水平井梯度復合控水技術在渤海油田的應用

張永磊

中海石油（中國）有限公司天津分公司（天津 300459）

隨著渤海油田勘探開發的逐步深入，水平井、大位移井、分支井等高難度的復雜井蓬勃發展，然而水平井由于自身特點，相對于直井來說很難區分出出水點，更加容易出現含水率上升快，高含水甚至水淹的情況，導致油井產油量急劇減少。目前，渤海油田水平井普遍采用裸眼篩管完井方式，針對此完井方式，水平井的控/堵水成為水平井治理的重點及難點，已成為影響水平井穩產的重要技術瓶頸。結合裸眼篩管完井水平井控水堵水工藝現狀，研究出一種適用于該完井方式的控水工藝。利用夾層、ACP管外化學封隔對水平段進行分段，下入生產控制器控水管柱，進行分段找、控水。通過機械與化學組合治水，既能避免單一的堵水措施有效期短、風險大等問題，能夠有效減少現場施工中起下管柱的次數，極大提高了作業時效，節約了成本，具有良好的現場應用價值。

1 環空化學封隔（ACP）技術

1.1 ACP的原理及特性

環空化學封隔（ACP）技術是借助油管和跨式封隔器，在篩管外與井壁之間的環空定向注入可形成化學分隔層的固化液，靜置一段時間，凝固后可形成不滲透的高強度段塞，阻礙流體在環空中的流動，達到隔離環空的目的。ACP材料具有以下特性：

1）觸變特性。ACP 材料在高剪切狀態下流動性好、靜止狀態下能夠迅速形成網狀結構，從而避免重力的不利影響，對水平環空實現有效封隔。

2）可控膠凝性。加入引發劑后，ACP 會由觸變流體成為高強度黏彈固體，且隨著引發劑濃度的增加，ACP 的膠凝時間會減少，可根據現場作業需求，控制膠凝時間。

3）抗壓強度高。膠凝后的ACP 具有較強的抗壓能力，在有機玻璃管內，化學封隔器段塞在0.8 MPa/m 下，未發生滑移，說明ACP 具有較高的抗壓強度，能夠滿足一般條件下的封堵作業。

4）熱穩定性。膠凝后的ACP 在90 ℃條件下，1.5 年內穩定；130 ℃條件下，5 個月內強度保留率88.6%，說明ACP具有良好的長期穩定性。

1.2 ACP擠注工藝

擠注管柱由帶孔圓堵、單流閥、2 個K344 壓力膨脹式封隔器組成，封隔器之間是定壓注入閥，再往上是定位密封，如圖1所示。通過精確配管，使定位密封插入頂部懸掛器行定位，K344封隔器位于隔夾層（篩管短節）的上下兩根盲管內，注入ACP藥劑時，由于單流閥的阻流作用，地面達到3 MPa以上泵壓時，注入閥開啟，同時K344 封隔器在壓力作用下膠皮膨脹，座封在盲管上，ACP 藥劑通過注入閥，經由短篩管注入到防砂管柱與地層的環空。擠注完成后，井口停泵泄壓，K344封隔器膠皮回收，上提即可解封，上提管柱至頂部封隔器以上，在30～50 m3/h范圍內大排量反循環沖洗，充分循環2個井筒容積，將管柱內殘留的ACP藥劑循環返出。

圖1 ACP注入管柱示意圖

2 纜控分層采油控水技術

2.1 纜控分層采油控水管柱工藝原理

電纜控制分層采油控水管柱主要由生產管柱和分層控制管柱兩部分組成，根據油藏需要，先用ACP 管外封隔將水平井射孔層分成兩個或兩個以上生產層段，每個層段對應放置一個生產控制器，生產控制器可錄取井下分段流量、壓力、溫度等數據，通過電纜上傳給地面控制器存儲并顯示。通過數據采集和分析，得出各個層段的的生產情況。同時，也可以根據油藏需要，由地面控制器給生產控制器發送指令調節其水嘴開度，從而實現分段配產，實現各層段的均衡采出。

2.2 纜控分層采油控水工藝管柱設計

纜控分層采油控水工藝管柱（圖2）從下到上依次設置有圓堵、2#生產控制器、1#隔離封隔器、1#生產控制器、定位密封、滑套、工作筒、Y 接頭，堵塞器投入后與工作筒配合，Y接頭另一側連接電泵系統，Y 接頭之上為常規過電纜封隔器和井下安全閥，鋼鎧電纜隨管柱一起下入，電纜纜芯與生產控制器連接，實現通信，電纜固定在管柱表面，穿過采油樹之后，連接到地面的地面控制器，地面控制器與上位機通過數據線連接，上位機含操作軟件，由上位機發送指令，并傳遞給對應的生產控制器，生產控制器按照指令動作，進行開度調節。生產控制器有開度傳感功能，開度大小可以在上位機上實時顯示；另外，生產控制器設置有流量、壓力、溫度傳感器，需要監測哪個生產控制器對應的參數，只需在上位機上操作即可，參數由上位機軟件實時顯示。

圖2 纜控分層采油控水管柱示意圖

為了更好地保護電纜，防砂段采用73.025 mm（2?"）短油管，同時配合專用的電纜保護接箍，將電纜固定于油管表面。

2.3 技術特點

1）地面完成井下各層產量實時調節，無需動管柱或鋼絲、電纜等作業。

2）生產控制器油嘴開度大小可無級調控，精確滿足油藏產量調節要求。

3）每一層的產液量、壓力和溫度均可實時、長期在線監測，流量可邊測邊調。

4）一趟管柱即可實現分段測試、找水、堵水、配產等目的。

5）可針對某一層進行酸化、調剖等作業。

3 現場應用

3.1 基本井況

實驗井為渤海油田旅大油礦一口水平生產井，裸眼篩管完井，位于油田高部位，純油層，采出程度低，潛力大；2011年2月18日投產，日產液85 m3，不含水。2016 年3 月故障停泵，2016 年8 月復產后含水95%左右。該井井含水呈現階梯式上升（8 個月無水采油期），由于油水黏度比大，地層水容易發生指進，導致油井局部見水，含水快速上升。

該井局部出水嚴重，采出程度低，含水高，亟需開展找控水作業，改善開發效果。

3.2 現場作業流程

1）洗壓、井，拆采油樹，起原井生產管柱。

2）下通井沖洗管柱，大排量反循環沖洗防砂段。

3）下入ACP擠注管柱。

4）擠注ACP 段塞。①試注，排量13 m3/h，壓力12 MPa，試注完畢進行ACP 段塞注入；②擠注清洗液20 m3，排量8～10 m3/h，壓力9～10 MPa；③擠注隔離液0.75 m3，排量10 m3/h，壓力10 MPa；④擠注ACP 段塞1.65m3，排量8 m3/h，壓力10 MPa；⑤擠注隔離液0.75 m3，排量8 m3/h，壓力10 MPa；⑥擠注頂替液12.8 m3，排量6～8 m3/h，壓力8～10 MPa，注入完畢；⑦上提擠注管柱90 m，提至頂部封隔器以上，反循環清洗管柱內外殘留的ACP材料，關井候凝12 h。

5）驗封。下擠注管柱到3 060～3 090 m 的ACP段塞的不同位置，正打壓2 MPa×10 min，穩壓不降，驗證封堵效果良好。

6）下入纜控分層采油控水管柱，座采油樹，啟泵投產。

3.3 應用效果

通過對渤海油田旅大油礦某井控水措施前后生產情況對比可以看出（表1），產液量明顯降低，產油量變化不大，產水量大幅降低，控水效果有了明顯的改善，含水率略有降低。后期可通過調節生產控制器水嘴開度，嘗試各種狀態下的產出狀況，若增油效果仍不明顯，可對高含水層段實施化學堵劑堵水。水平井梯度復合控水技術的現場應用，既能避免單一的堵水措施有效期短、風險大等問題，又能能夠有效減少現場施工中起下管柱的次數和鋼絲、電纜作業產生的作業費用；極大提高了作業時效，預計節約成本300萬元，具有良好的現場應用價值。

表1 某井控水措施前后生產情況對比

4 結論

1）采用化學封隔與纜控分層組合治水方法，實現一趟管柱情況下完成找水、控水作業，能夠有效減少現場施工中起下管柱的次數，極大提高了作業時效，節約了成本，具有良好的現場應用價值。

2）該工藝可實現水平井分段開采功能，解決了井斜大無法進行鋼絲、電纜作業的問題，相較于傳統機械丟手分采管柱，可有效控制各層產液量。

3）對于每一層的產液量、壓力和溫度均可實時、長期在線監測，流量可邊測邊調，方便可靠，對提高水平井單井產量，穩油控水具有重要意義。