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user: 3. 关键工艺研究 3.1. 水平井注射器式放置ACP的管外有效分隔工艺 3.1.1. 技术原理 ① 管柱前端设置两组封隔器，封隔器中间设置注入阀，形成定位注入单元；② 将堵剂内置于封隔器后端的注入管柱中，堵剂两端设置胶塞，将堵剂与井筒内液体和油管内液体隔离开，形成内置式堵剂单元；③ 管柱下到预定位置，用顶替液顶替内置式堵剂单元的堵剂向前移动到定位注入单元，并注入到筛管外环空，实现“注射器”式注入，由此实现ACP的定量注入、安全注入、精准顶替，如图1所示；④ 堵剂在筛管外环形空间快速凝固，并形成高强度固井环，为后期分段挤注堵剂、机械卡封、分段注入二氧化碳等措施提供井筒条件。见图1。 图1. 水平井注射器式放置ACP的示意图 3.1.2. 水平井注射器式放置ACP工艺管柱结构及配套工具 配套工具及性能如表1所示，主要工具图如图2、图3、图4所示。工艺管柱结构自下而上为：导向筛管 + 底堵 + 封隔器 + 定压开关阀 + 3m短节 + 封隔器 + 油管 + 下胶塞短节 + 下隔离液短节 +油管(内置堵剂) + 上隔离液短节短节 + 上胶塞短节 + 定压连通阀 + 油管至井口。实物连接图如图5所示。 Table 1 Matching tools and performance of syringe type quantitative quick setting channeling sealing technolog 序号 工具名称 长度 (mm) 最小内径 (mm) 最大外径 (mm) 性能指标 1 导向筛管 200 47 75 2 底堵 150 44 73 底堵剪断压力22 MPa 3 K344封隔器 1071 50 83 密封面500 mm 4 定压阀 726 44 81 打开3 MPa；关闭15 MPa 5 下胶塞(3个皮碗) 115 47 75 剪断压力15 MPa 6 上胶塞(6个皮碗) 230 47 75 剪断压力15 MPa 表1. 注射器式定量速凝封窜技术配套工具及性能表 图2. 定压阀 图3. 下胶塞 图4. 上胶塞 图5. 水平井注射器式放置ACP工艺管柱实物连接图 3.1.3. 注入管柱中注射器式放置的堵剂 为满足筛管外形成可靠的ACP及管柱安全施工要求，注射器式放置的堵剂要满足快速凝固、较高强度要求。① 新研制的堵水剂含有多种吸水基团羟基(-OH)、羧基(-COO)、胺基(-NH 2 )等，这些基团对水分子具有很强的亲和力，堵剂遇水快速反应(凝固时间50 s)，形成具有一定强度的粘弹性固结体，达到封堵目的，如图6所示。② 堵剂强度较高，将石英砂粉末填充到高压岩芯管内，填充后岩芯管置入加热套内升至地层温度(65℃、80℃)；填砂管注满水后注堵剂，成胶后测试封堵压力为15 MPa。③ 适合封堵层温度90℃以内。④ 由于堵剂快速凝固，段塞完整性好，位置准确可靠；堵剂成胶后具有更高的强度，能够形成可靠的ACP。见图6。 图6. 切开胶结段塞微观扫描电镜测试结果(放大100倍) 3.1.4. 实施过程 ① 组配管柱并下井，当下至上胶塞短节之前，将堵剂材料灌入已下入井中的油管内，待灌满后，连接上胶塞短节等工具。② 管柱组配完成后连接油管，一起下入井内，使两组封隔器对准准备建立ACP的位置。③ 地面通过泵车向油管内注入液体，泵压上升，依次完成剪断胶塞销钉、胀封封隔器、打开定压阀等动作；④ 继续打压，上、下胶塞同步下行，油管内置的堵剂段塞向下移动，当下胶塞到达下限位台阶，停止向下移动，此时堵塞段塞已移动到注入阀位置；⑤ 油管继续打压，上胶塞将堵剂通过定压阀挤入筛管外环空和近井地带，上隔离液短节短节中的黄油占据两组封隔器之间的油管与筛管间的环空，上胶塞到达定压阀内上限位台阶，完成定量注入。⑥ 继续打压，上胶塞推动定压阀内的关闭滑套，关闭定压阀；⑦ 继续打压，打掉上、下胶塞和导向筛管内的底堵，实现油套连通。⑧ 反循环洗井，封隔器收缩，起出施工管柱。 3.2. 水平井二氧化碳精准吞吐工艺 3.2.1. 技术原理 由于出水段或渗透率相对较高的井段已经被化学堵剂和ACP封堵，原有的高强度出水段及此前多轮的二氧化碳作用区域得到屏蔽，此时再向水平井中注入二氧化碳时，二氧化碳作用区域主要在中低强度出水段和出油段，在中低强度出水段内，二氧化碳利用地层本身的渗透率差异的选择性，优先进入强度相对高的出水区域，在生产过程中随着地层压力降低液态二氧化碳生成气泡，利用贾敏效应封堵水流通道，当二氧化碳遇到原油产生溶胀、降粘、增能等效应，实现高含水水平井控水增油。 二氧化碳具体作用表现如下：① 液态二氧化碳进入地层后气化形成二氧化碳独立相，增加地层能量；② 二氧化碳对常规稠油油藏原油具有增溶膨胀作用，由图7可以看出：当二氧化碳注入比例达到35%时，溶解气油比由注入前的33.8 m 3 /m 3 提高到105 m 3 /m 3 ，可使原油体积膨胀11%。③ 二氧化碳对原油具有溶解降粘作用，改善油水流动比，由图8可以看出：当二氧化碳注入比例达到41%时，常规稠油粘度由59 mPa∙s降低至9.4 mPa∙s，降粘率达84%。④ 在生产过程中随着地层压力降低液态二氧化碳生成气泡，利用贾敏效应封堵水流通道，由图9可以看出：二氧化碳进入地层后会有一部分溶解于水中，在反排阶段，随着压力下降，二氧化碳从水中溢出形成泡沫水流，由贾敏效应起到暂堵作用，实现良好的控水作用。 图7. 二氧化碳对冀东油田常规稠油油藏原油增溶膨胀作用实验结果 图8. 二氧化碳对冀东油田常规稠油油藏原油降粘作用实验结果 图9. 二氧化碳驱油微观可视化实验结果 3.2.2. 相关参数设计 二氧化碳注入量：水平井二氧化碳注入量设计采用椭圆柱体模型，见图10；其计算公式如式1所示。 图10. 水平井椭圆柱体二氧化碳注入量设计模型 V = ϕ P V π a b H [ 17 ] (式1) 式中： ϕ —孔隙度；P V —注入体积系数，通常取值为0.2~0.4；a—短轴，取油藏厚度的一半；b—长轴，横向作用半径，根据渗透率、剩余油饱和度确定，水平井5~8 m；H-水平井二氧化碳注入井段长度，m。 二氧化碳焖井时间：焖井期间二氧化碳与原油要实现充分溶解，基于图11可以看出：单井吞吐焖井时间越长，增油量越大，考虑数模结果与生产实际，焖井时间为15~30 d。 图11. 单井平均累计增油量与闷井时间柱状图 采液速度：较大的采液速度可以减少二氧化碳在地层原油中的分离时间，有利于二氧化碳驱动原油流向井底；但浅层油藏边底水活跃，通过物模实验(见图12和表2)可以看出，采油速度过快，会使边底水突进，过早的见水，含水率升高，影响吞吐效果，结合矿场实际，吞吐后采液速度为20~40 m 3 /d。 图12. 底水油藏水平井采液速度优化的物模实验 Table 2 Physical model test results of optimization of production rate of horizontal wells in bottom water reservoi 实验效果统计 第1组实验 第2组实验 注气量(ml) 69.14 67.55 注气速度(ml/min) 1.08 1.08 焖井时间(h) 24 24 初期采液速度(ml/min) 0.3 0.6 采油量(ml) 145 99 换油率(g/g) 3.15 2.05 增油量(ml) 128.11 81.35 表2. 底水油藏水平井采液速度优化的物模实验结果 3.2.3. 吞吐及生产工艺 ① 采用杆式泵实现不动管柱注、焖井、放压、生产，每一轮吞吐时，上提抽油杆出泵筒后，向油管内注二氧化碳，之后焖井；下放抽油杆入泵筒后，开泵生产。如图13所示。② 二氧化碳注入采用撬装式快速注入技术，采用罐车拉运液态二氧化碳至井口，采用地面泵直接注入。③ 针对井筒杆管和套管的防护，采用以化学防腐为主、电化学保护和材料防腐为辅的三类二氧化碳腐蚀防治技术。④ 举升方式选择56杆式泵，初期参数：冲程5.5 m，冲次1次/min；后期参数：冲程6 m，冲次3次/min。 图13. 注采一体化管柱工艺