鄂尔多斯盆地南部(以下简称“鄂南”)致密油藏主要分布在红河油田、宁东油田、洛河油田、泾河油田和渭北油田，具有渗透率低、裂缝发育、非均质性强、埋藏深和部分井区原油黏度大等特点，主要以水平井利用天然能量开发方式为主^[1-3]。由于致密油资源品位低，储层致密、非均质性强，储量丰度低，且开发关键工程技术准备不充分，导致致密油藏开发存在单井产量低、产量递减快、低效井比例高、采收率低和经济有效开发难度大等问题^[4]。截至2015年底，鄂南致密油藏单井平均日产液5.7 m³，单井平均日产油1.2 t，含水率79.4%。鄂南致密油藏开发初期取得了一定的效果，但目前低产、低液和低效井比例较大，占总开发井数的75%以上，且大部分水平井含水上升快，出水段不明确，不利于堵水分采措施的制定。目前，鄂南地区5个油田中75%的水平井采用“多级滑套预置式管柱”完井^[5]，水平段长、井眼通径小、台阶级数多，给后期修井、智能分采工具的下入及措施的实施带来了难题^[6]。

目前，国内外常用的井下分采方法有以下几种：1) 产液剖面测试技术^[6]。在油井正常生产情况下，从环空下入产液剖面测试仪器进行测试，找出产水层，然后作业实施分层开采。2) 封隔器换层分采技术。用封隔器分隔每个油层，使其单独生产，再重新调整管柱，逐一换层生产，找到产水层后，采用封隔器堵水，进行分层开采^[7]。3) 井下液压开关调层分采技术。下入含有压控开关器的分层开采管柱后，通过地面泵压控制井下开关动作，完成生产层位的调换^[8]。4) 井下电动开关调层分采技术^[9]。利用封隔器分隔各个油层，每一层段的管柱上带有滑套开关器，通过地面电动控制井下开关动作，实现换层生产。上述几种分层开采方法，在应用中受到井况、成本、周期和成功率等因素的限制，在鄂南地区的应用效果不佳。为此，在分析红河油田、泾河油田低效井成因及评估复产潜力的基础上，开发了低效水平井复杂小井眼内分层开采工艺，并研制了低效水平井管内智能分采工具，形成了一种能够满足鄂南致密油藏水平井分段开发的智能分层采油技术，只需一趟管柱就实现了找水、堵水、生产、调层、测试等多项功能。目前，该项技术已在鄂南地区试验5口井，不但顺利实现了坐封、调层和测试工艺，而且日产油量有所上升，含水率降低，取得了很好的效果。

智能分采技术是用封隔器将油层分隔成几个生产层段，每一生产层段的管柱上都带有一种能按顺序自动打开或关闭的智能开关器，通过地面计量掌握各层段的产液量和产液性质，达到分层开采的目的^[10]。智能分层开采管柱主要由底部选择性分层采油管柱和上部机抽系统2部分组成，底部分层采油管柱由多级层段封隔器、多级智能开关器、顶部封隔器、丢手接头及管柱附件构成(见图 1)。对井筒环空进行水力加压，形成一种特定格式的压力脉冲编码指令来控制智能开关器的开或关，从而完成不动管柱的堵水和调层功能，实现一趟管柱既能找水又能分层开采的目的。该技术能够实现油井的单层轮采和组合分采，消除层间干扰，提高油藏的最终采收率。

图 1 智能分采管柱结构示意 Fig.1 Sketch of smart layering exploiting string

图选项

1) 设计管柱并下井。根据井况参数设计找水堵水丢手管柱，利用堵水封隔器封隔各个油层，在每一油层位置串接一个智能开关器，一起随丢手管柱下入井中(见图 1)。

2) 坐封丢手并投产。通过油管进行水力加压使封隔器坐封，然后投球至丢手接头，再加压实现管柱丢手。起出施工管柱后，下入泵抽生产管柱，油井进行正常生产。井下各个智能开关器按程序设定的时间运行(见图 2)，在规定的时间打开或关闭。

图 2 智能开关器开关时序 Fig.2 Switching time sequence of intelligent switch

图选项

3) 找水。井下每个智能开关器的时间时序是不同的，在找水阶段，同一时间内只有一个开关器是打开的，也就是单层生产，每个层轮流打开单独生产一段时间(如图 2所示)，地面人员通过计量化验确定各层流体的性质，得到该层的流量、含水率等数据，从而确定水层。

4) 测试。开关器内置有压力测试电路，下部也留有压力测试仪连接口，可根据要求配接压力测试仪进行分层测试。当开关器处在关闭状态时，仪器可测试得到地层的压力恢复曲线，当开关器处于打开状态进行生产时，仪器可测得地层压力下降曲线。对存储的压力数据进行试井解释，可得到井下各层的地质参数，如地层压力、地层渗透率和地层污染系数等。

5) 分层开采。当各层的产液状态稳定后，地面技术人员根据综合分析结果确定一个选层开采的最佳方案；然后停抽，根据预设指令波形图从套管进行“加压—泄压—加压”操作；井下智能开关器接收并识别指令后，按指令要求打开需要生产的地层，关闭不需要生产的地层，实现地面遥控开采井下任意层的目的。

6) 调层。当需要调层时，在地面重复第5) 步的操作，智能开关器根据接收到的压力波指令信号产生动作，从原来的状态改变到新的状态。这个过程可多次重复操作。

井下智能开关器是智能分采技术的关键工具，其结构如图 3所示。开关器设置了进液、出液通道，其上、下端分别与上部、下部油管柱连接，在泵抽生产过程中，液体进入流动短节后经球阀、出液筒进入油管柱。开关器内有电池、电路板和电机驱动机构等，通过微处理器控制电机运转，带动阀体运动来实现开关器的打开和关闭。同时，开关器内置有压力传感器，实时监测井下压力的变化，能作为微处理器内程序运行的判断依据^[11]。井下智能开关器可以实时测量地层的生产压力和温度，可以了解地层特性、出油状况和层间矛盾，并指导下步作业及生产安排^[12]。开关器主要技术参数为：外径85~110 mm，耐温135 ℃，耐压60 MPa，可调层有效工作时间18个月。

图 3 智能开关器的基本结构 Fig.3 Basic structure of intelligent switch

图选项

井下智能开关器具有以下技术特点：1) 能够实现全部井下措施。找水、堵水、测试、生产等只需一趟管柱就可全部完成，而且分层数量基本没有限制，井况限制条件少，斜井、水平井均可应用，适应范围宽^[13]。2) 找水堵水自动完成。运用先进的微处理器技术，开关器在井下按预定的程序自动执行，完成开关器的打开和关闭动作。3) 开关器耐温耐压能力强、功耗低、智能化程度高。4) 正常生产过程中，可以根据油井生产情况进行多次调层，地面只需加压即可，无需起下仪器或进行管柱作业，施工成本大大降低。5) 开关器内设计有单向阀，可保证地面加压时液体不会进入油层，不会对油层造成伤害。6) 能够对不同地层的压力、温度变化进行长期井下分层测试，从而更好地了解油藏性质。

已经开采一段时间的低效水平井在应用智能分采完井管柱时，部分井口需要钻除预置滑套中的多级球座，导致井筒直径缩小；另外，由于水平段长、台阶级数多，给智能找堵水管柱设计和下入带来困难，因此需要合理预测和控制管柱下入摩阻，评价管柱的可下入性。

小直径智能分采管柱刚度较小，笔者采用软杆模型理论对侧钻造斜段的摩阻扭矩进行计算。考虑管柱在不同井段中的受力工况，建立了三维软杆计算模型^[14]：

(1)

式中：F_iV为该微元段管柱在狗腿平面内所受的摩擦阻力，N；G_V和G_t分别为重力在主法线的分力和切线方向的分力，N；N_iV和N_iH分别为接触力分解在狗腿平面上的侧压力和狗腿平面相垂直方向平面上的侧压力，N；μ_i为该微元段管柱与接触面的摩擦因数；γ为狗腿角，(°)；T_i和T_i+1为管柱两端的轴向力，N。

当N_iV≥0时^[13]:

(2)

(3)

当N_iV < 0时：

(4)

(5)

管柱所受压力为：

(6)

管柱与井壁的摩擦力为：

(7)

式中：N_i为管柱所受压力，N；F_i为管柱与井壁的摩擦力，N。

利用迭加计算方法，从完井管柱底端开始迭加计算到井口，就可以计算出整个完井管柱所受的总摩擦阻力。

XY17P22井位于红河油田地堑区，完钻井深2 901.00 m，垂深1 384.00 m，水平段长度1 000.00 m，A靶点和B靶点分别钻遇南部、北部断裂带，造斜点井深885.00 m，井底温度42 ℃左右，地下原油黏度210 mPa·s左右。邻井在钻遇北部断裂带时均发生漏失、溢流，在钻遇南部断裂带时未发生漏失、溢流，但该井在钻遇南部断裂带时发生漏失。XY17P22井先期采用套管射孔完井并进行了8段压裂，后下入抽油泵合采，初期能量充足、产量高，后期含水率上升，最终因含水率高而停产。

尽管XY17P22井位于地堑区，但累计产油量与邻井差距大，因此要进一步验证该井地堑区基质、微裂缝发育段的含油性。图 4为XY17P22井油层段测井综合解释成果。

图 4 XY17P22井油层段测井综合解释成果 Fig.4 Comprehensive logging interpretation of oil layers in Well XY17P22

图选项

从图 4可以看出，裂隙油层5层，累计视厚度8.5 m，裂隙含油层2层，累计视厚度1.8 m；油层7层，累计视厚度259.5 m；油水同层5层，累计视厚度131.6 m；干层1层，累计视厚度1.1 m。从图 4还可以看出，A靶点和B靶点出现明显的周波跳跃现象，初步判定为主要出水段，需要通过智能分采技术进一步确定A靶点、B靶点分别所处北部和南部断层破碎带的生产特征。同时，A靶点、B靶点之间的基质和裂缝发育段也需要进行分层开采，以确定产层的含油性。

依据XY17P22井钻井地质设计和分段压裂工程设计资料，该井分4大层段进行分层生产测试，设计测试位置如图 5所示。

图 5 XY17P22井智能分采测试位置 Fig.5 Testing position of smart layering exploiting in Well XY17P22

图选项

4大层段分别为1 633.00~1 709.00，1 758.00~1 870.00，1 907.00~1 991.00和2 047.00~2 073.00 m井段，对应的产油带分别为北部断层破碎带、微裂缝发育段、基质发育段和南部断层破碎带，采用智能分采技术分别评价4大产油带的产出特征，以便确定出水层段并关闭，同时增强对该区块储层物性和剩余油分布的认识。

通过地面压力波指令控制井下智能开关器，根据程序设定的时间依次执行打开和关闭动作，逐一进行单层生产，以便通过地面计量确定单层的产出量，具体智能分采时序设计见表 1。首先合采7 d以排除积液，待产液量稳定后再进行分层开采，进行4段轮采后，根据分采结果进行调层作业，关闭高含水层。

表 1 XY17P22井智能分采时序设计结果 Table 1 Designed time sequence of smart layering exploiting in Well XY17P22

表选项

基于多封隔器组合管柱力学分析计算方法，对上顶力是否使封隔器发生移动失效和管柱在自身重力、鼓胀效应及温度效应作用下的变形进行了校核计算^[15]。XY17P22井先期以ϕ139.7 mm套管完井，后下入ϕ73.0 mm油管(内径62.0 mm)为主的智能分采管柱，井底压力约30 MPa。根据胡克定律^[13]计算重力作用下管柱的变形量，其计算公式为：

(8)

式中：ΔL₁为重力作用下管柱的变形量，m；K为浮力系数；q为线质量，kg/m；g为重力加速度，m/s²；L为管柱长度，m；E为弹性模量，MPa；D为油管外径，mm；d为油管内径，mm。

钢质管柱E=206 GPa，清水中取K=0.87，结合前述其他各参数值，由式(8) 计算可得ΔL₁=0.05 m。

压力使管柱产生鼓胀效应，鼓胀效应使油管缩短变形量的计算公式为：

(9)

式中：ΔL₂为鼓胀效应下油管的变形量，m；μ为泊松比；p为油管内部压力，MPa。

钢质管柱μ=0.3，结合前述其他各参数值，由式(9) 计算可得ΔL₂=－0.66 m，表明油管缩短了0.66 m。

管柱由于温度效应发生伸长变形量的计算公式为：

(10)

式中：ΔL_t为温度效应下管柱的变形量，m；β为管柱材料的热膨胀系数；Δt为工作温差(工作温度与初始温度之差)，℃。

钢质管柱β=1.2×10⁵，设初始温度为40 ℃、工作温度为130 ℃，结合前述其他各参数值，由式(10) 计算可得ΔL_t=3.14 m，表明管柱伸长了3.14 m。

管柱总的变形量表示为：

(11)

式中：ΔL为管柱总的伸长量，m。

将上述计算结果代入式(11)，计算可得ΔL=2.53 m。

根据管柱总位移，计算管柱在卡水过程中产生的载荷，其计算公式为：

(12)

式中：F为管柱在卡水过程中产生的载荷，kN。

由式(12) 计算可得F=206.7 kN。

设计用封隔器可承受400 kN的载荷，大于管柱卡水过程中产生的载荷206.7 kN，因此智能分采管柱不会下移，是安全的。

XY17P22井于2016年7月中旬下入智能分采管柱进行坐封丢手，上部下入ϕ44.0 mm抽油泵管柱，按ϕ44.0 mm×3.0 m×6次/min的工作制度和表 1预设的时序进行分段泵抽采油生产，2016年8月底完成智能找水生产过程，累计产液量1 530 m³，产油量30.5 t，含水率98.2%，然后起出抽油杆管柱和智能分采管柱，回放智能开关器处采集的温度、压力数据(见图 6)。

图 6 分采开关器采集的温度压力曲线 Fig.6 Temperature and pressure curve acquired by the layering exploiting switch

图选项

从图 6可以看出，4段底部产液温度由43.47 ℃升至51.76 ℃，井底压力由7.8 MPa升至10.9 MPa，每一层温度、压力变化趋势是一致的，根据压力变化的位置及对应的时间，可以判断开关器顺利操作，调层工艺成功。

鄂南地区5口致密油藏低效水平井进行了智能分采技术现场试验，试验情况见表 2。

表 2 智能分采技术在鄂南5口井的试验概况 Table 2 Application situations for smart layering exploiting technology at 5 wells in Southern Ordos Basin

表选项

根据产液情况、测井解释曲线、压裂施工参数、施工过程和开关器处温度压力数据等进行综合分析，5口井的试验效果为：

1) 智能分采管柱调层工艺成功，封隔器坐封密封可靠，仪器开关灵活。该技术可顺利实现一趟管柱坐封、调层和测试工艺程序，能够获取关键施工和生产数据，工艺成功率100%，并在提高产油量方面取得了一定效果。

2) 达到了试验目的，评价了各层段的产液情况及贡献率，基本找出了试验井高含水层段，并进行了堵水分采生产；同时，评价了鄂尔多斯盆地北部断层破碎带和南部断层破碎带的含油性，分析了断裂带裂缝或裂隙是否存在油水分异情况，并对地堑区的微裂缝发育段和物性较好基质段的产油能力进行了分析判断。

3) 评价了智能分层找堵水工艺技术在鄂南地区的适应性，为致密油藏低效井治理提供了示范。

1) 研制了井下智能开关器，形成了智能分采技术，实现了一趟管柱完成找水、堵水、测试、生产等过程。

2) 建立了复杂小井眼智能分采管柱力学分析计算模型，提高了水平井分段完井管柱安全下入的可靠性。

3) 鄂尔多斯盆地南部油田5口致密油藏水平井智能分采技术现场试验结果表明，井下智能开关器不仅具有很好的可靠性，而且可以获取储层关键数据、加深对油藏的动态认识，为该区域低效井治理和措施优化提供了依据。

4) 为了进一步了解鄂尔多斯盆地南部油田剩余油分布规律，改善开发效果，提高开发效率，降低开发成本，建议结合现场试验情况完善和推广应用致密油藏智能分采技术。