渤海油田分層注水技術(shù)研究現(xiàn)狀及發(fā)展方向

王 東 王良杰 張鳳輝 楊萬有 程心平

(中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司 天津 300452)

渤海油田淺層多為疏松砂巖油田，儲層易出砂，同時儲層斷裂發(fā)育，油藏類型復(fù)雜，油層跨度大、層數(shù)多，不同層位滲透率差別較大(10～10 000 mD)，非均質(zhì)性嚴(yán)重，因此注水井多采用分段防砂完井方式。在籠統(tǒng)注水過程中，注入水沿高滲層推進(jìn)較快，而中低滲層水驅(qū)效果不明顯，層間矛盾突出，最終采收率較低。為提高注水開發(fā)效果，實現(xiàn)油田高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，渤海油田注水井主要采用分層注水工藝。該工藝根據(jù)注水井各層的吸水情況進(jìn)行分層配注，確保注入水在各層均勻推進(jìn)，以限制高滲透層的吸水量，相對提高了中低滲透層的注水效果[1-4]。據(jù)統(tǒng)計資料顯示，目前渤海油田各類分層注水井總數(shù)超過950口，占注水井比例超過93%。

國內(nèi)外地面注水井管柱主要因完井方式(防砂完井、不防砂完井)不同，導(dǎo)致完井管柱略有差異，這種差異主要影響井下測調(diào)工具的外徑。陸地油田及南海西部油田注水井多直接采用套管完井，通過一趟管柱下入油管懸掛式封隔器，油管內(nèi)打壓坐封油管懸掛式封隔器，實現(xiàn)不同注水層之間的封隔，主要包括安全閥、滑套、油管懸掛式封隔器、測調(diào)工具(圖1)；渤海油田注水井完井方式多采用防砂完井，完井防砂后通過定位/插入密封與頂部封隔器/隔離封隔器配合，實現(xiàn)不同注水層之間的封隔，主要包括隔離封隔器、篩管、井下安全閥、滑套、定位/插入密封、測調(diào)工具(圖2)。

圖1 套管完井注水管柱示意圖

海上油田注水井具有井斜大、先期分段防砂完井層數(shù)多、單層配水量大、平臺生產(chǎn)作業(yè)空間有限等特點，對注水技術(shù)要求更高，陸地成熟的分層注水技術(shù)不能直接用于海上注水井。因此，海上油田分層注水技術(shù)開發(fā)與應(yīng)用均需結(jié)合自身地質(zhì)油藏及井況特點，在前期防砂完井或套管完井的井筒基礎(chǔ)上開展研究[5]。同時，隨著渤海油田注水開發(fā)的不斷深入，需要在現(xiàn)場實踐中不斷進(jìn)行分層注水技術(shù)的完善升級。

圖2 防砂完井注水管柱示意圖

1 渤海油田分層注水工藝技術(shù)應(yīng)用概況

自20世紀(jì)90年代以來，伴隨著中國海洋石油工業(yè)的發(fā)展，注水開發(fā)逐漸成為海上油田穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的主要手段。在現(xiàn)場實踐中通過對注水技術(shù)的不斷完善與升級，形成了一系列適應(yīng)渤海油田不同井況的分層注水工藝技術(shù)，其發(fā)展過程大致經(jīng)歷以下幾個階段。

1) 第一階段：1996—1998年，注水技術(shù)初期探索。

嘗試借鑒大慶油田應(yīng)用較為成熟的偏心配水器鋼絲投撈分層注水工藝，但該工藝管柱僅適用于直井和斜度較小的井(井斜角≤35°)，在海上油田井斜較大的定向井中配水工具投撈成功率低且單層注入量小，存在一定局限性，需開發(fā)專用的海上油田同心分層注水技術(shù)。

2) 第二階段：1999—2007年，實現(xiàn)多層段、大斜度、大排量分注。

為滿足海上油田井斜大、層數(shù)多、單層注水量大等特點，先后開發(fā)了“一投三分”、325同心分注和空心集成等可投撈式同心分注技術(shù)。分段數(shù)不超過6層、井斜在60°以內(nèi)、單層注入量≤700 m3/d的注水井都可根據(jù)需求采用合適的注水工藝。

3) 第三階段：2008—2010年，測調(diào)一體化分層注水技術(shù)。

隨著注水井?dāng)?shù)量的不斷增加，注水調(diào)配施工作業(yè)量急劇增加，占井時間較長；然而，海上平臺作業(yè)空間有限，各種井筒工藝措施都要利用修井機(jī)，因此對注水井測調(diào)效率和配注精度提出了更高的要求。測調(diào)一體化分層注水技術(shù)的開發(fā)，顯著提高了分層配注的測調(diào)效率和配注精度，為今后分層注水向智能化方向發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。

4) 第四階段：2011—2014年，分注管柱長效性研究。

由于先期注水井分層注水管柱不具備全井筒洗井功能，長期注水后出現(xiàn)了一系列新的問題。主要包括：①井下管柱腐蝕、結(jié)垢等問題越來越突出，部分井后期動管柱作業(yè)提不動，造成大修作業(yè)；②近井地帶地層污染堵塞，注入壓力上升、注水量下降[6]。因此，為提高分注管柱的長效性，開發(fā)配套可反洗井分注工藝技術(shù)。目前形成的可洗井分注技術(shù)包括提升式反洗井分注、液控膨脹式反洗井分注和插入密封式反洗井分注3種注水洗井一體化技術(shù)。該技術(shù)系列有效地解決了井筒近井地帶水質(zhì)臟、堵塞、注水壓力上升及注水量下降等問題，滿足了配注量要求，提高了水驅(qū)開發(fā)效果[7]。

5) 第五階段：2015年至今，有纜/無纜智能注水技術(shù)研究。

傳統(tǒng)的分層配注技術(shù)在測試時均需利用鋼絲或電纜作業(yè)，因此調(diào)配效率低且無法適用于大斜度井、水平井。截至2015年11月，渤海油田擁有井斜大于60°的大斜度、水平注水井80余口，為解決渤海油田大斜度井分層測調(diào)的技術(shù)難題、提升分注井的精細(xì)化與智能化管理，研制了電纜永置式測調(diào)分注工藝，實現(xiàn)注水井的智能化調(diào)控，為產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用提供技術(shù)支撐。自2015年7月第1口試驗井現(xiàn)場成功應(yīng)用，到2019年12月，電纜永置式測調(diào)工藝現(xiàn)場已累計應(yīng)用90多口井(100余井次)。

與此同時，針對井眼較小的大斜度注水井因井眼尺寸限制無法實施有纜注水工藝的問題，為降低管柱下入的風(fēng)險，研制了無纜傳輸分層配注技術(shù)。自2016年研究開發(fā)以來，無纜傳輸分層配注工藝在渤海油田已累計應(yīng)用40多口井。渤海油田常用分層注水工藝技術(shù)應(yīng)用情況統(tǒng)計見表1。

表1 渤海油田常用分層注水技術(shù)應(yīng)用情況統(tǒng)計Table 1 Statistics on the application of common zonal injection technology in Bohai oilfield

2 渤海油田分層注水工藝技術(shù)特點及存在問題

渤海油田分層注水工藝發(fā)展從20世紀(jì)90年代開始，經(jīng)過20多年的不斷探索、實踐、發(fā)展、完善，逐漸由可投撈式測調(diào)注水方式轉(zhuǎn)變?yōu)橛欣|式和無纜式智能測調(diào)注水方式。目前形成了“一投三分”分注技術(shù)、325同心分注技術(shù)、空心集成分注技術(shù)、測調(diào)一體化分注技術(shù)、分注井可反洗井技術(shù)、電纜永置式分注技術(shù)、無纜傳輸分注技術(shù)等7類分層注水技術(shù)，有效解決了渤海油田不同需求條件下的注水問題，為渤海油田注水開發(fā)提供了技術(shù)支持。渤海油田常用分層注水工藝主要技術(shù)參數(shù)見表2。

2.1 “一投三分”分注技術(shù)

“一投三分”分注技術(shù)，即一次鋼絲投撈測試作業(yè)可完成三個層段的測試調(diào)配作業(yè)。分注管柱主要由油管、滑套、可定位插入密封、插入密封式配水器工作筒、帶孔管、圓堵引鞋和“一投三分”配水器(圖3)等組成，原理如圖4所示。配水器上裝相應(yīng)層段的井下存儲式電子壓力計或電子流量計及水嘴。注水管柱采用直槽定位器定位，管柱穩(wěn)定、壽命長[8]。該技術(shù)解決了30°～60°井斜，2～3個層段的分層、驗封、配注的難題，單層最大測試流量可達(dá)400 m3/d。

隨著現(xiàn)場應(yīng)用的不斷增加，工藝也暴露出一些不足：①由于流量計的安裝間距較短，大流量測試時存在層間干擾；②控制水嘴只能軸向安裝，有機(jī)雜質(zhì)沉淀時造成過流通道減小甚至堵塞配水器；③在調(diào)配水嘴進(jìn)行壓力和流量測試時，需頻繁投撈出配水器，期間會產(chǎn)生流量、壓力波動，降低了測量數(shù)據(jù)的準(zhǔn)確性；④分注層數(shù)受限制。

表2 渤海油田常用分層注水工藝技術(shù)參數(shù)對比Table 2 Technical parameters comparison of common zonal injection technology in Bohai oilfield

圖3 “一投三分”配水器芯子結(jié)構(gòu)示意圖

圖4 “一投三分”分注技術(shù)原理示意圖

2.2 325同心分注技術(shù)

325同心分注技術(shù)通過定位密封和插入密封實現(xiàn)分段，每個同心分注工作筒對應(yīng)一個防砂段，配水器芯子坐封在工作筒內(nèi)。分注管柱主要由井下安全閥、循環(huán)滑套、定位密封、插入密封、同心分注配水工作筒、圓堵引鞋等組成，其中防砂段用φ73 mm油管，原理如圖5所示。驗封作業(yè)需要使用專用驗封芯子，壓力計裝在驗封芯子內(nèi)；分層調(diào)配作業(yè)采用超聲流量計進(jìn)行流量測試，通過改變配水器芯子水嘴個數(shù)及水嘴開度進(jìn)而控制流量。該技術(shù)解決了φ82.55 mm的小防砂內(nèi)通徑中分層不超過5個層段的注水井分層、驗封、配注的難題，單層最大測試流量可達(dá)400 m3/d。

截至目前該技術(shù)在渤海油田已經(jīng)應(yīng)用100多口井，其主要特點是：①相比一投三分，測試數(shù)據(jù)穩(wěn)定性高；②依靠插入密封分層，分層成功率高；③能適用小通徑多層段分注；④流量測試時間長且受井斜影響較大。

圖5 325同心分注技術(shù)原理示意圖

2.3 空心集成分注技術(shù)

對于分注層數(shù)超過3層的注水井，若采用單級配水工作筒對應(yīng)單級配水器的方式，鋼絲投撈測試作業(yè)工作量相當(dāng)大，在此情況下開發(fā)了空心集成分注工藝技術(shù)。其核心技術(shù)是將層間分隔工具與配水器工作筒集成一體化，每一級配水器工作筒與相應(yīng)的配水器配合，能夠?qū)崿F(xiàn)兩層段分層注水，多級配水器工作筒可實現(xiàn)全井多層段分層配注，結(jié)構(gòu)原理如圖6所示。分注管柱主要由油管、滑套、可定位插入密封、插入密封式配水器工作筒、圓堵引鞋和空心配水器等組成，其中配水器芯子需用φ89 mm油管(圖7)；分層測試儀器工具串由定位器、小直徑井下存儲式渦街流量計(或壓力計)和導(dǎo)向頭組成，在管柱內(nèi)可從下到上一次完成多個注水層段的壓力、流量實時測試[9]。該技術(shù)有效解決了注水井完井管柱最小內(nèi)通徑為98.55 mm、101.60 mm和120.65 mm，井斜<60°和分注層段≤6層的分層調(diào)配的問題，單層最大測試流量可達(dá)700 m3/d。

圖6 空心集成配水器結(jié)構(gòu)原理圖

圖7 空心集成分注技術(shù)管柱示意圖

截至目前該技術(shù)在渤海油田已經(jīng)應(yīng)用300多口井，其主要特點是：①實現(xiàn)了單級雙層調(diào)控，解決了小通徑注水井的多層段配注問題；②配水器工作筒有上、下兩組徑向出水孔，對應(yīng)的配水器芯子每組出水孔最多可安裝6個水嘴，可滿足海上大排量注水需求；③工作筒設(shè)有橋式通道，配注及測試工具上下壓力平衡，鋼絲作業(yè)投撈成功率和調(diào)配效率高；④各層段注水壓力和流量實現(xiàn)實時測試，數(shù)據(jù)準(zhǔn)確可靠，避免了傳統(tǒng)遞減法測試的測量誤差；⑤分層調(diào)配過程中，采用水嘴選配軟件，方便現(xiàn)場操作和數(shù)據(jù)管理；⑥調(diào)配時要反復(fù)投撈配水器更換水嘴，單井作業(yè)用時達(dá)3～6 d。

2.4 測調(diào)一體化分注技術(shù)

上述分層注水技術(shù)必須通過鋼絲作業(yè)投撈配水器更換水嘴或動管柱作業(yè)才能實現(xiàn)分層調(diào)配，配注誤差范圍較大(±10%)，且鋼絲作業(yè)工作量大，測調(diào)效率低，不便于對分注井進(jìn)行定期檢測與調(diào)配，影響分注開發(fā)整體效果。針對上述問題，開發(fā)了測調(diào)一體化分注技術(shù)，該技術(shù)采用同心結(jié)構(gòu)的測調(diào)工作筒和同心測調(diào)儀器，測調(diào)原理如圖8所示。測調(diào)工作筒設(shè)計有橋式通道和可調(diào)水嘴，同心測調(diào)儀器主要由流量計、壓力計、溫度計、電機(jī)、定位爪，調(diào)節(jié)臂和減速器等組成[11]。通過一趟電纜作業(yè)下入測調(diào)儀器，在調(diào)節(jié)井下測調(diào)工作筒可調(diào)水嘴的同時，就可以完成流量測試，從而滿足配注量。每級測調(diào)工作筒結(jié)構(gòu)尺寸相同，對分段層數(shù)沒有限制，在不影響其他工作筒正常注水的情況下，可以選擇性調(diào)節(jié)任意一級工作筒水嘴。該技術(shù)目前可用于井斜小于60°的大斜度套管井以及管柱最小內(nèi)通徑為82.55、98.55、101.60和120.65 mm的防砂完井注水井(圖9)。利用井下電磁流量計或超聲波流量計，從下至上遞減法計算各層注入量，實現(xiàn)單層最大測試流量1 000 m3/d。

圖8 測調(diào)一體化分注技術(shù)原理示意圖

測調(diào)一體化分注技術(shù)改變了傳統(tǒng)測調(diào)理念，其主要特點是：①運用機(jī)電一體化技術(shù)，數(shù)據(jù)直接讀取，實現(xiàn)地面邊測邊調(diào)；②配水工具和水嘴設(shè)計成一體化結(jié)構(gòu)，具有無級調(diào)節(jié)水嘴開度的特點；③可調(diào)水嘴有密封保護(hù)，消除了面積差、抽吸等現(xiàn)象導(dǎo)致的調(diào)節(jié)不靈活的缺點；④現(xiàn)場試驗驗證1天可完成單井測調(diào)，配注誤差在±2%，顯著提高了分注井的調(diào)配效率和配注精度；⑤不足之處在于采用電纜作業(yè)投撈測調(diào)儀器不適用于超大井斜或井深太深的注水井。

圖9 測調(diào)一體化分注技術(shù)管柱示意圖

2.5 分注井可反洗井技術(shù)

常規(guī)分層注水工藝技術(shù)均不具備全井筒洗井功能，注水井長期不進(jìn)行洗井作業(yè)，管柱常常因結(jié)垢腐蝕拔不動造成大修作業(yè)，增加修井作業(yè)成本；同時，近井地帶地層污染導(dǎo)致注入壓力逐漸增大，注水量逐漸變小，嚴(yán)重影響注水開發(fā)效果。因此，為提高注水管柱的長效性，開發(fā)了一系列可反洗井分注工藝技術(shù)。目前常用的可反洗井分注技術(shù)包括提升式反洗井分注技術(shù)、液控膨脹式反洗井分注技術(shù)和插入密封式反洗井分注技術(shù)。3種反洗井分注技術(shù)的工藝參數(shù)如表3所示。

1) 提升式反洗井分注技術(shù)。2根液控管線連接至井口以下20 m處的管柱提升裝置上，通過提升裝置上提/下放管柱實現(xiàn)注水狀態(tài)和反洗狀態(tài)的切換。分注管柱主要由提升裝置、插入密封、防返吐配水器、反洗井單流閥等組成(圖10)。該技術(shù)目前可用于井斜小于60°的管柱最小內(nèi)通徑為82.55、98.55、101.60和120.65 mm的防砂完井注水井。一般建議分注層數(shù)≤4，單層最大測試流量700 m3/d。

表3 渤海油田注水洗井一體化技術(shù)參數(shù)對比Table 3 Comparison of water injection and well washing integrated technology in Bohai oilfield

圖10 提升式反洗井分注技術(shù)管柱示意圖

截至目前該技術(shù)在渤海油田應(yīng)用50余口，其主要特點是：①洗井通道大，適用范圍廣，洗井時起放管柱能避免注水管柱和防砂管柱“垢成一體”，減少大修事故；②由于每次洗井操作都需要將插入密封從密封筒內(nèi)反復(fù)插入拔出，對密封模塊的性能和使用壽命要求更高。

2) 液控膨脹式反洗井分注技術(shù)。在不動管柱的情況下，利用液壓控制膨脹式封隔器的膠筒膨脹或收縮實現(xiàn)注水狀態(tài)和反洗井狀態(tài)的切換，液控管線需要下入至防砂段內(nèi)的膨脹式封隔器上控制其坐封和解封。分注管柱主要由坐封控制閥、液控膨脹封隔器、防返吐配水器、反洗井單流閥等組成(圖11)。注水時，液控管線加壓并保持一定的壓力控制液控膨脹封隔器保持坐封狀態(tài)，實現(xiàn)正常分層注水；洗井時，液控管線泄壓控制液控膨脹封隔器保持解封狀態(tài)，建立反洗井通道，實現(xiàn)洗井。該技術(shù)目前可用于井斜小于60°的管柱最小內(nèi)通徑為120.65 mm的防砂完井或套管完井注水井。一般建議分注層數(shù)≤4，單層最大測試流量700 m3/d，層間壓差≤20 MPa。

該技術(shù)的主要特點是：①大幅度提高分層合格率，適用于防砂井或不防砂井的分層注水；②洗井時環(huán)空面積大，能實現(xiàn)大排量反洗井；③易坐封、易解封；④由于要對液控膨脹式封隔器反復(fù)坐封和解封，要求封隔器膠筒具備較好的耐疲勞性能；⑤液控管線需要下入至防砂段內(nèi)，對施工操作要求更高。

圖11 液控膨脹式反洗井分注技術(shù)管柱示意圖

3) 插入密封式反洗井分注技術(shù)。利用插入密封和注水工作筒工具內(nèi)部的環(huán)空夾壁腔配套洗井閥建立反洗通道。分注管柱主要由滑套、反洗井插入密封、防返吐配水器、反洗井單流閥等組成(圖12)。注水時，油壓大于套壓，反洗井插入密封工具彈簧處于伸長狀態(tài)，反洗通道進(jìn)水口處于關(guān)閉狀態(tài)，正常分層注水；洗井時，套壓大于油壓，插入密封工具彈簧處于壓縮狀態(tài)，反洗通道打開完成反洗井。該技術(shù)目前可用于井斜小于60°的管柱最小內(nèi)通徑為120.65 mm的防砂完井注水井。一般建議分注層數(shù)≤4，單層最大測試流量700 m3/d。

截至目前該技術(shù)在渤海油田應(yīng)用30余口，其主要特點是：①通過改變井口流程，即可實現(xiàn)液壓開關(guān)反洗密封閥完成注水和洗井操作，操作較為便利；②洗井通道相對較小，影響洗井排量；③對反洗密封閥的可靠性要求更高，要求在完成洗井操作后能保證密封閥關(guān)閉且仍具備完好的密封性。

圖12 插入密封式反洗井分注技術(shù)管柱示意圖

2.6 電纜永置式分注技術(shù)

海上油田分層注水井常規(guī)測調(diào)技術(shù)必須通過鋼絲、電纜或動管柱作業(yè)才能實現(xiàn)，不僅受到井斜和場地的限制，還要停注降產(chǎn)，作業(yè)效率低下，施工成本高昂，嚴(yán)重制約了海上油田高效注水開發(fā)[12-13]。為了解決常規(guī)測調(diào)技術(shù)的上述不足，基于渤海油田注水井的防砂完井管柱形式，研制了電纜永置式測調(diào)分注技術(shù)，實現(xiàn)了注水井的智能化調(diào)控。

該技術(shù)由井下電動測調(diào)工作筒、過電纜定位密封、過電纜插入密封、鋼管電纜、地面測調(diào)控制器及配套監(jiān)控機(jī)和監(jiān)控軟件組成[14](圖13)。其中，井下電動測調(diào)工作筒采用機(jī)電一體化設(shè)計(圖14)，集分層驗封、分層吸水量測試、分層水嘴無級調(diào)控功能于一體，在地面測調(diào)控制器的控制下，可實時監(jiān)測分層注水溫度、壓力、注入量，快速調(diào)整各注入層水嘴開度，達(dá)到分層驗封與分層吸水指數(shù)測試的目的，大大減少了注水井常規(guī)測調(diào)、驗封測試的成本，還能實現(xiàn)注水?dāng)?shù)據(jù)的長期動態(tài)監(jiān)測，對于保證油田注水驅(qū)油效果意義重大。

圖13 電纜永置式分注技術(shù)管柱示意圖

圖14 井下電動測調(diào)工作筒結(jié)構(gòu)示意圖

電纜永置式分注技術(shù)較傳統(tǒng)分層注水技術(shù)，優(yōu)勢比較明顯，是實現(xiàn)智能化、數(shù)字化油田的關(guān)鍵技術(shù)[15]。自2015年7月第一口試驗井現(xiàn)場成功應(yīng)用，到2019年12月，電纜永置式測調(diào)工藝現(xiàn)場已累計應(yīng)用90多口井(100余井次)。該技術(shù)主要具有以下特點：①不受井斜和分注層數(shù)(目前由于供電功率原因只能測調(diào)8層)限制，可解決大斜度井、水平井的分層注水測試難題；②分層注水管柱兼顧井下注水測試功能，分層驗封、分層吸水測試無需額外鋼絲電纜作業(yè)，實現(xiàn)了注水井的快速測試與實時動態(tài)監(jiān)測；③每個層段對應(yīng)一個井下電動測調(diào)工作筒，實現(xiàn)了分層注水的實時數(shù)據(jù)采集與自動化調(diào)配，單井測調(diào)時間僅需2～3 h，提高了分層測調(diào)效率；④單層調(diào)配成本偏高、可靠性受電纜、電路器件影響較大等。

2.7 無纜傳輸分注技術(shù)

2015年開展的注水井電纜永置式智能測調(diào)技術(shù)研究解決了內(nèi)通徑120.65 mm防砂完井、大斜度注水井分注難題，現(xiàn)場成功應(yīng)用，測調(diào)效率提高至少10倍，提升了渤海油田分層注水的技術(shù)水平。在工藝系列化過程中，針對82.55 mm防砂內(nèi)通徑分層注水井，有纜式注水工藝很難實現(xiàn)，因井眼尺寸的限制，增加了管柱下入的風(fēng)險，此時無纜式壓力波控制注水工藝則具有明顯優(yōu)勢，但施工作業(yè)成本較電纜永置式智能分注偏高。

該工藝的原理是在實現(xiàn)分層注水的同時，在井筒內(nèi)建立無線通訊，遠(yuǎn)程控制井下配水器的調(diào)配，采集井下各層流量參數(shù)，并將采集的數(shù)據(jù)傳輸至地面。早期，采用壓力波為載體建立信號通道，存在通信時速率慢、功耗大、誤碼率高的難題。針對上述問題，2017年渤海油田開始進(jìn)行無纜式壓控雙向傳輸分層注水技術(shù)研究，不需要預(yù)先隨管柱下入電纜，只需通過在地面無線控制與操作，即可完成井下各層注水量調(diào)節(jié)，以及注水量、注入壓力等參數(shù)的雙向傳輸[16-17]。該工藝管柱由井下壓控工作筒(圖15)、插入/定位密封、無纜式配水控制系統(tǒng)等幾部分組成(圖16)。

圖15 無纜傳輸井下壓控工作筒結(jié)構(gòu)示意圖

圖16 無纜傳輸分注技術(shù)管柱示意圖

井下無纜注水工具在壓力波的基礎(chǔ)上，增加了流量波作為壓力波通訊的輔助參數(shù)，實現(xiàn)了壓力波和流量波雙重通信，提高了解碼的準(zhǔn)確性、時效性及波碼通訊的可用性。

渤海油田從2016年開始逐漸嘗試使用無纜式壓力波控制注水工藝，截至2019年底已累計應(yīng)用40多口井，取得較好的效果。在取得成果的同時，也暴露了新工藝在初期應(yīng)用階段有待改進(jìn)和完善的問題：①工藝系列化；②測調(diào)工作筒、地面調(diào)制解調(diào)器可靠性需進(jìn)一步提升；③酸化、調(diào)剖作業(yè)、注入水質(zhì)、高溫環(huán)境的適應(yīng)性；④井下與地面數(shù)據(jù)雙向通訊的可靠性和效率等；⑤電路低功耗及電池使用壽命問題。

2.8 海上注水技術(shù)和陸地及國外注水技術(shù)對比

上述內(nèi)容介紹了海上油田分注技術(shù)，陸地油田的分注技術(shù)與海上油田大體相同，相互借鑒，國外油田的分注技術(shù)則相對簡單，應(yīng)用情況見表4。

表4 國內(nèi)外油田注水技術(shù)水平分析表Table 4 Analysis of water injection technology level of oilfields at home and abroad

從表4可以看出，國內(nèi)油田的分層注水技術(shù)，無論從技術(shù)水平、細(xì)分程度還是應(yīng)用規(guī)模上都達(dá)到了很高的水平，處于國際領(lǐng)先地位。

3 渤海油田分層注水工藝技術(shù)面臨的挑戰(zhàn)及攻關(guān)方向

現(xiàn)有的分層注水技術(shù)解決了渤海油田注水工藝的很多現(xiàn)實問題，已經(jīng)形成了一系列具有渤海油田特色的分層注水技術(shù)。隨著海上油田開發(fā)的進(jìn)一步深入，大部分油田注水開發(fā)進(jìn)入中后期，綜合含水上升[18-19]，注采矛盾日益突出，如何適應(yīng)油田注水開發(fā)的需要，在穩(wěn)油控水的基礎(chǔ)上繼續(xù)注夠水、注好水，保持地層壓力，保持高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，成為越來越受關(guān)注的難題。同時，注水井井況和注入需求也越來越復(fù)雜[20-21]，需要對現(xiàn)有的分層注水技術(shù)進(jìn)行完善升級，提高注水開發(fā)水平和開發(fā)效果。

3.1 面臨的挑戰(zhàn)

3.1.1高含水加劇油田注采矛盾，對分層注水技術(shù)提出精細(xì)化要求

隨著渤海油田注水開發(fā)進(jìn)入中后期，綜合含水率上升，層間矛盾日益加劇，對分層注水技術(shù)提出了更高的要求。由于對部分注水井和采油井的地層連通性認(rèn)識不清，經(jīng)常出現(xiàn)油層注水突進(jìn)、水淹等情況；因此，需要對注入?yún)?shù)進(jìn)行實時監(jiān)測與針對性調(diào)整，結(jié)合油藏工程對分段防砂的每個層段二次細(xì)分，進(jìn)行精細(xì)化注水。

3.1.2常規(guī)分層注水技術(shù)定期分注測試作業(yè)時效性差

盡管智能分注技術(shù)在渤海油田已經(jīng)開始規(guī)?；瘧?yīng)用，但大部分注水井仍舊采用常規(guī)分層注水技術(shù)。目前常規(guī)分層注水技術(shù)測調(diào)作業(yè)時需動用平臺上的修井機(jī)或吊車，但通常情況這些裝備長時間用于其他修井作業(yè)，很難及時配合注水井的分層測調(diào)作業(yè)，導(dǎo)致定期分注測試工作不能按時進(jìn)行，進(jìn)而影響分層注水技術(shù)應(yīng)用效果。

3.1.3智能分層注水技術(shù)可靠性有待提高

有纜/無纜智能分層注水技術(shù)有效地解決了大斜度注水井分層調(diào)配問題，能夠?qū)崟r地為地面提供油藏信息，提升了分注井的精細(xì)化與智能化管理。然而，智能注水技術(shù)單層成本偏高、可靠性受電纜和電路器件影響較大，在現(xiàn)場應(yīng)用中也暴露出一些問題，主要包括：①電纜密封接頭失效；②電路器件短路或燒斷；③通訊不暢；④電機(jī)故障，卡水嘴；⑤傳感器或信號處理電路故障；⑥耐高溫性能較差；⑦電池使用壽命等。因此，智能注水技術(shù)在渤海油田產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用過程中，為滿足不同的注入需求，需要對工藝、工具進(jìn)行持續(xù)優(yōu)化改進(jìn)，提升工藝的可靠性、適應(yīng)性以及有效性。

3.2 攻關(guān)方向

結(jié)合渤海油田分層注水工藝技術(shù)現(xiàn)狀與面臨的挑戰(zhàn)，下一步技術(shù)攻關(guān)方向和發(fā)展趨勢主要體現(xiàn)在以下幾個方面：

1) 加強(qiáng)分層注水工藝與油藏工程相結(jié)合，全面深化油田整體注水研究。注水工藝是一項系統(tǒng)工程，分層注水工藝很難單獨發(fā)揮作用，需要結(jié)合油藏工程，對分段防砂的每個層段二次細(xì)分，進(jìn)行精細(xì)化注水；同時，通過加強(qiáng)智能分注技術(shù)的推廣應(yīng)用為油藏分析提供可靠的數(shù)據(jù)支持，有針對性地調(diào)整注采比、單井注水量，合理制定注水調(diào)配制度，優(yōu)化調(diào)配周期和配注量，達(dá)到最佳水驅(qū)效率。

2) 提高常規(guī)分層注水測調(diào)作業(yè)時效配套技術(shù)，實現(xiàn)分注測調(diào)作業(yè)的機(jī)動性。針對常規(guī)分層注水測調(diào)作業(yè)中鋼絲/電纜作業(yè)的防噴管起立/下放需要占用平臺修井機(jī)或吊車、操作復(fù)雜的問題，開展液控防噴管的研究和試驗，直接通過地面液壓裝置實現(xiàn)防噴管的立放，整個井口操作無需動用平臺上的修井機(jī)，減少了安全隱患，提高了常規(guī)測調(diào)作業(yè)時效性。

3) 已有技術(shù)的完善與升級。目前已形成的技術(shù)在現(xiàn)場具有廣泛的應(yīng)用，礦場設(shè)備比較配套，是后期分層注水技術(shù)發(fā)展的基礎(chǔ)。但從長遠(yuǎn)來看，針對渤海油田的地質(zhì)與井身特點，智能化一體化高效化是分層注水技術(shù)發(fā)展的必然趨勢，現(xiàn)有的智能分注技術(shù)仍需要在以下幾方面進(jìn)行完善升級：①持續(xù)提升井下分注工具的密封性能，改善密封失效造成的電路短路問題；②提升智能注水工藝電路部分的可靠性，尤其是電子元器件、電機(jī)、電纜密封接頭等關(guān)鍵部分的可靠性；③提升無纜傳輸分注技術(shù)的電池使用壽命，如進(jìn)行電路低功耗研究及井下發(fā)電技術(shù)；④加強(qiáng)現(xiàn)有工藝技術(shù)在低滲、高溫、高壓、高礦化度、高酸性等復(fù)雜井況下的適應(yīng)性研究。

4) 加強(qiáng)注入水水質(zhì)處理工藝的研究。減少由于水質(zhì)不合格造成的井下管柱腐蝕和結(jié)垢，延長洗井解堵周期，提高分層注水效果。針對近井地帶堵塞嚴(yán)重、注入壓力超過注水系統(tǒng)壓力等級的注水井，進(jìn)行井下增壓注水技術(shù)研究。

5) 開發(fā)新技術(shù)。在現(xiàn)有智能注水技術(shù)的基礎(chǔ)上，開展液壓控制智能注水技術(shù)、光纖傳輸注水技術(shù)等新型智能注水技術(shù)研究[22-26]，逐漸實現(xiàn)油田注水開發(fā)調(diào)配智能化，助力中國海油“數(shù)字化轉(zhuǎn)型、智能化發(fā)展”。

4 結(jié)論及建議

1) 分層注水技術(shù)是保證渤海油田長期穩(wěn)產(chǎn)和高產(chǎn)的主要手段，經(jīng)過二十多年的不斷探索、實踐、發(fā)展、完善，逐漸由可投撈測調(diào)注水轉(zhuǎn)變?yōu)橛欣|式和無纜式智能測調(diào)注水。

2) 渤海油田目前形成了“一投三分”分注技術(shù)、空心集成分注技術(shù)、325同心分注技術(shù)、測調(diào)一體化分注技術(shù)、分注井可反洗井技術(shù)、電纜永置式分注技術(shù)、無纜傳輸分注技術(shù)等7項注水工藝技術(shù)，有效解決了渤海油田不同需求條件下的注水問題。

3) 隨著渤海油田開發(fā)的進(jìn)一步深入，注水井井況和注入需求越來越復(fù)雜?，F(xiàn)有的分注技術(shù)在現(xiàn)場應(yīng)用過程中存在一些問題：高含水加劇油田注采矛盾，對分層注水技術(shù)提出精細(xì)化要求；常規(guī)分層注水技術(shù)定期分注測試作業(yè)時效性差；智能分層注水技術(shù)可靠性有待提高。

4) 加強(qiáng)分層注水工藝與油藏工程相結(jié)合，提高常規(guī)分層注水測調(diào)作業(yè)時效配套技術(shù)，已有分注技術(shù)的完善與升級，加強(qiáng)注入水水質(zhì)處理工藝的研究，開發(fā)新型智能分注技術(shù)是下一步分層注水工藝技術(shù)發(fā)展的趨勢與重點攻關(guān)方向。

5) 隨著中海油提出“1534”總體發(fā)展思路，大力推進(jìn)數(shù)字化轉(zhuǎn)型和智能化發(fā)展必將成為渤海油田未來的發(fā)展方向，智能注水技術(shù)在分層注水工藝技術(shù)中所占比例也將越來越大，是渤海油田未來注水技術(shù)的主力軍。