大港油田分注工艺问题及下步对策.pptx

大港油田分注工艺问题及下步对策;汇报内容;以提高油层动用程度为目标，以分注百口井工程为抓手，重点强化桥式分注和第四代分注技术研究配套及现场推广应用。

◆3年累计实施638井次，其中新分注203口、重分注175口、检管分注260口，平均年实施213井次，分注在井数达到1097口，分注率为41.3%。

◆实施分注井平均分注层段数为2.41，4段及以上分注井30口。

◆完成油藏动态调配3154井次，平均测调成功率达到83%;（一）分注井实施情况;（二）分注工艺情况;（三）分注井动态调配情况;汇报内容;注水开发60年来，大港油田针对不同油藏分注需求和具体工况条件，历经了固定式、投捞式、电缆测调、智能分注共四代分注技术，通过不断技术引进、完善配套、集成创新，分注工艺在不同类型油藏适应性也得到了显著提升。;;◆分注工艺以桥式偏心（548口，占50%）、桥式同心（137口，占12.5%）、智能分注（162口，占14.8%）等工艺为主，占比77.2%，也是目前股份公司的主体应用工艺技术。

◆分注层段数以两段、三段为主，982口，占比91.2%，平均单井分注层段数2.41段;1、桥式偏心分注技术;结合大港油田复杂油藏类型，形成4种桥式偏心分注特色技术，有效满足特殊油藏及井况的分注需求。;桥式偏心分注技术已经成熟配套，“十四五”以来累计实施431井次，占实施井比例55.1%，年均应用100口以上，推动中北部油田分注率达到55.2%。通过现场应用分析，能够覆盖一、二、五、六厂等中高渗油藏90%以上井筒状况良好的中浅层注水井。;桥式偏心分注工艺适应性分析评价;2、桥式同心分注技术;通过不断持续完善，桥式同心分注技术的适应性显著提升。在深斜井、腐蚀结垢井年均实施30口以上，助推深斜井分注工艺转型升级，能够满足大港油田95%井筒状况良好的注水井（井深≤4000m、井斜≤60°）分注需求。;桥式同心分注工艺适应性分析评价;3、缆控智能分注技术;（2）引进试验缆控水聚一体化技术，提升了聚驱油藏的分注水平;可带压作业缆控智能分注管柱示意图;（1）技术优势

◆可靠性高：通过电缆供电及信号传输，可靠性更高，更适于多段精细分注

◆数据测试实时性强：井下各层的嘴前压力、地层压力、流量等注入数据可实时监测

◆可测吸水剖面：46mm内通径，可满足地质吸水剖面的测试需要

（2）技术劣势

◆管串结构复杂：每个接箍都需护卡，卡管柱风险大，在腐蚀结垢、井筒状况较差井、大斜度井中适应性差

◆施工质量要求高：外置电缆防止磕碰，需打护卡，且每10根需测绝缘性，工具电缆接头多，完井时间较常规延长2-3天，且无法满足带压作业。

◆调剖适应性有待提高：还难以适应在用的体膨颗粒类等调剖体系。

◆与桥式分注技术相比，单井成本偏高;4、波码智能分注技术;（2）改进波码智能分注技术，初步满足不动分注管柱直接调剖需求;波码智能分注工艺适应性分析评价;5、地面智能分注技术;地面智能分注工艺适应性分析评价;（三）主体分注工艺推荐;第一采油厂;第二采油厂;第三采油厂;第四采油厂;第五采油厂;第六采油厂;赵东作业区;油藏类型;汇报内容;;近几年随着注水工程实施力度逐渐加大，分注率为41.3%，保持相对稳定。

◆在股份公司处于中下水平，与股份平均水平（62%）相比，仍有较大差距

◆公司内部对比，南部油田分注率较低，仅为13.3%;依据各采油厂月度上报数据，剔除欠注、间注、作业占用关井和地质观察等地质及生产因素，2024年测调2690层（其中含智能分注井），合格2409层，分注合格率为89.55%，保持整体稳中有升的趋势，其中，

采油三厂近几年加大分注井测调管理及队伍建设、设备配套，分注合格率达到93.89%。;按规定验封执行“355”要求，即分注井完井开井后3日内进行验封；分注不正常5日内验封；每年要选取5%以上正常分注井验封。2024年新实施地下分注井225井次，实际验封58井次，完成率25.3%，计入智能分注及不需验封井（无套保两段分注井），管柱密封率为43.6%。;依据《大港油田注水管理规定实施细则》，分注井在井时间不超过3年。统计目前2656口注水井，平均检管周期为5.2年，管柱在井时间3年以上的有1337口，占比50.3%，其中：

◆分注井1097口，管柱在井时间3年以上490口，占比44.7%；

◆笼统井15