致密油水平井分段注采一體化管柱研究*

張 鵬 李鵬輝 蒲春生

(1.中國石油大學(華東)石油工程學院 2.中國石油大學(華東)非常規油氣開發教育部重點實驗室 3.中國石油吐哈氣舉技術中心)

0 引 言

致密油是當前非常規能源開發的重要領域[1-3]，三塘湖盆地二疊系致密油已探明地質資源量為4.63×108t，初期開發采用水平井+多簇射孔分段體積壓裂技術路線[4-6]，平均水平段長933 m、壓裂段數10段、單段液量1 600 m3。該技術的特點是壓后見油快、產量高，同時地層壓力下降快，產量第一年遞減率近50%，一次采收率僅2.5%。因此通過注水吞吐技術補充地層能量進行油水置換，已成為三塘湖盆地致密油區塊水平井壓裂后提高單井產量的重要手段[7-9]，平均單井吞吐3輪次，最高已達到5輪次。受儲層非均質性影響，合層籠統注水吞吐工藝中，注入水始終優先充滿高孔隙度、高滲透帶或裂縫層，低滲透層不能夠充分利用，這成為制約油田開發的主要問題。

國內學者相繼開展了水平井淺測分段注水工藝、水平井井下分注工藝、超深雙臺階水平井分注及酸化一體化工藝等的研究和試驗，在一定程度上滿足了水平井分層注水的需求，但存在著分注段數受限、連續管投撈水嘴成本高以及壓力波測調難度大等技術難題[10-13]，同時，注水完成后需要更換原井管柱重新下合層采油完井管柱進行采油，程序繁瑣，且無法實現精準分段采油。智能完井技術自1997年世界首次應用以來，逐步形成了液壓控制和電信號控制完井系統，并在國內外多個油田開展了礦場試驗[14-15]。2016年吐哈油田開展了電控智能完井技術現場試驗，實現了油井不同層段的選擇性采油，受井下溫度和井身結構影響，該技術僅在直井中試驗，成熟度還不高[16-17]。

本文針對合層籠統注采工藝存在的不足，借鑒智能完井和水平井分段注水工藝思路，創新設計了水平井注水吞吐一體化工藝，一趟管柱即可實現水平井分段注采功能，為非均質油藏儲量的有效動用提供了技術支撐。

1 水平井注采(吞吐)一體化工藝

1.1 工藝原理

水平井注采一體化工藝設備包括地面控制系統和井下注采管柱。地面控制系統由遠程監控設備、地面測調儀及電纜組成；井下注采管柱由泵座、安全丟手接頭、過電纜水力錨、過電纜封隔器、智能注采器、過電纜扶正器及尾堵組成。水平井分段注采一體化管柱結構示意圖如圖1所示(以2段注采為例)。

1—遠程監控設備；2—地面測調儀；3—電纜；4—井口；5—泵座；6—安全丟手接頭；7—過電纜水力錨；8—過電纜封隔器；9—智能注采器；10—過電纜扶正器；11—尾堵。

注水(吞)階段，遠程監控設備通過無線網遠程給地面測調儀發出分段調配指令，地面測調儀再通過電纜將指令傳遞給井下各智能注采器，內置注采水嘴根據接收到的指令進行流量開度大小調節，使各層注水量達到方案設計，當累計注水量達到設計值后即自動停止該層注水。

采油(吐)階段，通過向井下智能注采器發送指令自動開啟并調節生產層段的流量開度大小，按采油設計進行分段采油，采油過程中智能注采器可實時讀取井下各層壓力、溫度以及流量等數據，并實時、快速地反饋給地面控制系統，為油藏工程師和采油工程師提供觀測與分析，隨時調整油井工作制度，以實現對油藏的充分開發。

1.2 技術特點

(1)注采一體化完井管柱不受分段數限制，不動管柱選擇性分段注水和采油。

(2)遠程一體化操控根據需要實時調整各層段的注采量和速度，無需現場作業。

(3)在線監測預警系統實時監測各層段流量、壓力和溫度參數，動態管理油藏。

(4)智能注采器可設置自動調節水嘴開度大小，按照分層壓力實現自適應注水。

(5)一體化管柱設計電纜罩、保護卡和扶正器等安全工具，確保斜井段安全起下。

(6)一體化管柱兼容油井自噴生產和機抽采油方式，自噴后可轉機抽泵生產。

1.3 技術指標

(1)滿足3 500 m的井深(垂深)和水平段長度為1 000 m，2～4段注采需求。

(2)滿足注入壓力50 MPa、井溫120 ℃、?139.7 mm套管井多輪次(≥3次)高壓差注采工藝需求。

(3)單層日注水量不大于100 m3，全井日注水量不大于500 m3。

(4)滿足?4 mm電纜穿越井下封隔器和井口，滿足20-125RH型和25-150RH型桿式泵機采安裝要求。

2 主要工具研制

2.1 智能注采器

2.1.1 工作原理

智能注采器內置測調控制芯片，其工作原理如圖2所示。智能注采器通過電纜接收地面控制系統發送的指令信號，再通過電機驅動柱塞式水嘴，調節流量開度大小。同時，注采器內的流量、壓力和溫度傳感器將采集到的信號反饋給控制芯片，通過電纜反向傳輸給地面控制系統，可實時在線監測與分析。注水時，水流通過流量計及注采水嘴進入注入層段，同時通過中心過流通道進入下層注采器；采油時，油水介質經注采器注采水嘴進入油管。驗封短節內置的兩個壓力傳感器分別與油管及地層相通，可測試注采器內、外壓力，實現各層封隔器自驗封。

圖2 智能注采器工作原理圖

2.1.2 結構及特點

智能注采器主要由上接頭、通信短節、過流通道、流量計、柱塞式水嘴、電路及驗封短節、下接頭等部分組成，如圖3所示。其主要特點如下：①柱塞調節水嘴采用壓力平衡設計，可消除壓差對開啟的影響，實現了高壓差條件下流量連續可調[18]；選用陶瓷耐磨氧化鋯材料，耐腐蝕、抗沖蝕，其結構如圖4所示。②注采器可實時監測油管內外壓力和溫度數據，動態獲取封隔器密封性和油藏參數。③采用耐高溫、大扭矩電機，其額定扭矩為6 N·m，最高工作溫度為150 ℃，可保障注采水嘴開關的靈活性和可靠性。④注采器內部采用模塊化設計，相互獨立，可靠性高，且更換方便。

1—上接頭；2—通信短節；3—流量計；4—水嘴短節；5—電路及驗封短節；6—下接頭。

圖4 柱塞式水嘴結構示意圖

2.1.3 主要技術參數

外徑/通徑：114 mm/46 mm；

長度：1.37 m；

耐溫/耐壓差：120 ℃/50 MPa；

測壓范圍：0～70 MPa，精度0.1%；

測溫范圍：0～120 ℃，精度±0.5 ℃；

流量范圍：0～100 m3/d，精度2%。

2.2 過電纜封隔器

2.2.1 結構

過電纜封隔器由過電纜通道、上接頭、膠筒、液缸、中心管、下接頭、坐封及解封機構等組成，其結構示意圖如圖5所示。

1—上接頭；2—膠筒；3—液缸；4—中心管；5—坐封及解封機構；6—下接頭。

2.2.2 工作原理

采用Y341-114過電纜封隔器，坐封時，通過油管加壓，先剪斷防坐封剪釘，液缸活塞上行壓縮膠筒封隔油套環空，同時坐封液缸被鎖尺機構鎖定防止回彈，油管泄壓后膠筒始終處于壓縮狀態，保持較高接觸應力實現長效密封；解封時，通過上提管柱，剪斷解封剪釘，液缸下行，膠筒回彈完成解封。

2.2.3 主要技術特點

(1)封隔器采用雙偏心設計結構(見圖6)，保證了較大中心過液通道和電纜穿越通道，電纜直穿封隔器中間無續點，可靠性和安裝效率高。

圖6 封隔器剖面示意圖

(2)采用雙坐封液缸設計，坐封力小，承壓差高，滿足注采高壓差交替的井況環境。

(3)無卡瓦、錨牙機構，管柱上提逐級解除封隔器，整體解封，卡管風險小。

2.2.4 主要技術參數

外徑/內通徑：114 mm/42 mm；

長度：1.60 m；

耐溫/耐壓：120 ℃/50 MPa；

啟動/坐封壓力：6 MPa/15 MPa；

過電纜通徑：6 mm。

2.3 地面系統及輔助工具研制

2.3.1 地面控制系統

地面控制系統由地面測調儀及遠程監控軟件組成，如圖7所示。地面測調儀內置SIM卡，負責遠程監控單元與井下智能注采器的實時雙向通信，無線發布指令調節各智能注采器開度大小，接收井下智能注采器的流量、壓力和溫度等實時數據，監測數據以曲線方式顯示和永久儲存。具有防水和防爆功能，適應-40～85 ℃的工作環境。

圖7 地面控制系統

2.3.2 輔助工具

為保證一體化管柱在斜井段及水平井中的安全起下作業，研制了電纜頭保護罩、加厚型電纜護卡、應急丟手工具和過電纜扶正器等輔助工具。電纜頭保護罩將電纜頭由外漏式變為內藏式，外徑114 mm加厚型電纜護卡在油管接箍處固定電纜，防止電纜在油套環形空間內堆積被擠壞，避免了電纜剮蹭的風險。電纜保護工具如圖8所示。

圖8 電纜保護工具

過電纜扶正器如圖9所示。其外徑設計為管柱最大外徑，始終使管柱在套管內居中，減小了下入過程中管柱的偏磨，降低了下入難度，并保證封隔器膠筒居中，避免在射孔炮眼處刮傷，確保封隔器膠筒的完好性和密封可靠性。

圖9 過電纜扶正器

應急丟手工具如圖10所示。工具設計為上提丟手方式，丟手力根據井深設置，一體化管柱長期工作后因各種原因無法正常解封的情況下，可實現安全丟手，起出上部管柱后再下入專用打撈設備打撈剩余工具，可避免大修。

圖10 應急丟手工具

3 施工注意事項

(1)一體化管柱下入要勻速平穩，全井段禁止猛停猛放，時刻注意指針表懸重變化，避免電纜及工具磕碰損傷。

(2)智能注采器入井前要進行電纜信號檢測，入井后每下入300 m管柱檢測一次電纜信號狀態。

(3)專人負責油管和電纜護卡的安裝，在井口放置卡瓦時，須將電纜置于卡瓦空隙處并拉直，避免被夾傷。

(4)一體化管柱入井后至封隔器坐封前須保證套管液滿，禁止長時間停止作業，防止建立油套壓差使封隔器中途坐封。

(5)坐封封隔器時，油管按階梯式加壓操作，完成坐封后泄壓一定要平穩，突然泄壓存在封隔器解封風險。

4 現場試驗

2020年10月，注采一體化工藝管柱首次在吐哈油田湖-X水平井進行現場試驗。該井于2017年2月采用5段14簇橋塞體積壓裂投產，射孔段1 737.0～2 326.5 m，水平段總長993.0 m，造斜點1 369.0 m，每25 m井段最大狗腿度7.82°。2018年開始轉籠統注水，累計注水1.7萬m3，測吸水剖面發現段間吸水差異較大(見表1)。為有效改善段間吸水差異，提高該井儲量動用程度，采用注采一體化工藝技術分三段注采，1～6射孔段為第一段，7～12射孔段為第二段，13～14射孔段為第三段。現場施工如圖11所示。

圖11 現場施工圖

表1 湖-X水平井吸水情況表

4.1 管柱入井、封隔器坐封及驗封

2020年10月，一體化管柱按照設計下至指定位置(見表2)，安裝好過電纜井口，測試電纜信號正常。

表2 封隔器-注采器設計位置 m

封隔器坐封：關閉全部智能注采器，用400型水泥車從油管加壓坐封封隔器，依次憋壓5、10、15和20 MPa，各點觀察5 min，油管無壓降，套管溢流在10 MPa后完全消失；油管加壓至25 MPa，觀察30 min，油管無壓降，套管無溢流，完成封隔器坐封。

封隔器驗封：開啟第3段智能注采器并持續注水，進行第3級封隔器驗封,數據顯示第3層注采器外壓40.2 MPa，第2層注采器外壓25.6 MPa，第3級封隔器上下壓差14.6 MPa，第3級封隔器密封效果良好(見圖12)。同理，依次開啟第2段和第1段智能注采器水嘴持續注水，進行第2級和第1級封隔器驗封，結果顯示，封隔器上下壓差不小于14 MPa，證明各級封隔器密封良好。

圖12 第3級封隔器驗封圖

4.2 分段注水及分采驗證試驗

按照工藝配注設計，初始各段配注量分別為10、0、20 m3/d，開展分層流量測試調配。調配后，通過實時監測顯示各層實際平均配注10.09、0、20.28 m3/d，單層最大誤差1.4%，全井誤差1.2%，井下壓力和溫度數據讀取功能均正常，目前第1段和3段分別累計注入1 430和2 100 m3，取得了較好的應用效果。圖13為該井第3層流量、壓力和溫度生產參數實時監測曲線。

圖13 第3層流量、壓力和溫度生產參數實時監測曲線

5 結論及展望

(1)水平井注采一體化工藝發展了智能完井和分層注水工藝，真正實現了不動管柱選擇性分段注水和采油，為致密油藏吞吐采油提高油藏動用程度提供了重要方法。

(2)遠程一體化操控和在線監測預警系統為注采油藏動態數據的錄取和方案的及時調整提供了保障，是實現地質工程一體化和智能油田開發的關鍵。

(3)現場試驗結果驗證了水平井3段注采工藝管柱的安全性和可靠性，解決了長水平段井的施工難題，增強了技術人員的信心。

(4)目前該工藝還處于試驗階段，注-采的有效輪次還需要時間持續驗證，由于吞吐工藝管柱長期處于高低壓交替變換的工況運行，管柱的穩定性、封隔器的密封性和注采器水嘴的靈活可靠性是工藝成功的關鍵，也是今后需要加強研究的重點和方向。