连续油管技术在定向多层合采井找水、堵水中的应用研究

2021-03-30钟宝库

海洋石油 2021年1期

钟宝库

（中海石油（中国）有限公司上海分公司，上海 200335）

气井堵水是治理气井出水问题的有效方法，而气井堵水成功的关键在于能否精确找到出水层位。多层合采井出水层位不确定，以三层合采井为例，出水层位可能为上层、中层，也可能为下层。目前最常用的找水方式是采用钢丝/电缆测试方式。对于定向多层合采井或水平井，钢丝/电缆测试方法存在明显的缺陷[1-2]，使用效果较差。主要存在两方面的问题，首先钢丝/电缆在下行的过程中容易受到井斜角的影响，在大斜度井或者水平井无法依靠自身重力维持下入；其次，对于多层合采井，产层一般都在油管引鞋之下，钢丝/电缆作业在回收测试工具串时，由于井斜角影响，在引鞋位置容易造成钢丝工具串遇卡无法回收（图1）。

图 1 钢丝/电缆测试工具在定向井中出油管引鞋示意图Fig. 1 Schematic diagram of steel wire/cable test tool in directional well

本文介绍的找堵水工艺，是利用连续油管下入到水平段或者多层合采井段，配合化学暂堵技术，向地层可能出水的层位挤注暂堵剂，并通过计量对比产量变化数据，以此来判断出水层位。连续油管技术具有强度高、可循环以及在水平井作业能力等特点[3-6]，可解决钢丝/电缆工艺无法进入水平段完成测试找水的问题，并可规避出油管管鞋后无法安全回收的问题，同时连续油管作业技术相对修井作业可大幅降低作业成本，提高时效。海上平台实施各类型作业成本及工期详见表1。

表 1 海上平台实施各类型作业成本及时效对照表Table 1 Comparison table of operation cost and time effectiveness of offshore platform

1 连续油管暂堵找水工艺

1.1 目标井油藏基本特征

目标井位于海上某油田，产层中深在2 500～3 000 m之间，储层温度110～120 ℃之间，储层压力30 MPa左右，压力系数1.0～1.1，属于常温常压储层。

1.2 基本工艺原理

将连续油管下至产层深度，配合挤注暂堵体系，对可能的出水层位实施暂堵，同时通过地面测试分离器计量产层暂堵后的产量数据，判断出水层位。

1.3 配套暂堵体系

配套使用的暂堵剂需满足流动性好，黏度低，耐高温高压以及对储层伤害小等要求，同时需要成胶和破胶时间可控。本文讨论的GTA-WCF暂堵剂，主要由轻质低分子树脂材料为骨架，可降解酯类物质为交联剂所构成。GTA-WCF具有良好的触变性，在120 ℃高温下，可保持一定时间的强度。在实验条件下（实验温度120 ℃，实验压力30 MPa，高温高压釜中进行）进行岩心渗透率伤害测试[7]。从实验数据来看GTA-ACP暂堵剂对储层伤害较小，具体数据见表2。同时GTA-WCF成胶时间不大于10 h，满足连续油管注入时间要求，自动破胶时间可调，也可注入解堵剂强制破胶，破胶后可随着生产返排出井筒。

1.4 连续油管找水技术

以三层合采井为例，如图2所示，首先依据动态分析判断出水层位，对其实施暂堵，同时对比封堵后的产量变化数据。

针对产水层位不明确的井，工艺上优先选择暂堵施工相对简单的层位。以三层合采井为例，对下层系实施暂堵工序最简单可靠。如图3所示，连续油管直接下至下层系，挤注暂堵剂对X3层实施暂堵。待暂堵剂固化后，开井计量生产，若产水量减少，则X3层为主要产水层；若产水量变化不大，主要产水层可能为X1层或X2层。

表 2 GTA-WCF暂堵剂破胶后对岩心渗透率的伤害及恢复数据表Table 2 Data of damage to core permeability and recovery by GTA-WCP temporary plugging agent

图 2 三层合采井管柱示意图Fig. 2 Three layers commingled wells string diagram

图 3 暂堵下层系工艺示意图Fig. 3 Schematic diagram of temporary plugging of lower layer

在排除下层系X3层为主要产水层位后，可进一步对X1、X2层实施判断。连续油管下至X2层顶部，挤注暂堵剂，对X2、X3层实施暂堵，如图4所示，待固化后开井生产X1层，若产水量降低，则证明X2层为主要产水层；若产水量变化不大，则证明X1层为主要产水层。

图 4 暂堵中、下层系工艺示意图Fig. 4 Schematic diagram of temporary plugging of middle and lower layer

该找水方法适合合采层系相对较少的井，对于合采层系较多的井，施工工序较为复杂，周期较长。当合采层系为2层时，只需要对下层系实施一次暂堵即可判断出主要产水层位，找水准确率更高。

2 连续油管堵水工艺

在不动生产管柱前提下，笼统注入堵剂，依靠堵剂本身的选择性对出水层位实施封堵在一定程度上会取得封堵效果。其原理是由于气井各层之间渗透率存在差异，出水层的渗透率相对较高，层段吸水启动压力低，而低渗透率层的吸水启动压力相对较高。因此传统意义上的笼统性注入堵剂堵水的方式利用了这一原理，堵剂进入地层后优先进入高渗透低阻力的出水层，从而降低对低渗透产气层的伤害率[8]。然而这种受施工压力、排量、地层本身因素等条件影响，不可避免会对产层造成一定程度的伤害。

2.1 工艺原理及优势

利用连续油管技术对出水层位实施封堵的方法优势明显，可将连续油管直接下至出水层位，实施定点封堵，提高封堵准确率；同时针对笼统堵水容易造成非目的层污染的问题，配合暂堵技术，对非出水层位挤注暂堵剂实施保护，从而避免遭到堵剂的永久性伤害[9-10]。

2.2 堵剂选择

海上气田实施不动管柱堵水作业，考虑到物料运输困难、平台空间局限等限制因素，对堵剂的相关性能要求相对较高，配液工序简单，适合海上平台操作。此外，堵剂在流动状态下黏度低，满足“注得进”，易于进入地层深部实现深部封堵；同时还要满足强度高、封堵稳定性好、耐温耐盐性好等条件。

目前常用的堵剂基本分为两大类，有机堵剂和无机堵剂。有机堵剂为高分子材料，相对来说密度低、黏度高、耐温耐压性较差、长期稳定性也较差；无机堵剂密度高、黏度低、流变性好，同时相对于有机堵剂耐温耐压性较好，进入地层后可长期有效。

根据堵剂的不同性能，有机堵剂在进入地层后与地层黏结性较好，易留在地层内。而无机堵剂进入地层后的流动性较差，封堵半径有限，且不易与地层颗粒黏结。因此在封堵下层系时，建议选择无机堵剂，形成塞面，封堵长期稳定性好；而封堵上层系时，建议使用有机堵剂，对射孔炮眼实施封堵，不形成化学桥塞，以避免影响下层系的正常生产。

2.3 堵水工艺

以三层合采井为例，当出水层位为下层系时，选用无机堵剂，形成塞面至射孔炮眼以上位置，如图5所示，封堵有效期长，效果较好。

当出水层位在中层系或者上层系时（图6），封堵前首先应对下层系实施暂堵保护，防止后期挤注堵剂时，在重力作用下进入下层系，造成永久性伤害。其后利用连续油管下至出水层位，挤注有机堵剂实施封堵。封堵中层系时，为保护上层系不受污染，需综合考虑连续油管内容积，套管容积、封堵半径、以及地面泵注设备的管线消耗、排代量等因素，精确计算堵剂用量。同时要求中、上两层的射孔层位距离在30 m以上，以保证堵剂形成塞面后不会高过上层系射孔段下深。堵剂挤注过程需控制挤注速度，在控制压力的前提下尽量提高挤注速率[11]。堵剂挤注结束后，从连续油管注入后置液，将套管内剩余堵剂循环出井筒，此时进入射孔炮眼的有机堵剂与地层岩石黏结，形成炮眼的有效封堵。暂堵剂自动破胶以后，开井恢复生产，将残留液带出井筒外。