǎn)，目前已累計(jì)增油106.4t。文33塊沙二下油藏屬高溫、高壓、低滲透復(fù)雜斷塊油藏，原始地層壓力32.9－35.1Mpa，地層溫度在101-112℃。地層水礦化度27×104mg/l，平均孔隙度為16.1%，平均空氣滲透率43.6×10-3m2，滲透率變異系數(shù)1.13以上，油層非均質(zhì)性嚴(yán)重。文33斷塊Ⅰ類儲(chǔ)層已中一強(qiáng)水洗，大面積水淹；Ⅱ類儲(chǔ)層為中水洗、弱水洗或末水洗，僅局部水淹；Ⅲ類儲(chǔ)層為低滲帶，且易被污染，一般處于未水洗狀態(tài)，基本上未水淹。為進(jìn)一步擴(kuò)大注入水波及體積，充分挖掘剩余油，決定在該區(qū)塊優(yōu)選文33-270、文33-33、文33-117三口井進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，目前已編制完成低滲深部調(diào)驅(qū)工程方案，準(zhǔn)備進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施。文33塊深部調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)三、低滲油田注水開發(fā)效果1、注水井配注完成率明顯提高，注水壓力穩(wěn)中有降通過注水工藝技術(shù)配套，中原油田注水狀況明顯好轉(zhuǎn)，統(tǒng)計(jì)資料表明：目前日開井1373口，不能完成配注井為128口，欠注率已降為13.3%，與2000年的21.4%相比，下降了8.1個(gè)百分點(diǎn)；單井平均注水壓力為20.4Mpa，與2000年相比下降了0.4Mpa，表明注水井壓力呈下降趨勢(shì)。2、低滲油田注水開發(fā)逐步見到效果中原油田自2000年以來在47個(gè)“雙低”開發(fā)單元上加強(qiáng)了注水工作，在成功地解決了低滲油田注水開發(fā)水質(zhì)問題，以及實(shí)施提壓、增注等措施以后，38個(gè)“雙低”日增注7274m3，累計(jì)增注197.2×104m3，日增液950m3，日增油252t，動(dòng)液面上升94.6m，累增油7.49×104t，增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量1113×104t，增加水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量664.6×104t，見到較好的注水開發(fā)效果。如文188塊是文南油田的一個(gè)邊遠(yuǎn)區(qū)塊，由于注水壓力高、注水井損壞等原因，區(qū)塊基本處于半停產(chǎn)狀態(tài)。在油田注水現(xiàn)狀明顯好轉(zhuǎn)的情況下，決定對(duì)該塊實(shí)施恢復(fù)注水措施，采取了單泵小管徑長(zhǎng)距離供水措施，同時(shí)，配套精細(xì)過濾技術(shù)，轉(zhuǎn)注前進(jìn)行了嚴(yán)格的試注程序，并對(duì)油層進(jìn)行了預(yù)處理，文188-13井轉(zhuǎn)注后累增水16000m3。對(duì)應(yīng)油井188-12井見效，累增油3200噸，且繼續(xù)有效。四、幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)1、對(duì)低滲油藏的細(xì)化認(rèn)識(shí)是提高注水開發(fā)效益的基礎(chǔ)近幾年來小井距注水開發(fā)和提壓注水成功實(shí)例表明，要提高低滲油藏開發(fā)水平必須搞好注水開發(fā)，必須深化油藏特性認(rèn)識(shí)。從低滲油藏的儲(chǔ)層物性、構(gòu)造認(rèn)識(shí)、注采井網(wǎng)程度、注采強(qiáng)度、井距關(guān)系等方面進(jìn)行探討，通過深化構(gòu)造認(rèn)識(shí)、科學(xué)合理布井、完善注采井網(wǎng)和配套工藝實(shí)施，可以提高低滲油藏開發(fā)效果和開發(fā)效益。2、抓好注水水質(zhì)是實(shí)現(xiàn)低滲油藏注上水和注好水的關(guān)鍵要提高低滲油藏注水開發(fā)水平，首先要搞好注水源頭水質(zhì)達(dá)標(biāo)這一關(guān)，滿足低滲油藏注水開發(fā)需要。注水水質(zhì)達(dá)標(biāo)如何，只有影響著低滲油田能否注水開發(fā)，影響著配套注水工藝措施的實(shí)施，影響著低滲油田開發(fā)水平提高。3、提高低滲油藏注水開發(fā)水平應(yīng)堅(jiān)持系統(tǒng)工作系統(tǒng)抓思路近年來，中原油田低滲油藏注水開發(fā)實(shí)踐表明，低滲油藏注水開發(fā)水平的提高必須堅(jiān)持系統(tǒng)工作系統(tǒng)抓的工作思路。在低滲油藏注水開發(fā)上必須實(shí)施“三結(jié)合四嚴(yán)格”，即：油藏與工程相結(jié)合、地面與地下相結(jié)合、各環(huán)節(jié)與系統(tǒng)有機(jī)結(jié)合；嚴(yán)格實(shí)施低滲油藏保護(hù)、嚴(yán)格試注規(guī)范、嚴(yán)格水質(zhì)達(dá)標(biāo)、嚴(yán)格注水措施配套?；谶@種工作思路，自2000年以來在47個(gè)雙低單元上進(jìn)行注水開發(fā)，效果明顯提高。4、注水工藝技術(shù)進(jìn)步是提高低滲油藏注水開