由于管理方式与国内不同, 国外油田直井一般采用由下向上、逐层开采的方式进行生产, 分层开采的主要目的是封堵底水, 一般采用桥塞封堵工艺^{[7, 8]}, 包括液压控制坐封桥塞和电缆控制坐封桥塞。液压控制坐封桥塞采用管柱携带方式将封堵桥塞投送到预定深度, 经油管加压坐封, 通过正转油管或加压剪断销钉方式实现桥塞丢手, 起出投送管柱完成封堵作业。电缆控制坐封桥塞由电缆携带, 下入到目的深度后, 地面发送电信号点燃坐封机构内的药柱提供能量推动桥塞坐封, 坐封后在桥塞上部铺设厚5 m以上的砂或水泥, 保证桥塞封堵效果。

随着钻井水平的提高, 水平井逐渐成为国外油田的主要开发井型。在边底水油藏开发中, 为提高油田的采收率并延长油井寿命, 防止水、气过早突破, 根据测井资料, 完井阶段在水平井各段安装生产压差控制工具, 调节油藏生产剖面, 使水平井各段产液速度保持一致, 控制水平井底水均匀推进, 延长油井无水采油期, 达到均衡生产、提高整体开发效益的目的^[9]。

早期的流入控制装置（ICD）实际上是固定直径的喷嘴, 通过调整ICD的数量来调整不同产液段的流压, 实现均衡生产^[10]。但是, ICD无法根据油藏条件变化进行自动调整, 且完井测试数据不准确将导致油藏与ICD设定参数不匹配, 对均衡生产效果产生不良影响。

自动流入控制装置（AICD）是近年来发展的新一代流入控制装置, 通过特定的结构或流道设计使AICD对水、油、气表现出不同的流入控制特性。目前主要发展形成3大类型AICD^[11]：浮动圆盘型^[12]、夹片型^[13]和流道控制型^[14], 可以根据油水不同物理特性（如黏度）实现油水比例探测和流入阻力的自动调整, 在合理运用条件下均可达到控水、控气和增油的目的。Tendeka公司的FloSure自动流入控制装置依据伯努利原理工作^[12], 是典型的浮动圆盘型AICD（见图1）。当黏度较高的油流经阀体时, 缝隙流体产生的压降增加, 圆盘下滞压腔的压力基本不变, 浮动圆盘下移, 阀开度增大, 阀的总体压降减小; 当相对黏度较低的水或气流经阀体时, 缝隙流体产生的压降减小, 浮动圆盘上移, 阀开度减小, 阀的总体压降增大。因此AICD能够实现油、水、气比例的自动识别和阀门开度的自动调整, 从而实现控水、控气和增油于一体的分层段开采。在实际生产中, 在浮动圆盘面积一定的情况下, 可以通过调节AICD的入口尺寸以满足不同排量生产需求; 还可以通过多个阀并联组合的方式, 来满足更大的排量需求。目前, FloSure AICD在全球的使用数量超过42 000个, 广泛应用于北海、加拿大、中东、东南亚等地区^[15]。

图1

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图1 浮动圆盘型AICD工作原理示意图

相比基于ICD的均衡生产技术, 基于AICD的均衡生产技术具有独特优势, 能够自动识别流体黏度并限制低黏度的水和气, 工作过程无需人工干预。流入控制装置的阀片材料为硬质合金和高强度不锈钢, 具有良好的耐冲蚀性能, 能够保持长期有效。然而, AICD技术的成功应用存在一些先决条件：①AICD只适合各层段含水饱和度有差异的油藏, 油的黏度必须与水有明显区别; ②对单段产液量有启动排量要求, 且流场稳定的产液井最佳; ③AICD在液流通道附加的生产压差会导致地面举升能耗增加。

智能完井技术是分层采油的完备解决方案, 由穿越式封隔器实现油井分层, 每层均安装温度、压力、流量传感器和液压控制滑套, 传感器信号通过电缆传到地面的井下动态监测系统, 滑套则通过液压管线和地面的液压控制装备相连。通过液压控制管线和电缆可以方便实现分层采油和井下参数的动态监测。智能完井技术的开发最初是为了实现深水区复杂井的远程控制, 但很快扩展应用到浅水区生产井和陆上高产油井中。最初的研究重点是通过安装在地面的设备来控制井下的滑套开关, 实现井下多个油层的选择性开采。随着技术进步, 智能完井技术可利用井筒中的温度、压力和流量传感器所提供的动态监测数据, 不断优化开采方案, 有效控制水和气的锥进, 实现油井开采过程的精细化管理, 最终达到提高油井产量的目的。

智能完井典型结构如图2所示, 主要由井下动态监测和控制系统、井下数据传输系统和地面油藏开发方案优化软件系统组成^[16]。井下动态监测和控制系统主要由井下温度、压力和流量传感器组成的井下参数监测系统和井下流量调节滑套组成, 用于井下状态参数的采集和流量调整。井下信息传递和滑套控制由电缆和液压管线组成的复合管线实现, 复合管线敷设在油管外并穿过井口与地面控制系统相连, 通过电缆完成地面到井下的双向数据传输, 液压管线用来实现滑套的开度控制。地面油藏开发方案优化软件系统是地面的控制中心, 根据井下参数的实时监测数据, 结合油藏地质特性, 对开发参数进行优化并确定最优控制参数, 进而通过液控滑套对分层流量进行实时调整。智能完井技术在优化生产参数、改善油藏管理、降低作业风险、提高最终采收率和节省修井时间等方面具有独特优势。

图2

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图2 典型的智能完井系统

目前, 国外典型的智能完井系统有Halliburton公司的SmartWell系统和SCRAMS系统、Baker Hughes公司的InForce系统等, 在世界各地的高产井中都有一定规模的应用, 但智能完井系统复杂、施工难度大、投资成本高, 仅适合高产井。

该阶段的分层采油技术主要应用于油田开发初期, 地层能量相对充足, 管柱中无机采系统, 管柱结构为整体式。

2.1.1 同心分层配产技术

20世纪60年代, 为了控制含水上升, 大庆油田成功研发了以油井封隔器和625型同心分层配产器为主要工具的分层采油工艺^[2]（见图3）, 该配产器的工作筒连接在管柱上和封隔器一同下入井内, 活动式堵塞器安装在配产器工作筒中, 内含固定油嘴, 通过更换油嘴调节对应层段的采油量。由于配产器为同心结构, 为了实现堵塞器投捞, 堵塞器外径必须自下而上由小变大, 管柱上最多可连接5级工作筒; 堵塞器可以从井中投入或捞出, 投入时, 只能自下而上逐级投送; 打捞时, 只能自上而下逐级捞出。

图3

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图3 625型同心分层配产器

该工艺在大庆油田共应用2 000多井次, 应用后油井产油量上升, 含水率下降, 在初期的分层开采中发挥了重要作用, 但同心分层配产技术存在现场施工工艺复杂、投捞调整不便、配产级数受限等缺点。

2.1.2 偏心分层配产技术

20世纪70年代, 油藏注水开发过程中, 注入水沿高渗透层突进, 油井多层见水, 分层采油逐渐由配产工艺向堵水工艺转变, 为此, 研制了可实现分层配产和堵水的油井多用途偏心配产堵水系统, 解决了多层任意封堵难题。

多用途偏心配产堵水系统的核心为635型偏心配产器^[2]（见图4a）, 主要由工作筒和堵塞器组成, 堵塞器安装在配产器工作筒的偏心孔内, 不占据油管中心通道, 投捞器可实现任意层堵塞器投捞（见图4b）, 配产堵水级数不受限制, 实现了多级数、任意层油嘴调整、不压井起下管柱等操作。由于该技术保留了46 mm中心通道, 配套测试仪器可实现生产阶段分层测试, 且测试时不用捞堵塞器, 测试资料准确、方法简单。

图4

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图4 偏心分层配产工艺

综上, 自喷阶段的“ 配产” 实质为“ 地面配产、井下实施” , 即在地面确定各层产量, 将特定油嘴投入到对应产层, 施工后在井下无法调整。油田进入全面转抽阶段以后, 测试、调配通道被抽油泵占据, 上述分层配产技术逐渐减少使用。

20世纪80年代, 油田生产由自喷进入机械采油阶段, 举升管柱的存在使得分层采油现场施工、井下调配工艺更加复杂, 在此背景下, 分层采油技术一定程度上转变成为机械采油条件下的分层堵水^[2]。

2.2.1 机械堵水技术

机械堵水主要采用卡瓦式、可钻式等机械堵水丢手管柱结构。丢手堵水管柱和抽油生产管柱是分开的, 上部为生产管柱, 下部为堵水管柱, 检泵时堵水管柱不动, 因此其管柱寿命和有效期相对整体式管柱较长。卡瓦式堵水管柱由双向卡瓦封隔器悬挂, 管柱结构包括丢手接头、卡瓦封隔器、偏心配产器（即产液器）和丝堵等（见图5）; 卡瓦式堵水管柱采用液压坐封、打压丢手、上提或专用工具打捞解封的作业工艺。可钻式堵水管柱一般由可钻式封隔器和插入密封段构成（见图6）, 封隔器逐级下至预定位置, 地面打压坐封, 正转油管丢手, 随后下入插入密封段完成目的层封堵。当封隔器失效或层系调整时, 用修井转盘、钻杆以及特制的钻铣工具取出插入密封段, 然后磨掉封隔器, 捞出封隔器下部延伸工作筒及附件。该管柱可在高温高压环境下长期稳定工作, 但施工工艺较为复杂, 一般用于长时间封堵, 适用于正常套管井或套变井。

图5

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图5 卡瓦式堵水管柱

图6

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图6 可钻式堵水管柱

机采井找堵水阶段井下常用的堵水器为滑套式堵水器（见图7）, 其主要部件为可开关堵水器, 配套移位器、测试密封段和防喷堵塞器。该技术利用移位器改变空心滑套的工作状态, 实现对应层段的堵水或采油, 下入一次移位器, 可打开或关闭任意一级堵水器。

图7

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图7 滑套式堵水器

2.2.2 环空找堵水技术

20世纪90年代, 油田进入高含水阶段, 针对油层多层见水快、陪堵层增多、堵水选层困难等问题, 发展出集调层找水、堵水于一体的高含水机采井测堵联作技术（也称抽油机井滑套式找水堵水技术）和悬挂式细分机械堵水技术。

高含水机采井测堵联作技术和悬挂式细分机械堵水技术的管柱结构分别如图8和图9所示, 两者皆为丢手管柱。丢手管柱内有对应的滑套开关, 需要进行层段调整时, 从油套环空分别下入电动开关测试仪或移位开关, 打开或关闭滑套开关, 调整生产状态。上述两种技术在管柱结构和施工工艺上具有相似之处, 在油田找堵水中均取得了明显应用效果, 两者都适用于Φ 140 mm套管及泵外径小于90 mm的抽油机井。

图8

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图8 高含水机采井测堵联作管柱

图9

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图9 悬挂式细分机械堵水管柱

由于钢丝或电缆环空作业的高缠绕率^[17], 上述两项技术通过油套环空作业, 容易发生遇阻、遇卡、钢丝或电缆缠绕油管等故障。此外, 环空下入工具可在抽油状态下作业, 但由于抽油过程中抽油管柱的伸缩和摆动会造成下井工具缠绕, 因此在施工作业时通常需要停泵。所以, 虽然过环空仪器不需要起下管柱作业, 但仍会对油井生产造成一定影响。

21世纪, 油田进入特高含水阶段, 油水分布极为复杂, 剩余油高度分散, 层系间含水差异进一步缩小, 堵水选井选层困难。各层段产液量、含水率随开发动态变化, 封堵层段也需要随之调整, 中高含水期发展的找堵水技术在作业过程中需要动管柱, 施工工艺复杂、适应性较低, 已经无法满足高含水和特高含水阶段的开发需要。为此, 研究应用了系列液压可调层找堵水/配产和过环空缆控分层采油技术。根据井下堵水器类型的差异, 液压可调层找堵水/配产技术又可分为液压可调层找堵水技术和压力波控制分层配产技术, 前者的井下执行机构为机械式堵水器, 后者的井下执行机构为电控开关装置。压力波控制分层配产技术俗称压电开关分层配产技术, 由于其技术本质是通过压力变化将调整指令下传到井下配产器, 为了与压电效应区分、避免误解, 本文将这种技术称为压力波控制分层配产技术。

此阶段除了上述分层采油技术之外, 还有针对层间压差较大的两层笼统合采井研发的分采泵分层采油技术^{[18, 19]}, 以及为了克服环空下入难题研发的双管缆控湿对接分层采油技术^[20]等。

2.3.1 液压可调层找堵水技术

井下机械式堵水器利用井口和井底的压差驱动井下滑套开关（见图10）, 通过地面泵车在油套环空打压, 控制井下机械式开关动作, 实现找堵水。所有层段按照机械设计逻辑同步调整, 每次打压可以调整井下所有层段堵水器的状态, 得到新的堵水方案, 每次调整耗时2~4 h, 驱动压差10~15 MPa^{[21, 22]}。根据井下滑套开关结构的不同, 部分机械式堵水器只能设置为打开单层的状态^[23], 部分可以实现多层任意开关状态^[24]。

图10

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图10 机械式液压驱动堵水器

该技术作业不需动管柱即可实现产层调整, 极大简化了工艺流程, 前期先导性试验效果较好。但由于结构限制, 该技术最多适用于4层段的油井, 考虑到施工成功率, 一般现场最多应用3层段, 无法满足细分开采的开发需要; 此外, 滑套开关经过多次调整后, 井下状态不清, 不利于规模推广应用。

2.3.2 压力波控制分层配产技术

压力波控制分层配产技术将控制指令进行编码, 在井口通过打压方式用压力波传送到井下电控阀门, 电控阀门对压力波信号进行解码, 并由电机带动阀门动作, 完成找堵水作业^{[25, 26]}, 管柱结构如图11所示。压力波信号的压差一般为2~5 MPa, 通过高低压持续的时间长短进行编码。有些电控阀门除了能够实现开、关状态调整外, 还可以遥控进行开度调整, 从而实现分层配产。此外, 该技术还可以实现井下分层压力的长期测试^[26], 对了解油藏动态变化具有一定意义, 但只有将管柱起出后才能实现数据回放, 时效性较差。

图11

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图11 压力波控制分层配产管柱结构

与井下机械式堵水技术相比, 压力波控制分层配产技术层段数不受限制, 但井下电控阀门工作寿命受电池续航能力限制, 工作寿命较短, 无法实现长期有效调控, 而挖掘接替层的潜力需要一个动态调整过程, 这就要求找堵水工艺做到长期动态可调; 此外, 该技术不能计量每层的产量和含水率, 难以实现对产油层的动态管理, 无法及时为精细地质分析与挖潜提供依据。

2.3.3 过环空缆控分层采油技术

过环空缆控分层采油技术主要由地面控制系统、井下测试仪器和井下配产管柱组成（见图12）。测试调配仪器从油套环空下入, 与可调配产器对接, 在地面直读实时分层流量的同时, 可由地面发送指令对井下可调配产器的开度进行调节, 实现分层配产。测压仪可通过油套环空下入, 利用定位支臂准确坐入配产器, 然后将投送装置与测压仪脱离, 实现丢手, 此时利用双皮碗结构封隔单层以实现密封测压, 测试完毕后再次利用打捞器将其捞出。此外, 该技术还配备了可从油套环空下入的含水率测试仪, 能够完成井下含水率实时测量。过环空缆控分层采油技术实现了井下任意层段产液量长期动态调整, 适用于套管完好、具备环空测试条件的抽油机井, 满足了特高含水期油层含水动态变化的多层高含水井调整需求; 由于需要通过油套环空下入测试仪器, 存在适用范围受限、仪器下入和投捞作业有风险等问题, 而且分层测调、测压和含水率测量需要分别下入不同仪器, 施工繁琐、耗时较长。

图12

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图12 过环空缆控分层采油管柱

2.3.4 水平井找堵水

为了增加井筒与油气藏的接触面积进而达到增产目的, 水平井数量与日俱增, 在油田开发中的作用越来越突出。但水平井多段改造后易沟通高含水层, 投产后水会沿高渗流通道锥进, 造成含水上升日益加快, 油水分布复杂^{[27, 28]}, 需要进行找堵水作业。水平井控水主要分为机械和化学方法, 机械方法亦可分为纯机械式封堵工艺^{[29, 30]}和液压可调层找堵水技术, 后者由于不需要动管柱的特点被各个油田广泛应用, 解决了机械滑套卡层、常规钢丝作业无法实现、连续油管作业风险大成本高的问题, 取得了一定的控水增油效果^{[31, 32, 33, 34]}。

中国老油田已全面进入开发中后期, 要有效控制含水上升速度, 进一步挖掘剩余油潜力, 需提高高含水油田采油井的分层控制水平。在此背景下, 出现了缆控、振动波控制等电控分层采油技术, 实现井下分层产量、含水率、压力等参数的在线实时监测, 采集了大量连续监测数据, 为油藏动态分析和优化提供了大数据基础。由于高含水层通常也是主产层, 井下油嘴全开会加剧层段开发失衡, 直接封堵则会影响单井产量, 降低全井效益, 上述电控分层采油不仅实现了井下油嘴的任意调整, 还具备根据开发方案实时调整的能力, 真正变“ 堵水” 为“ 控水” 。因此, 分层采油正式迈入“ 智能化” 发展阶段, 然而由于存在适应范围小、服役时间短、成本高等问题, 目前还处于探索阶段。

2.4.1 预置电缆分层采油技术

预置电缆分层采油技术可采用整体式管柱或丢手管柱结构。图13为整体式管柱结构, 其采油生产管柱与分层采油管柱是一体的, 因此只需下入一趟管柱, 通过打压实现过电缆封隔器坐封后, 即可下入泵组开始生产。电缆敷设在油管外壁由井口下入到井底, 连接各个层段的配产器, 井口控制指令通过电缆传送到井下各层的配产器, 即可实现分层配产。电缆为井下各层配产器供电, 同时也是双向通讯的载体, 井下各个层的流量、嘴前压力、嘴后压力、温度等参数可实时传输到地面, 并通过地面远传设备（如GPRS）传送到生产控制中心, 控制中心可以根据生产动态变化对井下油嘴进行实时调整。该技术实现了分层配产和井下状态参数的实时监测, 是新一代电控分层采油技术。但由于其整体式管柱和电缆贯穿的特点, 只能选用排量较小的杆式泵, 适用范围小, 检泵或井下配产器出现故障时, 需要将整体管柱全部起出。

图13

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图13 预置电缆分层采油整体式管柱

丢手管柱又分为无线对接式缆控分层采油管柱和湿对接式缆控分层采油管柱。图14为无线对接式缆控分层采油管柱结构, 分层配产器通过丢手管柱置于井下, 在丢手管柱上部安装中继单元, 中继单元与各分层配产器通过电缆进行通讯, 并与过环空下井仪进行无线通讯, 从而实现井下和地面的双向实时通讯。根据生产井状况, 选择将下井仪通过环空短期下入, 或将其固定在生产管柱外部, 检泵时与生产管柱一同起出或下入, 而不必起出井下分层采油管柱。湿对接式分层采油技术利用湿对接接头将生产管柱和丢手管柱进行物理连接, 满足井下配产器供电和通讯要求, 实现分层采油, 该技术的长期可靠性受湿对接接头影响, 使用寿命有待进一步检验。丢手管柱结构使得检泵时无需起下分层采油管柱, 简化了作业工艺, 拓展了缆控分层采油技术的适用范围。

图14

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图14 无线对接式缆控分层采油管柱

2.4.2 振动波控制分层采油技术

振动波控制分层采油技术是近年来发展的新型分层采油技术, 管柱为丢手结构, 主要由悬挂封隔器、分层封隔器、井下分层配产器和丝堵组成（见图15）。振动波控制分层采油的核心为振动波双向通讯技术^{[35, 36, 37]}, 安装于井口的地面控制系统以及井下分层配产器均配有振动信号发生器和微振加速度传感器, 前者负责产生振动信号, 该信号沿套管向下或向上传输, 后者接收振动信号并进行解码, 实现指令下达或数据读取。

图15

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图15 振动波控制分层采油管柱

当地面需要监测井下数据或调整井下参数时, 地面软件控制中心通过地面振动信号发生器唤醒井下分层配产器, 建立一对一通讯链路, 传输过程中会对每帧数据进行校验以保证数据正确。井下分层配产器根据地面指令调整油嘴的开度, 实现分层配产, 或将井下流量、压力、阀门开度、温度等数据上传, 实现井下状态参数监测。

该技术具有施工工艺简单、作业风险小等特点, 适用于抽油机井、电泵井、螺杆泵井, 适应直井、斜井、水平井等井筒类型, 其管柱结构和控制方式与压力波控制分层配产技术有一定的相似性, 但其优势在于可实现双向通讯, 传输命令时只需体积较小的振动信号发生器, 便于施工, 且信号传输速度快、耗时短。由于地面电源功率不受限制, 振动波信号下传较为稳定, 但信号上传仍然面临技术困难：①由于井下电池能量较低, 造成井下振动信号发生器能量输出受限; ②信号上传受振动信号发生器所处位置以及管柱结构影响较大; ③当信号到达地面时, 会受到地面噪声的干扰。在这些因素影响下, 目前的上传距离只能达到1000 m左右, 无法满足深井和大量数据传输需求。

油井采用的堵水方法分为机械堵水与化学堵水两大类, 机械堵水的概念是指用封隔器及其配套的控制工具来封堵油井高含水产油层, 以缓解各油层间的干扰或调整注水井吸水剖面, 改变注入水的平面驱油方向, 以提高水驱油效率、增加产油量、减少出水量^[38]。简言之, 机械堵水是指在井筒内采取物理方法发现并封堵高含水层位, 其概念出现较早, 主要是利用纯机械式工具进行堵水, 因此机械堵水也可理解为机械式堵水。随着科技的进步, 出现了电控式堵水技术, 不仅能够实现堵水功能, 还能进行有限的开度调整, 即分层配产, 虽然这类技术依然被称为“ 机械堵水技术” , 实际上其技术内涵已超出了机械堵水范畴, 实现方法亦不仅是机械式方法; 特别是智能分层采油技术出现后, 实现了井下油嘴开度的任意调节, 以及井下状态的实时监测, 技术内涵和实现方法均超出机械堵水范畴。机械堵水在油田开发过程中发挥了重要作用, 在一定时期内“ 机械堵水” 甚至成为“ 分层采油” 的代名词, 然而, 机械堵水实际上是分层采油的一个发展阶段, 随着技术的不断发展和进步, 超出机械堵水技术内涵范围的工艺技术应归于“ 分层采油技术” 概念。

现阶段层间矛盾突出, 油水分布复杂, 应用静态资料分析判断高含水产层的准确性较低, 且无法快速适应生产状态的动态变化, 为此, 应提高分层采油技术的实时监测水平, 实现井下分层流量、压力、含水率等参数的长期监测, 提高油藏认识水平, 为精细油藏分析与挖潜提供准确依据; 同时, 当油藏动态变化需调整生产方案时, 分层采油技术应具备实时调整能力。目前, 分层采油在井下传感、双向通讯、井下工具服役周期、水平井适应性等方面仍存在技术难题。

3.1.1 井下传感器技术

与分层注水相对简单的井下环境和工作介质相比, 油井的井下工作环境非常恶劣, 井液成分复杂, 可能是油、水、气、砂的一种或几种混合, 流动状态受泵抽状态影响具有较大波动, 这种恶劣的工作环境将会造成传感器敏感元件的污损、腐蚀, 甚至结构性破坏, 直接影响传感器的精度、稳定性和使用寿命。目前, 除温度、压力传感技术较为成熟外, 流量、含水率等传感器多从注水、测井等领域引进而来, 其精度、稳定性和可靠性未经过长期验证, 因此, 应针对性地研发油井适用的关键传感技术, 重点在于提高井下传感器对油井不稳定流动的适应性, 以及传感器敏感部件性能的长期稳定保持能力。

3.1.2 井下通讯技术

人工举升井内的生产管柱具有套管连续、油管不连续、液体不连续、液体成分复杂、泵阀噪声干扰等特点, 如图16所示。由于传统的无线通讯技术无法在井下应用, 井下通讯一直是实现分层采油的难点。

图16

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图16 人工举升井内的生产管柱

目前主要采用电缆载波、振动波和压力波3种方式实现井下通讯。电缆载波技术存在成本高、现场施工工艺复杂、电网干扰严重等问题, 电缆连接的长期可靠性仍有待验证; 振动波通讯技术由井下向地面的数据传输存在距离短、传输数据量受限等问题; 压力波信号传输受油藏吸水特性和注水量影响, 数据上传速度慢, 成功率无法保证, 数据量也受电池容量影响。

考虑到井身结构以及测调和监测数据多的需求, 应加强电缆连接可靠性和便捷性攻关, 重点发展井下接力通讯技术, 对通讯链路进行分割, 丢手管柱用缆控实现分层配产仪器连接, 在丢手管柱顶部设立通讯中继器, 通过通讯中继器以有线湿对接或无线方式实现丢手管柱和生产管柱的通讯连接, 进而以有线或无线方式与地面控制器连接。对于有限数据传输的油井, 应重点发展振动波接力通讯技术, 研发高效信号发生器和信号编码及数据压缩技术, 在有限电池容量条件下, 尽量延长井下仪器服役时间。

3.1.3 全生命周期服役能力

提高井下分层配产工具的服役能力, 避免其成为配产管柱工作的短板, 主要包括两个方面：①提高技术的完整性和可靠性, 主要在于提升测调组件的长期稳定性、可靠性以及提供充足的电能。井下分层配产主要通过电机驱动油嘴动作来实现, 而调整动作容易受到井下压力变化、流道结垢、砂卡等因素的影响, 应优化其机械结构、材质等从而满足长期测调需求。电能是井下配产器实时监测和调整的基础, 除预置电缆分层采油技术外, 其他技术的井下配产器均为电池供电, 然而目前使用的高能锂电池仅能适应有限测调频率和数据传输量的生产需求, 不适用于测调频繁和大量数据传输的应用场景。为了打破井下供电瓶颈, 需研发大容量电池和井下发电技术, 为井下分层配产工具提供足够的电能, 使分层配产工具具备单个生产周期服役能力, 进而具备生产应用价值。②简化一次作业工艺, 减少或避免后期作业。分层采油工艺要求定期对生产状态进行测试和调整, 现有技术条件下每次都需要动用测试队伍。未来的分层采油一次作业工艺应具有简单、快捷、环境适应性强等特点, 从而降低油井停产时间, 提高生产效益; 后续测试作业应该由单人配套便携工具完成, 甚至在办公室通过远程操控即可完成。

3.1.4 水平井适应性

随着水平井开发技术的成熟和推广应用, 其在油田开发中的地位越来越重要。前期应用的水平井压力波控制分段控水技术在初期见效, 但也暴露出电池寿命短、受地层异常压力影响大、阀门开度受限等缺陷, 目前还没有较为成熟的、适合套管完井水平井的分层采油技术, 需要有针对性地开展研发工作。在解决连接可靠性和使用寿命难题的前提下, 缆控水平井分段采油技术具有较好的发展前景, 可提供丰富的井下监测数据并能实现井下开发状态的实时调整, 是实现油藏开发智能化的理想技术手段之一。对于生产情况稳定、分段完好、对数据量要求不高的水平井, 振动波控制分段采油技术具有更好的适应性, 且作业工艺简单、成本低。此外, 基于智能分层采油技术发展水平井机械找水和化学堵水, 在减少生产干扰的前提下, 克服水平井测试仪器投送难题^[39], 实现快速水平井产液剖面测试。

基于AICD的水平井均衡生产技术具有工具简单、寿命长、施工方便、自适应调整、综合成本低等优点, 对于高产且对实时监测与调整要求较低的水平井, 是较为理想的均衡生产技术。未来, 应推动AICD在完井阶段的应用, 开展预防性控水; 作为后期控水手段应用时, 应做好油藏地质条件分析, 充分发挥AICD的控水效果。

结合分层采油井下监测、地面控制、远程传输等技术和油井日常生产管理与作业项目, 可以构建分层采油技术与管理综合平台。

对于已经实现抽油机数字化和远程控制的油井, 可以将数字化人工举升系统与分层采油系统整合, 充分利用井下监测数据进行动液面实时监测等功能性拓展, 实现抽油机井的全过程自动化控制; 同时, 两者结合可搭建更加完备的分层采油技术与管理综合平台, 实现地面和井下一体化管理。针对目前大多数日常生产管理作业需要人工完成的油井, 可将日常管理与分层采油系统结合, 例如通过井下的分层流量和分层含水率监测, 完成每10 d左右（各油田的规定不同）需进行的量油和含水率化验工作。

在充分利用分层采油监测数据、适当拓展地面控制系统功能的基础上, 智能分层采油技术和油井日常管理的结合可实现油井生产自动化、智能化, 减少人工操作, 降低油井平台整体生产成本。

开发过程中, 注入井与受效采油井在平面上、层段上关系复杂, 多套井网交叉, 地质分析的连通状态与实际的连通状态吻合度差, 层系封堵不完善, 很多采油井存在有采无注、油层互串的现象, 导致油层动用不均衡, 开发效果差。目前, 受油田总体开发思路、技术成熟度与适应性、投资成本等因素影响, 堵水和配产技术都采用单井实施的模式, 实施规模小; 此外, 分层注水和分层采油从本质上属于同一系统, 但应用时往往按照独立工艺技术实施, 未发挥出协同效应。

未来应开展分层采油、分层注水技术的区块协同应用, 分层采油、分层注水方案一体化设计, 强化采出端和注入端井下层段的对应分析, 即利用同一区块注入端和采出端多层段连续、长期、丰富的井下监测数据, 开展大数据驱动的精细地质建模, 获取分层注采实时数据约束下的油藏流体饱和度和压力场演化模型, 深化对油藏非均质性及流动条带的认识, 降低剩余油分布预测的不确定性。最终利用实时调控技术进行注入端和采出端参数匹配调整, 实现开发调整由“ 滞后调控” 向“ 实时优化” 转变, 提高井网控制程度和调整水平, 控制自然递减和含水率上升, 提高动用程度和采收率。进而, 在井筒注采自动化、海量数据处理的基础上, 利用人工智能开发油藏分析与优化系统, 实现真正意义的“ 智慧油藏管理” 。