致密油水平井分段注采一体化管柱研究*

张 鹏 李鹏辉 蒲春生

(1.中国石油大学(华东)石油工程学院 2.中国石油大学(华东)非常规油气开发教育部重点实验室 3.中国石油吐哈气举技术中心)

0 引 言

致密油是当前非常规能源开发的重要领域[1-3]，三塘湖盆地二叠系致密油已探明地质资源量为4.63×108t，初期开发采用水平井+多簇射孔分段体积压裂技术路线[4-6]，平均水平段长933 m、压裂段数10段、单段液量1 600 m3。该技术的特点是压后见油快、产量高，同时地层压力下降快，产量第一年递减率近50%，一次采收率仅2.5%。因此通过注水吞吐技术补充地层能量进行油水置换，已成为三塘湖盆地致密油区块水平井压裂后提高单井产量的重要手段[7-9]，平均单井吞吐3轮次，最高已达到5轮次。受储层非均质性影响，合层笼统注水吞吐工艺中，注入水始终优先充满高孔隙度、高渗透带或裂缝层，低渗透层不能够充分利用，这成为制约油田开发的主要问题。

国内学者相继开展了水平井浅测分段注水工艺、水平井井下分注工艺、超深双台阶水平井分注及酸化一体化工艺等的研究和试验，在一定程度上满足了水平井分层注水的需求，但存在着分注段数受限、连续管投捞水嘴成本高以及压力波测调难度大等技术难题[10-13]，同时，注水完成后需要更换原井管柱重新下合层采油完井管柱进行采油，程序繁琐，且无法实现精准分段采油。智能完井技术自1997年世界首次应用以来，逐步形成了液压控制和电信号控制完井系统，并在国内外多个油田开展了矿场试验[14-15]。2016年吐哈油田开展了电控智能完井技术现场试验，实现了油井不同层段的选择性采油，受井下温度和井身结构影响，该技术仅在直井中试验，成熟度还不高[16-17]。

本文针对合层笼统注采工艺存在的不足，借鉴智能完井和水平井分段注水工艺思路，创新设计了水平井注水吞吐一体化工艺，一趟管柱即可实现水平井分段注采功能，为非均质油藏储量的有效动用提供了技术支撑。

1 水平井注采(吞吐)一体化工艺

1.1 工艺原理

水平井注采一体化工艺设备包括地面控制系统和井下注采管柱。地面控制系统由远程监控设备、地面测调仪及电缆组成；井下注采管柱由泵座、安全丢手接头、过电缆水力锚、过电缆封隔器、智能注采器、过电缆扶正器及尾堵组成。水平井分段注采一体化管柱结构示意图如图1所示(以2段注采为例)。

1—远程监控设备；2—地面测调仪；3—电缆；4—井口；5—泵座；6—安全丢手接头；7—过电缆水力锚；8—过电缆封隔器；9—智能注采器；10—过电缆扶正器；11—尾堵。

注水(吞)阶段，远程监控设备通过无线网远程给地面测调仪发出分段调配指令，地面测调仪再通过电缆将指令传递给井下各智能注采器，内置注采水嘴根据接收到的指令进行流量开度大小调节，使各层注水量达到方案设计，当累计注水量达到设计值后即自动停止该层注水。

采油(吐)阶段，通过向井下智能注采器发送指令自动开启并调节生产层段的流量开度大小，按采油设计进行分段采油，采油过程中智能注采器可实时读取井下各层压力、温度以及流量等数据，并实时、快速地反馈给地面控制系统，为油藏工程师和采油工程师提供观测与分析，随时调整油井工作制度，以实现对油藏的充分开发。

1.2 技术特点

(1)注采一体化完井管柱不受分段数限制，不动管柱选择性分段注水和采油。

(2)远程一体化操控根据需要实时调整各层段的注采量和速度，无需现场作业。

(3)在线监测预警系统实时监测各层段流量、压力和温度参数，动态管理油藏。

(4)智能注采器可设置自动调节水嘴开度大小，按照分层压力实现自适应注水。

(5)一体化管柱设计电缆罩、保护卡和扶正器等安全工具，确保斜井段安全起下。

(6)一体化管柱兼容油井自喷生产和机抽采油方式，自喷后可转机抽泵生产。

1.3 技术指标

(1)满足3 500 m的井深(垂深)和水平段长度为1 000 m，2～4段注采需求。

(2)满足注入压力50 MPa、井温120 ℃、ø139.7 mm套管井多轮次(≥3次)高压差注采工艺需求。

(3)单层日注水量不大于100 m3，全井日注水量不大于500 m3。

(4)满足ø4 mm电缆穿越井下封隔器和井口，满足20-125RH型和25-150RH型杆式泵机采安装要求。

2 主要工具研制

2.1 智能注采器

2.1.1 工作原理

智能注采器内置测调控制芯片，其工作原理如图2所示。智能注采器通过电缆接收地面控制系统发送的指令信号，再通过电机驱动柱塞式水嘴，调节流量开度大小。同时，注采器内的流量、压力和温度传感器将采集到的信号反馈给控制芯片，通过电缆反向传输给地面控制系统，可实时在线监测与分析。注水时，水流通过流量计及注采水嘴进入注入层段，同时通过中心过流通道进入下层注采器；采油时，油水介质经注采器注采水嘴进入油管。验封短节内置的两个压力传感器分别与油管及地层相通，可测试注采器内、外压力，实现各层封隔器自验封。

图2 智能注采器工作原理图

2.1.2 结构及特点

智能注采器主要由上接头、通信短节、过流通道、流量计、柱塞式水嘴、电路及验封短节、下接头等部分组成，如图3所示。其主要特点如下：①柱塞调节水嘴采用压力平衡设计，可消除压差对开启的影响，实现了高压差条件下流量连续可调[18]；选用陶瓷耐磨氧化锆材料，耐腐蚀、抗冲蚀，其结构如图4所示。②注采器可实时监测油管内外压力和温度数据，动态获取封隔器密封性和油藏参数。③采用耐高温、大扭矩电机，其额定扭矩为6 N·m，最高工作温度为150 ℃，可保障注采水嘴开关的灵活性和可靠性。④注采器内部采用模块化设计，相互独立，可靠性高，且更换方便。

1—上接头；2—通信短节；3—流量计；4—水嘴短节；5—电路及验封短节；6—下接头。

图4 柱塞式水嘴结构示意图

2.1.3 主要技术参数

外径/通径：114 mm/46 mm；

长度：1.37 m；

耐温/耐压差：120 ℃/50 MPa；

测压范围：0～70 MPa，精度0.1%；

测温范围：0～120 ℃，精度±0.5 ℃；

流量范围：0～100 m3/d，精度2%。

2.2 过电缆封隔器

2.2.1 结构

过电缆封隔器由过电缆通道、上接头、胶筒、液缸、中心管、下接头、坐封及解封机构等组成，其结构示意图如图5所示。

1—上接头；2—胶筒；3—液缸；4—中心管；5—坐封及解封机构；6—下接头。

2.2.2 工作原理

采用Y341-114过电缆封隔器，坐封时，通过油管加压，先剪断防坐封剪钉，液缸活塞上行压缩胶筒封隔油套环空，同时坐封液缸被锁尺机构锁定防止回弹，油管泄压后胶筒始终处于压缩状态，保持较高接触应力实现长效密封；解封时，通过上提管柱，剪断解封剪钉，液缸下行，胶筒回弹完成解封。

2.2.3 主要技术特点

(1)封隔器采用双偏心设计结构(见图6)，保证了较大中心过液通道和电缆穿越通道，电缆直穿封隔器中间无续点，可靠性和安装效率高。

图6 封隔器剖面示意图

(2)采用双坐封液缸设计，坐封力小，承压差高，满足注采高压差交替的井况环境。

(3)无卡瓦、锚牙机构，管柱上提逐级解除封隔器，整体解封，卡管风险小。

2.2.4 主要技术参数

外径/内通径：114 mm/42 mm；

长度：1.60 m；

耐温/耐压：120 ℃/50 MPa；

启动/坐封压力：6 MPa/15 MPa；

过电缆通径：6 mm。

2.3 地面系统及辅助工具研制

2.3.1 地面控制系统

地面控制系统由地面测调仪及远程监控软件组成，如图7所示。地面测调仪内置SIM卡，负责远程监控单元与井下智能注采器的实时双向通信，无线发布指令调节各智能注采器开度大小，接收井下智能注采器的流量、压力和温度等实时数据，监测数据以曲线方式显示和永久储存。具有防水和防爆功能，适应-40～85 ℃的工作环境。

图7 地面控制系统

2.3.2 辅助工具

为保证一体化管柱在斜井段及水平井中的安全起下作业，研制了电缆头保护罩、加厚型电缆护卡、应急丢手工具和过电缆扶正器等辅助工具。电缆头保护罩将电缆头由外漏式变为内藏式，外径114 mm加厚型电缆护卡在油管接箍处固定电缆，防止电缆在油套环形空间内堆积被挤坏，避免了电缆剐蹭的风险。电缆保护工具如图8所示。

图8 电缆保护工具

过电缆扶正器如图9所示。其外径设计为管柱最大外径，始终使管柱在套管内居中，减小了下入过程中管柱的偏磨，降低了下入难度，并保证封隔器胶筒居中，避免在射孔炮眼处刮伤，确保封隔器胶筒的完好性和密封可靠性。

图9 过电缆扶正器

应急丢手工具如图10所示。工具设计为上提丢手方式，丢手力根据井深设置，一体化管柱长期工作后因各种原因无法正常解封的情况下，可实现安全丢手，起出上部管柱后再下入专用打捞设备打捞剩余工具，可避免大修。

图10 应急丢手工具

3 施工注意事项

(1)一体化管柱下入要匀速平稳，全井段禁止猛停猛放，时刻注意指针表悬重变化，避免电缆及工具磕碰损伤。

(2)智能注采器入井前要进行电缆信号检测，入井后每下入300 m管柱检测一次电缆信号状态。

(3)专人负责油管和电缆护卡的安装，在井口放置卡瓦时，须将电缆置于卡瓦空隙处并拉直，避免被夹伤。

(4)一体化管柱入井后至封隔器坐封前须保证套管液满，禁止长时间停止作业，防止建立油套压差使封隔器中途坐封。

(5)坐封封隔器时，油管按阶梯式加压操作，完成坐封后泄压一定要平稳，突然泄压存在封隔器解封风险。

4 现场试验

2020年10月，注采一体化工艺管柱首次在吐哈油田湖-X水平井进行现场试验。该井于2017年2月采用5段14簇桥塞体积压裂投产，射孔段1 737.0～2 326.5 m，水平段总长993.0 m，造斜点1 369.0 m，每25 m井段最大狗腿度7.82°。2018年开始转笼统注水，累计注水1.7万m3，测吸水剖面发现段间吸水差异较大(见表1)。为有效改善段间吸水差异，提高该井储量动用程度，采用注采一体化工艺技术分三段注采，1～6射孔段为第一段，7～12射孔段为第二段，13～14射孔段为第三段。现场施工如图11所示。

图11 现场施工图

表1 湖-X水平井吸水情况表

4.1 管柱入井、封隔器坐封及验封

2020年10月，一体化管柱按照设计下至指定位置(见表2)，安装好过电缆井口，测试电缆信号正常。

表2 封隔器-注采器设计位置 m

封隔器坐封：关闭全部智能注采器，用400型水泥车从油管加压坐封封隔器，依次憋压5、10、15和20 MPa，各点观察5 min，油管无压降，套管溢流在10 MPa后完全消失；油管加压至25 MPa，观察30 min，油管无压降，套管无溢流，完成封隔器坐封。

封隔器验封：开启第3段智能注采器并持续注水，进行第3级封隔器验封,数据显示第3层注采器外压40.2 MPa，第2层注采器外压25.6 MPa，第3级封隔器上下压差14.6 MPa，第3级封隔器密封效果良好(见图12)。同理，依次开启第2段和第1段智能注采器水嘴持续注水，进行第2级和第1级封隔器验封，结果显示，封隔器上下压差不小于14 MPa，证明各级封隔器密封良好。

图12 第3级封隔器验封图

4.2 分段注水及分采验证试验

按照工艺配注设计，初始各段配注量分别为10、0、20 m3/d，开展分层流量测试调配。调配后，通过实时监测显示各层实际平均配注10.09、0、20.28 m3/d，单层最大误差1.4%，全井误差1.2%，井下压力和温度数据读取功能均正常，目前第1段和3段分别累计注入1 430和2 100 m3，取得了较好的应用效果。图13为该井第3层流量、压力和温度生产参数实时监测曲线。

图13 第3层流量、压力和温度生产参数实时监测曲线

5 结论及展望

(1)水平井注采一体化工艺发展了智能完井和分层注水工艺，真正实现了不动管柱选择性分段注水和采油，为致密油藏吞吐采油提高油藏动用程度提供了重要方法。

(2)远程一体化操控和在线监测预警系统为注采油藏动态数据的录取和方案的及时调整提供了保障，是实现地质工程一体化和智能油田开发的关键。

(3)现场试验结果验证了水平井3段注采工艺管柱的安全性和可靠性，解决了长水平段井的施工难题，增强了技术人员的信心。

(4)目前该工艺还处于试验阶段，注-采的有效轮次还需要时间持续验证，由于吞吐工艺管柱长期处于高低压交替变换的工况运行，管柱的稳定性、封隔器的密封性和注采器水嘴的灵活可靠性是工艺成功的关键，也是今后需要加强研究的重点和方向。