分層采注一體化工藝研究與試驗

胡石鋒，楊海超，蓋旭波，周俊杰，劉 揚，賴學明

（中國石油天然氣股份有限公司大港油田分公司，天津 300280）

滲吸采油是致密油藏開發的有效技術手段[1-3]。大港油田低滲透油藏儲量占累計探明儲量的35 %以上，對于大港油田穩產具有重要意義。以官東6X1 為代表的低滲區塊，主力開發層系為孔一段棗V 油組，其儲層平均滲透率3.9 mD，為特低滲油藏。因儲層物性差，斷塊破碎，棗五上水驅控制程度73.2%，棗五下水驅控制程度64.5 %，注采井以單向連通為主，棗五上和棗五下平均雙向連通率小于10 %，水驅開發效果差。為此大港油田在該區塊開展滲吸采油試驗。采用滲吸采油開發方式存在油水井需要多次轉換，常規注采工藝需要頻繁作業，占井周期長，開發成本高等問題，嚴重影響現場實施。目前國內學者主要在滲吸采油機理，注入量、吞吐周期、燜井時間等工藝參數優化及試驗效果評價方面研究相對較多，而對于采注一體工藝研究較少。因此研究一種不動管柱分層注采一體化工藝對于低滲透油藏效益開發具有重要意義。

1 滲吸采油開發方式

低滲油藏實施大規模人工壓裂后，初期衰竭開采2～2.5 年。在水濕型致密油藏中，初期階段的彈性力起主要作用，裂縫壓力下降快，基質壓力下降慢，基質中的油流向裂縫；當兩者的壓力接近平衡狀態時，毛管力引起的滲吸作用起到主要作用[4，5]。油藏衰竭開采至地層壓力水平降到70 %；注水井開始注水，注水至地層壓力恢復至約100 %，后燜井一個月。注水期間采油井燜井共3 個月，后油水井共同采油9 個月（大斜度井12 個月）。油井異步注采、注水井吞吐滲吸共三周期。五年后重復壓裂，油水井互換，進入第二輪次。

2 分層采注一體化技術

2.1 管柱結構設計

作為采油井時分注采油一體化管柱結構（見圖1）。

圖1 分層注采一體化管柱Fig.1 Layer injection-production integration pipe string

2.2 工作原理

分層注采一體化管柱完井時下入預置泵筒。采油時，僅需下入φ50.8 mm 柱塞泵，地層原油經過配水器注水通道進入管柱。

實施油井轉注及水井轉采過程中，只需要將柱塞整體提出泵工作筒，由于柱塞最小內徑φ46 mm，可以滿足目前常用φ42 mm 測調儀順利起下，實現不動管柱注采轉換目的。

2.3 關鍵工具

2.3.1 φ50.8 mm 液力反饋泵 φ50.8 mm 液力反饋泵主要由泵筒、柱塞、游動閥、固定閥組成（見圖2）。一級泵間隙，柱塞直徑φ50.8 mm，最小內徑φ46 mm，最大沖程6 m，泵常數2.03，泵筒長度7 675 mm。

上沖程過程中：游動閥半球在芯桿拉力作用下，與段柱塞上球座形成密封，段柱塞上部液體隨上沖程過程被舉升到地面，同時在游動閥半球和固定閥座之間形成低壓腔；固定閥半球受油藏的壓力和芯桿摩擦力雙作用，脫離固定閥座，井液進入泵腔。

下沖程過程：游動半球在芯桿作用下，與段柱塞脫離，而段柱塞受泵腔內高壓反饋力和重力的作用，會緩慢下降，但速度滯后于游動半球，此時泵腔內液體進入段柱塞上部；而固定半球在泵腔壓力和芯桿摩擦力作用下，與固定閥座形成配合，關閉井液進入泵腔的通道。

圖2 液力反饋泵結構Fig.2 Hydraulic feedback pump structure

2.3.2 同心調偏心配水器 配水器主要特征為采用同心調節、偏心配水結構。是在橋式同心配水器結構[6，7]的基礎上增加了傳統機構及偏心配水機構。同心配水器主要由配水器主體結構、傳動件密封系統、齒輪傳動系統組成，具體（見圖3）。

測調時由電纜帶測調儀下井與配水器對接，由測調儀器帶動大齒輪、小齒輪旋轉。小齒輪內的螺旋傳動軸，將旋轉運動變換為上下直線運動，從而帶動水嘴進行水量調節。經過檢測試驗與現有橋式同心配水器測調扭矩相比，該同心配水器扭矩降低了70 %～85 %，成功破解了橋式同心分注水嘴打開扭矩大以及打不開難題。

圖3 連續可調配水器結構示意圖Fig.3 Water distributor structure

2.3.3 “窄進寬出”、逐級解封、高性能Y341-114 封隔器 防堵塞Y341-114 封隔器主要由座封、密封、鎖緊、洗井通道、解封結構組成（見圖4）。進水口采用割縫設計，雜質大顆粒不易進入，有效防止洗井液攜帶機雜進入封隔器洗井通道，造成封隔器洗井通道無法關閉。解封負荷小4 t～6 t，逐級解封，解封負荷不疊加；膠筒耐壓50 MPa，耐溫滿足120 ℃、150 ℃。

圖4 Y341-114 封隔器結構Fig.4 Structure of Y341-114 packer

3 現場試驗

現場開展分層注采一體化管柱井試驗2 口井，新型液力反饋泵舉升采油試驗1 口井,實施井最大井深3 645 m，最大井斜23.95°，下泵深度最大1 810 m，配水器最大下深3 207 m，試驗成功率100 %，分注合格率100 %（見表1）。實現正常采油及分層注水，已正常生產2 年，進一步現場試驗仍在開展。

表1 現場試驗井統計表Tab.1 Statistical table of field test wells

4 結論

（1）通過集成新型液力反饋泵、同心配水器、高性能封隔器等井下工具，形成分層注采一體化管柱，滿足不動管柱采油與分注井轉換需求。

（2）分層注采一體化工藝可避免油水井轉換時起管柱作業，大幅減少占井周期和作業費用為滲吸采油開發方式提供一種經濟可行的技術手段。對于低滲油藏及其他作業困難注水開發油藏具有較好的借鑒意義。