劉合，鄭立臣，楊清海，俞佳慶，岳慶峰，賈德利，王全賓

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2. 大慶油田有限責任公司采油工程研究院，黑龍江大慶 163453）

0 引言

分層采油是油田高含水階段解決層間和平面矛盾、充分開發(fā)中低滲透儲集層、減少無效水循環(huán)、實現(xiàn)剩余油挖潛的重要手段。由于開發(fā)理念、管理方式、單井效益、生產(chǎn)井型等方面的差異，國內外研究的分層采油技術系列不同。國外一般從完井階段開始應用控水采油工具，其分層采油以流入控制技術、智能完井技術為代表，主要應用于水平井和高產(chǎn)直井。中國油田在開發(fā)初期普遍采用籠統(tǒng)采油方式，由于層間和平面矛盾的復雜性，采出剖面不均衡。采用分層注水技術后，層間矛盾得到一定程度的改善，但由于油藏的非均質性，各油層滲透性存在差異，在滲透性較好的油層注入水單層突進，過早見水，從而導致采出液含水率上升，低滲透儲集層動用效果不好[1]；油田進入高含水期后，各層壓力和吸水能力差異逐年增大，油水分布更加復雜，層間干擾進一步加劇。為了控制油井含水率上升、減少層間矛盾、充分開發(fā)中低滲透儲集層產(chǎn)能，實現(xiàn)各類油層均衡開采，油田普遍研發(fā)并應用了各種形式的分層采油技術[2-6]。以大慶油田為例，隨著油田開發(fā)進程的不斷深入，面臨的矛盾不斷變化，分層采油技術的功能和實現(xiàn)方法也在發(fā)生演變，從“自噴分層配產(chǎn)”到“機采井找堵水”，再到“液壓可調層”，發(fā)展到目前的“智能分層采油”，配套的分層配產(chǎn)工具、封隔器、調整工藝等也隨之變化。

本文簡要介紹了國外分層采油技術概況，并以大慶油田應用的分層采油工藝為例，重點論述中國分層采油技術的發(fā)展歷程，結合油田生產(chǎn)需求和現(xiàn)有分層采油技術存在的問題，指出分層采油技術的發(fā)展方向。

1 國外分層采油技術概述

1.1 直井橋塞封堵技術

由于管理方式與國內不同，國外油田直井一般采用由下向上、逐層開采的方式進行生產(chǎn)，分層開采的主要目的是封堵底水，一般采用橋塞封堵工藝[7-8]，包括液壓控制坐封橋塞和電纜控制坐封橋塞。液壓控制坐封橋塞采用管柱攜帶方式將封堵橋塞投送到預定深度，經(jīng)油管加壓坐封，通過正轉油管或加壓剪斷銷釘方式實現(xiàn)橋塞丟手，起出投送管柱完成封堵作業(yè)。電纜控制坐封橋塞由電纜攜帶，下入到目的深度后，地面發(fā)送電信號點燃坐封機構內的藥柱提供能量推動橋塞坐封，坐封后在橋塞上部鋪設厚5 m以上的砂或水泥，保證橋塞封堵效果。

1.2 流入控制技術

隨著鉆井水平的提高，水平井逐漸成為國外油田的主要開發(fā)井型。在邊底水油藏開發(fā)中，為提高油田的采收率并延長油井壽命，防止水、氣過早突破，根據(jù)測井資料，完井階段在水平井各段安裝生產(chǎn)壓差控制工具，調節(jié)油藏生產(chǎn)剖面，使水平井各段產(chǎn)液速度保持一致，控制水平井底水均勻推進，延長油井無水采油期，達到均衡生產(chǎn)、提高整體開發(fā)效益的目的[9]。

早期的流入控制裝置（ICD）實際上是固定直徑的噴嘴，通過調整ICD的數(shù)量來調整不同產(chǎn)液段的流壓，實現(xiàn)均衡生產(chǎn)[10]。但是，ICD無法根據(jù)油藏條件變化進行自動調整，且完井測試數(shù)據(jù)不準確將導致油藏與ICD設定參數(shù)不匹配，對均衡生產(chǎn)效果產(chǎn)生不良影響。

自動流入控制裝置（AICD）是近年來發(fā)展的新一代流入控制裝置，通過特定的結構或流道設計使AICD對水、油、氣表現(xiàn)出不同的流入控制特性。目前主要發(fā)展形成3大類型AICD[11]：浮動圓盤型[12]、夾片型[13]和流道控制型[14]，可以根據(jù)油水不同物理特性（如黏度）實現(xiàn)油水比例探測和流入阻力的自動調整，在合理運用條件下均可達到控水、控氣和增油的目的。Tendeka公司的FloSure自動流入控制裝置依據(jù)伯努利原理工作[12]，是典型的浮動圓盤型 AICD（見圖 1）。當黏度較高的油流經(jīng)閥體時，縫隙流體產(chǎn)生的壓降增加，圓盤下滯壓腔的壓力基本不變，浮動圓盤下移，閥開度增大，閥的總體壓降減小；當相對黏度較低的水或氣流經(jīng)閥體時，縫隙流體產(chǎn)生的壓降減小，浮動圓盤上移，閥開度減小，閥的總體壓降增大。因此AICD能夠實現(xiàn)油、水、氣比例的自動識別和閥門開度的自動調整，從而實現(xiàn)控水、控氣和增油于一體的分層段開采。在實際生產(chǎn)中，在浮動圓盤面積一定的情況下，可以通過調節(jié) AICD的入口尺寸以滿足不同排量生產(chǎn)需求；還可以通過多個閥并聯(lián)組合的方式，來滿足更大的排量需求。目前，F(xiàn)loSure AICD在全球的使用數(shù)量超過42 000個，廣泛應用于北海、加拿大、中東、東南亞等地區(qū)[15]。

圖1 浮動圓盤型AICD工作原理示意圖

相比基于ICD的均衡生產(chǎn)技術，基于AICD的均衡生產(chǎn)技術具有獨特優(yōu)勢，能夠自動識別流體黏度并限制低黏度的水和氣，工作過程無需人工干預。流入控制裝置的閥片材料為硬質合金和高強度不銹鋼，具有良好的耐沖蝕性能，能夠保持長期有效。然而，AICD技術的成功應用存在一些先決條件：①AICD只適合各層段含水飽和度有差異的油藏，油的黏度必須與水有明顯區(qū)別；②對單段產(chǎn)液量有啟動排量要求，且流場穩(wěn)定的產(chǎn)液井最佳；③AICD在液流通道附加的生產(chǎn)壓差會導致地面舉升能耗增加。

1.3 智能完井技術

智能完井技術是分層采油的完備解決方案，由穿越式封隔器實現(xiàn)油井分層，每層均安裝溫度、壓力、流量傳感器和液壓控制滑套，傳感器信號通過電纜傳到地面的井下動態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)，滑套則通過液壓管線和地面的液壓控制裝備相連。通過液壓控制管線和電纜可以方便實現(xiàn)分層采油和井下參數(shù)的動態(tài)監(jiān)測。智能完井技術的開發(fā)最初是為了實現(xiàn)深水區(qū)復雜井的遠程控制，但很快擴展應用到淺水區(qū)生產(chǎn)井和陸上高產(chǎn)油井中。最初的研究重點是通過安裝在地面的設備來控制井下的滑套開關，實現(xiàn)井下多個油層的選擇性開采。隨著技術進步，智能完井技術可利用井筒中的溫度、壓力和流量傳感器所提供的動態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)，不斷優(yōu)化開采方案，有效控制水和氣的錐進，實現(xiàn)油井開采過程的精細化管理，最終達到提高油井產(chǎn)量的目的。

智能完井典型結構如圖 2所示，主要由井下動態(tài)監(jiān)測和控制系統(tǒng)、井下數(shù)據(jù)傳輸系統(tǒng)和地面油藏開發(fā)方案優(yōu)化軟件系統(tǒng)組成[16]。井下動態(tài)監(jiān)測和控制系統(tǒng)主要由井下溫度、壓力和流量傳感器組成的井下參數(shù)監(jiān)測系統(tǒng)和井下流量調節(jié)滑套組成，用于井下狀態(tài)參數(shù)的采集和流量調整。井下信息傳遞和滑套控制由電纜和液壓管線組成的復合管線實現(xiàn)，復合管線敷設在油管外并穿過井口與地面控制系統(tǒng)相連，通過電纜完成地面到井下的雙向數(shù)據(jù)傳輸，液壓管線用來實現(xiàn)滑套的開度控制。地面油藏開發(fā)方案優(yōu)化軟件系統(tǒng)是地面的控制中心，根據(jù)井下參數(shù)的實時監(jiān)測數(shù)據(jù)，結合油藏地質特性，對開發(fā)參數(shù)進行優(yōu)化并確定最優(yōu)控制參數(shù)，進而通過液控滑套對分層流量進行實時調整。智能完井技術在優(yōu)化生產(chǎn)參數(shù)、改善油藏管理、降低作業(yè)風險、提高最終采收率和節(jié)省修井時間等方面具有獨特優(yōu)勢。

目前，國外典型的智能完井系統(tǒng)有Halliburton公司的SmartWell系統(tǒng)和SCRAMS系統(tǒng)、Baker Hughes公司的InForce系統(tǒng)等，在世界各地的高產(chǎn)井中都有一定規(guī)模的應用，但智能完井系統(tǒng)復雜、施工難度大、投資成本高，僅適合高產(chǎn)井。

圖2 典型的智能完井系統(tǒng)

圖3 625型同心分層配產(chǎn)器

2 國內分層采油技術的發(fā)展歷程

根據(jù)中國分層采油技術的特點和適用性，其發(fā)展可分為自噴分層配產(chǎn)、機采井找堵水、可調層配產(chǎn)、智能分層采油探索4個階段。

2.1 自噴分層配產(chǎn)階段

該階段的分層采油技術主要應用于油田開發(fā)初期，地層能量相對充足，管柱中無機采系統(tǒng)，管柱結構為整體式。

2.1.1 同心分層配產(chǎn)技術

20世紀60年代，為了控制含水上升，大慶油田成功研發(fā)了以油井封隔器和 625型同心分層配產(chǎn)器為主要工具的分層采油工藝[2]（見圖 3），該配產(chǎn)器的工作筒連接在管柱上和封隔器一同下入井內，活動式堵塞器安裝在配產(chǎn)器工作筒中，內含固定油嘴，通過更換油嘴調節(jié)對應層段的采油量。由于配產(chǎn)器為同心結構，為了實現(xiàn)堵塞器投撈，堵塞器外徑必須自下而上由小變大，管柱上最多可連接 5級工作筒；堵塞器可以從井中投入或撈出，投入時，只能自下而上逐級投送；打撈時，只能自上而下逐級撈出。

該工藝在大慶油田共應用2 000多井次，應用后油井產(chǎn)油量上升，含水率下降，在初期的分層開采中發(fā)揮了重要作用，但同心分層配產(chǎn)技術存在現(xiàn)場施工工藝復雜、投撈調整不便、配產(chǎn)級數(shù)受限等缺點。

2.1.2 偏心分層配產(chǎn)技術

20世紀70年代，油藏注水開發(fā)過程中，注入水沿高滲透層突進，油井多層見水，分層采油逐漸由配產(chǎn)工藝向堵水工藝轉變，為此，研制了可實現(xiàn)分層配產(chǎn)和堵水的油井多用途偏心配產(chǎn)堵水系統(tǒng)，解決了多層任意封堵難題。

多用途偏心配產(chǎn)堵水系統(tǒng)的核心為 635型偏心配產(chǎn)器[2]（見圖4a），主要由工作筒和堵塞器組成，堵塞器安裝在配產(chǎn)器工作筒的偏心孔內，不占據(jù)油管中心通道，投撈器可實現(xiàn)任意層堵塞器投撈（見圖4b），配產(chǎn)堵水級數(shù)不受限制，實現(xiàn)了多級數(shù)、任意層油嘴調整、不壓井起下管柱等操作。由于該技術保留了46 mm中心通道，配套測試儀器可實現(xiàn)生產(chǎn)階段分層測試，且測試時不用撈堵塞器，測試資料準確、方法簡單。

圖4 偏心分層配產(chǎn)工藝

綜上，自噴階段的“配產(chǎn)”實質為“地面配產(chǎn)、井下實施”，即在地面確定各層產(chǎn)量，將特定油嘴投入到對應產(chǎn)層，施工后在井下無法調整。油田進入全面轉抽階段以后，測試、調配通道被抽油泵占據(jù)，上述分層配產(chǎn)技術逐漸減少使用。

2.2 機采井找堵水階段

20世紀80年代，油田生產(chǎn)由自噴進入機械采油階段，舉升管柱的存在使得分層采油現(xiàn)場施工、井下調配工藝更加復雜，在此背景下，分層采油技術一定程度上轉變成為機械采油條件下的分層堵水[2]。

2.2.1 機械堵水技術

機械堵水主要采用卡瓦式、可鉆式等機械堵水丟手管柱結構。丟手堵水管柱和抽油生產(chǎn)管柱是分開的，上部為生產(chǎn)管柱，下部為堵水管柱，檢泵時堵水管柱不動，因此其管柱壽命和有效期相對整體式管柱較長。卡瓦式堵水管柱由雙向卡瓦封隔器懸掛，管柱結構包括丟手接頭、卡瓦封隔器、偏心配產(chǎn)器（即產(chǎn)液器）和絲堵等（見圖 5）；卡瓦式堵水管柱采用液壓坐封、打壓丟手、上提或專用工具打撈解封的作業(yè)工藝?？摄@式堵水管柱一般由可鉆式封隔器和插入密封段構成（見圖6），封隔器逐級下至預定位置，地面打壓坐封，正轉油管丟手，隨后下入插入密封段完成目的層封堵。當封隔器失效或層系調整時，用修井轉盤、鉆桿以及特制的鉆銑工具取出插入密封段，然后磨掉封隔器，撈出封隔器下部延伸工作筒及附件。該管柱可在高溫高壓環(huán)境下長期穩(wěn)定工作，但施工工藝較為復雜，一般用于長時間封堵，適用于正常套管井或套變井。

圖5 卡瓦式堵水管柱

圖6 可鉆式堵水管柱

機采井找堵水階段井下常用的堵水器為滑套式堵水器（見圖 7），其主要部件為可開關堵水器，配套移位器、測試密封段和防噴堵塞器。該技術利用移位器改變空心滑套的工作狀態(tài)，實現(xiàn)對應層段的堵水或采油，下入一次移位器，可打開或關閉任意一級堵水器。

圖7 滑套式堵水器

2.2.2 環(huán)空找堵水技術

20世紀90年代，油田進入高含水階段，針對油層多層見水快、陪堵層增多、堵水選層困難等問題，發(fā)展出集調層找水、堵水于一體的高含水機采井測堵聯(lián)作技術（也稱抽油機井滑套式找水堵水技術）和懸掛式細分機械堵水技術。

高含水機采井測堵聯(lián)作技術和懸掛式細分機械堵水技術的管柱結構分別如圖8和圖9所示，兩者皆為丟手管柱。丟手管柱內有對應的滑套開關，需要進行層段調整時，從油套環(huán)空分別下入電動開關測試儀或移位開關，打開或關閉滑套開關，調整生產(chǎn)狀態(tài)。上述兩種技術在管柱結構和施工工藝上具有相似之處，在油田找堵水中均取得了明顯應用效果，兩者都適用于Φ140 mm套管及泵外徑小于90 mm的抽油機井。

圖8 高含水機采井測堵聯(lián)作管柱

圖9 懸掛式細分機械堵水管柱

由于鋼絲或電纜環(huán)空作業(yè)的高纏繞率[17]，上述兩項技術通過油套環(huán)空作業(yè)，容易發(fā)生遇阻、遇卡、鋼絲或電纜纏繞油管等故障。此外，環(huán)空下入工具可在抽油狀態(tài)下作業(yè)，但由于抽油過程中抽油管柱的伸縮和擺動會造成下井工具纏繞，因此在施工作業(yè)時通常需要停泵。所以，雖然過環(huán)空儀器不需要起下管柱作業(yè)，但仍會對油井生產(chǎn)造成一定影響。

2.3 可調層配產(chǎn)階段

21世紀，油田進入特高含水階段，油水分布極為復雜，剩余油高度分散，層系間含水差異進一步縮小，堵水選井選層困難。各層段產(chǎn)液量、含水率隨開發(fā)動態(tài)變化，封堵層段也需要隨之調整，中高含水期發(fā)展的找堵水技術在作業(yè)過程中需要動管柱，施工工藝復雜、適應性較低，已經(jīng)無法滿足高含水和特高含水階段的開發(fā)需要。為此，研究應用了系列液壓可調層找堵水/配產(chǎn)和過環(huán)空纜控分層采油技術。根據(jù)井下堵水器類型的差異，液壓可調層找堵水/配產(chǎn)技術又可分為液壓可調層找堵水技術和壓力波控制分層配產(chǎn)技術，前者的井下執(zhí)行機構為機械式堵水器，后者的井下執(zhí)行機構為電控開關裝置。壓力波控制分層配產(chǎn)技術俗稱壓電開關分層配產(chǎn)技術，由于其技術本質是通過壓力變化將調整指令下傳到井下配產(chǎn)器，為了與壓電效應區(qū)分、避免誤解，本文將這種技術稱為壓力波控制分層配產(chǎn)技術。

此階段除了上述分層采油技術之外，還有針對層間壓差較大的兩層籠統(tǒng)合采井研發(fā)的分采泵分層采油技術[18-19]，以及為了克服環(huán)空下入難題研發(fā)的雙管纜控濕對接分層采油技術[20]等。

2.3.1 液壓可調層找堵水技術

井下機械式堵水器利用井口和井底的壓差驅動井下滑套開關（見圖10），通過地面泵車在油套環(huán)空打壓，控制井下機械式開關動作，實現(xiàn)找堵水。所有層段按照機械設計邏輯同步調整，每次打壓可以調整井下所有層段堵水器的狀態(tài)，得到新的堵水方案，每次調整耗時2～4 h，驅動壓差10～15 MPa[21-22]。根據(jù)井下滑套開關結構的不同，部分機械式堵水器只能設置為打開單層的狀態(tài)[23]，部分可以實現(xiàn)多層任意開關狀態(tài)[24]。

圖10 機械式液壓驅動堵水器

該技術作業(yè)不需動管柱即可實現(xiàn)產(chǎn)層調整，極大簡化了工藝流程，前期先導性試驗效果較好。但由于結構限制，該技術最多適用于 4層段的油井，考慮到施工成功率，一般現(xiàn)場最多應用 3層段，無法滿足細分開采的開發(fā)需要；此外，滑套開關經(jīng)過多次調整后，井下狀態(tài)不清，不利于規(guī)模推廣應用。

2.3.2 壓力波控制分層配產(chǎn)技術

壓力波控制分層配產(chǎn)技術將控制指令進行編碼，在井口通過打壓方式用壓力波傳送到井下電控閥門，電控閥門對壓力波信號進行解碼，并由電機帶動閥門動作，完成找堵水作業(yè)[25-26]，管柱結構如圖11所示。壓力波信號的壓差一般為2～5 MPa，通過高低壓持續(xù)的時間長短進行編碼。有些電控閥門除了能夠實現(xiàn)開、關狀態(tài)調整外，還可以遙控進行開度調整，從而實現(xiàn)分層配產(chǎn)。此外，該技術還可以實現(xiàn)井下分層壓力的長期測試[26]，對了解油藏動態(tài)變化具有一定意義，但只有將管柱起出后才能實現(xiàn)數(shù)據(jù)回放，時效性較差。

圖11 壓力波控制分層配產(chǎn)管柱結構

與井下機械式堵水技術相比，壓力波控制分層配產(chǎn)技術層段數(shù)不受限制，但井下電控閥門工作壽命受電池續(xù)航能力限制，工作壽命較短，無法實現(xiàn)長期有效調控，而挖掘接替層的潛力需要一個動態(tài)調整過程，這就要求找堵水工藝做到長期動態(tài)可調；此外，該技術不能計量每層的產(chǎn)量和含水率，難以實現(xiàn)對產(chǎn)油層的動態(tài)管理，無法及時為精細地質分析與挖潛提供依據(jù)。

2.3.3 過環(huán)空纜控分層采油技術

過環(huán)空纜控分層采油技術主要由地面控制系統(tǒng)、井下測試儀器和井下配產(chǎn)管柱組成（見圖12）。測試調配儀器從油套環(huán)空下入，與可調配產(chǎn)器對接，在地面直讀實時分層流量的同時，可由地面發(fā)送指令對井下可調配產(chǎn)器的開度進行調節(jié)，實現(xiàn)分層配產(chǎn)。測壓儀可通過油套環(huán)空下入，利用定位支臂準確坐入配產(chǎn)器，然后將投送裝置與測壓儀脫離，實現(xiàn)丟手，此時利用雙皮碗結構封隔單層以實現(xiàn)密封測壓，測試完畢后再次利用打撈器將其撈出。此外，該技術還配備了可從油套環(huán)空下入的含水率測試儀，能夠完成井下含水率實時測量。過環(huán)空纜控分層采油技術實現(xiàn)了井下任意層段產(chǎn)液量長期動態(tài)調整，適用于套管完好、具備環(huán)空測試條件的抽油機井，滿足了特高含水期油層含水動態(tài)變化的多層高含水井調整需求；由于需要通過油套環(huán)空下入測試儀器，存在適用范圍受限、儀器下入和投撈作業(yè)有風險等問題，而且分層測調、測壓和含水率測量需要分別下入不同儀器，施工繁瑣、耗時較長。

圖12 過環(huán)空纜控分層采油管柱

2.3.4 水平井找堵水

為了增加井筒與油氣藏的接觸面積進而達到增產(chǎn)目的，水平井數(shù)量與日俱增，在油田開發(fā)中的作用越來越突出。但水平井多段改造后易溝通高含水層，投產(chǎn)后水會沿高滲流通道錐進，造成含水上升日益加快，油水分布復雜[27-28]，需要進行找堵水作業(yè)。水平井控水主要分為機械和化學方法，機械方法亦可分為純機械式封堵工藝[29-30]和液壓可調層找堵水技術，后者由于不需要動管柱的特點被各個油田廣泛應用，解決了機械滑套卡層、常規(guī)鋼絲作業(yè)無法實現(xiàn)、連續(xù)油管作業(yè)風險大成本高的問題，取得了一定的控水增油效果[31-34]。

2.4 智能分層采油探索階段

中國老油田已全面進入開發(fā)中后期，要有效控制含水上升速度，進一步挖掘剩余油潛力，需提高高含水油田采油井的分層控制水平。在此背景下，出現(xiàn)了纜控、振動波控制等電控分層采油技術，實現(xiàn)井下分層產(chǎn)量、含水率、壓力等參數(shù)的在線實時監(jiān)測，采集了大量連續(xù)監(jiān)測數(shù)據(jù)，為油藏動態(tài)分析和優(yōu)化提供了大數(shù)據(jù)基礎。由于高含水層通常也是主產(chǎn)層，井下油嘴全開會加劇層段開發(fā)失衡，直接封堵則會影響單井產(chǎn)量，降低全井效益，上述電控分層采油不僅實現(xiàn)了井下油嘴的任意調整，還具備根據(jù)開發(fā)方案實時調整的能力，真正變“堵水”為“控水”。因此，分層采油正式邁入“智能化”發(fā)展階段，然而由于存在適應范圍小、服役時間短、成本高等問題，目前還處于探索階段。

2.4.1 預置電纜分層采油技術

預置電纜分層采油技術可采用整體式管柱或丟手管柱結構。圖13為整體式管柱結構，其采油生產(chǎn)管柱與分層采油管柱是一體的，因此只需下入一趟管柱，通過打壓實現(xiàn)過電纜封隔器坐封后，即可下入泵組開始生產(chǎn)。電纜敷設在油管外壁由井口下入到井底，連接各個層段的配產(chǎn)器，井口控制指令通過電纜傳送到井下各層的配產(chǎn)器，即可實現(xiàn)分層配產(chǎn)。電纜為井下各層配產(chǎn)器供電，同時也是雙向通訊的載體，井下各個層的流量、嘴前壓力、嘴后壓力、溫度等參數(shù)可實時傳輸?shù)降孛妫⑼ㄟ^地面遠傳設備（如GPRS）傳送到生產(chǎn)控制中心，控制中心可以根據(jù)生產(chǎn)動態(tài)變化對井下油嘴進行實時調整。該技術實現(xiàn)了分層配產(chǎn)和井下狀態(tài)參數(shù)的實時監(jiān)測，是新一代電控分層采油技術。但由于其整體式管柱和電纜貫穿的特點，只能選用排量較小的桿式泵，適用范圍小，檢泵或井下配產(chǎn)器出現(xiàn)故障時，需要將整體管柱全部起出。

圖13 預置電纜分層采油整體式管柱

丟手管柱又分為無線對接式纜控分層采油管柱和濕對接式纜控分層采油管柱。圖14為無線對接式纜控分層采油管柱結構，分層配產(chǎn)器通過丟手管柱置于井下，在丟手管柱上部安裝中繼單元，中繼單元與各分層配產(chǎn)器通過電纜進行通訊，并與過環(huán)空下井儀進行無線通訊，從而實現(xiàn)井下和地面的雙向實時通訊。根據(jù)生產(chǎn)井狀況，選擇將下井儀通過環(huán)空短期下入，或將其固定在生產(chǎn)管柱外部，檢泵時與生產(chǎn)管柱一同起出或下入，而不必起出井下分層采油管柱。濕對接式分層采油技術利用濕對接接頭將生產(chǎn)管柱和丟手管柱進行物理連接，滿足井下配產(chǎn)器供電和通訊要求，實現(xiàn)分層采油，該技術的長期可靠性受濕對接接頭影響，使用壽命有待進一步檢驗。丟手管柱結構使得檢泵時無需起下分層采油管柱，簡化了作業(yè)工藝，拓展了纜控分層采油技術的適用范圍。

圖14 無線對接式纜控分層采油管柱

2.4.2 振動波控制分層采油技術

振動波控制分層采油技術是近年來發(fā)展的新型分層采油技術，管柱為丟手結構，主要由懸掛封隔器、分層封隔器、井下分層配產(chǎn)器和絲堵組成（見圖15）。振動波控制分層采油的核心為振動波雙向通訊技術[35-37]，安裝于井口的地面控制系統(tǒng)以及井下分層配產(chǎn)器均配有振動信號發(fā)生器和微振加速度傳感器，前者負責產(chǎn)生振動信號，該信號沿套管向下或向上傳輸，后者接收振動信號并進行解碼，實現(xiàn)指令下達或數(shù)據(jù)讀取。

圖15 振動波控制分層采油管柱

當?shù)孛嫘枰O(jiān)測井下數(shù)據(jù)或調整井下參數(shù)時，地面軟件控制中心通過地面振動信號發(fā)生器喚醒井下分層配產(chǎn)器，建立一對一通訊鏈路，傳輸過程中會對每幀數(shù)據(jù)進行校驗以保證數(shù)據(jù)正確。井下分層配產(chǎn)器根據(jù)地面指令調整油嘴的開度，實現(xiàn)分層配產(chǎn)，或將井下流量、壓力、閥門開度、溫度等數(shù)據(jù)上傳，實現(xiàn)井下狀態(tài)參數(shù)監(jiān)測。

該技術具有施工工藝簡單、作業(yè)風險小等特點，適用于抽油機井、電泵井、螺桿泵井，適應直井、斜井、水平井等井筒類型，其管柱結構和控制方式與壓力波控制分層配產(chǎn)技術有一定的相似性，但其優(yōu)勢在于可實現(xiàn)雙向通訊，傳輸命令時只需體積較小的振動信號發(fā)生器，便于施工，且信號傳輸速度快、耗時短。由于地面電源功率不受限制，振動波信號下傳較為穩(wěn)定，但信號上傳仍然面臨技術困難：①由于井下電池能量較低，造成井下振動信號發(fā)生器能量輸出受限；②信號上傳受振動信號發(fā)生器所處位置以及管柱結構影響較大；③當信號到達地面時，會受到地面噪聲的干擾。在這些因素影響下，目前的上傳距離只能達到1 000 m左右，無法滿足深井和大量數(shù)據(jù)傳輸需求。

2.5 機械堵水與分層采油的概念演變

油井采用的堵水方法分為機械堵水與化學堵水兩大類，機械堵水的概念是指用封隔器及其配套的控制工具來封堵油井高含水產(chǎn)油層，以緩解各油層間的干擾或調整注水井吸水剖面，改變注入水的平面驅油方向，以提高水驅油效率、增加產(chǎn)油量、減少出水量[38]。簡言之，機械堵水是指在井筒內采取物理方法發(fā)現(xiàn)并封堵高含水層位，其概念出現(xiàn)較早，主要是利用純機械式工具進行堵水，因此機械堵水也可理解為機械式堵水。隨著科技的進步，出現(xiàn)了電控式堵水技術，不僅能夠實現(xiàn)堵水功能，還能進行有限的開度調整，即分層配產(chǎn)，雖然這類技術依然被稱為“機械堵水技術”，實際上其技術內涵已超出了機械堵水范疇，實現(xiàn)方法亦不僅是機械式方法；特別是智能分層采油技術出現(xiàn)后，實現(xiàn)了井下油嘴開度的任意調節(jié)，以及井下狀態(tài)的實時監(jiān)測，技術內涵和實現(xiàn)方法均超出機械堵水范疇。機械堵水在油田開發(fā)過程中發(fā)揮了重要作用，在一定時期內“機械堵水”甚至成為“分層采油”的代名詞，然而，機械堵水實際上是分層采油的一個發(fā)展階段，隨著技術的不斷發(fā)展和進步，超出機械堵水技術內涵范圍的工藝技術應歸于“分層采油技術”概念。

3 分層采油技術存在的問題和發(fā)展方向

分層采油技術的發(fā)展適應了油田開發(fā)各個階段的生產(chǎn)需求，一定程度上解決了階段性生產(chǎn)矛盾。針對高含水油田采出井分層控制水平較低、找堵水困難、作業(yè)成本高、缺乏有效的井下參數(shù)長期監(jiān)測手段等問題，未來分層采油技術應繼續(xù)向智能化方向發(fā)展，具體體現(xiàn)在提高技術水平和適應性、構建分層采油技術與管理綜合平臺、注采一體化等方面。

3.1 提高技術水平和適應性

現(xiàn)階段層間矛盾突出，油水分布復雜，應用靜態(tài)資料分析判斷高含水產(chǎn)層的準確性較低，且無法快速適應生產(chǎn)狀態(tài)的動態(tài)變化，為此，應提高分層采油技術的實時監(jiān)測水平，實現(xiàn)井下分層流量、壓力、含水率等參數(shù)的長期監(jiān)測，提高油藏認識水平，為精細油藏分析與挖潛提供準確依據(jù)；同時，當油藏動態(tài)變化需調整生產(chǎn)方案時，分層采油技術應具備實時調整能力。目前，分層采油在井下傳感、雙向通訊、井下工具服役周期、水平井適應性等方面仍存在技術難題。

3.1.1 井下傳感器技術

與分層注水相對簡單的井下環(huán)境和工作介質相比，油井的井下工作環(huán)境非常惡劣，井液成分復雜，可能是油、水、氣、砂的一種或幾種混合，流動狀態(tài)受泵抽狀態(tài)影響具有較大波動，這種惡劣的工作環(huán)境將會造成傳感器敏感元件的污損、腐蝕，甚至結構性破壞，直接影響傳感器的精度、穩(wěn)定性和使用壽命。目前，除溫度、壓力傳感技術較為成熟外，流量、含水率等傳感器多從注水、測井等領域引進而來，其精度、穩(wěn)定性和可靠性未經(jīng)過長期驗證，因此，應針對性地研發(fā)油井適用的關鍵傳感技術，重點在于提高井下傳感器對油井不穩(wěn)定流動的適應性，以及傳感器敏感部件性能的長期穩(wěn)定保持能力。

3.1.2 井下通訊技術

人工舉升井內的生產(chǎn)管柱具有套管連續(xù)、油管不連續(xù)、液體不連續(xù)、液體成分復雜、泵閥噪聲干擾等特點，如圖16所示。由于傳統(tǒng)的無線通訊技術無法在井下應用，井下通訊一直是實現(xiàn)分層采油的難點。

圖16 人工舉升井內的生產(chǎn)管柱

目前主要采用電纜載波、振動波和壓力波 3種方式實現(xiàn)井下通訊。電纜載波技術存在成本高、現(xiàn)場施工工藝復雜、電網(wǎng)干擾嚴重等問題，電纜連接的長期可靠性仍有待驗證；振動波通訊技術由井下向地面的數(shù)據(jù)傳輸存在距離短、傳輸數(shù)據(jù)量受限等問題；壓力波信號傳輸受油藏吸水特性和注水量影響，數(shù)據(jù)上傳速度慢，成功率無法保證，數(shù)據(jù)量也受電池容量影響。

考慮到井身結構以及測調和監(jiān)測數(shù)據(jù)多的需求，應加強電纜連接可靠性和便捷性攻關，重點發(fā)展井下接力通訊技術，對通訊鏈路進行分割，丟手管柱用纜控實現(xiàn)分層配產(chǎn)儀器連接，在丟手管柱頂部設立通訊中繼器，通過通訊中繼器以有線濕對接或無線方式實現(xiàn)丟手管柱和生產(chǎn)管柱的通訊連接，進而以有線或無線方式與地面控制器連接。對于有限數(shù)據(jù)傳輸?shù)挠途瑧攸c發(fā)展振動波接力通訊技術，研發(fā)高效信號發(fā)生器和信號編碼及數(shù)據(jù)壓縮技術，在有限電池容量條件下，盡量延長井下儀器服役時間。

3.1.3 全生命周期服役能力

提高井下分層配產(chǎn)工具的服役能力，避免其成為配產(chǎn)管柱工作的短板，主要包括兩個方面：①提高技術的完整性和可靠性，主要在于提升測調組件的長期穩(wěn)定性、可靠性以及提供充足的電能。井下分層配產(chǎn)主要通過電機驅動油嘴動作來實現(xiàn)，而調整動作容易受到井下壓力變化、流道結垢、砂卡等因素的影響，應優(yōu)化其機械結構、材質等從而滿足長期測調需求。電能是井下配產(chǎn)器實時監(jiān)測和調整的基礎，除預置電纜分層采油技術外，其他技術的井下配產(chǎn)器均為電池供電，然而目前使用的高能鋰電池僅能適應有限測調頻率和數(shù)據(jù)傳輸量的生產(chǎn)需求，不適用于測調頻繁和大量數(shù)據(jù)傳輸?shù)膽脠鼍?。為了打破井下供電瓶頸，需研發(fā)大容量電池和井下發(fā)電技術，為井下分層配產(chǎn)工具提供足夠的電能，使分層配產(chǎn)工具具備單個生產(chǎn)周期服役能力，進而具備生產(chǎn)應用價值。②簡化一次作業(yè)工藝，減少或避免后期作業(yè)。分層采油工藝要求定期對生產(chǎn)狀態(tài)進行測試和調整，現(xiàn)有技術條件下每次都需要動用測試隊伍。未來的分層采油一次作業(yè)工藝應具有簡單、快捷、環(huán)境適應性強等特點，從而降低油井停產(chǎn)時間，提高生產(chǎn)效益；后續(xù)測試作業(yè)應該由單人配套便攜工具完成，甚至在辦公室通過遠程操控即可完成。

3.1.4 水平井適應性

隨著水平井開發(fā)技術的成熟和推廣應用，其在油田開發(fā)中的地位越來越重要。前期應用的水平井壓力波控制分段控水技術在初期見效，但也暴露出電池壽命短、受地層異常壓力影響大、閥門開度受限等缺陷，目前還沒有較為成熟的、適合套管完井水平井的分層采油技術，需要有針對性地開展研發(fā)工作。在解決連接可靠性和使用壽命難題的前提下，纜控水平井分段采油技術具有較好的發(fā)展前景，可提供豐富的井下監(jiān)測數(shù)據(jù)并能實現(xiàn)井下開發(fā)狀態(tài)的實時調整，是實現(xiàn)油藏開發(fā)智能化的理想技術手段之一。對于生產(chǎn)情況穩(wěn)定、分段完好、對數(shù)據(jù)量要求不高的水平井，振動波控制分段采油技術具有更好的適應性，且作業(yè)工藝簡單、成本低。此外，基于智能分層采油技術發(fā)展水平井機械找水和化學堵水，在減少生產(chǎn)干擾的前提下，克服水平井測試儀器投送難題[39]，實現(xiàn)快速水平井產(chǎn)液剖面測試。

基于AICD的水平井均衡生產(chǎn)技術具有工具簡單、壽命長、施工方便、自適應調整、綜合成本低等優(yōu)點，對于高產(chǎn)且對實時監(jiān)測與調整要求較低的水平井，是較為理想的均衡生產(chǎn)技術。未來，應推動 AICD在完井階段的應用，開展預防性控水；作為后期控水手段應用時，應做好油藏地質條件分析，充分發(fā)揮 AICD的控水效果。

3.2 構建分層采油技術與管理綜合平臺

結合分層采油井下監(jiān)測、地面控制、遠程傳輸?shù)燃夹g和油井日常生產(chǎn)管理與作業(yè)項目，可以構建分層采油技術與管理綜合平臺。

對于已經(jīng)實現(xiàn)抽油機數(shù)字化和遠程控制的油井，可以將數(shù)字化人工舉升系統(tǒng)與分層采油系統(tǒng)整合，充分利用井下監(jiān)測數(shù)據(jù)進行動液面實時監(jiān)測等功能性拓展，實現(xiàn)抽油機井的全過程自動化控制；同時，兩者結合可搭建更加完備的分層采油技術與管理綜合平臺，實現(xiàn)地面和井下一體化管理。針對目前大多數(shù)日常生產(chǎn)管理作業(yè)需要人工完成的油井，可將日常管理與分層采油系統(tǒng)結合，例如通過井下的分層流量和分層含水率監(jiān)測，完成每10 d左右（各油田的規(guī)定不同）需進行的量油和含水率化驗工作。

在充分利用分層采油監(jiān)測數(shù)據(jù)、適當拓展地面控制系統(tǒng)功能的基礎上，智能分層采油技術和油井日常管理的結合可實現(xiàn)油井生產(chǎn)自動化、智能化，減少人工操作，降低油井平臺整體生產(chǎn)成本。

3.3 注采一體化

開發(fā)過程中，注入井與受效采油井在平面上、層段上關系復雜，多套井網(wǎng)交叉，地質分析的連通狀態(tài)與實際的連通狀態(tài)吻合度差，層系封堵不完善，很多采油井存在有采無注、油層互串的現(xiàn)象，導致油層動用不均衡，開發(fā)效果差。目前，受油田總體開發(fā)思路、技術成熟度與適應性、投資成本等因素影響，堵水和配產(chǎn)技術都采用單井實施的模式，實施規(guī)模?。淮送?，分層注水和分層采油從本質上屬于同一系統(tǒng)，但應用時往往按照獨立工藝技術實施，未發(fā)揮出協(xié)同效應。

未來應開展分層采油、分層注水技術的區(qū)塊協(xié)同應用，分層采油、分層注水方案一體化設計，強化采出端和注入端井下層段的對應分析，即利用同一區(qū)塊注入端和采出端多層段連續(xù)、長期、豐富的井下監(jiān)測數(shù)據(jù)，開展大數(shù)據(jù)驅動的精細地質建模，獲取分層注采實時數(shù)據(jù)約束下的油藏流體飽和度和壓力場演化模型，深化對油藏非均質性及流動條帶的認識，降低剩余油分布預測的不確定性。最終利用實時調控技術進行注入端和采出端參數(shù)匹配調整，實現(xiàn)開發(fā)調整由“滯后調控”向“實時優(yōu)化”轉變，提高井網(wǎng)控制程度和調整水平，控制自然遞減和含水率上升，提高動用程度和采收率。進而，在井筒注采自動化、海量數(shù)據(jù)處理的基礎上，利用人工智能開發(fā)油藏分析與優(yōu)化系統(tǒng)，實現(xiàn)真正意義的“智慧油藏管理”。

4 結論

分層采油技術通過分層產(chǎn)量有效控制與動態(tài)調整，緩解層間和平面矛盾，擴大注入波及體積，減小無效、低效循環(huán)，實現(xiàn)剩余油深度挖潛，提高采收率以及油田整體開發(fā)效果和效益。國外分層采油以流入控制技術、智能完井技術為代表；國內分層采油技術經(jīng)歷了由自噴分層配產(chǎn)、機采井找堵水、可調層配產(chǎn)向智能分層采油發(fā)展的歷程。從技術角度來說，分層采油是各種控水措施的最后一步，分層采油與分層注水在提高水驅采收率中具有同等重要的作用。然而，到目前為止，油田采取堵水措施的油井占機采總井數(shù)的比例極低，而采用分層采油技術的油井更是少之又少。未來，分層采油技術應向提高技術水平和適應性、構建分層采油技術與管理綜合平臺和注采一體化的方向發(fā)展，同時加強技術推廣和規(guī)?；瘧茫c精細分層注水相結合，形成井組和區(qū)塊整體挖潛的開發(fā)新模式，為高含水老油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供有效的技術支撐。