孙江 蔡萌 赵骊川 师国臣 林忠超 何庆
1.中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院；
2.黑龙江省油气藏增产增注重点实验室
20世纪60年代至今，大庆油田攻关应用化学驱技术，实现了高含水后期开发阶段采收率的提高［1-2］。目前，化学驱技术已成为支撑大庆油田稳产的主体技术，年产量超过1 000 万t。随着含水率快速上升，层间矛盾加大，当一类油层驱替结束，驱替对象转向二、三类油层时，大批注、采井需要进行上、下返封堵［3-4］。由于大庆油田层系调整是将一、二、三类油层层系进行组合，分成5～6套独立的层系，按照先后顺序进行开采［5-6］，因此，要求层系调整上、下返封堵工艺可依次封堵驱替完毕的层系，并且被封堵的层系还可重新被利用，同时化学驱技术的实施，对封堵管柱可靠性和有效期提出了更高要求，需要管柱密封寿命达到6 年以上［7］。目前，大庆油田已经形成了以机械封堵技术为主、化学封堵封窜技术为辅的上下返封堵技术体系，基本满足了大多数常规井况条件的封堵需求。由于现场应用的上下机械封堵技术种类较多，封堵可靠性、适用范围、技术特点各不相同，部分技术尚不成熟，影响了化学驱返层开发的效果，因此有必要对现有上下返机械封堵技术进行统计分析，从技术角度明确其优缺点和适用范围，为化学驱返层开发的上下返机械封堵技术的选择提供参考，同时分析面临的问题，提出下步发展方向。
上返机械封堵工艺主要使用桥塞、封隔器类工具或膨胀管组成封堵管柱，封堵下部驱替完毕层位，生产上部层位。截至2022年初，大庆油田上返机械封堵技术在用3 545 口井，主要应用可钻式、卡瓦悬挂、注堵一体、膨胀管等4类封堵技术，满足了大部分井况的上返封堵需求，其中可钻式封堵技术应用1 809 口井，占比51 %，是主体技术。其余3类技术作为对可钻式封堵技术的有效补充，卡瓦悬挂封堵技术占比24.4 %，注堵一体封堵技术占比19.6 %，膨胀管封堵技术占比5%，满足了部分特殊工况条件井的封堵要求。
1.1 可钻式封堵技术
可钻式封堵技术适用于套管完好的注入井和采出井的上返封堵，具有封堵性能可靠、封堵施工简单、封堵成本低(工艺总成本4～7 万元/井)、有效期长(10 a以上)等优点［8］，有可钻桥塞和可钻封隔器+尾管共2种工艺管柱形式，以可钻桥塞为主，应用数量最多，占比73%。
可钻桥塞主要采用球墨铸铁材质，此类材质具有较高强度，良好的切削加工性能、磨铣性能以及耐腐蚀性能。如图1所示，工具结构为双卡瓦形式，压缩式胶筒位于正反相对安装的两组卡瓦之间，坐封后正反向卡瓦受锥体挤压，锚定在套管内壁上，胶筒被压缩后沿径向膨胀，与套管内壁形成密封。由于胶筒在空间上被限制在两组卡瓦之间，受到外部压力时，胶筒不会移动，保证了密封效果；
此外胶筒被压缩后，自身的回弹力可支撑住位于胶筒两端的锥体，从而为卡瓦提供持续的应力补偿，保证长期工作时的锚定效果。材质和结构的特点，保证了可钻桥塞优良的封堵可靠性，有效期最长可达10 年以上。
图1 可钻桥塞坐封后结构Fig.1 Structure of drillable bridge plugs after setting
由于现有大多数可钻桥塞没有可靠的多级磨铣咬合结构，在1个封堵周期结束，再次上返时，需要磨铣解封前一级可钻桥塞，再下入新一级可钻桥塞封堵驱替完毕层位。金属材料工具磨铣时，容易出现“钻头轨迹”现象，即钻头在磨铣时，经常在金属表面磨铣形成的某一轨迹中反复无效运转，长时间没有进尺，为此需要频繁上提钻头，快速下放并施加高钻压，以便破坏原有钻头轨迹，重新建立钻头进尺［9］。球墨铸铁材质可钻桥塞在磨铣时，需要施加30～50 kN钻压，因此磨铣施工常用方转盘+钻杆或液压小转盘+钻杆。方转盘扭矩大，可施加30 kN以上钻压，3 h内可完成单级可钻桥塞磨铣，施工费用35～50 万元/井，且现场施工队伍并非专职磨铣桥塞，无法满足上返区块大规模桥塞磨铣施工需求；
液压小转盘+钻杆是目前现场磨铣施工采用的主要方式，设备的低挡扭矩可满足磨铣要求，但钻头磨损大，有时需中间更换钻头，磨铣单级可钻桥塞平均13 h，费用约 13 万元/井。
针对传统可钻桥塞磨铣施工效率低、费用高的问题，国内研发了易磨铣的新型铝合金可钻桥塞，包括Ø110 mm和Ø96 mm共2种型号，设计有效期均为8年以上，使用铝合金材质，表面防腐处理，采用与传统可钻桥塞相似的双卡瓦结构，桥塞上下两端设计能够可靠咬合的多级磨铣对接机构，可多级连续上返封堵使用，使用常规油管+螺杆钻具+配套磨鞋，一趟管柱即可完成多级铝合金可钻桥塞磨铣，平均单级桥塞磨铣用时约1.5 h，磨铣成本降低60%以上。新型可钻桥塞系列产品可满足套管完好井和Ø100 mm以上套变井的上返封堵需求。
1.2 卡瓦悬挂封堵技术
卡瓦悬挂封堵技术适用于套管完好的采出井的上返封堵，具有施工简单、可打捞解封等优点，主要包括Y445封隔器+Y341堵水封隔器+球座(图2a)、Y445封隔器+尾管+丝堵(图2b)等工艺管柱形式。卡瓦悬挂封堵技术存在的主要问题是：受落物、死油死蜡及腐蚀影响，长期封堵打捞解封困难，需要大修作业，施工费用50 万元以上，现场约有24%的此类封堵管柱难以解封，尤其是在注入井中长期使用后，受锈蚀、结垢、落物等因素影响，更易出现解封困难的问题，因此该技术不适合在注入井使用；
由于工具结构为胶筒位于卡瓦一侧，坐封后卡瓦缺少持续的应力补偿，长期工作后，卡瓦锚定力下降，容易出现管柱滑移现象；
此外管柱解封时，卡瓦回收失去锚定，若胶筒因老化未完全回收，井内液压产生的活塞力容易上顶管柱，出现作业事故。
图2 卡瓦悬挂上返封堵工艺管柱Fig.2 Slip-hanging packer upward plugging process string
1.3 注堵一体封堵技术
部分上返区块注入井的封堵层上部隔层厚度＜6 m，若用可钻桥塞封堵，则其上部分层注入管柱的尾部口袋较短。测试时，因测试仪器工作所需空间长度＞6 m，无法对紧邻封堵层的注入层进行测试。在常规管柱底部直接连接可洗井封隔器或不可洗井封隔器封堵底层(图3)，形成注堵一体封堵工艺管柱，实现封堵管柱底部留测试口袋。该技术具有工艺管柱简单、成本低、易调整等优点。根据在封堵层使用的封隔器种类不同，可分为2类注堵一体封堵工艺管柱。
图3 注堵一体封堵工艺管柱Fig.3 Injection and plugging integrated plugging process string
（1）采用可洗井封隔器的注堵一体封堵工艺管柱（图4）。此类管柱在正常注入时，可洗井封隔器的洗井活塞处于关闭状态，油管内注入压力p1＞注入层压力p2+封堵层压力p3，油管内注入压力p1作用在洗井活塞上，使其无法开启，此时洗井活塞和封隔器胶筒将上部注入层和下部封堵层隔离开，实现了对底层的封堵。该管柱存在的主要问题：在停注时，若可洗井封隔器上部的注入层或下部的封堵层压力高，井内液压会推开可洗井封隔器的洗井活塞，打开洗井通道，随后若受井内杂质影响，洗井活塞无法复位，此时封堵层和注入层连通，导致封堵失效；
另外，在正常洗井后，洗井活塞开启，此时洗井活塞两侧液压作用面积相同，若可洗井封隔器上部相邻注入层为加强层，恢复正常注入时，上部常规分层注入管柱位于加强层位置的配注器没有节流，油管内注入压力p1和油套环空压力相等，无法建立压差推动洗井活塞复位，也会导致封堵失效。据统计，此类封堵管柱的封堵失效率达到20%，部分区块达到48.8%。
图4 正常注入时可洗井封隔器的洗井活塞状态Fig.4 Well flushing piston state of well-washable plugging packer during normal injection
（2）采用不可洗井封隔器的注堵一体封堵工艺管柱。此类管柱的主要问题是无法正常洗井，长期工作后，配注器和近井地带堵塞，影响投捞和注入效果。注堵一体封堵工艺实现了注入管柱下部留测试口袋，但使用可洗井封隔器的注堵一体封堵工艺封堵可靠性较差，使用不可洗井封隔器的注堵一体封堵工艺无法洗井，均无法很好地满足封堵层上部隔层＜6 m的注入井上返封堵、洗井要求，有必要对其进行改进完善，提高封堵可靠性，同时满足洗井要求。此外需要注意的是，由于在封堵层使用的封隔器与上部分层注入管柱连接为一体，正常生产时，注入液体的压力变化会使管柱产生伸缩蠕动，长期工作条件下，影响封隔器的胶筒密封效果；
另外，注入井因措施或投捞遇阻等原因导致的起管柱作业比较频繁，当注入管柱起出时，封堵层的封隔器随注入管柱起出，封堵层随之打开，影响驱替效果。
1.4 膨胀管封堵技术
上返区块部分井封堵层上部隔层及油层厚度小于1 m，为满足注采强度要求，不能有陪堵层，因此采用膨胀管进行上返封堵(图5)。该技术可实现0～1 m小夹层特殊工况井的上返封堵，膨胀管胀后内通径Ø108 mm，采用特制膨胀密封螺纹连接，实现了18 m长井段连续封堵。膨胀管封堵技术的工作原理为：膨胀管下至预定深度后，油管打压，当压力快速上升至40 MPa以上、悬重下降大于50 kN且管柱上行明显时，上提管柱带动胀锥上行，膨胀管随胀锥运行由下至上逐渐膨胀，膨胀压力30～40 MPa；
当管柱上行膨胀管全长时，压力突降至0，膨胀施工结束，完成目的层封堵。
图5 膨胀管上返封堵工艺管柱Fig.5 Upward plugging process string with expandable pipe
膨胀管封堵技术存在的主要问题是：目前井下作业工艺管柱外径多为Ø114 mm，膨胀管封堵后内径Ø108 mm，影响后续工艺实施；
膨胀管膨胀后无法解封，一旦出现封堵失效，难以再次实施封堵；
此外，若封堵段以下发生套损，因上部膨胀管位置出现缩径，正常尺寸修井管柱无法下入，导致修复困难。
膨胀管封堵工艺满足了小隔层、免陪堵特殊工况井的上返封堵要求，但由于在井筒内形成变径，影响后续工艺实施，且如何判定和决策底部封堵层在今后是否不再动用，目前尚存在争议，所以该工艺仅可作为可钻桥塞等常规封堵工艺的补充技术。
下返机械封堵工艺主要使用封隔器类工具组成封堵管柱，封堵上部驱替完毕层位，生产下部层位。截至2022年初，大庆油田下返机械封堵技术在应用井数达到869 口，其中注入井占比52.8 %，采出井占比47.2 %。注入井下返封堵主要采用桥式双管跨层封堵、可洗井封堵等2大类技术，按应用规模二者分别占比49.4 %、50.6 %；
采出井下返封堵均采用卡瓦悬挂封堵技术。以上技术满足了大部分常规工况井的下返封堵需求。
2.1 注入井下返机械封堵技术
按照封堵层管柱结构形式不同，分为桥式双管跨层封堵技术和可洗井封堵技术。
2.1.1 桥式双管跨层封堵技术
2011年为了实现洗井液不进入封堵层，提高封堵管柱密封可靠性，国内研发了一种外管带有伸缩管的桥式可洗井封堵工艺管柱，实现了跨层洗井、封堵［10］。现场使用中暴露出管柱连接复杂、封堵可靠性受到施工质量和工具质量影响等问题。针对桥式管柱的上述问题，国内研发了桥式双管跨层封堵技术，根据结构不同分为内管插入式桥式双管封堵工艺管柱和一体化桥式双管封堵工艺管柱。
如图6所示，内管插入式桥式双管封堵工艺管柱主要由桥式封隔器、桥式外管、桥式内管、密封段、工作筒、桥式封隔器等组成，其中桥式内管下端设计了具有多级密封圈的密封段和工作筒插接密封机构，可上下调节一定范围，并保持密封。该工艺管柱通过桥式内、外管之间的环空形成独立的洗井通道，与外部封堵层完全隔绝。洗井时，洗井液不进入封堵层，且桥式封隔器的洗井阀是否关闭不影响封堵效果。该技术具有封堵可靠性较高、桥式双管组配简单、管柱潜在的密封风险点少等优点。存在主要问题有：由于桥式外管为非标管，其外径为106～108 mm，起下管柱需要使用配套非标吊卡；
此类大尺寸管柱起下作业，需要配备非标井口控制设备，防止管柱受液压产生的活塞力上顶，预防安全事故。
图6 内管插入式桥式双管封堵工艺管柱Fig.6 Double-tube plugging string with inner tube insertion
如图7所示，一体化桥式双管封堵工艺管柱主要由桥式封隔器、一体化桥式双管、桥式封隔器等组成。为了降低双管组配难度，将桥式内、外管固定在一起，形成了一体化桥式双管。其中，内管采用Ø73 mm油管，外管采用Ø88.9 mm油管，当量过流通径达到Ø35 mm时，可满足30 m3/h以上大排量洗井要求。内管下端和上端分别为公、母插接密封面，组配时外管间通过丝扣连接，对应的内管间随之相互插接密封。由于采用标准尺寸内、外管，施工时不需使用非标吊卡，每组桥式双管均为固定一体形式，组配管柱时无需计算、调节内外管长度差。现场应用效果表明，管柱的组配效率较旧的桥式可洗井封堵工艺管柱提高了61%。当封堵井段较长时，随着使用的一体化桥式管增多，潜在密封风险点也随之增多，因此该技术的长期可靠性尚需时间检验。
图7 一体化桥式双管封堵工艺管柱Fig.7 Integrated bridge double-tube sealing pipe string
内管插入式桥式、一体化桥式双管封堵工艺管柱均实现了洗井通道与封堵层隔绝，避免了封隔器洗井阀关闭失效对封堵的影响，保证了封堵可靠性。在配套设备齐全的情况下，尤其是长井段封堵时，内管插入式桥式双管封堵工艺密封可靠性更高，满足套管完好注入井的下返封堵要求。
2.1.2 可洗井封堵技术
如图8所示，工艺管柱主要由2级可洗井封隔器通过光油管连接组成，还可在光油管部位设置带死嘴堵塞器的配注器，实现投捞验封，具有施工简单、成本低、可洗井等优点。存在的主要问题与前述注堵一体上返封堵工艺相同：洗井液流经封堵层，影响封堵及洗井效果；
受杂质影响，洗井阀关闭不严造成封堵失效。因此，可洗井封堵工艺不适合作为注入井下返封堵的主要技术使用。
图8 可洗井封堵工艺管柱Fig.8 Well-washable plugging process string
2.2 采出井下返机械封堵技术
如图9所示，2种管柱结构在本质上相同，该技术可满足套管完好采出井的下返封堵需求，具有施工简单、成本低、封堵跨度不受限等优点，有效期达到3年以上。由于封堵层位置管柱为光油管连接，无法对封隔器验封，为此部分采出井使用双胶筒自验封封隔器组成自验封管柱，但只能在初次坐封管柱时验封，管柱丢手后无法再次进行验封操作，后续仅能通过分析动态生产数据间接判断封堵管柱是否密封，所需周期较长，影响返层开发效果。
图9 采出井下返封堵工艺管柱Fig.9 Downward return plugging pipe for production wells
针对采出井下返封堵管柱无法验封问题，研究了采出井可验封下返封堵技术，在管柱封堵层位置设计重复验封器，建立沟通油管和套管空间的可反复开关的验封通道。验封时，随检泵作业下入验封管柱开启重复验封器的验封通道，向封堵层施加激动压力，开关器内的双通道压力计记录油套压力数据，作为判断管柱是否密封的依据；
验封管柱起出时，验封通道随之关闭，管柱恢复封堵状态。该技术使用一趟管柱完成验封和恢复管柱封堵状态，可多次反复验封，满足采出井下返封堵管柱验封要求。
“十三五”期间形成的以机械封堵为主、化学封堵为辅的封堵工艺技术体系，基本满足了常规井况的返层封堵需求。随着开发的深入，面临的复杂工况井增多，现有机械封堵及配套技术难以满足这部分井的封堵需求。
3.1 面临问题
(1)目前大庆油田套变井数量较多，经过密封加固修复的井，内通径为Ø104～108 mm，常规机械封堵工艺管柱外径Ø114 mm，无法通过变径点完成封堵。目前套变井下返主要使用水泥封堵技术，施工成本 32～35 万元/井、周期 12.5～7.8 d，存在焊管柱风险。水泥封堵后需钻除水泥塞，极易损伤套管，且残余水泥使井壁粗糙，导致封隔器难以密封，影响后续机械分层注、采工艺效果。此外，水泥封堵的井段，后期难以再次射开利用。
(2)封堵管柱下入前，需要对封堵层相邻的隔层验窜，目前常用扩张式封隔器和弹簧喷砂器组成验窜管柱，采用套溢法和套压法验窜，这两种方法验窜精度不高，准确度和可靠性较低。其中，套溢法需要人工观察井口溢流变化，溢流量大或无溢流等情况仅凭人工肉眼观察无法准确判断；
套压法在井口使用压力表观察压力变化，压力波动受套管内液柱影响大，影响判断的准确性。如果在常规验窜管柱中使用双通道压力计来提高验窜精度，由于扩张式封隔器的胶筒在启动和回收过程中压力波动较大，再加上扩张式封隔器密封性能与现场泵车性能、管线连接质量及打压操作人员的熟练程度相关，这些因素叠加均会影响对窜槽的判断。
(3)随着化学驱返层开发持续深入，上下返封堵工艺应用规模不断扩大，油藏对封堵工艺的可靠性、有效期、调整效率、施工成本等方面提出了很高要求。目前，油田在用的封堵技术种类较多，适用界限各不相同，缺少统一规范的封堵工艺技术体系指导封堵技术选择，同时部分技术不成熟，综合导致了应用过程中出现施工效率低、有效期短、成本高等诸多问题，影响了返层开发的效果。
3.2 发展方向
(1)针对套变井下返封堵主要使用的水泥封堵技术，对比1个驱替周期内的封堵成本，水泥封堵技术需32～35 万元/井。机械封堵技术的封堵工具随生产管柱一起下入，机械封堵工具成本在0.6～1.5 万元/井，考虑1个驱替周期6年内因其他原因作业或封堵失效，管柱需重下2 次，成本也仅为1.2～3 万元。此外，与水泥封堵相比，机械封堵工艺管柱施工风险小，解封效率高，不影响封堵层再次利用。
(2)研究精准验窜工艺，管柱采用机械方式坐封，通过双通道压力计记录的油套压力数据判断是否窜槽，避免管柱自身原因引起的压力波动导致误判，提高验窜精度。
(3)建立规范统一的封堵工艺技术体系，形成封堵技术选择图版，保证化学驱上下返封堵效果。
(1)在上返机械封堵方面，可钻桥塞具有封堵可靠性高、有效期长等优点，可满足大多数井况条件下的上返封堵要求，应作为上返封堵的主体技术；
新型铝合金可钻桥塞实现了常规作业条件下多级高效磨铣，满足了套管完好井和Ø100 mm以上套变井的封堵要求，可逐步替代传统球墨铸铁可钻桥塞用于上返封堵。注堵一体上返封堵技术可解决上返注入井管柱下部测试口袋不够长的问题，但管柱的封堵性能尚不可靠，待改进提高封堵可靠性后，方可在封堵层上部隔层厚度＜6 m的注入井中谨慎使用。膨胀管封堵技术由于封堵后导致井筒内缩径，且无法解封，应作为其他上返封堵工艺的补充，仅在小隔层等特殊井况条件下谨慎选用。
(2)在下返机械封堵方面，桥式双管跨层封堵技术实现了跨层洗井，封堵可靠性优于可洗井封堵技术，应作为注入井下返封堵的主要技术；
其中内管插入式桥式双管封堵技术与一体化桥式双管封堵技术相比，潜在密封风险点少，应作为首选技术。一体化桥式双管封堵技术作业效率高，但在长井段封堵时，内管潜在的泄露点较多，若密封失效，将影响分注效果，应继续监测评价密封性能。采出井下返封堵技术满足了套管完好井的下返封堵需求，配合新研发的可验封下返封堵技术可满足目前下返区块的封堵和验封要求。
(3)在套变井下返封堵方面，机械封堵较水泥封堵技术成本和技术优势显著，有必要开展套变井下返机械封堵技术研究，提高可靠性，降低封堵成本。
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