0 引言

渤海油田多为疏松、非均质性砂岩油田，不同层位渗透率差别较大，因此注入水沿高渗透层推进较快，而中低渗透层水驱效果不明显。为提高注水井开发效果，需根据注水井各层的吸水情况进行分层配注，确保注入水在各层均匀推进，以限制高渗透层的吸水量，相对提高中低渗透层的注水效果，提高油田采收率^[1-2]。统计资料显示，目前渤海分层注水井占注水井比例接近80%，有超过460口井为分层注水井。常见的注水井分层配注工艺主要有以下几种：①空心集成分层注水工艺；②一投三分分层注水工艺；③同心分注分层注水工艺；④自提升式防返吐分层注水工艺；⑤同心测调分层注水工艺^[3]。这些常规注水井的分层调配必须通过钢丝、电缆或动管柱作业才能实现，钢丝、电缆作业不仅受到井斜和场地的限制，还要停注降产，作业效率低下，施工成本高昂，严重制约了油田的整体开发调整。

针对以上现实状况，渤海油田引进智能完井技术并将其应用于分层配注注水井中，实现了注水工艺智能化。该技术通过井下压力传感器和液控滑套进行数据实时采集和流量控制，利用地面数字化监控系统实现远程快速、准确调控，无需大型设备干预作业，高效准确、适用井况范围广，实现了油田开发调配智能化，开启了海上智能完井新篇章^[4-6]。

1 智能注水完井装置

智能注水完井装置主要分为井下工具部分和地面设备部分。形成一套具有收集、传输、分析和控制的可视化自动生产控制系统，不仅可提高单井层间配注效果，还对整个区块水驱效果大有裨益，极大地改善了储层开发效果。

1.1 井下工具部分

井下工具主要包括智能滑套、永久式井下压力计和MC-1型井下封隔器等。

智能滑套(Intelligent Control Valves，简称ICV)结构如图 1所示。滑套是智能完井系统的流量控制装置，有带位移传感器的开度连续调节ICV，也有不带位移传感器的开度可调ICV，还有带二元开关功能的ICV，均通过液控管线控制，采用N+1控制管线。该工具可在地面进行远程控制，帮助工程师控制流体在油藏段注入或产出。工具设计简单，具有收容碎屑、金属对金属密封、抗侵蚀、流量可调、高流通率以及抗高温高压能力强等功能。

永久式井下压力计(Permanent Downhole Gauge，简称PDG)结构如图 2所示。PDG是一种具有高精确性和精密石英成分的压力和温度计。高温混合的电子配件和先进的机械密封允许仪器在极高的温度和压力下工作。PDG带有两个传感器，可以用于检测油套管中轻微的压力波动、温度波动以及流量波动，其连接的压缩电缆将信号传导到地面设备，实现实时监测功能。

MC-1型井下封隔器结构如见图 3所示。MC系列封隔器具有管线穿越功能，其既具有常规封隔器的功能，也可以利用FMJ接头进行管线穿越。穿越管线包括ICV液控管线、井下压力计数据线、电泵电缆和化学药剂管线等。FMJ接头是一款高性能、全方位测试、三重金属对金属环密封接头，可用于智能完井系统ϕ6.350、ϕ9.525和ϕ12.700 mm液压控制管线或者电缆。这种接头经过细化设计后，可以实现三道金属对金属密封，因而较普通接头更加安全可靠，其可匹配大多数井下设备并用于油管挂穿越。

1.2 地面设备部分

地面设备部分包括SHS地面液压系统、XPIO数据采集和控制单元、智能完井人机交互服务器等，其通过控制液控管线和电缆与井下工具连接，形成完整的数字化智能完井控制系统，实时监测生产情况。智能完井控制系统见图 4。

智能完井控制系统包含电力和液压两套系统，可以使工程师在地面监控永久式井下压力计并操作智能滑套，同时通过系统获得的数据分析建立模型。该系统包括监控应用程序，以及地面液压系统、独立监控系统、水下交互卡和第三方单位提供的一些组件。监控软件系统是集监测、控制及管理功能于一体的应用软件，能监测、管控周边所有的井，还可以与服务器结合起来，实现远程监测和控制、联网监测和控制^[7-9]。

2 智能注水完井特点

智能注水完井适用于具有多重特性的复杂储油层位。对于拥有多重特性的复杂储油层位，通过智能完井可以将井筒沿着井眼轨迹永久分割成不同区域，使得各个区域可以及时有效地独立控制，防止水和气串层，控制水或者气进入高渗透层位，从而保持油藏具有较好的生产潜力。

2.1 集成化技术，提效降本效果显著

智能完井注水技术集软件技术、机电一体化技术、控制技术和信息技术于一体，对注水井可进行实时监测和调控。在进行调配、测试等作业时，不需要占井口和停注停产，方便高效、安全可靠。与传统注水井作业相比，智能完井注水技术不受外界限制和干扰，无需停产停注，更不必动用大型设备和工具，大大降低了生产和维护成本。

2.2 精细化控制，优化开发方案

利用智能注水完井技术可以对复杂储层的大斜度井甚至水平井进行快速精准控制。每个层位和区块可以进行独立控制，且不受层数限制，并进行针对性的收集、分析和处理，快速优化油田调注增产和开发布局方案，使效益最大化。

2.3 数字化监控，提高油藏管理水平

利用智能完井自动监控和数据收集技术，可以实现全油田数字化管理，利用大数据支持设计，使得油藏分析建模更准确。经过长期监测，复杂油田区块的层间数据、井间数据和油层剖面等数据将不断完善和扩大，对油藏认知的准确性和科学管理水平将持续提升，最终实现油田产量和采收率大幅度提高^[10]。

3 应用情况 3.1 渤海第一口智能注水井

M井为渤海湾中南部某油田无人平台中的一口注水井。因存在超压层，为防止溢油事故发生，该井处于限压注水状态。为实现在中心平台实时监测井下数据，及时决策并迅速反应，实现对注水量精细化控制，选择该井作为智能完井注水技术试验井。智能完井注水管柱示意图见图 5。

智能注水完井管柱从下到上依次为：ϕ73 mm VAMTOP盲堵、ϕ114.8 mm PHL封隔器、ϕ73 mm油管、ϕ142.2 mm ICV、ϕ73 mm温度/压力计、ϕ114.8 mm PHL封隔器、ϕ73 mm油管、ϕ142.2 mm ICV、ϕ73 mm温度/压力计、ϕ120.7 mm插入密封、ϕ88.9 mm油管、ϕ214.4 mm MC-1顶部封隔器、ϕ114 mm油管。井下工具参数见表 1。

3.2 作业方式

M井原为ϕ244.5 mm套管(47#)+ϕ139.7 mm 300 μm优质筛管简易防砂+2层混合注水管柱。随着注水时间增加，注入压力不断上升，注入能力逐渐降低。为改善注水状况，前后共进行过6次酸化作业，效果甚微。由于M井处于无人平台，作业机会较少，本次修井决定采取下入智能完井分注管柱，以满足SAP监管要求，同时避免后续动管柱二次修井或者其他辅助作业，降低维护成本。

提前安装地面SHS设备。在平台中控室安装智能完井服务器，井下作业结束后连接井口、XPIO、SWM和Delta V系统，并进行地面系统功能测试。地面服务器可读取井下温度、压力数据，地面系统可以控制井下ICV开关，并实现WHPM和CPC的通信。从CPC可以读取M井的实时井下数据(2层的油压、套压、温度、ICV开关状态及控制管线压力)。

值得注意的是，智能完井井下控制系统的电缆和液控管线的连接与固定是现场作业时的两大难点。由于管线较多，井口必须做好标记，防止接混和管线间挤压，井下尽可能拉直和固定牢固，以免与井壁摩擦受损造成管线破损或电缆绝缘失效。通过与油管相配套的铠皮管线组将管线、电缆和井下压力计光纤等压缩排列，并用专用电缆保护器卡子将铠皮管线组牢牢绑定在油管上，不仅降低管线轴向载荷，而且降低了下入过程中与井壁的摩擦和挤压风险。铠装管线组及电缆保护器如图 6所示。

3.3 配注方案及预期

为实现在M平台(无人平台)实时获取井下温度和压力参数，渤海油田首次引进了智能注水完井系统，在不动管柱的情况下实现了井下分层配注、精准注水，以及在中心平台实时监测井下数据，及时决策并迅速反应。M井因存在超压层，为防止溢油事故发生，该井处于限压注水状态。2015年初，该井的注入压力被限制在3.45 MPa，之后重新做WITP测试，压力恢复至5.53 MPa，井口注入压力限制在5.27 MPa。目前M井正常注水，配注量628.6 m³/d，实际注入量1 110.1 m³/d，井口注入压力为6.08 MPa。图 7为M井注入曲线。

3.4 应用效果

M井应用智能完井管柱之后运行平稳。通过对注水效果跟踪分析，发现其注入情况较之前有明显改善，注入量在注入压力受限的情况下，能够达到甚至超过配注，与周边同层位常规注水井相比，日注入量提高18%，增注效果显著。另外，该井运转期间通过数据采集系统采集数据，先在地面进行决策和分析，再通过控制系统实时反馈到井下，有效提高了注水效率，同时避免了因注入压力过高不能及时做出反应而产生的复杂情况。普通注水管柱和智能注水管柱注入效果对比见图 8。

4 结论

(1) 智能注水完井技术可远程操控井下智能滑套实现注水量的调节，无需动用大型设备及工具，节省了后续动用钻井船的修井费用，解决了大斜度井无法采用钢丝或电缆测调的难题，大幅度降低了长期维护费用，适用于无人平台或者无法进行钢丝、电缆作业的复杂井。

(2) 智能注水完井技术通过永久式井下压力计实时获取井下数据并进行模拟分析，快速分析注采情况，及时调节注水量大小，可有效提高油井采收率。

(3) 智能注水完井技术在渤海油田的首次成功应用，开创了渤海油田应用智能完井技术的先河，通过技术创新助力渤海油田实现“多注水，注好水”的注水目标，为无人平台分层注水提供了新思路，推动了该油田注水工艺向智能化和高效化方向发展。