海上巖性油藏自源閉式注水技術(shù)礦場實踐*

鄒信波 楊 光 程心平 段 錚 匡臘梅 田立強(qiáng) 劉 佳 王海寧

(1.中海石油(中國)有限公司深圳分公司 廣東深圳 518064；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司 天津 300450； 3.中法渤海地質(zhì)服務(wù)有限公司 天津 300450)

人工注水開發(fā)是提高油田最終采收率的一種重要方式，海上油田注水水源以海水最為便捷，但海水中的Ca2+、Mg2+、SO42-注入地層后存在配伍性風(fēng)險。為規(guī)避配伍性風(fēng)險，國外海水水源通常采用納濾(NF)膜海水軟化技術(shù)進(jìn)行預(yù)處理，進(jìn)入21世紀(jì)后，國外大型能源公司如英荷殼牌已經(jīng)在初期開發(fā)方案設(shè)計時采用低礦化度注水技術(shù)替代了傳統(tǒng)的純海水注入技術(shù)。中國近海注水開發(fā)油田水源有海水、地層水和生產(chǎn)污水，從沉積背景及配伍性風(fēng)險上來講，生產(chǎn)污水屬混源類，地層結(jié)垢造成滲透率傷害的風(fēng)險最高，而地層水屬自源類，地層結(jié)垢造成滲透率傷害的風(fēng)險最低。注水方式多采用開放式地面注水，僅在東海和南海東部部分油田嘗試了封閉式井下注水[1]，如惠州25-3油田的井下閉式注水的油層薄，井組井?dāng)?shù)少(2口采油井)，注水量小，無需增壓注水，且注入壓力和注水量不可控。若以地層水為水源采用封閉式注水方式可以規(guī)避類似Fe2+氧化絮凝沉淀的風(fēng)險，因此，在具備配伍性良好、砂體厚度大、延伸范圍廣的天然水層條件下，發(fā)展一套自源閉式注水技術(shù)解決海上油田巖性或半封閉式斷塊油藏能量補(bǔ)充的技術(shù)難題，意義尤為重大，這樣既能維持海相砂巖油藏高速高效開發(fā)模式，又能節(jié)約采用開放式地面注水的大量設(shè)備與投資。若能在已投入開發(fā)存在能量補(bǔ)充問題的油田采用經(jīng)濟(jì)有效的注水強(qiáng)化采油技術(shù)，將可以大幅提高采油速度和最終采收率，并推動南海東部惠陸凹陷巖性油藏、半封閉式斷塊油藏及深層系陸相低滲邊際油藏的經(jīng)濟(jì)有效動用。本文針對惠州25-8油田投產(chǎn)后地層壓力下降快、平臺剩余空間無法布置地面人工注水設(shè)備的問題，提出了一種新型就地利用近源鄰近天然水層在井下環(huán)境人工注入產(chǎn)層的自源閉式注水技術(shù)。該技術(shù)通過對巨厚水層的天然能量利用，實現(xiàn)了一注多采，不僅提高了L油藏的地層壓力進(jìn)而實現(xiàn)了油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)目的，而且節(jié)約了地面注水設(shè)備安裝運(yùn)維及大量化學(xué)助劑費(fèi)用，具有推廣應(yīng)用價值。

1 惠州25-8油田開發(fā)過程中面臨的問題

惠州25-8油田位于珠江口盆地惠州凹陷南側(cè)，所在海域水深約102 m。主力油藏L層在平面上分布穩(wěn)定，油砂體東部受巖性控制逐漸尖滅，屬于巖性-構(gòu)造油藏。儲層巖性主要為細(xì)—粗粒長石巖屑砂巖，砂層厚度6.9～12.3 m，油層有效厚度6.0～10.6 m，非均質(zhì)性較強(qiáng)，向東物性變差，孔隙度平均19.2%，滲透率平均502.4 mD。地層原油密度0.804～0.900 g/cm3，地層原油黏度3.53～11.16 mPa·s，地層水礦化度29 423.83 mg/L，屬CaCl2水型。該油田投產(chǎn)后開發(fā)效果未達(dá)方案預(yù)期，開發(fā)過程中存在以下3方面問題。

1) 油田投產(chǎn)后產(chǎn)能未達(dá)方案設(shè)計，自然遞減加速。主力油藏L層整體開發(fā)方案設(shè)計9口采油井，單井產(chǎn)量950～1 110 m3/d，預(yù)測投產(chǎn)前3年采油速度6.4%～8.2%，進(jìn)入中高含水期后依靠天然能量驅(qū)動開采16 a，最終采收率45.3%。前期研究表明天然水體能量充足，因此未部署人工注水井。實際投產(chǎn)采油井15口(含4口補(bǔ)充加密井)，采油單井初期產(chǎn)量259～541 m3/d，原方案產(chǎn)量剖面從高峰時2 900 m3/d降至1 400 m3/d(圖1)，實際產(chǎn)量缺口從37.5%逐步擴(kuò)大至61.8%，自然遞減率達(dá)27.73%，且呈逐年加速趨勢。

圖1 惠州25-8油田主力油藏 L層生產(chǎn)曲線Fig.1 Production curve of main reservoir L in HZ25-8 oilfield

2) 提液上產(chǎn)困難，地層能量不足是油田欠產(chǎn)嚴(yán)重的主因。伴隨著產(chǎn)量高峰期油田配產(chǎn)要求，單井提液上產(chǎn)過程中井底流壓呈逐漸下降趨勢，壓力監(jiān)測系統(tǒng)表明投產(chǎn)后2年內(nèi)地層平均壓力下降8.8 MPa，因地層虧空單井產(chǎn)液量下降，最低單井產(chǎn)液量小于 30 m3/d，部分油井因地層能量枯竭只能采用間歇開井方式生產(chǎn)。鉆后地質(zhì)認(rèn)識表明，油藏北為斷層封閉，南和東南方向油砂體逐漸尖滅，僅油藏西及西北方向存在半開放式邊水且能量弱、侵入量小。油藏動態(tài)分析結(jié)果表明，每采出1%OOIP(原始原油地質(zhì)儲量)，地層壓力下降1.3 MPa，局部區(qū)域地層壓力虧空40.98%，分析認(rèn)為地層能量不足是油田欠產(chǎn)嚴(yán)重的主因。油藏數(shù)值模擬預(yù)測若不對開發(fā)方案做出調(diào)整，只靠天然能量枯竭式開發(fā)，最終采收率僅18.7%。

3) 現(xiàn)有平臺剩余空間有限，同時注水水源選擇難。油田整體開發(fā)方案設(shè)計時未考慮人工注水方案，平臺剩余空間有限且分布零散，地面注水設(shè)備布置困難，即使增配最基本的除砂器、過濾器、注水緩沖罐、注水泵等設(shè)備，也需對平臺進(jìn)行結(jié)構(gòu)評估后擴(kuò)容改造，涉及大量投資及油田停產(chǎn)等問題，停產(chǎn)改造產(chǎn)量損失影響油田現(xiàn)金流，而且注入海水存在地層結(jié)垢及配伍性風(fēng)險，現(xiàn)階段低含水也無產(chǎn)出水處理后回注的可能性。平臺空間限制及注水水源選擇難都給平臺地面注水方案增添了技術(shù)難題。

2 自源閉式注水關(guān)鍵技術(shù)研究

因地層壓力持續(xù)下降，惠州25-8油田多數(shù)生產(chǎn)井面臨因低產(chǎn)關(guān)井的風(fēng)險，急需注水來補(bǔ)充地層能量；若采用開放式地面人工注水，需對海水或生產(chǎn)污水進(jìn)行深度處理，另因平臺空間不足，大量的地面注水設(shè)備要求大規(guī)模工程改造，時間和費(fèi)用投入巨大；鄰近的油藏類型相似的惠州25-3油田實施了井下閉式注水的礦場實踐[2]，取得了補(bǔ)充能量的預(yù)期效果，因此具有很強(qiáng)的參考性。綜合考慮注水的緊迫性、項目實施工期費(fèi)用和相關(guān)實踐經(jīng)驗等因素后，在惠州25-8油田選擇地層水作為注水水源，以封閉式人工注水解決地層能量補(bǔ)充問題，在此基礎(chǔ)上開展自源閉式注水系列關(guān)鍵技術(shù)研究。

2.1 自源水層篩選技術(shù)

油田注水開發(fā)水源基本要求為充足的水量和穩(wěn)定的水質(zhì)。作為自源水層則盡可能選擇深層水，一是礦化度與產(chǎn)油層接近，地質(zhì)沉積學(xué)上的近源性保證了地層水較好的配伍性；二是不含氧，避免了水化學(xué)反應(yīng)造成絮凝或結(jié)垢的風(fēng)險; 三是不含油，無需地面注水工藝要求的漩流設(shè)備去除油污、粗細(xì)過濾等設(shè)備，水源水質(zhì)的處理集中放在水源層完井工藝上，包括防膨處理、礫石充填防砂等。

具體而言，自源水層篩選需考慮以下幾點：①砂層厚度大(一般單層大于15 m)，砂體延伸范圍廣，水油體積比一般要求大于20。②水源層埋藏深度適中，深度太淺因雜質(zhì)多影響吸水能力，且有溝通表層露頭的風(fēng)險；深度過深因壓實作用使砂層物性差，產(chǎn)水能力減弱。一般情況下，水源層埋藏深度在1 500～2 850 m較為適宜。③水源層與產(chǎn)層地層水配伍性良好，不存在水敏、速敏和地層結(jié)垢等風(fēng)險，避免造成隱性儲層傷害而降低注水開發(fā)效果[3]。④水源層選擇應(yīng)避開膏鹽層、煤層附近地層，避免井壁坍塌、微粒遷移及地層水礦化度異常等引起的潛在風(fēng)險。

綜合以上因素，在主力產(chǎn)層L層上下相鄰水層中選擇了砂層厚度30～50 m、水油體積比大于20的J、M層作為備選自源水層。

2.2 自源水配伍性評價及注水水質(zhì)指標(biāo)研究

因自源水層均不是商業(yè)發(fā)現(xiàn)探井的試油層，無實際的流體性質(zhì)資料供研究，給配伍性試驗研究帶來困難，需借用臨近油田的對應(yīng)層位水樣進(jìn)行前期項目評估。采用自源水層作為注入水源具有外來離子少、沉積同源性配伍概率高等有利條件，但存在水中部分離子含量異常的情況，需改進(jìn)常規(guī)實驗方案，才能準(zhǔn)確評價水源水是否滿足注入要求。

惠州25-8油田地層水中Fe2+濃度高，暴露在空氣中Fe2+被氧化，水樣變成黃褐色渾濁狀液體，采用常規(guī)方法無法評價水源適應(yīng)性。因為井下閉式環(huán)境注水不存在曝氧工況，對水樣評價實驗方案進(jìn)行了改進(jìn)，評價了水源的可用性。具體方法為：①采用電感偶合等離子體光譜檢測方法準(zhǔn)確測定了水樣中Fe2+的含量，明確了水質(zhì)變差來自樣品處理過程曝氧環(huán)境后成原因,并為后續(xù)實驗奠定基礎(chǔ)；②采用減重法確定水中懸浮物含量，即去掉Fe2+氧化增加部分的沉淀物；③將水樣暴露在空氣中充分氧化，用過濾掉沉淀物的水樣開展配伍性實驗和巖心驅(qū)替實驗。

1) 配伍性評價。通過開展L層巖心的速敏、水敏實驗來評價儲層敏感性，結(jié)果顯示巖心滲透率均未出現(xiàn)降低的現(xiàn)象，表明產(chǎn)層無速敏、水敏傷害。通過巖心流動實驗開展注入水巖心傷害評價，考察注入層儲層巖心與注入水(J、M層)接觸后對巖石性質(zhì)的影響。實驗結(jié)果表明，J、M層水對L層巖心滲透率損害率均小于20%，屬弱傷害(表1)。

表1 惠州25-8油田注入水巖心傷害評價實驗結(jié)果Table 1 Core damage evaluation experimental results of different waters in HZ25-8 oilfield

注：Kg為氣測滲透率；Ki為地層水所測的初始滲透率；Kr為損害后地層水所測的滲透率；I為注入水對巖心的滲透率損害率；實驗溫度為95 ℃，實驗流量0.8 mL/min，驅(qū)替體積為50 PV。

2) 注水水質(zhì)指標(biāo)研究。注入水水質(zhì)指標(biāo)包括懸浮物濃度、顆粒粒徑、含油率、細(xì)菌含量、氧氣含量、腐蝕率等[4]，基本原則遵從行標(biāo)和企標(biāo)兩級標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)顆粒的架橋理論，即顆粒粒徑小于喉道直徑的15%時顆粒能順利通過喉道，不會造成傷害[5]，結(jié)合儲層喉道參數(shù)，確定了注入水懸浮物粒徑中值小于3 mg/L。用超細(xì)碳酸鈣顆粒模擬懸浮物完成巖心驅(qū)替試驗， 因水源層及產(chǎn)層水樣中均富含F(xiàn)e2+，對常規(guī)配伍性實驗方法進(jìn)行了改進(jìn)，采用ICP分析方法測定水中Fe2+的含量；在注水指標(biāo)預(yù)測中采用減重法，去掉因Fe2+影響增加的沉淀量，根據(jù)巖心的傷害程度和2個標(biāo)準(zhǔn)推薦的指標(biāo)，確定注入水懸浮物含量指標(biāo)。在標(biāo)準(zhǔn)中使用輔助指標(biāo)對注入水中總鐵含量進(jìn)行約束，目的是控制注入水在儲存和輸送過程中對罐體和管線的腐蝕，用Fe2+的變化率替代注入水中總鐵含量作為腐蝕控制指標(biāo)，確定注水水質(zhì)指標(biāo)(表2)。

2.3 自源注水注采能力分析

通過水源層J層礫石充填完井后返排試抽分析,求得產(chǎn)水指數(shù)為870 m3/(d·MPa)。采用水平井產(chǎn)能公式[6]參照鄰井采液指數(shù)，通過類比法結(jié)合相對滲透率曲線[7]，計算得出注水井井點產(chǎn)層吸水指數(shù)為263.9 m3/(d·MPa)。實際注水時需結(jié)合速敏、鹽敏傷害評價和控制水竄、最佳壓力水平等要求，以合理的注水壓差補(bǔ)充地層能量，滿足注采平衡的井點注水量為1 750 m3/d。實際測試無人工舉升輔助設(shè)備時注水量為861.5 m3/d。通過人工舉升輔助設(shè)備增大注水壓差，結(jié)合吸水指數(shù)計算理論最大注水量3 049.1 m3/d，完全滿足實際需求。

2.4 多功能注水管柱設(shè)計

自源閉式注水工藝可分為溫和型和強(qiáng)采型2種類型，根據(jù)水源層相對位置不同，可實現(xiàn)“采上注下”和“采下注上”。溫和式注水僅依靠水源層與產(chǎn)油層(虧空狀態(tài))間壓差，在井筒內(nèi)將自源水層的地層水直接引入產(chǎn)油層；強(qiáng)采式注水是在產(chǎn)層需大幅增加產(chǎn)液量提高采油強(qiáng)度時，利用井下人工舉升設(shè)備附加的揚(yáng)程增壓來提高水驅(qū)前緣的供給壓力，從而給采油井提液強(qiáng)采建立生產(chǎn)壓差基礎(chǔ),保障閉式環(huán)境下人工注水的持續(xù)有效。由于強(qiáng)采型自源閉式注水可利用配套人工舉升設(shè)備的調(diào)頻功能在給定范圍內(nèi)增大揚(yáng)程，實現(xiàn)注入壓力的靈活調(diào)節(jié)，滿足全生命周期內(nèi)注水方案配注要求。從管柱工藝上又發(fā)展出旁通管式和罐裝式，兩類強(qiáng)采型管柱在過流直徑和最大通量上有所差異，具體優(yōu)缺點見表3。

表3 兩類自源閉式強(qiáng)采型注水管柱參數(shù)對比Table 3 Parameters comparison of two multifunctional injection strings for proximal down-hole water

惠州25-8油田自源閉式注水試驗井因配注水量較大，選擇采用強(qiáng)采型罐裝式管柱(圖2)，通過改進(jìn)傳統(tǒng)注水管柱設(shè)計，增加注水測調(diào)工作筒，實時監(jiān)測井下溫度、壓力、流量,并實現(xiàn)地面實時顯示[8];同時地面控制器發(fā)送指令，實現(xiàn)注水量在線無級調(diào)節(jié)。管柱兼具水源層清井返排及產(chǎn)水能力測試、定期酸洗等多種功能。

2.5 轉(zhuǎn)向分流技術(shù)

1) 原理及總成結(jié)構(gòu)。為實現(xiàn)目標(biāo)井“采上注下”目的，常用的旁通管式管柱最大管徑73 mm、最大通量僅570 m3/d，無法滿足自源閉式一注多采的注水量通量要求。為滿足海上自源閉式高達(dá)1 750 m3/d井組注入能力要求，針對罐裝式強(qiáng)采管柱設(shè)計了轉(zhuǎn)向分流總成工具，通過橋式通道[9]的獨(dú)特結(jié)構(gòu)設(shè)計，提供了2條獨(dú)立反向的采水、注水通道(圖3)，實現(xiàn)了井下采水、增壓注水雙通道需求;采用定位插入密封保障采出與注入水的有效隔離，地層水通過引鞋和插入密封環(huán)空向上進(jìn)入人工舉升設(shè)備增壓，增壓后的注入水經(jīng)由滑套進(jìn)入油套環(huán)空，再經(jīng)由定位轉(zhuǎn)向分流總成注水通道進(jìn)入中心油管，并最終注入目標(biāo)層。

圖2 自源閉式注水強(qiáng)采型罐裝式管柱示意圖Fig.2 Multifunctional injection string for proximal down-hole water

圖3 轉(zhuǎn)向分流橋式通道(單位：mm)Fig.3 Bridge channel of inverse flow assembly(unit：mm)

轉(zhuǎn)向分流總成采用純機(jī)械結(jié)構(gòu)、防腐材質(zhì)及加厚設(shè)計，既保障了耐腐蝕介質(zhì)沖刷，又增強(qiáng)了井下環(huán)境工具長期工作的可靠性。

2) 最小過流通道當(dāng)量直徑計算。過流通徑直接影響到注水量和注水附加的摩阻損失，在工具設(shè)計階段對過流通徑進(jìn)行了計算，在滿足工具下入的前提下盡量使過流通徑最小化。通過對圖3中所示中心管出水口和月牙槽通道過流面積比對計算,在φ152.4 mm外徑條件下2個流道的最小過流通道當(dāng)量直徑均可達(dá)到φ86 mm，滿足大流量注入1 750 m3/d的要求。

2.6 設(shè)備運(yùn)行保障技術(shù)

1) 罐裝系統(tǒng)運(yùn)行保障技術(shù)。采用罐泵連接器連接電泵機(jī)組、罐體和油管，保障φ142.8mm系列電泵機(jī)組安全懸掛于φ193.7mm罐裝系統(tǒng)內(nèi)，并通過可調(diào)節(jié)角度偏移裝置，確保人工舉升設(shè)備在罐裝系統(tǒng)內(nèi)居中。增配電纜補(bǔ)償工具，可調(diào)節(jié)罐裝系統(tǒng)內(nèi)動力電纜的松緊程度避免應(yīng)力疲勞，保障設(shè)備正常運(yùn)轉(zhuǎn)。

2) 測調(diào)保障技術(shù)。通過單芯鋼管電纜將測調(diào)工作筒與地面控制器連接，可在線調(diào)節(jié)注入水量，同時實現(xiàn)井下數(shù)據(jù)的實時監(jiān)測。采用測調(diào)工作筒代替?zhèn)鹘y(tǒng)注水方式使用的流量控制器，可突破流量控制器中電纜作業(yè)受井斜限制，增加自源閉式注水工藝的適用范圍。

3) 防沖蝕保障技術(shù)。當(dāng)滑套出水口流量過大時，對電纜存在一定沖蝕風(fēng)險。采用滑套保護(hù)罩跨接在滑套上下兩端的油管短節(jié)上，將電泵電纜、信號電纜及液控管線等穿過電纜護(hù)管進(jìn)行隔離保護(hù)，滑套出水孔過流時則直接沖刷電纜外加護(hù)管，從而有效避免電氣系統(tǒng)的失效風(fēng)險。

2.7 注入水前緣監(jiān)測技術(shù)研究

為確認(rèn)井組注采對應(yīng)關(guān)系、注入水突進(jìn)方向、突進(jìn)速度，分析水驅(qū)層內(nèi)矛盾，為下一步配產(chǎn)配注方案調(diào)整提供依據(jù)，借鑒國內(nèi)其他注水油田經(jīng)驗，在注水階段運(yùn)用井間示蹤劑監(jiān)測技術(shù)[10]，對L油藏注水井注入水前緣進(jìn)行追蹤，以獲取更豐富的油藏水驅(qū)動用狀況。經(jīng)比對研究，選擇本底濃度低、化學(xué)及生物活性穩(wěn)定、無毒安全易檢測的水溶性含氟類示蹤劑MT-24。采用最大稀釋體積法[11]，根據(jù)試驗井組L層水體體積及示蹤劑最低檢測濃度計算出井組示蹤劑用量為271 kg。

示蹤劑在目標(biāo)注水井井口投注，自投注后起即在周圍第一至三線預(yù)期受效的13口采油井開始檢測，對第一線采油井1次/d，第二、第三線采油井1次/周，待一線采油井見劑后，第二、三線井檢測頻率調(diào)整為1次/d，取樣周期計劃為1 a。

3 應(yīng)用效果分析

惠州25-8油田自源閉式注水試驗井投注后，距離注水井300～400 m的一線預(yù)期受效井反應(yīng)明顯，注水前井底流壓逐漸下降的趨勢出現(xiàn)反轉(zhuǎn)(圖4)，以0.1～0.2 MPa/d速度緩慢上升，2周內(nèi)井底流壓上升2 MPa，2口一線受效井日產(chǎn)液量共增加600 m3，含水率穩(wěn)定。自注水試驗起，對應(yīng)一至三線受效井逐次開始提液上產(chǎn)，油田產(chǎn)能出現(xiàn)負(fù)遞減，且再無間歇生產(chǎn)井出現(xiàn)，1年內(nèi)提液13井次，產(chǎn)能增加352 m3/d，年增油達(dá)14.8×104m3。同時，示蹤劑的監(jiān)測結(jié)果直接證明自源閉式注水方式解決海上巖性油藏能量補(bǔ)充問題技術(shù)上是完全可行的。

圖4 注水前后油田產(chǎn)量剖面及井底流壓變化圖Fig.4 Production profile and bottom-hole flow pressure before and after water injection

L油藏注水試驗達(dá)到了預(yù)期效果，具體表現(xiàn)在以下3個方面：

1) 地層壓力上升明顯。注水3個月后，壓力監(jiān)測系統(tǒng)顯示油藏壓力保持水平由59%升高到76%，彌補(bǔ)地層壓力虧空3.5 MPa，為油田提液上產(chǎn)提供基礎(chǔ)。

2) 油井提液實現(xiàn)油田穩(wěn)產(chǎn)。地層壓力的回升給進(jìn)一步放大生產(chǎn)壓差釋放出空間，通過對注水受效井的逐次提液，采油井平均生產(chǎn)壓差從注水前的1.28 MPa提高到2.58 MPa，油田產(chǎn)液量由原來的4 049 m3/d提高到4 800 m3/d。剔除油藏西北邊水侵入因素的影響，油藏持續(xù)虧空的狀況得到明顯改善，目前L油藏注采比為1.07，且在繼續(xù)上升，油田正式進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期。

3) 井組注采受效反應(yīng)明顯。試驗井組動態(tài)分析表明，一線井受效后地層壓力上升較快，通過提液實現(xiàn)單井平均日增油150 m3/d；二線受效井(構(gòu)造高部位)地層壓力逐步回升，且含水保持穩(wěn)定，單井自然遞減趨勢出現(xiàn)反轉(zhuǎn)；流線分析結(jié)果認(rèn)為部分受效井獲得不同方向的能量補(bǔ)充，含水出現(xiàn)先上升后下降的現(xiàn)象，也體現(xiàn)出另一方面的增油效果。示蹤劑監(jiān)測結(jié)果與現(xiàn)階段配注方案預(yù)測結(jié)果、吸水剖面、產(chǎn)液剖面等動態(tài)資料基本吻合。

4 結(jié)論

1) 針對惠州25-8油田投產(chǎn)后地層壓力下降快、平臺剩余空間不足以布置地面人工注水設(shè)備困難的現(xiàn)狀，提出了1種新型就地利用近源鄰近天然水層在井下環(huán)境人工注入產(chǎn)層的自源閉式注水技術(shù)。通過對巨厚水層的天然能量利用，實現(xiàn)了一注多采，提高了L油藏的地層壓力達(dá)到油田穩(wěn)產(chǎn)上產(chǎn)目的。

2) 強(qiáng)采型罐裝管柱設(shè)計及轉(zhuǎn)向分流技術(shù)的運(yùn)用可以同時提高采水、注水通道當(dāng)量直徑，完全滿足海相砂巖油藏高達(dá)1 750 m3/d的配注要求，有效地解決了傳統(tǒng)旁通管式管柱的截流限流技術(shù)問題。多功能注水管柱通過在井下增加測調(diào)工作筒可實現(xiàn)注水量在線監(jiān)測及無級調(diào)節(jié)，同時兼具自源水層清井返排、產(chǎn)水能力測試及定期酸洗等多種功能，節(jié)約了大量測試及動管柱井下作業(yè)費(fèi)用。

3) 礦場試驗結(jié)果表明，自源閉式注水試驗井投注后地層壓力上升明顯，注水井示蹤劑監(jiān)測結(jié)果確認(rèn)井組注采受效反應(yīng)明顯，該項技術(shù)不僅可以有效地補(bǔ)充目標(biāo)油藏地層能量實現(xiàn)油田上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，而且節(jié)約了地面注水設(shè)備安裝運(yùn)維及大量化學(xué)助劑費(fèi)用，值得推廣應(yīng)用。