胜坨油田层段多、单元储层非均质性严重，层内各韵律层储量动用状况存在较大差异，需要分层注水。但经过50余年的开发，胜坨油田注水井套管损坏严重，套损注水井占开井总数40.4%。对油层段套损井，下入内径102.0 mm或90.0 mm的贴补管，配合二次循环固井，再造井壁，简称油层贴堵。对浅层段套损井，采用水泥封堵漏失点，简称浅层堵漏；或下入内径108.0 mm的贴补管，配合二次循环固井，再造井壁，简称浅层贴堵^[1]。套损注水井治理后由于缺少分层注水手段，无法满足油藏开发需求。

目前，国内外套损井分层注水主要有油套分注、套变井分注和简单卡封分注等3种方式。油套分注方式只能两段分注，但套注会加剧套管的腐蚀，造成套管漏失，不适宜长期注水；套变井分注应用的ϕ105.0 mm封隔器只能用于套管内径112.0 mm的注水井^[2-3]，无法用于套管内径小于108.0 mm的注水井；简单卡封分注主要应用于浅层堵漏井，采用封隔器将堵漏段与注水段分隔开，套漏处承压能力低，易再次漏失，造成砂埋注水管柱。现有分层注水井测调仪器适用于内径不小于46.0 mm的分层注水工具，而套损井分层注水工具的内径小，测调仪器无法通过。现有套损分层注水技术和测调技术无法满足胜坨油田套损井的分层注水要求。为此，笔者针对胜坨油田套损井的特点，研制了高膨胀小直径封隔器、小直径分层注水工具和夹壁腔装置，形成了不同套损注水井分层注水技术，实现了过浅层贴堵段、内径90.0 mm套管和超越堵漏段的分层注水，现场成功应用59井次；同时，针对现有测调仪器不适用于内径小于46.0 mm的分层注水工具的问题，研究了配套的套损井测调技术，实现了套损注水井分层注水的准确测调。

1.   套损井分层注水技术

在满足注水、测调、作业的前提下，针对不同井况，采取不同的治理思路，实现套损井分层注水。针对浅层贴堵井套管内径上小下大的问题，研制了高膨胀系数的小直径封隔器，形成了过浅层贴堵段分层注水技术；针对油层贴堵后套管内径为90.0 和102.0 mm的小井眼注水井，研制了小直径分层注水工具，形成了小眼井细分层注水技术；针对浅层堵漏井无法承压洗井的问题，研制了夹壁腔装置，实现了过堵漏段进行洗井，形成了封窜可洗井的分层注水技术。

1.1   过浅层贴堵段分层注水技术

浅层自由套管段发生套管变形、漏失的注水井，实施浅层贴堵后，贴堵段套管内径缩小，而贴堵段以下的套管内径不变。常规封隔器的外径比贴堵管的内通径大，无法通过贴堵段，而现有的小直径封隔器无法在常规套管段内有效坐封。因此，需要研制可通过贴堵段、具有高膨胀性能的小直径封隔器。

对比扩张式封隔器（K型）和压缩式封隔器（Y型）的结构发现，扩张式封隔器的结构简单，易于改进，因此，在扩张式封隔器基础上，研制小直径高膨胀系数封隔器。综合考虑套管内径和作业、测调施工要求等因素，设计封隔器钢体最大外径为95.0 mm，中心管内径为49.8 mm，胶筒最大外径为90.0 mm，胶筒厚度为13.5 mm，总长度为800.0 mm，其中，密封段胶筒长度为540.0 mm。考虑作业遇卡打捞等因素，要求封隔器的抗拉强度达到600 kN以上，通过计算不同材质中心管的抗拉强度，选用42CrMo管材加工中心管。经计算，42CrMo中心管的抗拉强度为730.02 kN，满足生产需求。

为实现高膨胀坐封，利用ABAQUS软件模拟了不同压力及温度下胶筒的应力分布，结果见图1。由图1可以看出：内层帘布端部和胶筒肩部为应力集中位置；温度不变、内压升高时，胶筒最大应力增大，内层帘布端部和胶筒肩部仍为最大应力集中位置；内压不变、温度升高时，橡胶在高温下变软，胶筒最大应力略有降低，但内层帘布端部和胶筒肩部仍然是应力集中位置。因此，内层帘布端部和胶筒肩部为胶筒的薄弱节点。

图  1  胶筒应力分布模拟结果

Figure  1.  Stress distribution of rubber cylinder

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根据模拟结果对封隔器胶筒进行优化设计：首先，选用N220S胶筒，胶筒实测拉伸强度为15 MPa，实测扩张性能为150 mm，各项指标均高于现行标准HG/T 2701—2016；其次，延长胶筒内部帘布，降低帘布端部应力；最后，胶筒上肩部增加保护结构，以减小应力集中造成的胶筒肩部变形。改进后，胶筒肩部最大应力降低了40%。封隔器坐封压力为0.7～0.8 MPa，从油管内正向加压25 MPa，未发生刺漏，胶筒耐压达到要求；从油套环形空间反向加压15 MPa，未发生渗漏，坐封性能达到要求，胶筒膨胀系数达到1.38。

利用研制的高膨胀小直径封隔器，组成了过浅层贴堵段分层注水管柱，该注水管柱自上而下依次为安全接头、KTP-92配水器、K344-96高膨胀封隔器、KTP-92配水器和沉砂底筛堵^[4]（见图2）。为保证管柱居中，加装了合金钢弹性扶正器。注水时，依靠油管内注水压力，通过配水器产生的节流压差使封隔器坐封，实现分层注水。

图  2  过浅层贴堵段分层注水管柱

Figure  2.  Layering injection string diagram for patching and plugging section

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1.2   小眼井细分层注水技术

油层段套管缩径、腐蚀严重的注水井，采取磨铣、通井、侧钻和贴堵等措施后，套管内径会缩小为90.0 或102.0 mm。对于套管内径90.0 mm的套损注水井，因无与其配套的分层注水工具，只能笼统注水；对于套管内径102.0 mm的套损注水井，虽可实施分层注水，但油层停注时，封隔器易因层间压差大而失效，导致分层注水管柱有效期短。

综合考虑套管内径和作业、测调施工要求的操作空间，研制了K344-82小直径扩张型封隔器（见图3）^[5-6]，其外径由113.0 mm缩小至82.0 mm。根据油井生产对封隔器抗拉强度的要求，封隔器本体选用42CrMo材质，经计算封隔器中心管抗拉强度为680 kN。注水时，依靠油管内注水压力，通过配水器产生的节流压差，使封隔器坐封，实现了ϕ90.0 mm套管内卡封分层注水。

图  3  小直径扩张型封隔器的结构

Figure  3.  Structure of small diameter expansion packer

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针对层间差异大和含有动停层、方停层的注水井注水时封隔器上下压差较大的问题，为提高分层注水管柱的耐压性能，研制了高压差Y341-94封隔器（见图4）。该封隔器的外径为94.0 mm，上下密封压差均达到30 MPa。利用API油套管抗挤压公式^[7]，计算出封隔器胶筒支撑管抗挤压强度为8 MPa，满足胜坨油田注水井对注入压力的需求。

图  4  Y341-94封隔器的结构

Figure  4.  Structure of Y341-94 packer

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小井眼高压差分层注水管柱自上而下依次为安全接头、KTP-92配水器、Y341-94封隔器和沉砂底筛堵。注水时，压力依次增大至12，15和18 MPa，每个压力点稳压5 min，以确保封隔器坐封成功，实现高压差井ϕ102.0 mm套管内的精细分层注水。

1.3   封窜可洗井分层注水技术

部分浅层套管漏失的注水井堵漏后，堵漏段承压低，无法有效洗井。同时，堵漏点存在失效后返吐风险，二次作业遇卡率和大修率高。为避免高压水经过堵漏段造成二次漏失，达到有效洗井目的，研制了一种夹壁腔装置（见图5）。该装置与Y342封隔器配套使用^[8-9]，封隔器坐封后可以对堵漏段进行卡封保护；洗井时，洗井液由上封洗井通道进入夹壁腔通道，越过堵漏段，由下封洗井通道流出，实现反洗井。

图  5  夹壁腔装置的结构

Figure  5.  Structure of double wall cavity device

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封窜可洗井分层注水管柱自上而下依次为Y342上封隔器、同心双管、Y342下封隔器和分层注水管柱。封隔器采用液压坐封，旋转上提可解封。封隔器坐封后，胶筒座与中心管之间的通道打开，通过同心双管的连接，实现上封、下封两侧套管环空的连通。上下封隔器坐封后洗井通道自动打开，洗井通道面积达到1 400 mm²。

2.   套损注水井测试调配技术

测试资料是反应地层吸水状况的重要资料，油藏开发需要根据生产情况对注水井的配水量进行调整，而测调是分层注水井实现配注调整的重要手段。适用于正常注水井测调一体化仪器的外径为42.0 mm，与小井眼分层注水工具的最小内径相同，测调仪器无法通过套损井段的分层注水工具，不能测取分层注水数据。因此需要研制可在内径42.0 mm分层注水工具内进行起下操作、调节扭矩可达110 N·m的小直径测调仪器，以满足调节套损分层注水井配水器的需求^[10-14]。

为了减小测调仪器的直径，增大调节扭矩，对现有测调仪器进行改进。首先，将减速器增加为2组，一组为内置式行星齿轮减速器，与直流电机协同工作，减速比为791:1；一组为外置式行星齿轮减速器，外齿筒直径与仪器外径一致，齿轮、输出轴直径相应增大，将传输的动力串联起来，使井下测调机械手调节扭矩增加50%，在此基础上，降低电机功率，将电机直径由38.0 mm减小至32.0 mm，仪器外径相应由42.0 mm减小至38.0 mm。其次，将拉动丝杠在螺旋套内上下运动的螺块改为滚球，将滑动摩擦变成滚动摩擦，以降低摩擦阻力，增大输出扭力，仪器的调节扭矩达到150 N·m，可以满足小直径测调一体化仪器对调节扭矩的需求。

胜坨油田注水井的注入压力≤25 MPa，主要目的层埋深为2 000.00～2 500.00 m，注水井单井配注量≤300 m³/d。小直径测调一体化仪器的压力量程为0～60 MPa、精度为0.5‰；温度量程为–40～125 ℃，误差为±1 ℃；流量量程为0～500 m³/d，精度为1.5%。在耐温、耐压和测试量程等方面，小直径测调一体化仪器均可满足胜坨油田套损注水井的测调需求。

为了保证测试资料的准确性，制定了详细的测试规范。在井口至沉砂底筛堵之间进行测试时，测调仪器先下探至沉砂底筛堵、再上提测试，在沉砂底筛堵与最下一级配水器之间选取一个测试点测取1个数据，在每级配水器处采用降压测试的方法选取一个测试点测取5个数据，在最上一级配水器至井口的油管中，每隔500.00 m选取一个测试点测取1个数据，在测试时要求每个测试数据稳定5 min，通过一次测试即可判断分层注水管柱所有节点的有效性。

3.   现场应用效果

截至2019年8月，胜坨油田59口套损注水井应用了套损井分层注水技术，分层注水成功率达到100%，大修费用减少了1019.89万元。注水层段增加了65个，测试成功率100%，层段合格率84.5%，水驱控制储量恢复了477.9×10⁴ t。对应油井102口，累计增油3797 t，按照胜坨油田油价、成本折算，效益增加342.7万元。

胜坨油田的注水井A井位于单元中部，因油层段套变严重，只能笼统注水，造成注采井网不完善，潜力油层得不到有效动用，对应油井B井和C井含水率上升、产量下降，其中B井含水率由95.8%升至96.8%，日油产量由1.3 t降至1.0 t，C井含水率由98.2%升至98.7%，日产油量由5.7 t降至4.5 t。2017年10月，A井应用套损井分层注水技术重新分2段注水，第1段配注量为40 m³/d，第2段配注量为100 m³/d。通过测调，第1段日注水量为40 m³，第2段日注水量为90 m³，各层段注水量为配注量的80%～120%，层段合格率达到100%，对应油井含水率下降，日增油5.8 t，取得了良好效果（见图6）。

图  6  注水井A井对应的油井生产动态曲线

Figure  6.  Dynamic production curves of oil wells corresponding to water injection well A

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4.   结论与建议

1）针对套损注水井的不同井况，研制了K344-96高膨胀封隔器、小直径系列分层注水工具和夹壁腔装置，形成了适合不同井况的分层注水技术。

2）研制了ϕ38.0 mm测调一体化仪器，扭矩达到150 N·m，制定了测调规范，实现了小井眼分层注水井的精准测调。

3）现场应用表明，套损注水井分层注水技术解决了套损井分层注水的难点，不仅能够满足胜坨油田精细注水开发的要求，使老井资源得到充分利用，还可应用于其他水驱油田，提高水驱开发效果。但在应用过程中，还需结合具体井况，进行套管预处理及完井设计优化。