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1、油水井长胶筒封隔器封堵技术高志刚摘要：本文针对大庆喇嘛甸油田的开发现状，提出了小夹层与无夹层机械封堵工艺，设计、试验了对小夹层能够进行反向封隔，对无夹层井段能够封堵炮眼的长胶筒封隔器。该封隔器采用扩张式胶筒，最大长度达到3m，座封方式为液压座封，支撑方式分为支撑式与悬挂式，解封方式分为上提解封与旋转解封，组合成三种系列封隔器，具有高承压的特性。通过应用，长胶筒封隔器在笼统注聚井、分层注水井和采油井堵水上，利用不同的封堵管柱，有效控制了驱替液的无效注采，形成了大庆油田特高含水期厚油层细分挖潜的配套工艺，取得了较好的经济效益。关键词：封隔器 细分注水 分层采油 厚油层1 长胶筒封隔器的特点及技术参
2、数1.1 长胶筒封隔器的基本原理及特点大庆喇嘛甸油田为控制无效注采循环现象，提高注水波积系数，多年来，通过各种方式进行了细分注水与堵水，收到了一定的效果。但是对于没有稳定隔层或小夹层的井，采用常规工艺无法实现机械分层注水与分层堵水。因此提出了开发长胶筒封隔器进行厚层层内封堵与小夹层反向封隔的技术思路，可以实现层内封堵与细分注水的目的，从而提高油、水井的开发效果。长胶筒封隔器的特点首先是利用封隔器的胶筒来封堵套管上的炮眼，从而阻断高渗透层注入通道，强制注入液进入低渗透层，达到提高注入液利用率或减少采出液的目的。该技术的关键是封隔器胶筒的长度和强度达到既能封堵炮眼，又能长期座封，同时具有高承压易解
3、封的特点。长胶筒封隔器的另一个特点是利用封隔器胶筒的长度对小夹层进行反向封隔。常规油水井管柱设计中，每1000m管柱的允许误差为0.03%，当夹层厚度小于0.5m时，采用常规压缩式封隔器无法进行封隔油层，而采用长胶筒封隔器则可以进行反向封隔，即用封隔器胶筒的长度，补偿管柱误差。例如，当夹层厚度为0.4m时，采用胶筒长度1m的封隔器，即使出现0.3m的误差，夹层仍然被胶筒覆盖，只是夹层上部或下部赔偿封堵一部分炮眼。2001年研制了K342-114和K141-114型长胶筒封隔器，2004年又研制了K341-114型,长胶筒规格为1m、2m和3m，承压达到20MPa，单级最大解封负荷4.5KN。K
4、342-114型和K141-114型长胶筒封隔器均是压差胀封式注水封隔器，当油套压差在1MPa以上，流体从水孔顶开锥形阀进入胶筒与中心管空间，封隔器胶筒向外扩张，将油套环形空间上下隔开，达到分层的目的1。座封时，从油管加压，液体经单流阀进入胶筒与中心管的间隙，胶筒扩张，当中心管液体压力下降后，单流阀关闭，胶筒保持扩张状态；解封时，只要旋转（K342-114型）或上提（K141-114型）封隔器，胶筒依靠与套管的摩擦力处于不动状态，解封销钉剪断，使胶筒与中心管内的压力泄掉，胶筒收缩，即完成解封。K341-114型长胶筒封隔器为悬挂式上提解封结构，主要对解封方式做了改进，将原有的座封阀同时设计成顶
5、杆式解封阀，即座封加压孔亦为解封孔，大大提高了封隔器密封、解封性能，与K141-114型相比无须压油管头工序，与K342-114型相比解封简单，密封及解封性能更加可靠。1.2 长胶筒封隔器的检测试验及技术参数1.2.1 长胶筒封隔器的承压试验在地面模拟试验中，当注入压力达到20MPa时，封隔器胶筒从套管炮眼中挤出，168小时后使其解封，检查胶筒完好，技术指标达到了设计要求（表1），因此这种封隔器可以用来封堵套管炮眼。表1 K342和K141型封隔器技术参数胶筒长度mm胶筒厚度mm最小内径mm最大外径mm工作压力MPa工作温度100020003000255011415901.2.2 长胶筒封隔器
6、的解封试验K141-114型封隔器为支撑式封隔器，该封隔器解封时只要上提管柱，解封活塞打开，胶筒内液体泄掉，封隔器解封；K341-114型封隔器同样为上提解封式，只是解封时需要克服解封销钉的剪切力；K342-114型封隔器为悬挂式封隔器，采用旋转解封机构，解封时，正转油管，解封销钉剪断，解封活塞打开，胶筒内液体泄掉，封隔器解封。在模拟套管中，5次解封旋转扭距测试数据见表2。表2 K342-114封隔器销钉解封参数销钉直径mm4.03.03.02.52.0解封扭距kNm4.33.94.13.22.81.2.3 长胶筒封隔器的井下试验参数为了验证长胶筒封隔器的解封性能，2003年7月，在7-P28
7、35井进行了K141-114型长胶筒封隔器拔封试验，该井设计采用2级2米长胶筒封堵层位，1年后起原井管柱拔封负荷160kN，起出检查胶筒完好无损。2003年8月在8-252井进行了K342-114型封隔器的解封拔封试验，井下有1级长胶筒封隔器和2级Y341-114封隔器，已经在井下工作11个月，解封最大旋转力约3.5KN，解封正常，起出检查封胶筒完好。2004年5月在5-P2025井进行了K341-114型封隔器的解封拔封试验，首先进行座封，座封压力15MPa，然后进行拔封，单级解封拉力小于100kN，达到了设计要求。2 长胶筒封隔器在油田细分挖潜中的应用2.1 笼统注聚井层内封堵管柱及应用效
8、果喇嘛甸油田葡I1-2油层属于河流-三角洲泛滥平原相沉积，油层以多段多韵律沉积为主，渗透率级差较大，在注入聚合物后，聚合物溶液沿高渗透部位快速突进，采出井中聚合物过早突破，导致聚驱效果较差2。注入井封堵的目的层是葡I1-2油层高渗透率部分，结合吸水剖面和横向资料分析，这部分层段有以下特点：油层内高低渗透率部分没有明显的分界，采用化学堵水很难操作，高渗透层段的吸水量占全井吸水量的45以上，层段内有1-3个夹层，夹层厚度在0.1-0.3m之间，有的层段内无稳定夹层，大多数为射开层段，套管上有炮眼。因此设计了“长胶筒封隔器+配注器”的笼统井封堵管柱。为保证注入井的封堵质量和封堵效果，在施工设计中，对
9、于层内封堵的井，只要封堵层段有夹层，它的对应位置就下入一级封隔器，这样可最大限度地避免由于夹层延展性差造成的层间绕流现象，即注入液绕过夹层，通过套管上的炮眼进入下部油层（图1）。由于葡I1-2油层平面及纵向上非均质性严重，小夹层有可能在平面延伸方向上短距离内尖灭，这样，即使在不同的夹层上各卡一级封隔器，由于夹层的尖灭，注入液也会受重力分异作用的影响，进入高渗透层，影响封堵效果。因此，对于夹层延展性较差的井来说，胶筒封堵只能对近井地带的高渗透层起到控制无效注入量的作用。任何横向对比资料对层内物性夹层的分析只是来源于钻井井眼的局部测井结果，因此，采用长胶筒封堵后，是否受重力分异作用的影响，最有效的
10、对比方法是在相同注水量下观察注水压力的上升幅度，以及保持这一压力的有效期长短，有效期长，说明厚层内的物性隔层发挥了作用，有效期短，说明胶筒只封堵住了近井地带，注入的聚合物或水进入地层后生产了绕流（图2）。2001-2004年，喇嘛甸油田对葡I1-2油层进行封堵的注入井有79口，封堵层段厚度由3.4m-14.0m不等，平均封堵厚度达7.96m。完成封堵后，平均注入压力上升1.35MPa，控制无效注入130104m3。为了分析长胶筒封堵在注聚井和聚驱后水驱井上的封堵效果，2002年在北北块实施的井中随机选取了二口井，对比分析了相关采油井的受效情况。9-P1925封堵层位为PI1-PI21，有4口连
11、通油井，分别是9-P192、10-P193、9-2015、10-20。与注入井封堵层位相对应的油井层位平均有6.5个夹层（最多9个，最少3个），夹层数量较多，最大夹层厚度0.4m，并且均为连续射孔井段。其中10-P193井产液、含水、液面均下降，其余井部分生产参数有变化，该井组平均有效期8个月，累计增油1050t。7-P173封堵层位为PI2下，有4口连通油井，分别是6-P171、7-P171、7-18、7-1815。与注入井封堵层位相对应的PI21-PI22层段内有5个夹层，其余3口井对应层位内只有2-3个夹层。其中7-18井含水下降3.2个百分点，累计增油1380t。从这2个井组的情况分析
12、，当在注入井上封堵了高渗透层后，有的井在平面上多方向受效，有的井只在单方向上受效，这与井组的平面渗透率差异有关。但是，进行区块封堵后，就会获得区域性控水效果。例如2003年在北西块对注入剖面不均衡且只有物性夹层的井，实施胶筒封堵18口井。措施后有32口井含水上升速度得到有效控制，其中16口井含水开始下降，9口井含水保持稳定，7口井含水上升速度减缓。2.2 分层注水井层内封堵管柱对于多油层组和多韵律的砂岩油田，通过分层注水能够控制层间差异引起的层间矛盾，但是，有限的注水层段划分不能更好地解决同层段内各小层之间的层间差异问题，因此提出了进一步划分注水层段，即细分层注水。采用常规的分层注水管柱，加强
13、对中、低渗透层注水的同时，在井下针对高渗透层安装配水嘴，利用配水嘴节流损失，降低注水压力，从而达到分层配水的目的3。对于注入剖面不均衡且隔层稳定发育的注水井，在满足有效的分层测试距离内，采取分层注水管柱进行分层，控制高含水层的吸水量，若发育有稳定的物性夹层或结构界面，且高吸水层段位于油层的底部，采用常规分层注水管柱无法再进行分层，则采取长胶筒封堵的措施，控制底部高吸水层段的注入量。分层注入井层内封堵的基本管柱结构是在常规的分层注水管柱中下入长胶筒封隔器（图3），配合普通型号的压缩式封隔器与配注器或配水器，实现分层注水或注聚的同时，封堵层内的高渗透层。2001-2004年在大庆喇嘛甸油田累计实施
14、95口井，控制无效注水118104m3。例如，喇5-1621井的高9-10高17注水层段中，高15高17砂岩厚度和有效厚度分别占该层段的42.2%和41.2%，而吸水量占层段的77.5%，因隔层小无法实施细分注水。2003年5月采用长胶筒封隔器封堵高14小层，单卡后停注高15高17。细分后主要吸水层高15高17日注水量减少62m3,差油层高9-10高13日注水量增加25m3。对比周围4口无措施油井，日产液下降14t，日产油增加2t，含水下降1.74个百分点。2003年共编这类细分方案12口井，细分后高含水层日注水减少493m3,低含水层日注水增加93m3。对比27口受效油井,日产液下降75t，
15、日产油增加10t，含水下降0.55个百分点。喇5-112井的萨2+3小层为一正韵律沉积的厚油层，底部渗透率为0.420m2，顶部只有0.120m2，发育有类物性夹层，同井组的喇6-113井底部渗透率为0.440m2，顶部为0.190m2，在正常注水情况下，注入水全部沿底部无效循环。2003年3月采取长胶筒将底部高渗透部位封堵，日注水量由80m3减少到30m3，受效油井喇6-113日产液由198t下降到180t，日产油由9t上升到11t，含水由95.6%下降到94.0%，下降了1.6个百分点，这类细分方案实施18口井，高渗透部位日注水减少892m3,低渗透部位日注水增加372m3。对比周围50口
16、无措施受效油井，日产液保持稳定，日产油增加46t，含水下降0.51个百分点。2.3 采油井层内堵水管柱及应用效果喇嘛甸油田进入特高含水阶段以来，随着无效注采循环治理措施的加快，对堵水工艺和施工工艺要求越来越高，堵水工作难度日益增大。目前单一堵水管柱结构已不能完全适应全油田堵水技术的发展需要，尤其是一些特殊井堵水的实际需要。针对隔层较薄和不稳定的实际情况，对于厚油层内物性隔层或夹层厚度小于0.5m或剖面轻度不均衡的井，采用常规的化学堵水和机械封堵工艺无法达到封堵和分层的目的。为充分发挥厚油层内物性隔层和小夹层的遮挡作用，设计了长胶筒封隔器与普通封隔器组合的分层堵水管柱（图4）。2002年以来，利
