賈貽勇，李永康

（1.中國(guó)石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東東營(yíng)257000；2.中國(guó)石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院，山東東營(yíng)257000）

勝坨油田層段多、單元儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，層內(nèi)各韻律層儲(chǔ)量動(dòng)用狀況存在較大差異，需要分層注水。但經(jīng)過50余年的開發(fā)，勝坨油田注水井套管損壞嚴(yán)重，套損注水井占開井總數(shù)40.4%。對(duì)油層段套損井，下入內(nèi)徑102.0mm或90.0mm的貼補(bǔ)管，配合二次循環(huán)固井，再造井壁，簡(jiǎn)稱油層貼堵。對(duì)淺層段套損井，采用水泥封堵漏失點(diǎn)，簡(jiǎn)稱淺層堵漏；或下入內(nèi)徑108.0mm的貼補(bǔ)管，配合二次循環(huán)固井，再造井壁，簡(jiǎn)稱淺層貼堵[1]。套損注水井治理后由于缺少分層注水手段，無法滿足油藏開發(fā)需求。

目前，國(guó)內(nèi)外套損井分層注水主要有油套分注、套變井分注和簡(jiǎn)單卡封分注等3種方式。油套分注方式只能兩段分注，但套注會(huì)加劇套管的腐蝕，造成套管漏失，不適宜長(zhǎng)期注水；套變井分注應(yīng)用的?105.0mm封隔器只能用于套管內(nèi)徑112.0mm的注水井[2–3]，無法用于套管內(nèi)徑小于108.0mm的注水井；簡(jiǎn)單卡封分注主要應(yīng)用于淺層堵漏井，采用封隔器將堵漏段與注水段分隔開，套漏處承壓能力低，易再次漏失，造成砂埋注水管柱。現(xiàn)有分層注水井測(cè)調(diào)儀器適用于內(nèi)徑不小于46.0mm的分層注水工具，而套損井分層注水工具的內(nèi)徑小，測(cè)調(diào)儀器無法通過?，F(xiàn)有套損分層注水技術(shù)和測(cè)調(diào)技術(shù)無法滿足勝坨油田套損井的分層注水要求。為此，筆者針對(duì)勝坨油田套損井的特點(diǎn)，研制了高膨脹小直徑封隔器、小直徑分層注水工具和夾壁腔裝置，形成了不同套損注水井分層注水技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了過淺層貼堵段、內(nèi)徑90.0mm套管和超越堵漏段的分層注水，現(xiàn)場(chǎng)成功應(yīng)用59井次；同時(shí)，針對(duì)現(xiàn)有測(cè)調(diào)儀器不適用于內(nèi)徑小于46.0mm的分層注水工具的問題，研究了配套的套損井測(cè)調(diào)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了套損注水井分層注水的準(zhǔn)確測(cè)調(diào)。

1 套損井分層注水技術(shù)

在滿足注水、測(cè)調(diào)、作業(yè)的前提下，針對(duì)不同井況，采取不同的治理思路，實(shí)現(xiàn)套損井分層注水。針對(duì)淺層貼堵井套管內(nèi)徑上小下大的問題，研制了高膨脹系數(shù)的小直徑封隔器，形成了過淺層貼堵段分層注水技術(shù)；針對(duì)油層貼堵后套管內(nèi)徑為90.0和102.0mm的小井眼注水井，研制了小直徑分層注水工具，形成了小眼井細(xì)分層注水技術(shù)；針對(duì)淺層堵漏井無法承壓洗井的問題，研制了夾壁腔裝置，實(shí)現(xiàn)了過堵漏段進(jìn)行洗井，形成了封竄可洗井的分層注水技術(shù)。

1.1 過淺層貼堵段分層注水技術(shù)

淺層自由套管段發(fā)生套管變形、漏失的注水井，實(shí)施淺層貼堵后，貼堵段套管內(nèi)徑縮小，而貼堵段以下的套管內(nèi)徑不變。常規(guī)封隔器的外徑比貼堵管的內(nèi)通徑大，無法通過貼堵段，而現(xiàn)有的小直徑封隔器無法在常規(guī)套管段內(nèi)有效坐封。因此，需要研制可通過貼堵段、具有高膨脹性能的小直徑封隔器。

對(duì)比擴(kuò)張式封隔器（K型）和壓縮式封隔器（Y型）的結(jié)構(gòu)發(fā)現(xiàn)，擴(kuò)張式封隔器的結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，易于改進(jìn)，因此，在擴(kuò)張式封隔器基礎(chǔ)上，研制小直徑高膨脹系數(shù)封隔器。綜合考慮套管內(nèi)徑和作業(yè)、測(cè)調(diào)施工要求等因素，設(shè)計(jì)封隔器鋼體最大外徑為95.0 mm，中心管內(nèi)徑為49.8mm，膠筒最大外徑為90.0mm，膠筒厚度為13.5mm，總長(zhǎng)度為800.0mm，其中，密封段膠筒長(zhǎng)度為540.0 mm?？紤]作業(yè)遇卡打撈等因素，要求封隔器的抗拉強(qiáng)度達(dá)到600 kN以上，通過計(jì)算不同材質(zhì)中心管的抗拉強(qiáng)度，選用42CrM o管材加工中心管。經(jīng)計(jì)算，42CrMo中心管的抗拉強(qiáng)度為730.02 kN，滿足生產(chǎn)需求。

為實(shí)現(xiàn)高膨脹坐封，利用ABAQUS軟件模擬了不同壓力及溫度下膠筒的應(yīng)力分布，結(jié)果見圖1。由圖1可以看出：內(nèi)層簾布端部和膠筒肩部為應(yīng)力集中位置；溫度不變、內(nèi)壓升高時(shí)，膠筒最大應(yīng)力增大，內(nèi)層簾布端部和膠筒肩部仍為最大應(yīng)力集中位置；內(nèi)壓不變、溫度升高時(shí)，橡膠在高溫下變軟，膠筒最大應(yīng)力略有降低，但內(nèi)層簾布端部和膠筒肩部仍然是應(yīng)力集中位置。因此，內(nèi)層簾布端部和膠筒肩部為膠筒的薄弱節(jié)點(diǎn)。

根據(jù)模擬結(jié)果對(duì)封隔器膠筒進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)：首先，選用N220S膠筒，膠筒實(shí)測(cè)拉伸強(qiáng)度為15MPa，實(shí)測(cè)擴(kuò)張性能為150 mm，各項(xiàng)指標(biāo)均高于現(xiàn)行標(biāo)準(zhǔn)HG/T 2701—2016；其次，延長(zhǎng)膠筒內(nèi)部簾布，降低簾布端部應(yīng)力；最后，膠筒上肩部增加保護(hù)結(jié)構(gòu)，以減小應(yīng)力集中造成的膠筒肩部變形。改進(jìn)后，膠筒肩部最大應(yīng)力降低了40%。封隔器坐封壓力為0.7～0.8MPa，從油管內(nèi)正向加壓25MPa，未發(fā)生刺漏，膠筒耐壓達(dá)到要求；從油套環(huán)形空間反向加壓15MPa，未發(fā)生滲漏，坐封性能達(dá)到要求，膠筒膨脹系數(shù)達(dá)到1.38。

利用研制的高膨脹小直徑封隔器，組成了過淺層貼堵段分層注水管柱，該注水管柱自上而下依次為安全接頭、KTP-92配水器、K344-96高膨脹封隔器、KTP-92配水器和沉砂底篩堵[4]（見圖2）。為保證管柱居中，加裝了合金鋼彈性扶正器。注水時(shí)，依靠油管內(nèi)注水壓力，通過配水器產(chǎn)生的節(jié)流壓差使封隔器坐封，實(shí)現(xiàn)分層注水。

1.2 小眼井細(xì)分層注水技術(shù)

油層段套管縮徑、腐蝕嚴(yán)重的注水井，采取磨銑、通井、側(cè)鉆和貼堵等措施后，套管內(nèi)徑會(huì)縮小為90.0或102.0mm。對(duì)于套管內(nèi)徑90.0mm的套損注水井，因無與其配套的分層注水工具，只能籠統(tǒng)注水；對(duì)于套管內(nèi)徑102.0mm的套損注水井，雖可實(shí)施分層注水，但油層停注時(shí)，封隔器易因?qū)娱g壓差大而失效，導(dǎo)致分層注水管柱有效期短。

圖1 膠筒應(yīng)力分布模擬結(jié)果Fig.1 Stressdistribution of rubber cylinder

圖2 過淺層貼堵段分層注水管柱Fig.2 Layering injection string diagram for patching and p lugging section

綜合考慮套管內(nèi)徑和作業(yè)、測(cè)調(diào)施工要求的操作空間，研制了K 344-82小直徑擴(kuò)張型封隔器（見圖3）[5–6]，其外徑由113.0mm縮小至82.0mm。根據(jù)油井生產(chǎn)對(duì)封隔器抗拉強(qiáng)度的要求，封隔器本體選用42CrMo材質(zhì)，經(jīng)計(jì)算封隔器中心管抗拉強(qiáng)度為680 kN。注水時(shí)，依靠油管內(nèi)注水壓力，通過配水器產(chǎn)生的節(jié)流壓差，使封隔器坐封，實(shí)現(xiàn)了?90.0mm套管內(nèi)卡封分層注水。

針對(duì)層間差異大和含有動(dòng)停層、方停層的注水井注水時(shí)封隔器上下壓差較大的問題，為提高分層注水管柱的耐壓性能，研制了高壓差Y341-94封隔器（見圖4）。該封隔器的外徑為94.0mm，上下密封壓差均達(dá)到30MPa。利用API油套管抗擠壓公式[7]，計(jì)算出封隔器膠筒支撐管抗擠壓強(qiáng)度為8MPa，滿足勝坨油田注水井對(duì)注入壓力的需求。

圖3 小直徑擴(kuò)張型封隔器的結(jié)構(gòu)Fig.3 Structure of small diameter expansion packer

圖4 Y341-94封隔器的結(jié)構(gòu)Fig.4 Structure of Y341-94 packer

小井眼高壓差分層注水管柱自上而下依次為安全接頭、KTP-92配水器、Y341-94封隔器和沉砂底篩堵。注水時(shí)，壓力依次增大至12，15和18 MPa，每個(gè)壓力點(diǎn)穩(wěn)壓5m in，以確保封隔器坐封成功，實(shí)現(xiàn)高壓差井?102.0 mm套管內(nèi)的精細(xì)分層注水。

1.3 封竄可洗井分層注水技術(shù)

部分淺層套管漏失的注水井堵漏后，堵漏段承壓低，無法有效洗井。同時(shí)，堵漏點(diǎn)存在失效后返吐風(fēng)險(xiǎn)，二次作業(yè)遇卡率和大修率高。為避免高壓水經(jīng)過堵漏段造成二次漏失，達(dá)到有效洗井目的，研制了一種夾壁腔裝置（見圖5）。該裝置與Y 342封隔器配套使用[8–9]，封隔器坐封后可以對(duì)堵漏段進(jìn)行卡封保護(hù)；洗井時(shí)，洗井液由上封洗井通道進(jìn)入夾壁腔通道，越過堵漏段，由下封洗井通道流出，實(shí)現(xiàn)反洗井。

圖5 夾壁腔裝置的結(jié)構(gòu)Fig.5 Structureof double wall cavity device

封竄可洗井分層注水管柱自上而下依次為Y342上封隔器、同心雙管、Y342下封隔器和分層注水管柱。封隔器采用液壓坐封，旋轉(zhuǎn)上提可解封。封隔器坐封后，膠筒座與中心管之間的通道打開，通過同心雙管的連接，實(shí)現(xiàn)上封、下封兩側(cè)套管環(huán)空的連通。上下封隔器坐封后洗井通道自動(dòng)打開，洗井通道面積達(dá)到1 400mm2。

2 套損注水井測(cè)試調(diào)配技術(shù)

測(cè)試資料是反應(yīng)地層吸水狀況的重要資料，油藏開發(fā)需要根據(jù)生產(chǎn)情況對(duì)注水井的配水量進(jìn)行調(diào)整，而測(cè)調(diào)是分層注水井實(shí)現(xiàn)配注調(diào)整的重要手段。適用于正常注水井測(cè)調(diào)一體化儀器的外徑為42.0mm，與小井眼分層注水工具的最小內(nèi)徑相同，測(cè)調(diào)儀器無法通過套損井段的分層注水工具，不能測(cè)取分層注水?dāng)?shù)據(jù)。因此需要研制可在內(nèi)徑42.0 mm分層注水工具內(nèi)進(jìn)行起下操作、調(diào)節(jié)扭矩可達(dá)110 N·m的小直徑測(cè)調(diào)儀器，以滿足調(diào)節(jié)套損分層注水井配水器的需求[10–14]。

為了減小測(cè)調(diào)儀器的直徑，增大調(diào)節(jié)扭矩，對(duì)現(xiàn)有測(cè)調(diào)儀器進(jìn)行改進(jìn)。首先，將減速器增加為2組，一組為內(nèi)置式行星齒輪減速器，與直流電機(jī)協(xié)同工作，減速比為791:1；一組為外置式行星齒輪減速器，外齒筒直徑與儀器外徑一致，齒輪、輸出軸直徑相應(yīng)增大，將傳輸?shù)膭?dòng)力串聯(lián)起來，使井下測(cè)調(diào)機(jī)械手調(diào)節(jié)扭矩增加50%，在此基礎(chǔ)上，降低電機(jī)功率，將電機(jī)直徑由38.0mm減小至32.0mm，儀器外徑相應(yīng)由42.0mm減小至38.0mm。其次，將拉動(dòng)絲杠在螺旋套內(nèi)上下運(yùn)動(dòng)的螺塊改為滾球，將滑動(dòng)摩擦變成滾動(dòng)摩擦，以降低摩擦阻力，增大輸出扭力，儀器的調(diào)節(jié)扭矩達(dá)到150 N·m，可以滿足小直徑測(cè)調(diào)一體化儀器對(duì)調(diào)節(jié)扭矩的需求。

勝坨油田注水井的注入壓力≤25MPa，主要目的層埋深為2 000.00～2 500.00m，注水井單井配注量≤300 m3/d。小直徑測(cè)調(diào)一體化儀器的壓力量程為0～60MPa、精度為0.5‰；溫度量程為–40～125℃，誤差為±1℃；流量量程為0～500m3/d，精度為1.5%。在耐溫、耐壓和測(cè)試量程等方面，小直徑測(cè)調(diào)一體化儀器均可滿足勝坨油田套損注水井的測(cè)調(diào)需求。

為了保證測(cè)試資料的準(zhǔn)確性，制定了詳細(xì)的測(cè)試規(guī)范。在井口至沉砂底篩堵之間進(jìn)行測(cè)試時(shí)，測(cè)調(diào)儀器先下探至沉砂底篩堵、再上提測(cè)試，在沉砂底篩堵與最下一級(jí)配水器之間選取一個(gè)測(cè)試點(diǎn)測(cè)取1個(gè)數(shù)據(jù)，在每級(jí)配水器處采用降壓測(cè)試的方法選取一個(gè)測(cè)試點(diǎn)測(cè)取5個(gè)數(shù)據(jù)，在最上一級(jí)配水器至井口的油管中，每隔500.00m選取一個(gè)測(cè)試點(diǎn)測(cè)取1個(gè)數(shù)據(jù)，在測(cè)試時(shí)要求每個(gè)測(cè)試數(shù)據(jù)穩(wěn)定5 min，通過一次測(cè)試即可判斷分層注水管柱所有節(jié)點(diǎn)的有效性。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

截至2019年8月，勝坨油田59口套損注水井應(yīng)用了套損井分層注水技術(shù)，分層注水成功率達(dá)到100%，大修費(fèi)用減少了1019.89萬元。注水層段增加了65個(gè)，測(cè)試成功率100%，層段合格率84.5%，水驅(qū)控制儲(chǔ)量恢復(fù)了477.9×104t。對(duì)應(yīng)油井102口，累計(jì)增油3797 t，按照勝坨油田油價(jià)、成本折算，效益增加342.7萬元。

勝坨油田的注水井A井位于單元中部，因油層段套變嚴(yán)重，只能籠統(tǒng)注水，造成注采井網(wǎng)不完善，潛力油層得不到有效動(dòng)用，對(duì)應(yīng)油井B井和C井含水率上升、產(chǎn)量下降，其中B井含水率由95.8%升至96.8%，日油產(chǎn)量由1.3 t降至1.0 t，C井含水率由98.2%升至98.7%，日產(chǎn)油量由5.7 t降至4.5 t。2017年10月，A井應(yīng)用套損井分層注水技術(shù)重新分2段注水，第1段配注量為40m3/d，第2段配注量為100 m3/d。通過測(cè)調(diào)，第1段日注水量為40 m3，第2段日注水量為90m3，各層段注水量為配注量的80%～120%，層段合格率達(dá)到100%，對(duì)應(yīng)油井含水率下降，日增油5.8 t，取得了良好效果（見圖6）。

圖6 注水井A井對(duì)應(yīng)的油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線Fig.6 Dynam ic production curvesof oil wells corresponding towater injection well A

4 結(jié)論與建議

1）針對(duì)套損注水井的不同井況，研制了K344-96高膨脹封隔器、小直徑系列分層注水工具和夾壁腔裝置，形成了適合不同井況的分層注水技術(shù)。

2）研制了?38.0mm測(cè)調(diào)一體化儀器，扭矩達(dá)到150 N·m，制定了測(cè)調(diào)規(guī)范，實(shí)現(xiàn)了小井眼分層注水井的精準(zhǔn)測(cè)調(diào)。

3）現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，套損注水井分層注水技術(shù)解決了套損井分層注水的難點(diǎn)，不僅能夠滿足勝坨油田精細(xì)注水開發(fā)的要求，使老井資源得到充分利用，還可應(yīng)用于其他水驅(qū)油田，提高水驅(qū)開發(fā)效果。但在應(yīng)用過程中，還需結(jié)合具體井況，進(jìn)行套管預(yù)處理及完井設(shè)計(jì)優(yōu)化。