張 鵬 李鵬輝 蒲春生

(1.中國(guó)石油大學(xué)(華東)石油工程學(xué)院 2.中國(guó)石油大學(xué)(華東)非常規(guī)油氣開發(fā)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 3.中國(guó)石油吐哈氣舉技術(shù)中心)

0 引 言

致密油是當(dāng)前非常規(guī)能源開發(fā)的重要領(lǐng)域[1-3]，三塘湖盆地二疊系致密油已探明地質(zhì)資源量為4.63×108t，初期開發(fā)采用水平井+多簇射孔分段體積壓裂技術(shù)路線[4-6]，平均水平段長(zhǎng)933 m、壓裂段數(shù)10段、單段液量1 600 m3。該技術(shù)的特點(diǎn)是壓后見油快、產(chǎn)量高，同時(shí)地層壓力下降快，產(chǎn)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(shù)補(bǔ)充地層能量進(jìn)行油水置換，已成為三塘湖盆地致密油區(qū)塊水平井壓裂后提高單井產(chǎn)量的重要手段[7-9]，平均單井吞吐3輪次，最高已達(dá)到5輪次。受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，合層籠統(tǒng)注水吞吐工藝中，注入水始終優(yōu)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(fā)的主要問題。

國(guó)內(nèi)學(xué)者相繼開展了水平井淺測(cè)分段注水工藝、水平井井下分注工藝、超深雙臺(tái)階水平井分注及酸化一體化工藝等的研究和試驗(yàn)，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(shù)受限、連續(xù)管投撈水嘴成本高以及壓力波測(cè)調(diào)難度大等技術(shù)難題[10-13]，同時(shí)，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(jìn)行采油，程序繁瑣，且無(wú)法實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)分段采油。智能完井技術(shù)自1997年世界首次應(yīng)用以來(lái)，逐步形成了液壓控制和電信號(hào)控制完井系統(tǒng)，并在國(guó)內(nèi)外多個(gè)油田開展了礦場(chǎng)試驗(yàn)[14-15]。2016年吐哈油田開展了電控智能完井技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，實(shí)現(xiàn)了油井不同層段的選擇性采油，受井下溫度和井身結(jié)構(gòu)影響，該技術(shù)僅在直井中試驗(yàn)，成熟度還不高[16-17]。

本文針對(duì)合層籠統(tǒng)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(chuàng)新設(shè)計(jì)了水平井注水吞吐一體化工藝，一趟管柱即可實(shí)現(xiàn)水平井分段注采功能，為非均質(zhì)油藏儲(chǔ)量的有效動(dòng)用提供了技術(shù)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(shè)備包括地面控制系統(tǒng)和井下注采管柱。地面控制系統(tǒng)由遠(yuǎn)程監(jiān)控設(shè)備、地面測(cè)調(diào)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(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示(以2段注采為例)。

1—遠(yuǎn)程監(jiān)控設(shè)備；2—地面測(cè)調(diào)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(yuǎn)程監(jiān)控設(shè)備通過無(wú)線網(wǎng)遠(yuǎn)程給地面測(cè)調(diào)儀發(fā)出分段調(diào)配指令，地面測(cè)調(diào)儀再通過電纜將指令傳遞給井下各智能注采器，內(nèi)置注采水嘴根據(jù)接收到的指令進(jìn)行流量開度大小調(diào)節(jié)，使各層注水量達(dá)到方案設(shè)計(jì)，當(dāng)累計(jì)注水量達(dá)到設(shè)計(jì)值后即自動(dòng)停止該層注水。

采油(吐)階段，通過向井下智能注采器發(fā)送指令自動(dòng)開啟并調(diào)節(jié)生產(chǎn)層段的流量開度大小，按采油設(shè)計(jì)進(jìn)行分段采油，采油過程中智能注采器可實(shí)時(shí)讀取井下各層壓力、溫度以及流量等數(shù)據(jù)，并實(shí)時(shí)、快速地反饋給地面控制系統(tǒng)，為油藏工程師和采油工程師提供觀測(cè)與分析，隨時(shí)調(diào)整油井工作制度，以實(shí)現(xiàn)對(duì)油藏的充分開發(fā)。

1.2 技術(shù)特點(diǎn)

(1)注采一體化完井管柱不受分段數(shù)限制，不動(dòng)管柱選擇性分段注水和采油。

(2)遠(yuǎn)程一體化操控根據(jù)需要實(shí)時(shí)調(diào)整各層段的注采量和速度，無(wú)需現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)。

(3)在線監(jiān)測(cè)預(yù)警系統(tǒng)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)各層段流量、壓力和溫度參數(shù)，動(dòng)態(tài)管理油藏。

(4)智能注采器可設(shè)置自動(dòng)調(diào)節(jié)水嘴開度大小，按照分層壓力實(shí)現(xiàn)自適應(yīng)注水。

(5)一體化管柱設(shè)計(jì)電纜罩、保護(hù)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(chǎn)和機(jī)抽采油方式，自噴后可轉(zhuǎn)機(jī)抽泵生產(chǎn)。

1.3 技術(shù)指標(biāo)

(1)滿足3 500 m的井深(垂深)和水平段長(zhǎng)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(jī)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(nèi)置測(cè)調(diào)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(tǒng)發(fā)送的指令信號(hào)，再通過電機(jī)驅(qū)動(dòng)柱塞式水嘴，調(diào)節(jié)流量開度大小。同時(shí)，注采器內(nèi)的流量、壓力和溫度傳感器將采集到的信號(hào)反饋給控制芯片，通過電纜反向傳輸給地面控制系統(tǒng)，可實(shí)時(shí)在線監(jiān)測(cè)與分析。注水時(shí)，水流通過流量計(jì)及注采水嘴進(jìn)入注入層段，同時(shí)通過中心過流通道進(jìn)入下層注采器；采油時(shí)，油水介質(zhì)經(jīng)注采器注采水嘴進(jìn)入油管。驗(yàn)封短節(jié)內(nèi)置的兩個(gè)壓力傳感器分別與油管及地層相通，可測(cè)試注采器內(nèi)、外壓力，實(shí)現(xiàn)各層封隔器自驗(yàn)封。

圖2 智能注采器工作原理圖

2.1.2 結(jié)構(gòu)及特點(diǎn)

智能注采器主要由上接頭、通信短節(jié)、過流通道、流量計(jì)、柱塞式水嘴、電路及驗(yàn)封短節(jié)、下接頭等部分組成，如圖3所示。其主要特點(diǎn)如下：①柱塞調(diào)節(jié)水嘴采用壓力平衡設(shè)計(jì)，可消除壓差對(duì)開啟的影響，實(shí)現(xiàn)了高壓差條件下流量連續(xù)可調(diào)[18]；選用陶瓷耐磨氧化鋯材料，耐腐蝕、抗沖蝕，其結(jié)構(gòu)如圖4所示。②注采器可實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)油管內(nèi)外壓力和溫度數(shù)據(jù)，動(dòng)態(tài)獲取封隔器密封性和油藏參數(shù)。③采用耐高溫、大扭矩電機(jī)，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(guān)的靈活性和可靠性。④注采器內(nèi)部采用模塊化設(shè)計(jì)，相互獨(dú)立，可靠性高，且更換方便。

1—上接頭；2—通信短節(jié)；3—流量計(jì)；4—水嘴短節(jié)；5—電路及驗(yàn)封短節(jié)；6—下接頭。

圖4 柱塞式水嘴結(jié)構(gòu)示意圖

2.1.3 主要技術(shù)參數(shù)

外徑/通徑：114 mm/46 mm；

長(zhǎng)度：1.37 m；

耐溫/耐壓差：120 ℃/50 MPa；

測(cè)壓范圍：0～70 MPa，精度0.1%；

測(cè)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(jié)構(gòu)

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(jī)構(gòu)等組成，其結(jié)構(gòu)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(jī)構(gòu)；6—下接頭。

2.2.2 工作原理

采用Y341-114過電纜封隔器，坐封時(shí)，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(huán)空，同時(shí)坐封液缸被鎖尺機(jī)構(gòu)鎖定防止回彈，油管泄壓后膠筒始終處于壓縮狀態(tài)，保持較高接觸應(yīng)力實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)效密封；解封時(shí)，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(shù)特點(diǎn)

(1)封隔器采用雙偏心設(shè)計(jì)結(jié)構(gòu)(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(wú)續(xù)點(diǎn)，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(shè)計(jì)，坐封力小，承壓差高，滿足注采高壓差交替的井況環(huán)境。

(3)無(wú)卡瓦、錨牙機(jī)構(gòu)，管柱上提逐級(jí)解除封隔器，整體解封，卡管風(fēng)險(xiǎn)小。

2.2.4 主要技術(shù)參數(shù)

外徑/內(nèi)通徑：114 mm/42 mm；

長(zhǎng)度：1.60 m；

耐溫/耐壓：120 ℃/50 MPa；

啟動(dòng)/坐封壓力：6 MPa/15 MPa；

過電纜通徑：6 mm。

2.3 地面系統(tǒng)及輔助工具研制

2.3.1 地面控制系統(tǒng)

地面控制系統(tǒng)由地面測(cè)調(diào)儀及遠(yuǎn)程監(jiān)控軟件組成，如圖7所示。地面測(cè)調(diào)儀內(nèi)置SIM卡，負(fù)責(zé)遠(yuǎn)程監(jiān)控單元與井下智能注采器的實(shí)時(shí)雙向通信，無(wú)線發(fā)布指令調(diào)節(jié)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(shí)時(shí)數(shù)據(jù)，監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)以曲線方式顯示和永久儲(chǔ)存。具有防水和防爆功能，適應(yīng)-40～85 ℃的工作環(huán)境。

圖7 地面控制系統(tǒng)

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(yè)，研制了電纜頭保護(hù)罩、加厚型電纜護(hù)卡、應(yīng)急丟手工具和過電纜扶正器等輔助工具。電纜頭保護(hù)罩將電纜頭由外漏式變?yōu)閮?nèi)藏式，外徑114 mm加厚型電纜護(hù)卡在油管接箍處固定電纜，防止電纜在油套環(huán)形空間內(nèi)堆積被擠壞，避免了電纜剮蹭的風(fēng)險(xiǎn)。電纜保護(hù)工具如圖8所示。

圖8 電纜保護(hù)工具

過電纜扶正器如圖9所示。其外徑設(shè)計(jì)為管柱最大外徑，始終使管柱在套管內(nèi)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(yīng)急丟手工具如圖10所示。工具設(shè)計(jì)為上提丟手方式，丟手力根據(jù)井深設(shè)置，一體化管柱長(zhǎng)期工作后因各種原因無(wú)法正常解封的情況下，可實(shí)現(xiàn)安全丟手，起出上部管柱后再下入專用打撈設(shè)備打撈剩余工具，可避免大修。

圖10 應(yīng)急丟手工具

3 施工注意事項(xiàng)

(1)一體化管柱下入要?jiǎng)蛩倨椒€(wěn)，全井段禁止猛停猛放，時(shí)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(jìn)行電纜信號(hào)檢測(cè)，入井后每下入300 m管柱檢測(cè)一次電纜信號(hào)狀態(tài)。

(3)專人負(fù)責(zé)油管和電纜護(hù)卡的安裝，在井口放置卡瓦時(shí)，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(zhǎng)時(shí)間停止作業(yè)，防止建立油套壓差使封隔器中途坐封。

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

4 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

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(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。該井于2017年2月采用5段14簇橋塞體積壓裂投產(chǎn)，射孔段1 737.0～2 326.5 m，水平段總長(zhǎng)993.0 m，造斜點(diǎn)1 369.0 m，每25 m井段最大狗腿度7.82°。2018年開始轉(zhuǎn)籠統(tǒng)注水，累計(jì)注水1.7萬(wàn)m3，測(cè)吸水剖面發(fā)現(xiàn)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(chǔ)量動(dòng)用程度，采用注采一體化工藝技術(shù)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?，F(xiàn)場(chǎng)施工如圖11所示。

圖11 現(xiàn)場(chǎng)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(yàn)封

2020年10月，一體化管柱按照設(shè)計(jì)下至指定位置(見表2)，安裝好過電纜井口，測(cè)試電纜信號(hào)正常。

表2 封隔器-注采器設(shè)計(jì)位置 m

封隔器坐封：關(guān)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(diǎn)觀察5 min，油管無(wú)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(wú)壓降，套管無(wú)溢流，完成封隔器坐封。

封隔器驗(yàn)封：開啟第3段智能注采器并持續(xù)注水，進(jìn)行第3級(jí)封隔器驗(yàn)封,數(shù)據(jù)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(jí)封隔器上下壓差14.6 MPa，第3級(jí)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(xù)注水，進(jìn)行第2級(jí)和第1級(jí)封隔器驗(yàn)封，結(jié)果顯示，封隔器上下壓差不小于14 MPa，證明各級(jí)封隔器密封良好。

圖12 第3級(jí)封隔器驗(yàn)封圖

4.2 分段注水及分采驗(yàn)證試驗(yàn)

按照工藝配注設(shè)計(jì)，初始各段配注量分別為10、0、20 m3/d，開展分層流量測(cè)試調(diào)配。調(diào)配后，通過實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)顯示各層實(shí)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(shù)據(jù)讀取功能均正常，目前第1段和3段分別累計(jì)注入1 430和2 100 m3，取得了較好的應(yīng)用效果。圖13為該井第3層流量、壓力和溫度生產(chǎn)參數(shù)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)曲線。

圖13 第3層流量、壓力和溫度生產(chǎn)參數(shù)實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)曲線

5 結(jié)論及展望

(1)水平井注采一體化工藝發(fā)展了智能完井和分層注水工藝，真正實(shí)現(xiàn)了不動(dòng)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(dòng)用程度提供了重要方法。

(2)遠(yuǎn)程一體化操控和在線監(jiān)測(cè)預(yù)警系統(tǒng)為注采油藏動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)的錄取和方案的及時(shí)調(diào)整提供了保障，是實(shí)現(xiàn)地質(zhì)工程一體化和智能油田開發(fā)的關(guān)鍵。

(3)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果驗(yàn)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(zhǎng)水平段井的施工難題，增強(qiáng)了技術(shù)人員的信心。

(4)目前該工藝還處于試驗(yàn)階段，注-采的有效輪次還需要時(shí)間持續(xù)驗(yàn)證，由于吞吐工藝管柱長(zhǎng)期處于高低壓交替變換的工況運(yùn)行，管柱的穩(wěn)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(guān)鍵，也是今后需要加強(qiáng)研究的重點(diǎn)和方向。