用于裂缝发育的不规则边水油藏的注采调控方法与流程

1.本发明涉及采油工程领域，具体涉及用于裂缝发育的不规则边水油藏的注采调控方法。


背景技术：

2.注水开发是油气开采的重要技术手段之一。对于边水油藏而言，边水是开发过程中补给地层能量的重要途径，充分利用边水能量能够有效实现自动的边水驱替开发效果。但是，对于边水油藏而言，其在开发过程中受到的最大威胁同样来自边水，特别是对于直接与油水界面接触的小区块油藏而言，边水的存在容易导致油井含水上升、产能损失严重。这种现象对于常规的、地质条件良好的边水油藏而言，可通过调整注采强度的方式进行适当压制，但是对于裂缝等局部高渗带发育的油藏而言，由于裂缝等局部高渗带的存在，导致沿平面或纵向的渗透率级差极大，常规的注采强度的调控难以对边水进行有效控制，注入水极易沿裂缝突进，为这类油藏的开发造成严重困扰；再加上大量压裂施工诱发的人工裂缝对天然裂缝的延展，这直接导致部分油井在短期内见到注入水，也就是说注入水沿裂缝单相指进，形成“无效循环”。这种因裂缝窜流对边水突进的增强现象，随着油藏开发时间的延长会逐渐增多，因边水存在所导致的矛盾也会越来越突出。


技术实现要素：

3.本发明提供用于裂缝发育的不规则边水油藏的注采调控方法，以解决现有技术中缺乏对裂缝发育的边水油藏有效的边水控制手段的问题，实现在裂缝发育的边水油藏快速见水后，还能够进行科学、合理且系统化的调控，以尽可能的保证产能稳定、提高最终采收率的目的。
4.本发明通过下述技术方案实现：
5.用于裂缝发育的不规则边水油藏的注采调控方法，包括：
6.s1、基于油藏含水分布图确定油水边界，划分边水突进区域；
7.s2、对边水突进区域内的采油井实施解堵作业；解堵完成后降低边水突进区域内采油井的采液强度，同时增大边水突进区域内注水井的注水强度；
8.s3、在边水突进区域内的油水边界处加密注采井网；
9.s4、根据裂缝发育情况在边水突进区域内选出部分注水井，实施区域调剖；
10.s5、根据裂缝发育情况在边水突进区域内选出部分注水井，实施细分层注水。
11.针对现有技术中在采油工程中对于裂缝发育的边水油藏的边水控制难题，本发明提出用于裂缝发育的不规则边水油藏的注采调控方法，本方法首先基于油藏含水分布图确定油水边界，并划分出边水突进区域，后续的调控手段基于边水突进区域进行，依次包括：对边水突进区域内的采油井实施解堵作业，以减小油井油压降低对地层流体的抽吸，之后对边水突进区域内的采油井降低采液强度，同时增大注水井的注水强度，此手段作为应急的调控手段，其目的是为了平衡边水突进区域内的采液强度，减缓边底水的推进，尽量抑制
短期内的含水上升。对于边水发育的不规则油藏而言，受早期开发时的成本和技术制约，其在油水边界处的注采井网客观上一般都不完善，但是在遭遇了本技术所面临的边水突进问题时，若再吝啬注采井网的钻井成本，势必导致油田整体采收率低下，导致整体经济效益反而低下。因此本技术从长远经济利益出发，在采取了前述的应急调控手段之后应立即着手进行调整井网的钻井作业，在边水突进区域内的油水边界处加密注采井网以对边水起到更好的平衡效果。当然，注采井网的加密需由各油田的地质部门根据不同油藏、不同区块的具体情况(包括地质情况、油水分布情况、先期布井情况等)进行适应性设置，因此其具体加密方式在此不做限定，本领域技术人员甚至可在现有技术中常见的调整井加密方式中进行选择。
12.再之后进行区域调剖作业，区域调剖可与注采井网的加密同步进行，也可在注采井网加密后再进行，根据边水突进的严重程度灵活判断。本技术进行区域调剖的原因在于：对于我国中东部地区普遍低渗透率、低孔隙度、低地层压力系数的“三低”油藏而言(以长庆油田为典型代表)，其自然产能较低，为了获得效益开发，压裂是其投产的必须手段，且前期投产时对区块内的整体压裂强度较大，致使人工裂缝延伸深度较大，再加上本技术所面临的天然裂缝发育的地层情况，导致了复杂的天然+人工裂缝的沟通，这极大拓宽了天然裂缝的控制和延展范围，导致了裂缝见水油井大面积的在动态数据上反应强烈，油井见水后含水率迅速上升、液量大幅度提高，含盐下降，甚至表现为暴性水淹。本技术采用进行区域调剖作业的手段快速进行裂缝治理和堵水。其中区域调剖的对象是根据裂缝发育情况在边水突进区域内选出部分注水井，并在短期内大量开展调剖作业，这种做法能够避免单井调剖后的封堵物又被周围其余突进水体所快速破开的不利局面。
13.此外，本方法还在区域调剖作业之后，根据裂缝发育情况在边水突进区域内选出部分注水井，实施细分层注水。对于裂缝发育的边水油藏而言，受裂缝导致的地层非均质性和边水分布情况的影响，往往存在局部注采对应关系较差，甚至有“有注无采”、“有采无注”开发矛盾，这不仅导致投产初期的开发效果较差，也会进一步加强边水的突进现象。为此本技术还在边水突进区域内选出部分注水井实施细分层注水，以提高水驱控制和动用程度，通过在区域调剖后进行的细分层注水，可以使得注水井的水驱与边水的水驱相互配合、相辅相成，尽量将边水能量利用起来作为采油的驱替动力，以此提高水驱控制程度和水驱动用程度，进而为稳产增产做出贡献。
14.进一步的，步骤s2中，采油井的采液强度降低10％～20％，注水井的注水强度增大10％～20％。本技术的研究对象是位于边水突进区域内的注采井组，边水突进区通常位于砂体边侧，其物性较差且地层压力保持水平低，在本方案所限定的范围内适当降低采油井的采液强度和增大注水井的注水强度，可以在尽量小的影响短期产量的情况下，暂时平衡地层能量以减缓边水突进，为后续调控方法争取到充分的筹备时间。
15.进一步的，步骤s3加密的注采井网中，使注水井井数：采油井井数＝1.5～2:1。本方案限定了加密井网中注水井的井数为采油井井数的1.5倍～2倍范围，以此保证在边水突进区域内的加密以注水井为主，更加保证对亏空地层压力的快速注水补充，进一步的减缓边水为了填补地层亏空而快速突进的现象。当然，本方案仅仅是对注采井的数量比进行限定，其具体的布井方式依然不属于本方案所要求限定的范围。
16.进一步的，步骤s4中选出部分注水井的方法包括：
17.s401、获取边水突进区域的裂缝数据，挑选出其中延伸方向与边水突进方向的夹角小于或等于30
°
的裂缝，定义为指进裂缝；
18.s402、选取注入区域位于所述指进裂缝周围的注水井作为拟调剖井；
19.s403、基于各拟调剖井的吸水能力数据、油层非均质性数据、周围油井的生产动态数据，得到各拟调剖井的调剖指数；
20.s404、将各拟调剖井按调剖指数从高到低进行排序，根据指定比例选择调剖指数较高的部分注水井。
21.本方案对实施区域调剖的注水井的选井方法进行限定，使选井方法充分与油藏地质特别是裂缝发育情况相结合，进而显著优化堵水调剖效果，有效抑制边水沿裂缝的突进现象。具体的，首先基于现有地质手段获取边水突进区域的裂缝发育的相关数据，其中的裂缝包括了天然裂缝和压裂诱发的人工裂缝。根据裂缝发育情况，挑选出裂缝延伸方向与边水突进方向的夹角小于或等于30
°
的裂缝作为指进裂缝，这类裂缝由于其延展方向与已知的边水突进方向较为接近，会严重加剧边水的突进情况。其中，裂缝延伸方向可理解为裂缝已知两端头之间的连线方向。之后，基于指进裂缝，在其周围选择对应的注水井作为拟调剖井，使得所选取的拟调剖井与前述指进裂缝具有较强的关联性，以此保证调剖作业是对指进裂缝周围的注水井进行。对于裂缝发育的地层而言，通过前述手段选取出的拟调剖井仍然可能数量较多且指代不明确，若全部进行调剖容易将不造成水侵的裂缝也堵塞，导致对优良的原油运移通道的封堵，不利于后续开发生产。为此，本方案在拟调剖井的基础上继续选择，基于油田的前期开发生产情况，获取各拟调剖井的吸水能力数据、油层非均质性数据、周围油井的生产动态数据，得到各拟调剖井的调剖指数，选择在指定比例下调剖指数加高的部分注水井，作为最终进行区域调剖的注水井。前述指定比例的具体数值在此不做限定，本领域技术人员根据不同油藏的地质情况、开发动用情况等进行适应性设置即可。
22.进一步的，调剖指数j通过如下公式计算：j＝0.4
×
吸水能力指标+0.2
×
油层非均质性指标+0.4
×
周围油井生产动态指标。其中：
23.所述吸水能力指标为基于视吸水指数、吸水指数、压降曲线的函数；
24.所述油层非均质性指标为基于渗透率非均质系数、吸水剖面非均质性系数的函数；
25.所述周围油井生产动态指标为基于周围油井的平均采液量、平均含水率、平均剩余储量、平均采出程度的函数。
26.本技术以吸水能力指标、油层非均质性指标、周围油井生产动态指标三个指标对调剖指数进行量化，实现了从多角度的综合分析，有利于优化选井、选剂、选量。将影响调剖井选择的因素归结为反映注水井吸水能力、反映油层非均质性及对应周围油井动态三种因素，并以此为基础建立调剖井选择的最优化模型，根据决策结果判断调剖井选择优劣次序。
27.其中，吸水能力指标与视吸水指数、吸水指数、压降曲线的函数关系可根据不同油藏的具体情况，由专家赋权进行加权计算；也可选取几口典型井进行拟合计算等；其具体的函数关系在此不做限定，各油田可根据具体情况进行适应性设计，以满足不同地质和生产情况的各油田的灵活运用；只需保证视吸水指数、吸水指数、压降曲线等参数大小能够体现在最终得到的吸水能力指标中即可。油层非均质性指标、周围油井生产动态指标同理。
28.进一步的，步骤s4的区域调剖过程中，根据如下方法选择调剖剂的体系：
29.若注水井对应单条裂缝、且裂缝周围地层的孔隙度低于设定阈值，选用高强度凝胶调剖体系；此时的调剖思路是以堵为主；
30.若注水井对应单条裂缝、且裂缝周围地层的孔隙度大于或等于设定阈值，选用缔合聚合物弱凝胶调剖体系；此时的调剖思路是调堵并重
31.若注水井对应多条裂缝，且任意两条裂缝相交或任意两条裂缝之间区域的地层孔隙度大于或等于设定阈值，选用预交联颗粒调剖体系或复合调剖体系；此时的调剖思路是以堵为主、以调为辅。
32.在区域调剖过程中，容易出现注入水绕流和主次产层错位等问题，纠其原因在于调剖体系与基于裂缝的见水类型的不适应，为此，本方案在区域调剖过程中，对于不同的注水井根据其控制范围内所对应的裂缝发育情况，针对性的选择不同的调剖体系。其中，裂缝周围地层的孔隙度所对应的设定阈值，由本领域技术人员根据具体油藏的渗透率情况进行设置即可。其中，高强度凝胶调剖体系、缔合聚合物弱凝胶调剖体系、预交联颗粒调剖体系、复合调剖体系等均为现有调剖剂体系，本方案只是提供对应的选择方法，并不对体系本身进行改进。
33.进一步的，步骤s5中选出部分注水井的方法包括：
34.s501、提取边水突进区域内除所述拟调剖井之外的注水井，选取其中的合注井进行吸水剖面测试，得到吸水剖面显示有单层不吸水的合注井，定义为第一待定注水井；
35.s502、在指定地层范围内，对第一待定注水井及周围的采油井进行小层划分，之后进行连井对比，得到井组注采栅状图；
36.s503、基于井组注采栅状图，提取有采无注的注采井组，将其中的注水井定义为第二待定注水井；
37.s504、选取第二待定注水井中射孔段位于非主力层的部分注水井。
38.本方案对实施细分层注水的注水井的选井方法进行限定，在前述区域调剖的选井过程的基础上，首先排除前述步骤选择出来的拟调剖井，以避免细分层注水引起的压力波动对刚完成调剖后的注水井的干扰，同时为后续针对拟调剖井还可能进行的调剖作业预留空间，甚至可实现在现场的交叉作业以显著提高调控效率。然后在边水突进区域内剩余的注水井中挑选出合注井，对各合注井进行吸水剖面测试，根据吸水剖面测试结果，判断是否有储层单层不吸水的情况存在，若有，则将该合注井定义为第一待定注水井。
39.之后，以精细地层对比为基础，从单井划分、连井对比入手，以全区闭合为目的，得到井组注采栅状图。由于本技术的研究对象位于油藏边侧部位的边水突进区域，油层变化较大容易导致注水井单注不能兼顾周围采油井，因此本方案继续根据井组注采栅状图，提取其中有采无注的注采井组，将其中的注水井定义为第二待定注水井。此外，发明人在研究过程中发现，对于位于油藏边侧部位的边水突进区域而言，时常伴随主力开发小层系缺失或不稳定的地质现象，这导致了边水的驱替效果容易被迫沿非主力层进行，诱发了边水从正常的驱替变成了异常的突进；因此对于这类井需要重点关注进行分注，所以本方案继续挑选出以第二待定注水井中射孔段部分或全部位于非主力层的注水井，以这些注水井作为实施细分层注水的最终选井结果，通过对这类注水井的分注，抑制边水沿非主力层的突进，提高水驱动用程度。当然，各分注井的具体细分层注水方案，需由本领域技术人员根据具体的纵剖面物性分布、层间分布等情况进行具体设置，在此无法进行限定。
40.进一步的，步骤s5中实施细分层注水前，对选出的部分注水井在非主力层实施补孔作业。本领域技术人员应当理解，补孔作业即是补充射孔孔眼的井下作业。本方案能够降低细分层注水时，对非主力层的注入难度，尽快消除有采无注的不良开发状态。
41.进一步的，所述细分层注水采用桥式偏心分层注水工艺。桥式偏心分层注水工艺即是基于桥式偏心配水器的一种分注工艺，相较于常规分注工艺而言具有测试调配精度高，适应性广等优点。
42.本发明与现有技术相比，具有如下的优点和有益效果：
43.1、本发明用于裂缝发育的不规则边水油藏的注采调控方法，能够平衡边水突进区域内的采液强度，减缓边底水的推进，抑制短期内的含水上升，快速进行裂缝治理和堵水，以提高水驱控制和动用程度，使得注水井的水驱与边水的水驱相互配合、相辅相成，尽量将边水能量利用起来作为采油的驱替动力，以此提高水驱控制程度和水驱动用程度，进而为稳产增产做出贡献。
44.2、本发明用于裂缝发育的不规则边水油藏的注采调控方法，可在尽量小的影响短期产量的情况下，暂时平衡地层能量以减缓边水突进，为后续调控方法争取到充分的筹备时间。
45.3、本发明用于裂缝发育的不规则边水油藏的注采调控方法，提出了实施区域调剖的注水井的选井方法，并对于不同的注水井根据其控制范围内所对应的裂缝发育情况提出了调剖体系的选择方法，确保了调剖作业充分发挥效果。
46.4、本发明用于裂缝发育的不规则边水油藏的注采调控方法，提出了实施细分层注水的注水井的选井方法，有效抑制边水沿非主力层的突进，提高水驱动用程度。
附图说明
47.此处所说明的附图用来提供对本发明实施例的进一步理解，构成本技术的一部分，并不构成对本发明实施例的限定。在附图中：
48.图1为本发明具体实施例的流程示意图；
49.图2为本发明具体实施例的含水分布变化情况示意图；
50.图3为本发明具体实施例中连井对比的流程示意图；
51.图4为本发明具体实施例中一个井组所对应的井组注采栅状图；
52.图5为本发明具体实施例中桥式偏心配水器所对应的测试密封段的密封圈半剖示意图。
具体实施方式
53.为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明作进一步的详细说明，本发明的示意性实施方式及其说明仅用于解释本发明，并不作为对本发明的限定。在本技术的描述中，需要理解的是，术语“前”、“后”、“左”、“右”、“上”、“下”、“竖直”、“水平”、“高”、“低”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本技术保护范围的限制。
54.实施例1：
55.如图1所示的用于裂缝发育的不规则边水油藏的注采调控方法，包括：
56.s1、基于油藏含水分布图确定油水边界，划分边水突进区域；
57.s2、对边水突进区域内的采油井实施解堵作业；解堵完成后降低边水突进区域内采油井的采液强度10％～20％，同时增大边水突进区域内注水井的注水强度10％～20％；
58.s3、在边水突进区域内的油水边界处加密注采井网，加密井中注水井井数：采油井井数＝1.5～2:1；
59.s4、根据裂缝发育情况在边水突进区域内选出部分注水井，实施区域调剖；
60.其中选出部分注水井的方法包括：
61.获取边水突进区域的裂缝数据，挑选出其中延伸方向与边水突进方向的夹角小于或等于30
°
的裂缝，定义为指进裂缝；
62.选取注入区域位于所述指进裂缝周围的注水井作为拟调剖井；
63.基于各拟调剖井的吸水能力数据、油层非均质性数据、周围油井的生产动态数据，得到各拟调剖井的调剖指数j；
64.将各拟调剖井按调剖指数从高到低进行排序，根据指定比例选择调剖指数较高的部分注水井。
65.调剖指数j通过如下公式计算：j＝0.4
×
吸水能力指标+0.2
×
油层非均质性指标+0.4
×
周围油井生产动态指标。
66.所述吸水能力指标为基于视吸水指数、吸水指数、压降曲线的加权函数；
67.所述油层非均质性指标为基于渗透率非均质系数、吸水剖面非均质性系数的加权函数；
68.所述周围油井生产动态指标为基于周围油井的平均采液量、平均含水率、平均剩余储量、平均采出程度的加权函数。
69.其中，在区域调剖过程中，根据如下方法选择调剖剂的体系：
70.若注水井对应单条裂缝、且裂缝周围地层的孔隙度低于设定阈值，选用高强度凝胶调剖体系；
71.若注水井对应单条裂缝、且裂缝周围地层的孔隙度大于或等于设定阈值，选用缔合聚合物弱凝胶调剖体系；
72.若注水井对应多条裂缝，且任意两条裂缝相交或任意两条裂缝之间的地层孔隙度大于或等于设定阈值，选用预交联颗粒调剖体系或复合调剖体系。
73.s5、根据裂缝发育情况在边水突进区域内选出部分注水井，实施细分层注水。
74.其中选出部分注水井的方法包括：
75.提取边水突进区域内除所述拟调剖井之外的注水井，选取其中的合注井进行吸水剖面测试，得到吸水剖面显示有单层不吸水的合注井，定义为第一待定注水井；
76.在指定地层范围内，对第一待定注水井及周围的采油井进行小层划分，之后进行连井对比，得到井组注采栅状图；
77.基于井组注采栅状图，提取有采无注的注采井组，将其中的注水井定义为第二待定注水井；
78.选取第二待定注水井中射孔段位于非主力层的部分注水井。
79.在更为优选的实施方式中，在实施细分层注水前，对选出的部分注水井在非主力层实施补孔作业。
80.在更为优选的实施方式中，所述细分层注水采用桥式偏心分层注水工艺。
81.在更为优选的实施方式中，裂缝周围地层的孔隙度所对应的设定阈值，为对应储层平均渗透率的110％～120％。
82.实施例2：
83.基于实施例1所记载的方法，本实施例以长庆油田某区块为例进行说明。
84.该区块面积100.9km2；构造位置处于陕北斜坡西部中段，区域构造呈平缓的西倾单斜，平均坡度小于1
°
，每千米坡降6～7m。区内石油勘探始于上世纪六十～七十年代，是多油层发育区，目前已发现三叠系延长组若干层系和侏罗系延安组若干层系等多套含油层系，该区块注水开发油藏的产油量占到了该区总产量的98.4％，在油藏注水开发中，部分油藏由于裂缝和局部高渗带的存在，造成纵向和平面非均质性严重，渗透率级差进一步加大，注入水沿高渗透层或高渗透条带突进，油井含水上升速度加快，给油田开发带来较大困扰。主要表现为：一是油井裂缝见水以后，主向油井水淹，局部储量失控，油藏储量水驱动用程度降低。二是油井水淹以后形成注水井到采油井的注水“通道”，注入水从水井注入，从油井采出，油藏水驱效率降低，整体井组地层压力恢复缓慢。2010年，对该区局部采井组进行示踪剂监测，发现该区块已在侏罗系、三叠系a、三叠系b油藏不同程度发现裂缝窜流等问题，尤其是该区三叠系a油藏，天然裂缝发育，再加上压裂人工裂缝的延伸，这直接导致部分油井在短期内见到注入水，也就是说注入水沿人工裂缝或高渗透带单相指进，形成“无效循环”，在2009年至2011年期间先后发现水淹井17口。
85.虽然目前该区处于油田开发初期，区域裂缝特征仍不明显，随着该区开发时间的延长，裂缝窜流的问题会逐渐增多，能内矛盾也会越来越突出。因此，有必要对其进行调控。
86.该区块某油藏自2010至2019年的含水分布图变化情况如图2由左至右所示，根据边水的突进情况，将图2右图中的虚线方框区域划分为边水突进区域。
87.该油藏主体部位采液强度较大，注入水及边底水易单向突进，因此在实施油井解堵措施的基础上辅以在油藏边部完善注采井网，减缓边底水的推进，控制含水上升。同时将边水突进区域内注水井的注水强度由1.5提升至1.8m3/m.d，采油井的采液强度等比例进行提高。
88.该油藏近年试井解释和裂缝监测技术资料得出，压裂裂缝半长达到80-12米。这直接导致部分油井在短期内见到注入水，也就是说注入水沿裂缝沟通。大规模高强度的压裂，加上长4+5层天然裂缝较为发育，促使部分油水井形成水淹的裂缝沟通，致使注入水沿人工裂缝或高渗透带单相指进，形成“短路循环”，这样一方面形成无效注水，浪费能源，另一方面，地层能量得不到有效补充，注水压力上不去，达不到油层启动压力，开采矛盾加剧，影响了油田产量和后期开发。基于此，该油藏将深度调剖、调驱作为“控水稳油”的重要手段，多角度综合分析，优化选井、选剂、选量。将影响调剖井选择的因素：注水井的吸水指数、压降曲线、渗透率变异系数、吸水剖面的非均质性及对应油井的含水、采出程度、控制储量等多种因素归结为反映注水井吸水能力、反映油层非均质性及对应周围油井动态三种因素，并以此为基础，应用排除法的综合评判技术建立调剖井选择的最优化模型，根据多级决策结果判断调剖井选择优劣次序。
89.此外，该区块局部注采不对应的开发矛盾主要存在该区三叠系a油藏，该油藏主要发育a1、a2两套含油层系，局部发育a3、a4、a5等含油层系，各小层横向变化快，层内夹层多，非均质性较强，开发初期，由于未精细分层注水，局部注采对应关系较差，存在“有注无采”、“有采无注”开发矛盾，导致开发初期开发效果较差，水驱储量控制程度85.2％，水驱储量动用程度66.5％，初期自然递减20％左右。为此，本实施例进行细分层注水。其中通过如下方法进行选井：
90.首先提取边水突进区域内除所述拟调剖井之外的注水井，选取其中的合注井进行吸水剖面测试，得到吸水剖面显示有单层不吸水的合注井，定义为第一待定注水井；然后a1-a5层系内，对第一待定注水井及周围的采油井进行小层划分，之后如图3所示进行连井对比，得到井组注采栅状图；图4所示为其中一个井组所对应的井组注采栅状图。
91.对所有井组注采栅状图进行分析并复查，得到剩余的有采无注注采井组共计16个，即第二待定注水井共16口。这些井主要集中在油藏边侧部位，油层变化较大，主力开发小层系缺失或不稳定，其中13口井对应的采油井全部是打开的非主力层，因此该13口注水井的射孔段同样位于非主力层，对该13口井进行细分注作业。
92.此外，细分层注水过程中还需严格执行以下措施：
93.(1)加强洗井力度：分层注水井每季度必须按时洗井，吸水下降的井及时加洗，洗井按注水井洗井标准执行，同时投运井口过滤装置系统，每季按时更换滤芯，保证井口水质合格。
94.(2)加强资料录取：要求每四小时巡检一次，对单管水量及时进行调整，同时对分注井参数变化做好记录并及时汇报。要求地质技术人员根据油藏动态情况，结合调配测试数据，对分注井配注及时进行调整，对单层超、欠注井及时上措施，做到早发现，早治理。
95.(3)加强分注井检串工作：重点对三年及三年以上未动管柱、调配遇卡遇阻、吸水剖面测试遇阻等不正常井，开展检串治理。
96.(4)加强技术人员培训：要求每季度洗井、调配测试，分注井检串、措施、测试吸水剖面，现场测试过程中，必须由技术人员在场监督，并核实相关录取资料。
97.实施例3：
98.在上述任一实施例的基础上，细分层注水采用桥式偏心分层注水工艺。其中桥式偏心分层注水工艺需使用桥式偏心配水器，其在现场进行集流流量测试时流量计要与测试密封段配合使用。测试密封段密封能力的好坏会直接影响测试结果。现有技术中，测试密封段的密封由工具串外部的橡胶密封圈实现，传统技术中密封圈外径需大于密封段本体的外径，在针对井斜较大的定向井投捞使用时难免与下井壁产生大量摩擦，导致密封圈磨损严重。基于此，现有技术中也出现了用于桥式偏心配水器的压缩式的测试密封段，其上的密封圈外径小于密封段本体的外径，通过加重上接头的方式在测试密封段座在配水器上后，下放管串使密封圈被压缩变形，实现对主通道的密封。
99.然而这类压缩式的现有技术在现场实际运用过程中依然面临如下问题：由于密封圈外径小于密封段本体外径，因此在密封圈底部与密封段本体之间必然形成一环形的台阶面，该台阶面的存在容易导致井内杂物(如井内出砂等)堆积，严重时甚至干扰密封圈的正常压缩胀开，且在井内由上接头重力强行压缩密封圈时，杂物甚至有可能强行被挤入至镶嵌在密封圈内，在测试密封段解封上提后也无法自动脱离，这更是容易导致出井过程中这
类杂物对套管内壁的严重磨损。
100.为了克服上述问题，本实施例对桥式偏心配水器所配套的测试密封段的密封圈结构进行改进，如图5所示，本实施例在密封圈1外设置一环形的弹性套环2，使弹性套环2底端座落在密封圈1底部与密封段本体3之间的台阶面上。弹性套环2在预应力作用下，在常态下紧贴在密封圈1外侧壁的底部位置，弹性套环2的厚度等于所述台阶面的宽度(即密封圈与密封段本体之间的半径差)。弹性套环2顶部，即弹性套环2靠近上接头4所在方向的一端设置径向向外倾斜的圆弧倒角5。
101.本实施例工作时，上接头向下挤压密封圈的过程中，密封圈正常向外挤压变形胀开，同时弹性套环2随之进行变形，弹性套环2紧贴在密封圈与外部管壁之间，由于弹性套环仅位于密封圈的底部位置，不会影响密封圈整体的正常密封效果；并且由于弹性套环的存在还能够在密封圈底部形成一圈刚性隔离层，能够适当减少在密封过程中井内流体与密封圈的直接接触，降低地层高温流体引起橡胶材质的密封圈的快速老化问题，在传统的柔性密封基础上增加了一层刚性密封以改善密封性能。当然，在测试密封段解封上提时，上接头不再挤压密封圈，密封圈向内收缩，弹性套环2也向内收缩实现自动复位，重新紧贴在密封圈外壁，避免密封圈与套管壁的直接接触导致的严重磨损。
102.此外，本实施例通过弹性套环2占据台阶面，首先能够避免井内杂物在台阶面处的堆积，杂物沿圆弧倒角5向外滑动、不会聚集在弹性套环2外；相较于在台阶面上直接设置倒角的方式而言，能够保证对密封圈的稳定安装，避免密封圈受下方倒角影响而装配不稳甚至在井内脱落的情况；此外，相较于将密封段本体3直接向上延伸再设置倒角的方式而言，由于本实施例利用的弹性套环2具有弹性，因此能够避免对密封圈底部的刚性限制，能够保证密封圈整体被挤压变形而向外膨胀。
103.需要说明的是，本实施例的弹性套环2仅在底端焊接，其顶部为自由端，仅依靠预应力具有向内收拢的趋势即可。
104.优选的，为了与弹性套环2相配合，还在密封圈1内部设置上、下分布的第一环形凹槽6、第二环形凹槽7，如图5所示，第一环形凹槽6与第二环形凹槽7的纵截面均为圆弧状，且第二环形凹槽7的槽深小于第一环形凹槽6的槽深。本实施例中第二环形凹槽7位于下方更靠近弹性套环2的位置，且其对应的密封圈壁厚更厚。现有技术中的密封圈一般设置一个位于中心高度处的环形凹槽、其主要功能是便于密封圈的变形胀开，本实施例的第一环形凹槽6可部分等效其功能，但是本实施例还具有第二环形凹槽7，由于第二环形凹槽7的存在，使得第一环形凹槽6不再位于中心高度位置，而是位于中心偏上的高度上，使得第一环形凹槽6所对应的密封圈变形区域更加远离弹性套环2、受到的径向约束更小、更能够在受挤压时快速变形胀开。此外，由于第二环形凹槽7处所对应的密封圈壁厚更厚，因此此处位置的密封圈在受到挤压向外胀开产生形变时，其径向向外的形变力更大、更容易将弹性套环2向外推开至与外部管壁充分接触，且该形变也相对稳定，避免因弹性套环2向内的推力而自行复位。
105.优选的，密封圈1底部与密封段本体3之间的台阶面的宽度为3～5mm，弹性套环2的最大厚度与之相等。
106.优选的，弹性套环2由不锈钢制作而成。
107.优选的，沿轴向方向，弹性套环2的长度等于密封圈1总长度的1/8～1/6。
108.优选的，桥式偏心配水器所配套的测试密封段所配套的上密封圈、下密封圈均可适用本实施例。
109.以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
110.需要说明的是，在本文中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其它变体，意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。此外，在本文中使用的术语“连接”在不进行特别说明的情况下，可以是直接相连，也可以是经由其他部件间接相连。