优化堵水工艺技术提高机械堵水成功率

（大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163000）

摘  要：C低渗透油田开发已经35年，综合含水达59.1%，目前含水80%以上的油井达764口，其中产液量4t/d以上有234口。随着开发的深入，综合含水不断上升，因此控制含水上升、降低无效循环尤为重要。机械堵水工艺可暂时封堵高产水层，生产低产水层，被封堵层在需要时可重新投入生产，因此在油田堵水方面广泛应用，其成功率将直接影响油田开发效益。剖析堵水失败的原因，探索新型堵水工艺管柱提高机械堵水成功率对油田精细水驱开发有着重要的现实意义。

关键词：C低渗透油田; 机械堵水; 工艺技术

1 影响因素

1.1 部分井施工质量不合格

实施机械堵水需要动管柱作业，部分施工队伍为抢进度，忽略施工质量，刮蜡不够彻底，影响封隔器坐封，或者密封有效时间短，影响机械堵水成功率[1]。现场监督人员无法对施工每个环节都进行彻底的监督，还需要依靠施工队员工本身素质来提升施工质量。

1.2 部分机堵井存在套损现象

截止目前C低渗透油田共发现套损油井1162口，占油井开井数的32.4 %，C低渗透油田开发35年，地应力发生变化，套损井逐年增加[2]。由于套管变形、变径等直接阻碍堵水管柱下入。即使能下入的堵水管柱，也可能因为套损使封隔器密封不严，影响机械堵水成功率。

1.3 堵水管柱规格单一

目前的所用的堵水管柱形式为支井底平衡丢手管柱，管柱主要由：Y341—114D封隔器、635-2型三孔堵水器、投球液压丢手接头组成。其中封隔器外径ф114，内径ф50，释放压力15-17MPa，模拟测试井下耐压12 MPa以上；635-2型三孔堵水器为单流阀式，大通道，免投捞；该管柱密封性好，承受地层压力大（12MPa以上），井下稳定性强，丢手容易。由于规格单一，堵水器与丢手接头都为ф114，对于变径在114与100之间，变点在射孔井段以上的套变井及小井眼油井无法实施机械堵水工艺，制约了该技术的应用。

1.4 井下工具封隔器本身影响

封隔器在下井过程中遇卡、阻存在中途坐封的现象，影响正常堵水管柱的下入和密封，影响机堵成功率。受堵水层和开采层位置的影响，一些封隔器打压坐封后，不能很好地达到验封，各级封隔器存在不能完全密封的直接影响机械堵水成功率和效果。封隔器的密封效果与胶筒密封性有直接关系，堵水封隔器是采用Y341型封隔器，该封隔器采用单胶筒密封，其密封性能及效果受限。                    

1.5 堵水层夹层机堵困难

随着油田的进一步开发，厚油层内内措施挖潜已逐渐成为措施增油的重要手段，薄夹层机堵井逐年迅速递增。由于目前下井管柱都是人工使用卷尺测量，存在人为误差，对于夹层小于 3m 的井实现准确卡堵有相对误差，特别是对于 3～5m 夹层内又有套管接箍的情况，为有效避开套管接箍与炮眼，存在准确卡堵水的难度。

2 对策实施

2.1 制定小直径配套堵水工具

由于套损而产生的变径是受地层非均质性等产生地下应力影响，不受控制，解决对策主要为应用配套小直径堵水工具。选用小直径封隔器、Φ100mm液压丢手接头及配产器，满足变径105mm以上套损井堵水需要。通过采用小直径封隔器和小直径丢手和配产器一套的堵水工艺，应用在发生套管变径小油井管柱上，一定程度上加大了机械堵水可直接上措施的井数，提高了机械堵水成功率，提高施工效率。现场试验2口井，堵水管柱顺利通过套管变形处下到目的层位，成功实现变径108mm套损井机械堵水，这种解决方式是可行的。

2.2 采用自验封堵水工艺

自验封封隔器设计抗阻机构：采用双层外套，坐封销钉不与中心管连接，不受外部作用力影响，预防提前坐封，同时在斜度大的井或者定向井中与液压丢手配合。

自验封封隔器增加自验封通道：在4组胶筒的中部增加自验封通道，并在封隔器下部验封活塞机构、锁紧机构、液流通道，实现油管胶筒中部压力沟通，可通过水泥车打压判定封隔器密封情况。打压至12Mpa时，封隔器完成坐封，继续打压至15Mpa, 剪断自验封机构活塞销钉，推动活塞，液流进入自验封通道位于胶筒中部，停泵观察水泥车压力，压力不发生下降情况为封隔器密封良好。

原堵水封隔器的3组胶筒，中胶筒起密封作用，边胶筒起限位和保护作用，自验封封隔器改进为采用4组胶筒，采用双密封、双保护机构，增加封隔器密封面积，提高封隔器密封性能，实现堵水工艺“封的严”“耐得久”，如图1和图2所示。

自验封堵水工艺降低解封拉力：采用两段式外套，解封剪钉设计在工具上部，增大胶筒收缩位移空间，实现逐级解封。上提过程中封隔器上部外套受拉力，剪钉剪短，胶筒收缩，达到位移后，通过连接机构带动中心管向上，能实现单个封隔器独立解封。实现堵水工艺“起得出”。

现场试验2口井，措施前平均单井日产液11.9吨，平均单井日产油0.25吨，含水98%，实施后平均单井日产液5.5吨，平均单井日产油0.9吨，含水79.4%，前后对比，平均单井日降液6.4吨，平均单井日增油0.65吨，含水下降18.6个百分点。累计降液1487.8吨，累计增油92.9吨。

3 效果检查

截止目前，机械堵水措施实施29井次，成功实施18口，成功率为62%。与2020年对比，由去年的51.7%，上升到目前的62%，提高了10.3个百分点，完成了堵水成功率提高6～10%，实现了提高机械堵水的效果。

3.1  应用小直径封隔器、Φ100mm丢手接头及小直径配产器，形成一套小直径堵水工艺，在套变小的井下情况上得到应用，使堵水管柱能够“下得去”，一定程度上加大了机械堵水可直接上措施的井数，省去了修井的费用，按修井费用每口3万元计算，节约修井费用12万元。

3.2  应用自验封堵水工艺，自验封封隔器可以防止封隔器下入管柱途中中途作封问题，减少了施工过程中无效工作量提高了施工效率，同时也减少了原有封隔器的无效损耗。自验封封隔器不受堵水层和开采层位位置的影响，达到很好的验封功能，提高了施工效果。自验封封隔器能实现单个封隔器独立解封，所需解封力小，使封隔器“起得出”，减少了二次措施作业中因封隔器起不出而引起的作业。自验封封隔器胶筒设计可使封隔器“封得严”“耐得久”，很好的达到堵水效果，提高了效益；堵水时间长，减少更多的无效循环，节约机采各项成本。

4  下步措施

4.1 往因套变无法实施机械堵水的井进行套变点排查，寻找可使用小直径堵水管柱的井进行再堵水，扩大技术使用范围。

4.2 调层堵水管柱的应用效果继续跟踪，并进一步完善该技术，以适应C低渗透油田油井生产情况。

4.3 与其它部门结合，严格监督施工，确保资料准确性及施工质量。

5  结论

5.1小直径封隔器及配套堵水工具，使得套变井上得到应用，从而扩大使用范围，提高效益，省去了修井的费用，因修井费用每口3万元，故节约修井费用12万元。

5.2调层堵水管柱，减少施工工序，降低作业成本，提高了经济效益。全年累计降液14861t，累计增油348t，累计增加效益108.44万元。

参考文献

 [1] 孙继红.油田高含水期剩余油精细挖潜方法研究[J]. 中国石油和化工标准与质量,2013（16）：169-169.

[2] 郑爱玲.复杂断块油藏高含水期剩余油精细挖潜方法[J].石油钻探技术,2013（2）：10-11. 

作者简介：杨雪娇，副班长，2006年毕业黑龙江公安警官职业学院治安管理专业，2012年毕业于东北石油大学函授石油工程本科专业，目前从事化验工作。

　　来源：化学工程与装备 - 官方网站 - 创刊于1972   2022年第12期   在线投稿  >>