劉陽(yáng)（大慶油田有限責(zé)任公司測(cè)試技術(shù)服務(wù)分公司 163000）

采油八廠位于長(zhǎng)垣油田東部，經(jīng)過多年開發(fā)，已進(jìn)入到一次加密開采期。為提高油田采收率，截至目前已對(duì)油、水井采取了各樣措施，以達(dá)到合理開發(fā)的目的。但在開發(fā)過程中，存在一種特殊的現(xiàn)象，即超低壓注水，在油壓低于平均注入壓力（或接近零壓）的情況下仍可以維持較大的注水量。針對(duì)此現(xiàn)象，就需要測(cè)試大隊(duì)進(jìn)行找漏測(cè)試，以驗(yàn)證是否管柱有漏或是其它因素造成超低壓注水，影響水井的正常配注。

本文將以已進(jìn)行過同位素找漏測(cè)試的超低壓注水井為例，通過對(duì)井況、測(cè)試流程和測(cè)試資料進(jìn)行分析、總結(jié)，得到一套適合采油八廠井況的找漏施工工藝及方法，同時(shí)也對(duì)超低壓注水的原因進(jìn)行了分析。

一、超低壓注水井井況分析

目前，已進(jìn)行過同位素找漏測(cè)試的超低壓注水井共7井次，以芳葡96-44為例，具體油壓變化情況如圖1：

圖1 芳葡96-44油壓變化情況

從上圖中可以看到芳葡96-44在正常生產(chǎn)時(shí)油壓較高，達(dá)到14M Pa，但關(guān)井一段時(shí)間后再開井生產(chǎn)，油壓降低，在配注量不變的情況下，油壓降到3.3 M Pa，由此需進(jìn)行找漏測(cè)試，以了解油壓降低的原因。

二、施工工藝流程及原因分析

進(jìn)行同為素找漏測(cè)試時(shí)，考慮到射孔層段所在深度、工具位置，一般投源點(diǎn)在最上一級(jí)配水器上方50 m處。通過跟蹤同位素載體的走向，結(jié)合井溫曲線的異常變化，確定具體的泄壓點(diǎn)方位，從而判斷是否管柱有漏或是地層因素造成壓力過低。下面將舉例進(jìn)行分析說(shuō)明。

1.同位素載體無(wú)上返現(xiàn)象，以芳124-52為例進(jìn)行說(shuō)明：

圖2 芳124-52井油壓變化情況

芳124-52井隸屬于宋方屯區(qū)塊，于1986年5月1日投產(chǎn)，2010年11月該井轉(zhuǎn)為提撈井，含水率達(dá)到99.8%。2011年9月2日該井轉(zhuǎn)為注水井，轉(zhuǎn)注后初期（即2011.11.28-2012.4.19）油壓升至16 M Pa，2013年4月19日注入壓力在2 M Pa以下，日注入量為15m3/d，具體油壓變化情況如圖2所示。

從圖2中可以看到該井關(guān)井一段時(shí)間后再次開井，油壓降低幅度較大，為了解低壓注水原因，2013年7月18日測(cè)試班組對(duì)該井進(jìn)行了同位素找漏測(cè)試。P18層厚度達(dá)到2.6 m,滲透率192.44mD，觀察井溫曲線在此處出現(xiàn)明顯異常，說(shuō)明該層為主力吸液層，懷疑壓力低是此處單層突進(jìn)所致，同時(shí)也是造成強(qiáng)吸弱顯現(xiàn)象的原因。

2.同位素載體粒徑有上返現(xiàn)象，以芳葡96-44為例進(jìn)行說(shuō)明：

芳葡96-44井隸屬于宋芳屯區(qū)塊，2011年1月投產(chǎn)后一直正常生產(chǎn)，注入壓力13.5M Pa，日注入量15m3/d，2011年6月11日由于周期注水關(guān)6個(gè)月，2011年10月10日掃線關(guān)井，2012年5月11日開井后壓力降至3.5M Pa，但日注入量仍為15m3/d，期間無(wú)措施施工。為了解該井超低壓注水原因，2013年7月25日測(cè)試班組對(duì)該井進(jìn)行了同位素找漏測(cè)試。從井溫曲線可以看到：在675m處出現(xiàn)明顯負(fù)異常，井溫從30.35℃下降至28.04℃，下降了1.08℃。溫度的改變意味著存在流體交換，故懷疑此處有漏，也是造成芳葡96-44低壓注水原因。

由上可知，投源點(diǎn)在工具上方50 m處時(shí)，可以較好的判斷出同位素載體的走向，且節(jié)省了測(cè)試時(shí)間，但由于注入量太低，存在源無(wú)法上返到井溫曲線所顯示的漏點(diǎn)處這一現(xiàn)象，造成測(cè)試結(jié)果的單一性。這時(shí)，就可以更改投源點(diǎn)位置，在井口投源，以便明確的判斷出泄壓點(diǎn)方位及造成油壓低的原因。以升28-14為例進(jìn)行說(shuō)明。

升28-14井隸屬于升平油田，1989年3月6日投產(chǎn)后，累計(jì)生產(chǎn)19956噸油后于2011年9月24日轉(zhuǎn)為注水井，注入壓力2.6 M Pa，日注入量15m3/d。正常生產(chǎn)20后壓力突降至0 M Pa，即零壓注水。2013年5月2日測(cè)試班組對(duì)該井進(jìn)行了同位素找漏測(cè)試。該井射開層段較少，且為零壓注水，因此決定在井口投源，于地質(zhì)大隊(duì)協(xié)商后，進(jìn)行無(wú)管柱井口投源。

從測(cè)試結(jié)果中可以看到注入剖面吸水線全井未見異常。井溫曲線顯示，在20 m-1484m,井溫按正常梯度井溫趨勢(shì)變化；1484m至1500 m，溫度由36℃上升至61.6℃；1500 m以下，趨于穩(wěn)定，由此說(shuō)明注入水在1484m以上注入地層。壓力曲線顯示在1481m至1490 m,壓力由18 M Pa降至17.6 M Pa,說(shuō)明注入水在這里大量注入地層造成一個(gè)泄壓過程。由此判斷注入水全部進(jìn)入第二個(gè)射孔層，造成油壓偏低。同時(shí)懷疑P13為高滲透層，造成了強(qiáng)吸弱顯現(xiàn)象，使得注入剖面吸水線無(wú)異常顯示。通過在井口投源，可以更好地判斷泄壓點(diǎn)的位置，防止造成漏失點(diǎn)離井口近，無(wú)法準(zhǔn)確測(cè)試的現(xiàn)象發(fā)生。

結(jié)論

1.針對(duì)采油八廠油壓低，注入量低的井況，對(duì)超低壓注水井進(jìn)行同位素找漏測(cè)試時(shí)，應(yīng)根據(jù)全井基線及井況，首先確定投源點(diǎn)位置，分井口投源和工具上方50 m處投源。其中工具上方50 m處投源可以判斷出是否為測(cè)量井段以上漏失或是地層因素造成油壓低，若漏失點(diǎn)過高，源無(wú)法上返到準(zhǔn)確位置，則改為井口投源，

2.針對(duì)無(wú)管柱井，只能選在井口投源，若井內(nèi)沾污嚴(yán)重，建議測(cè)試前先洗井。

3.造成超低壓注水原因具有多樣性，非是單一的管柱漏失，地層因素也是造成超低壓的原因之一，同時(shí)會(huì)造成強(qiáng)吸弱顯現(xiàn)象，此時(shí)在分析資料時(shí)應(yīng)結(jié)合井溫、壓力等多方面因素綜合考慮。