張麗瑩 大慶油田采油三廠

隨著注聚時間的延長，薩北開發(fā)區(qū)聚合物注入井經常出現注入壓力上升，注入量下降，完不成配注的情況，影響區(qū)塊的開發(fā)效果。因此進行了聚合物注入井加深洗井試驗，探索井筒解堵可行性辦法，從而提高聚合物注入質量和聚驅開發(fā)效果。

1 確定井筒堵塞程度

以“注入壓力高、注入困難”為選井原則，對所選井用測試鋼絲進行堵塞物深度測試，確定堵塞程度。通過對31口注入壓力高的井進行井筒堵塞物深度探察，發(fā)現11口井已有不同程度的堵塞，其中有5口井堵塞程度比較嚴重，有3口井堵塞物深度達94m以上，將射孔井段全部堵塞。

為了掌握堵塞物成分，確定形成堵塞物的原因，研制加工了堵塞物取樣器。對4口籠統(tǒng)注入井進行現場取樣試驗，發(fā)現堵塞物主要為壓裂砂子、結垢和原油，有少量聚合物膠結物。分層注入井同樣受到井底出砂的影響，如北2—5—P66井筒配水器結垢、淤積、堵塞現象非常明顯，已經堵塞大部分注入通道，必然造成注入壓力高、注不進去的問題。

2 洗井技術現場應用

（1）實施常規(guī)洗井。對出現堵塞現象的10口籠統(tǒng)注入井進行常規(guī)洗井。洗井后發(fā)現常規(guī)洗井能夠洗通，并且洗出水水質合格，但效果不好。分析原因主要是籠統(tǒng)注入井均下入喇叭口管柱，喇叭口深度距離油層頂界以上15m，洗井水在油層頂部即進行了循環(huán)，所以效果不好。

（2）作業(yè)下加深管柱洗井。針對常規(guī)洗井效果不好的注入井，采取作業(yè)下加深管柱洗井，泵壓為6.0MPa，熱水溫度90℃，洗井排量逐漸上升至25m3/h，洗至水質合格。洗井洗出大量含原油、砂子及海綿狀聚合物的膠結物，清洗物中富含硫酸鹽還原菌、腐生菌和鐵細菌，其中含菌量最多的樣品含硫酸鹽還原菌2.0×104個/毫升、腐生菌2.0×104個/毫升、鐵細菌4.5×103個/毫升，由于樣品是洗井液的樣品，所以井筒內的細菌含量要遠遠高于這些數值。

3 實施效果分析

加深洗井后注入壓力下降，有20口井在洗井前頂破裂壓力不吸水，洗井后平均單井油壓下降1.5 MPa，達到了正常注入。如北2—J6—P68井，洗井前壓力一直高，只能注清水，加深洗井后注入壓力下降且能完成配注。再次探測堵塞物深度至人工井底，發(fā)現無堵塞物，實施熱力解堵有效期達到131天，提高了措施效果；北3—6—P62井，于2012年3月實施化學解堵，4月實施熱力解堵均無效果，分析原因是由于井筒堵塞，解堵藥劑未進入地層，因此造成解堵無效。加深管柱洗井后，油壓由14.4MPa下降到13.1MPa，目前穩(wěn)定在13.5MPa，能完成配注，注入狀況得到改善。

4 結語

（1）為進一步實施井筒內解堵措施，改善注入狀況，保證注入效果，對井筒發(fā)生堵塞的注入井進行加深管柱洗井是有必要的。

（2）聚合物注入井在生產過程中應每半年對注入壓力高的井進行一次探測砂面工作；對于注入壓力突然上升的井要及時探測砂面。

（3）注聚井在措施之前，有必要實施探測堵塞物深度工作，對于堵塞嚴重的井，必須實施加深洗井。