智能分采技术在西部油田超深水平井应用的适应性分析

别香平

（中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北 武汉430035）

1 智能分层开采技术背景

智能完井系统（Intellingent Completion System）从1997年投入应用以来，在国外得到了迅猛的发展，取得了令人瞩目的成绩。2007年，中石化江汉油田分公司自主研究完成的井下智能分层开采与测控技术（下文简称为智能分采技术）开始应用于国内油田。智能分采技术具备了智能完井系统的主要特征，如井下参数长期监测、井下流动状态远程控制等，因此，可以说该技术开创了我国准智能完井技术的先河。

智能分采技术在管柱结构上由智能开关器、悬挂封隔器、隔离封隔器及其他配套工具组成（见图1）。该完井管串通过自动时序及远程控制智能开关器状态可一趟实现找水、堵水、分层开采及测试等功能，适用于边底水油藏堵水及层间非均质严重的油藏挖潜。智能分采技术与国外智能完井系统均以优化油藏开发方案、提高油藏开发效果和采收率为最终目标的；不同的是，智能分采技术凭借价格优势能在国内大多数低品位油田获得较好的投入产出比。

图1 智能分采管柱结构示意图

2 智能分采技术在塔河油田应用前景及适应性分析

2.1 塔河油田碎屑岩油藏概述

中石化西北分公司塔河油田与中石油塔里木油田类似，同属塔克拉玛干大沙漠塔里木盆地，具有埋藏深、地质构造复杂、井控风险较大的特点。1997年发现塔河油田，随后开始应用水平井技术开发碎屑岩油藏。截至2012年8月底，共有碎屑岩水平井259口。其中，含水＞80% 的水平井107口，其平均单井日产油仅2.3t。碎屑岩水平井底水严重突进造成含水急剧上升，这为智能分采技术在该区域的应用提供了现实需求。

2.2 技术应用初期面临的挑战与对策

2.2.1 适用基础

多年来，一直在中东部油田应用智能分采技术，而在西部油田特别是塔河和塔里木油田从未涉及，其根本原因是受到井深和完井方式的限制。

1）井温适应性。超深水平井除了对工艺管柱起下安全性要求严格外，最大的考验来自智能开关器125℃ 的耐温指标。数据显示，塔里木盆地已投产水平井平均测量井深5 174m、平均垂深4 697m。其中，塔河油田4 576m，塔中油田3 887m。以平均地温梯度23℃／km计算，智能开关器最大可下入的垂深为5 435 m。由此可见，随着对塔里木盆地油藏埋深和地温梯度的进一步排查，智能开关器的井温适应性相对早期的判断明显乐观，特别是平均地层温度在110℃左右的塔河油田。

2）完井方式适应性。为提高阶段效益，塔里木油田在2005年以前多选择裸眼、割缝衬管等成本较低的方式进行水平井完井。随着开发的深入和稳油控水难度的加大，在区块综合治理、精细化管理的要求下，新投产水平井中套管分段射孔完井方式所占比例越来越大。以塔河油田碎屑岩水平井为例，从2005年开始水平井全面采用射孔完井。目前，套管射孔完井比例已经占69.5% （见表1）。

表1 塔河油田碎屑岩水平井完井方式构成

综上所述，塔里木油田现有完井方式已经适合开展智能分采措施。

2.2.2 工艺要求及解决思路

1）完井管柱的下入。智能分层开采工艺在超深水平井中应用尚属首次。因此，首先必须确保工艺管串的顺利下入。①充分的井筒预处理。井筒预处理是管串下入的先决条件，其主要目的是处理掉套管壁周边的结垢、毛刺及其轻微变形。常用的预处理工序包括通井、刮管、磨铣、冲砂洗井以及试下模拟管柱等。②合理的工具选型。实施智能分采工艺时，必须结合措施井井眼轨迹确定工艺管串所有下井工具的外径尺寸，确定每套工具最大外径和长度。TK946H井生产套管主要有95／8"、7"（内径157mm）及51／2"（内径118.6mm）三种套管规格（见图2）。

“宇宇才9个月大，那天他要喝水，我也疏忽大意了，倒完开水随手就将热水瓶放在脚边，宇宇就这样扑上了热水瓶，结果他的整个大腿全烫伤了。已经住院半个月了，还需要继续治疗，估计还需要一个星期。”

图2 TK946H井智能分采技术管柱示意图

TK946H 井最大狗腿度 15.99°／30m，位于 51／2"套管内4 686m处，井斜88.18°。经计算，外径110mm工具的最大允许下入长度为2.72m。通过管柱强度校核软件计算，完井管柱与送入管柱能够安全下至井内设计位置。例如，TK946H井优选过的下井工具清单（见表2）。

表2 TK946H井下井主要工具清单

2）封隔器的密封。井下封隔器对层段的有效封隔是智能分采工艺成功的基础。表2中列出的7"MCHR封隔器和51／2"Y341封隔器均是现场应用广泛且技术成熟的产品，坐封后分别可承压52MPa和35MPa；封堵射孔炮眼的2#Y341封隔器，因无现场应用实例，需用TK946H井的试用效果来验证。

3）管串的锚定及起出性。在措施有效期内能双向锚定管串以及措施完成后能顺利起出管串是智能分采技术能否成功的两个重要方面，方案设计时必须加以考虑。①良好的封隔器锚定及解封性能。作为丢手式工艺管串，7"MCHR封隔器能实现双向锚定，坐封时既受到卡瓦向下的保护，又能通过自身水力锚克服下部液体的上顶力作用。另外，7"MCHR封隔器在塔河油田的应用较为普遍，其在直井段坐封、解封稳定可靠。在水平段内51／2"Y341封隔器的解封力为5t，胶筒在上提管串时摩擦力仅为2t，如没有特殊问题时上提管柱也能顺利解封。②建立油套连接通道。工艺管串起出前，在密封打捞筒与丢手管柱对接后，油管打压到40MPa，可打开压差滑套，使油套连通，避免抽吸效应以及井筒液柱重量作用在管串上，从而大幅度减少管柱起出载荷。

4）井控。在下入和起出工艺管串时，随时保证井筒处于受控制状态是修井作业的基本要求。本工艺管串中三支智能开关器以全开状态入井，留有压井液反循环通道，确保了井控要求。

2.2.3 设计计算细化

1）精算压强门槛值。智能开关器的远程控制是基于压力脉冲信号来实现的，当井口压强高于满井筒静液柱压强2MPa时（即达到压力门槛值），智能开关器信号响应被激活。在措施井正常生产过程中，为避免无谓耗电和干扰信号，技术人员并不希望激活开关器，因此压强门槛值需要设置的较高，但过高的设置值要求用调层施工泵压弥补井底实际压力与门槛值的压强差，因此准确计算出合理的压强门槛值对于工艺的成败也同样重要。

式中:p－静液柱压强，Pa；ρ－液体密度，kg／m3；g－重力加速度，N／kg，g≈9.8N／kg；h－液柱高度，m。

以TK946H井为例，该井三支智能开关器同处水平段，垂深平均h≈4 596m，以经验值方法算出开关器所处位置的静液柱压强p1＝45.96MPa。经现场取样测量，ρ＝1.155×103kg／m3，g≈9.8N／kg，由公式1算出p2＝52.02MPa，两者相差6MPa。若以经验取值设置压强门槛，同时该井动液面较高的话，则井下3支开关器在生产过程中长期处于激活状态的风险极大。

2）细算调层泵压值。调层时所需要施加的理论激活泵压值为2MPa，考虑到井筒摩阻、压力传感器系统误差和温漂，经验保险值为5MPa，但是随着智能分层开采技术在TK946井的应用，可以发现该保险值并不保险。

已知压强门槛值 p3＝ p2＋5＝57.02MPa，TK946H 井原油密度ρ＝9.15×102kg／m3，以液面在井口的极端情况计算井下智能开关器位置静液柱压强p4＝41.21MPa，则井口需要施加的极限泵压值p5＝p3－p4＝15.81MPa。

因此，在以塔里木盆地为代表的西部大多数油田，不推荐使用各种经验值，而应该充分考虑每口井的具体情况（包括原油、油田水、措施液、混合液密度及静液面深度等）来确定调层泵压值。

3 结论

1）随着油田开发的深入，以塔河、塔里木等油田为代表的西部新兴油田同样面临着层段识别、稳油控水的难题，为智能分采技术在该区块的二次完井中发挥科技优势提供了广阔的空间。

2）智能分采技术虽已具备在西部油田大规模推广应用的技术基础，但仍有部分细节工作有待开展，如根据具体措施井设计并完善全套井下工具、优化施工方案及设计计算等。如能在未来几年增强研发力量，形成相关技术在超深水平井中应用的丰富经验和技术沉淀，江汉油田将非常有希望占据该领域制高点，建立又一项具有核心竞争力的优势技术。

［1］JackAngel，王金旗.智能井系统发展现状与趋势［J］.国外油田工程，2004，20（02）:23－25.

［2］张海波，何天文，谢启安.采油方式对油井含水的影响及降低含水的方法［J］.青海石油，2008，26（02）:26－29.