晁圣棋，鄒明華，張艷輝，藍 飛，代磊陽，丁德吉

(1.中海油能源發(fā)展股份有限公司 工程技術分公司，天津 300452；2.中海油研究總院有限責任公司，北京 100020；3.中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300459)

海上油田由于平臺空間有限，井口相對密集，油井多為水平井或大斜度井，在進入開發(fā)中后期普遍存在高含水現(xiàn)象。目前，海上油田在開采方面面臨4個與出水密切相關的問題[1-3]：

1) 海上油田大部分采用裸眼篩管完井，篩管外基本無分隔，出水后堵水措施少、作業(yè)難度大。

2) 缺乏有效的控水手段，傳統(tǒng)方法是調節(jié)井口采油樹油嘴開度，控水效果有限。

3) 水平井生產(chǎn)段較長，油藏的精細認識難度大，出水位置難以判斷[4]。

4) 常規(guī)的測井方法找水費用高，作業(yè)復雜，測井難度大[5]。

針對水平井篩管完井分段控水的難題，開發(fā)了機械化學復合控水工藝及工具。該工藝通過封隔高含水層段，控制各層閥嘴開度從而調節(jié)油層與出水層產(chǎn)液，合理優(yōu)化油井產(chǎn)能，可有效抑制水平井出水，降低油井含水率，延緩油井見水時間，延長水平井的生產(chǎn)壽命，從而提高單井累計產(chǎn)量[6-8]。

1 技術分析

機械化學復合控水工藝是針對目標井的隔夾層發(fā)育狀況、局部出水特點，采用封堵劑注入技術將水平井目前的防砂段再細分多段，然后下入生產(chǎn)控制器及封隔器對各層精細生產(chǎn)，通過調控各層產(chǎn)量，優(yōu)化油井產(chǎn)能，實現(xiàn)穩(wěn)油控水的目的。

1.1 工藝原理

機械化學復合控水工藝由管外定點封隔與在線無級調流控水兩部分組成。根據(jù)地層條件及油藏認識[9-10]，合理注入封堵劑，將防砂段油層分隔成若干小層，等待封堵劑固化強度達到設計要求后，再下入在線無級調流控水管柱，通過控水管柱上各層對應的生產(chǎn)控制器調節(jié)井下油嘴開度，同時可實時在線監(jiān)測各產(chǎn)層數(shù)據(jù)，對各層出水情況進行分析，并根據(jù)找水結果，調整各層生產(chǎn)控制器開度，合理優(yōu)化各層生產(chǎn)壓差從而進行控水[11]，達到預期目標后，轉入正常生產(chǎn)。

1.2 工藝管柱組成

機械化學復合控水工藝的管外定點封隔管柱如圖1所示，主要由定位接頭、遇油遇水膨脹封隔器、擴張式封隔器、扶正器、注劑器、節(jié)流閥、單流閥，頂部懸掛封隔器等工具組成。通過定位接頭用于定位管柱到達注入點，注劑器注入封堵劑，節(jié)流閥兩端封隔器在注入時坐封防止封堵劑外竄，確保封堵劑注入目標層，單流閥確保管柱正注時可起壓，同時可反洗殘留封堵劑。

1-油管；2-定位接頭；3-第一遇油遇水膨脹封隔器；4-第一擴張式封隔器；5-第一扶正器；6-注劑器；7-節(jié)流閥；8-第二遇油遇水膨脹封隔器；9-第二擴張式封隔器；10-第二扶正器；11-單流閥；12-環(huán)空化學封堵劑；13-頂部懸掛封隔器，14-套管。圖1 管外定點封隔工藝管柱示意

在線無級調流控水管柱如圖2所示。

1-地面控制器；2-安全接頭；3-頂部封隔器；4-Y接頭；5-旁通管；6-電泵機組；7-信號電纜；8-滑套；9-定位密封；10-懸掛封隔器；11-生產(chǎn)控制器；12-環(huán)空化學封堵劑；13-長膠筒擴張式過電纜封隔器。圖2 在線無級調流控水工藝管柱示意

主要由地面控制器、安全接頭、頂部封隔器、Y接頭、電泵機組、定位密封、懸掛封隔器、生產(chǎn)控制器、擴張式封隔器等工具組成。在線無級調流控水管柱外側有鋼鎧信號電纜，信號電纜固定于管柱外側，信號電纜與各層段的生產(chǎn)控制器連接，并最終延伸至地面，與地面控制器連接。通過地面控制器實時監(jiān)測與調控井下各產(chǎn)層。

1.3 工藝管柱技術參數(shù)

井筒尺寸

可分段數(shù)

2～6段

工作壓差

≤10 MPa

工作溫度

≤120 ℃

單層流量調節(jié)

0～500 m3/d

適用井深

≤4 000 m

1.4 技術特點

1) 分層數(shù)理論上不受限制。

2) 地面實時監(jiān)測調節(jié)井下生產(chǎn)控制器，無需動井口或起下管柱作業(yè)。

3) 生產(chǎn)控制器閥嘴開度可無級調控，精確滿足油藏調配需求。

4) 每一層的產(chǎn)液量、壓力和溫度均可在線實時監(jiān)測，產(chǎn)液量可邊測邊調。

2 主要配套工具

2.1 生產(chǎn)控制器

生產(chǎn)控制器用于調節(jié)各層產(chǎn)液閥嘴開度，控制各層產(chǎn)液量達到控水目的，同時要具備溫度、壓力及流量監(jiān)測功能，為評估油井開發(fā)狀況提供數(shù)據(jù)支持，其結構示意如圖3所示。

1-上接頭；2-過濾網(wǎng)；3-限位機構；4-調節(jié)臂；5-電纜連接頭；6-下接頭；7-滑環(huán)；8-電機；9-控制電路；10-外套管；11-內隔離管；12-開關閥。圖3 生產(chǎn)控制器結構示意

2.1.1 工具參數(shù)

本體外徑

114 mm

過流量

500 m3/d

中心通道直徑

44 mm

工作壓差

40 MPa

工作溫度

120 ℃。

2.1.2 工作原理

生產(chǎn)控制器是1種閥開度可無級調節(jié)的工具，上下均有電纜接口，通過單芯電纜與地面控制器相連，依靠單芯電纜給生產(chǎn)控制器內部的電機供電，從而驅動生產(chǎn)控制器的閥桿動作，以此調節(jié)閥嘴開度。同時，生產(chǎn)控制器內部集成了流量計、壓力計、溫度計，3個測試參數(shù)均可通過單芯電纜傳輸至地面控制器。

2.2 長膠筒擴張式過電纜封隔器

長膠筒擴張式過電纜封隔器用于封隔封堵劑段塞的篩管內部與油管環(huán)空，為確保封堵劑不被突破，具有較好的承壓性能，需要封隔器具有較長的膠筒結構，同時需具備電纜穿越通道，其結構示意如圖4所示。

1-電纜保護機構；2-電纜；3-解封機構；4-單流機構；5-坐封機構；6-密封膠筒機構；7-泄壓機構。圖4 長膠筒擴張式過電纜封隔器結構示意

2.2.1 工具參數(shù)

本體外徑

114 mm

工具總長

2 670 mm

中心通道直徑

50 mm

工作壓差

12 MPa

工作溫度

120 ℃

2.2.2 工作原理

坐封時，地面加壓，液體經(jīng)單流機構進入坐封機構。坐封機構將壓力傳遞至密封膠筒機構，使膠筒擴張到封隔環(huán)空達到坐封狀態(tài)。單流機構能夠確保壓力保持在封隔器內部，地面停止加壓后，封隔器仍可保持坐封狀態(tài)。

解封時，上提管柱，封隔器解封機構動作，使封隔器內部保有的壓力從泄壓機構流出，伴隨著封隔器內部壓力下降，內外壓力逐漸趨于平衡，膠筒緩慢回收至初始狀態(tài)，封隔器完成解封動作。

3 現(xiàn)場試驗

3.1 目標井概述

該井于2011-02-18投產(chǎn)，日產(chǎn)油85 m3，不含水；2011-11-01見水，2011-12-30含水升至30%；2012-04-01含水突升至80%；2018-10-16至今間斷生產(chǎn)，含水始終96.7%左右。分析該井位于油田高部位，由于油水黏度比大，地層水指進嚴重，考慮該井距離油水界面遠，且有隔夾層發(fā)育，判斷為水平段局部出水[12-14]。由于該井采出程度低，面對目前的含水高問題，擬開展復合控水作業(yè)，改善開發(fā)效果。

3.2 控水思路

如圖5所示，針對該井隔夾層發(fā)育、局部出水的特點，將水平井分2段，實施水平井梯度復合控堵水工藝。在封堵劑管外封隔基礎上，下入在線無級調流控水管柱，利用生產(chǎn)控制器開度大小可任意調節(jié)的功能，對每段出水情況進行監(jiān)測，并根據(jù)找水結果，調整各段生產(chǎn)控制器開度，進行井筒控水，若控水效果達到預期目標，結束施工，轉入正常生產(chǎn)。若控水效果不理想，則打開高含水段生產(chǎn)控制器，關閉其他生產(chǎn)控制器，對高出水段進行定位深部堵水，增強措施效果。

圖5 堵水工藝示意

3.3 作業(yè)準備

3.3.1 封堵劑注入量設計

要確保封堵劑充滿篩管與井壁環(huán)空，其用量按式(1)進行計算，封堵劑使用總量VZ為理論注入量VL、油管與篩管環(huán)空用量VY及油管內殘留封堵劑VC之和[15]。

VZ=VL+VY+VC

(1)

且知[12-14]：

V=0.25απ(R2-r2)L

(2)

式中：R為大徑，m；r為小徑，m；L為段塞長度，m；α為調整系數(shù)。

根據(jù)該井215.9mm(8.5英寸)鉆頭鉆出的井筒尺寸，按經(jīng)驗考慮井筒擴徑10%，封堵劑進入地層，直徑R=220+22+10=252 mm；篩管外徑尺寸r=195 mm；封堵劑段塞設計長度L=30 m。

計算得封堵劑理論注入量為

VL=0.6 m3。

(3)

封隔器間距6 m，封隔器內徑195 mm，油管外徑73 mm。封堵劑油管與篩管環(huán)空用量為

VY=0.15 m3。

(4)

封堵劑油管內預留長度50 m，油管內徑62 mm，油管內殘留封堵劑用量為

VC=0.15 m3。

(5)

因此可得：

VZ=VL+VY+VC

=0.6+0.15+0.15=0.9 m3

(6)

3.3.2 現(xiàn)場取樣試驗

現(xiàn)場對準備注入的封堵劑取樣觀察，取2瓶樣本藥劑，分別置于60 ℃、63 ℃恒溫環(huán)境中靜置侯凝。觀察顯示60 ℃樣品固化成膠時間4 h，63 ℃樣品固化成膠時間3.5 h，成膠后狀態(tài)如圖6所示。

對比該井油層溫度為60.3 ℃，考慮注入的井液泥漿溫度較低會降低注入點附近的井溫，因此注入的封堵劑侯凝時間控制在4 h以上。

圖6 封堵劑樣本固化試驗

3.4 作業(yè)流程

1) 連接地面設備及管匯，準備下入管外定點封隔工藝管柱，如圖7所示。

2) 下入管外定點封隔工藝管柱準備封堵劑注入作業(yè)，依照設計要求注入封堵劑，上提管柱侯凝，反洗。

3) 封堵劑驗封，下放管柱至注入點下方盲管與篩管連接處，套管補液，加壓2 MPa，無返出，說明下盲管外已完全封隔。

圖7 工藝施工現(xiàn)場

4) 起出管外定點封隔工藝管柱，工具外觀良好，如圖8所示。證明工具起下過程中無遇阻，設計滿足油井使用條件。因單流閥在管柱最底部，內部有少量封堵劑殘渣沉積。

圖8 注入工具

5) 下入在線無級調流控水工藝管柱，定位密封將控水管柱固定于設計位置，加壓14 MPa坐封長膠筒擴張式過電纜封隔器，將篩管內分隔，驗封檢驗封隔器坐封情況。 圖9為生產(chǎn)控制器的信號電纜連接與防護。

圖9 信號電纜的連接與防護

6) 地面調節(jié)各層對應的生產(chǎn)控制器，監(jiān)測井下溫度、壓力及產(chǎn)液量變化，同時井口化驗采出液含水，優(yōu)化各層產(chǎn)量實現(xiàn)控水。

7) 優(yōu)化后2號生產(chǎn)控制器開度為33.9%，1、3號生產(chǎn)控制器均為全開，各層監(jiān)測參數(shù)界面如圖10所示。

圖10 地面控制器監(jiān)測數(shù)據(jù)界面

圖10中井下生產(chǎn)控制器處的溫度為63.9 ℃，流量312.1 m3/d，地層壓力11.4 MPa，閥開度90.9%。

3.5 實施效果評估

根據(jù)油井單井測量數(shù)據(jù)，繪制了2020-06-01—2020-09-09的含水曲線，如圖11所示。 可以看出，檢泵作業(yè)前油井產(chǎn)液平均含水率96.45%；檢泵后初期排水，含水為100%，穩(wěn)產(chǎn)后平均含水率為94.62%，含水率下降約2%，控水效果明顯。

圖11 油井單井含水率測量數(shù)據(jù)曲線

4 結論

1) 機械化學復合控水工藝是針對水平井開采過程中的高含水問題而設計，可不動防砂完井管柱實現(xiàn)油井儲層分隔、分采，從而達到油井控水目的，解決了水平井篩管完井控水問題。

2) 現(xiàn)場作業(yè)過程中管柱下入順利，工具性能可靠，表明機械化學復合控水工藝及工具設計滿足現(xiàn)場應用條件。

3) 作業(yè)后油井采出液含水率下降約2%，表明該工藝具有一定的控水效果及實用價值。