許國(guó)晨，劉曉文

（中國(guó)石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇 泰州 225300）

分層注水是實(shí)現(xiàn)均衡水驅(qū)的重要技術(shù)手段[1-2]，蘇北復(fù)雜斷塊油田主要應(yīng)用同心分注測(cè)調(diào)一體化技術(shù)，相較于傳統(tǒng)偏心投撈工藝，極大提高了分層測(cè)試施工效率，實(shí)現(xiàn)了提質(zhì)增效[3-6]。近年來(lái)，受產(chǎn)出水處理回注、井下出砂、地面管理等因素的影響，致使井筒狀況愈加復(fù)雜，測(cè)試儀器無(wú)法到達(dá)指定位置，另外，還存在部分井分層注水量調(diào)配難度大的問(wèn)題。目前電纜攜帶測(cè)試儀器下井測(cè)調(diào)仍為各油田主流分注測(cè)試手段，行業(yè)內(nèi)針對(duì)注水管柱內(nèi)不清潔問(wèn)題試驗(yàn)了小直徑連續(xù)油管沖洗清垢[7]、替酸酸浸等方法，能夠達(dá)到清洗注水管柱的效果，但存在連油作業(yè)施工費(fèi)用高以及酸洗損傷井下工具的問(wèn)題。電纜攜帶機(jī)械或機(jī)電通管工具進(jìn)入油管內(nèi)部進(jìn)行處理也可清理注水管柱內(nèi)壁[8]，但無(wú)法在油管內(nèi)部形成洗井循環(huán)通道，清洗不徹底。另外，近年來(lái)在蘇北復(fù)雜斷塊油田研究試驗(yàn)了無(wú)纜智能分注技術(shù)[9]，無(wú)需下入測(cè)試儀器，依靠壓力波傳送指令和反饋數(shù)據(jù)，避免測(cè)試儀器遇阻，該工藝受限于單井設(shè)備成本太高，無(wú)法大面積推廣應(yīng)用。

為了提高同心分層注水井測(cè)試成功率，結(jié)合蘇北復(fù)雜斷塊油田注水情況，從保持注水管柱清潔與降低層間級(jí)差兩方面出發(fā)，設(shè)計(jì)應(yīng)用小接箍空心抽油桿，沖洗井下注水管柱，實(shí)現(xiàn)不動(dòng)管柱恢復(fù)分層注水測(cè)試；改進(jìn)配水器結(jié)構(gòu)，增加單流功能防止地層返吐；改進(jìn)化學(xué)防砂技術(shù)治理注水井出砂；實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)了適應(yīng)蘇北復(fù)雜斷塊地質(zhì)條件的聚丙烯酰胺-有機(jī)鉻凍膠調(diào)剖體系來(lái)緩解層間矛盾，降低分層注水量調(diào)配難度。2022 年各項(xiàng)配套技術(shù)累計(jì)應(yīng)用13 井次，措施井后續(xù)測(cè)試成功率達(dá)100%，同心分層注水井整體測(cè)試成功率由74.4 %提升至84.4 %，總體形成了標(biāo)本兼治的低成本配套治理技術(shù)，降本增效的同時(shí)實(shí)現(xiàn)精細(xì)化注水。

1 同心分層測(cè)試成功率低原因分析

同心分層測(cè)試成功率低主要原因?yàn)闇y(cè)試儀器遇阻，占比78.3%。受注水管柱內(nèi)部不清潔影響，儀器無(wú)法達(dá)到指定位置，分層注水井檢管作業(yè)中發(fā)現(xiàn)，CX、GZ 區(qū)塊儀器遇阻主要原因?yàn)榫鹿苤肮ぞ邇?nèi)壁結(jié)垢、油污附著沉積致使通道縮頸，NH、JG、C8 區(qū)塊儀器遇阻主要原因?yàn)榈貙映錾斑M(jìn)入注水管柱，尾管及工具串內(nèi)砂堵。

另外，分注井測(cè)試過(guò)程中發(fā)現(xiàn)部分井受層間大級(jí)差影響，分層注水量難以調(diào)整到配注要求導(dǎo)致測(cè)試失敗，占比17.4%。例如GS 區(qū)塊G1-3 井，采取兩級(jí)三段同心分層注水工藝，層間矛盾導(dǎo)致分層調(diào)配難度大，吸水剖面監(jiān)測(cè)顯示（表1），調(diào)配后分層吸水差異仍然較大，單靠同心分注工藝無(wú)法滿足分層配注要求。

表1 蘇北復(fù)雜斷塊油田GS區(qū)塊G1-3井分層注水情況Table 1 Stratified water injection of Well G1-3 in GS block of Subei complex fault block oilfield

2 井筒清潔與調(diào)剖技術(shù)研究

提高分層注水井測(cè)試成功率需從源頭抓起，加強(qiáng)水質(zhì)提升工作，加大注水干線沖洗力度，加強(qiáng)穩(wěn)定注水管理等工作[10-11]，在持續(xù)做好基礎(chǔ)工作的情況下，開(kāi)展保持井筒清潔與降低測(cè)調(diào)難度配套技術(shù)研究。

2.1 井筒清潔技術(shù)

2.1.1 空心桿沖洗清管

1）技術(shù)方案

注水管柱內(nèi)通徑62 mm，嘗試在管柱內(nèi)部建立一條循環(huán)通道，下入空心抽油桿進(jìn)行通徑?jīng)_洗。常規(guī)空心抽油桿主要用于螺桿泵舉升井，其本體外徑36 mm，內(nèi)通徑25 mm，接箍外徑為50 mm，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)其能夠形成有效沖擊力將管柱內(nèi)沉積物沖出，但注水管柱底部配水器內(nèi)通徑為46 mm，通徑受限，空心桿接箍無(wú)法通過(guò)。

2）改進(jìn)方案

在保障連接強(qiáng)度及密封性前提下，將常規(guī)空心抽油桿接箍外徑加工為44 mm（圖1）。該特制空心抽油桿僅需配合第一級(jí)配水器至注水管柱最下部這段距離長(zhǎng)度即可，上端仍采用常規(guī)空心抽油桿，中間變扣連接，充分利用現(xiàn)有材料節(jié)省成本的同時(shí)實(shí)現(xiàn)分層注水管柱通徑?jīng)_洗。

圖1 空心抽油桿沖洗Fig.1 Hollow rod flushing

3）實(shí)施方法

分層注水井測(cè)試遇阻后，首先，根據(jù)水井未動(dòng)管柱時(shí)間、測(cè)試情況、注水情況分析小接箍空心桿沖洗免動(dòng)管柱復(fù)注可行性。然后，水井停注擴(kuò)散壓力，下入小接箍空心抽油桿進(jìn)行通徑?jīng)_洗。針對(duì)結(jié)垢較為嚴(yán)重、配水器水嘴開(kāi)關(guān)困難等情況可以利用空心抽油桿實(shí)施小體量定點(diǎn)替酸酸浸。小接箍空心抽油桿通徑?jīng)_洗后，下測(cè)試儀器下井對(duì)接配水器開(kāi)關(guān)水嘴測(cè)試，若測(cè)試正常則可不動(dòng)管柱作業(yè)恢復(fù)分層注水。利用小接箍空心抽油桿沖洗施工成本低，可有效延長(zhǎng)注水井檢管周期。

2.1.2 防返吐配水器輔助平穩(wěn)注水

蘇北復(fù)雜斷塊油田注水采用單干管多井注入方式，高低壓注水井同干線。而分層注水井普遍注入壓力高，井口單流閥維保工作量大，易出現(xiàn)干線停注遇到井口單流閥失效的情況，引起注入水回流、地層返吐，導(dǎo)致地層泥砂等進(jìn)入管串，造成測(cè)試儀器遇阻。

1）改進(jìn)方案

常規(guī)配水器無(wú)單流機(jī)構(gòu)，水嘴打開(kāi)后，油管內(nèi)外連通，對(duì)此設(shè)計(jì)在配水器水嘴外側(cè)加裝一道防返吐結(jié)構(gòu)（圖2、圖3）。

圖2 防返吐配水器Fig.2 Anti backflow water distributor

圖3 防返吐結(jié)構(gòu)Fig.3 Backflow prevention structure

2）實(shí)現(xiàn)功能

防返吐配水器能夠?qū)崿F(xiàn)停注時(shí)，在彈簧力作用下，凡爾球關(guān)閉過(guò)流通道，防止注入水返吐，減弱高低壓層之間干擾，輔助平穩(wěn)注水，可有效防止地層返吐攜帶泥沙等進(jìn)入油管內(nèi)部。

2.1.3 化學(xué)固砂劑固砂防砂

蘇北復(fù)雜斷塊油田淺層阜三段油藏儲(chǔ)層巖性以粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，泥質(zhì)含量較高，巖石膠結(jié)差，膠結(jié)類(lèi)型為孔隙式-線接觸，掃描電鏡顯示礦物顆粒疏松接觸，粒間孔極為發(fā)育，儲(chǔ)層易出砂。注水井儲(chǔ)層出砂不僅能造成測(cè)試遇阻、砂埋管柱，嚴(yán)重時(shí)造成儲(chǔ)層的支撐結(jié)構(gòu)損壞，導(dǎo)致儲(chǔ)層坍塌，擠壓套管變形[12]，在做好防返吐以及加強(qiáng)注水管理情況下，固砂防砂工作也很有必要。

傳統(tǒng)精密濾砂管結(jié)合礫石充填防砂工藝影響分注管柱的下入，并且存在防砂后堵塞問(wèn)題。新型環(huán)氧樹(shù)脂型化學(xué)防砂劑耐介質(zhì)穩(wěn)定性和耐溫性較高，對(duì)細(xì)粉砂有較好的適應(yīng)性，措施后地層滲透率損失小[13]，但室內(nèi)實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，對(duì)含油砂樣的固結(jié)效果不理想，推斷可能受油膜影響，需對(duì)固砂劑進(jìn)行改性提升。

1）改性方案

環(huán)氧樹(shù)脂的分子結(jié)構(gòu)中，環(huán)氧基團(tuán)的存在使它具有一定的分子鏈活性，而含有活性氫的化合物則是在分子鏈上形成支鏈結(jié)構(gòu)，這些支鏈結(jié)構(gòu)可以與其他分子鏈交聯(lián)，發(fā)生接枝聚合反應(yīng)，反應(yīng)生成改性的含有親水基團(tuán)羧基、長(zhǎng)鏈親油基團(tuán)的環(huán)氧樹(shù)脂，起到降低表面張力，剝離砂粒表面油膜的作用，強(qiáng)化固砂效果。

2）固砂強(qiáng)度試驗(yàn)

取NH 區(qū)塊砂樣做固砂強(qiáng)度實(shí)驗(yàn)：砂樣粒徑中值0.28 mm，泥質(zhì)含量14.57 %，使用NH 區(qū)塊原油配制不同體積分?jǐn)?shù)含油砂樣，分別使用改性前后的固砂劑固砂，按相同比例混配后在50 ℃水浴環(huán)境中固結(jié)，按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《化學(xué)防砂人工巖心抗折強(qiáng)度、抗壓強(qiáng)度及氣體滲透率的測(cè)定：SY/T 5276—2000》用抗折抗壓試驗(yàn)機(jī)測(cè)試巖心的抗壓強(qiáng)度。

試驗(yàn)結(jié)果表明，改性后的固砂劑明顯提高了固砂強(qiáng)度，含油量越大，提升效果越顯著（圖4）。針對(duì)出砂嚴(yán)重注水井使用改性固砂劑進(jìn)行治砂防砂施工。

圖4 固砂效果對(duì)比Fig.4 Comparison of sand consolidation effects

固砂劑用量計(jì)算公式：

式中：V1為防砂劑用量，單位m3；A為附加系數(shù)（根據(jù)出砂嚴(yán)重程度取值1.1~1.5）；R2為防砂半徑，單位m；R1為井筒半徑，單位m；h1為出砂層厚度，單位m；φ1為出砂層的原始孔隙度，單位%。

2.2 降低分層測(cè)試調(diào)配難度技術(shù)

多層系開(kāi)發(fā)油藏滲透率級(jí)差大，層間矛盾大，導(dǎo)致低滲層難吸水，水驅(qū)效果差[14]。GS 區(qū)塊Ⅳ油組滲透率級(jí)差達(dá)到67.2，層間吸水嚴(yán)重不均，測(cè)試調(diào)配難度大，水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果差。

1）技術(shù)方案

聚合物溶液在水驅(qū)過(guò)程中調(diào)整吸水剖面、改善油水流度比方面發(fā)揮重要作用。聚合物調(diào)剖體系的成膠時(shí)間與黏度可以根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際需求在措施過(guò)程中隨時(shí)進(jìn)行動(dòng)態(tài)調(diào)整，體系的成膠條件由地面控制，在降低層間矛盾影響，提高采收率方面有較好的效果[15-20]。GS區(qū)塊為中、高滲油藏，儲(chǔ)層溫度在80 ℃左右，聚丙烯酰胺-有機(jī)鉻凍膠調(diào)剖體系可適用于GS區(qū)塊。

2）最佳體系配方研究

采用控制變量的實(shí)驗(yàn)方法，針對(duì)多種因素（聚合物、交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)，環(huán)境因素）對(duì)凍膠性能的影響進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)研究，確定調(diào)剖體系最佳配方。主要評(píng)價(jià)體系的成膠時(shí)間和最終成膠強(qiáng)度，評(píng)價(jià)成膠時(shí)間采用落球法、評(píng)價(jià)成膠強(qiáng)度采用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)法/真空壓力突破法。

通過(guò)實(shí)驗(yàn)確定聚丙烯酰胺-有機(jī)鉻凍膠調(diào)剖體系主體成分的最佳配方為：聚合物（0.4%~0.5%）+交聯(lián)劑（0.35 % ~ 0.4 %）（圖5、圖6），添加氯化鈉（0.3%~0.4%）可提高體系性能（圖7），溫度影響實(shí)驗(yàn)表明GS 區(qū)塊地層溫度能夠適用該調(diào)剖體系（圖8）。

圖5 聚丙烯酰胺影響實(shí)驗(yàn)Fig.5 Experiment on influence of HPAM

圖6 交聯(lián)劑影響實(shí)驗(yàn)Fig.6 Experiment on influence of crosslinking agent

圖7 氯化鈉影響實(shí)驗(yàn)Fig.7 Experiment on influence of sodium chloride

圖8 溫度影響實(shí)驗(yàn)Fig.8 Experiments on temperature effects

堵劑用量計(jì)算公式：

式中：V2為堵劑用量，單位m3；Rq為體系在高滲透層前沿的半徑，單位m；Rh為體系在高滲透層后沿的半徑，單位m；h2為油層厚度，單位m；φ2為油層的孔隙度，單位%；α為高滲透層厚度占地層厚度的百分?jǐn)?shù)；β為方向系數(shù)。

3 礦場(chǎng)應(yīng)用效果

3.1 井筒清潔

3.1.1 空心桿沖洗清管效果

NH2-11、CX3-26、G3-1 井測(cè)試過(guò)程中出現(xiàn)儀器遇阻狀況，起出測(cè)試儀器發(fā)現(xiàn)表面附著一層硬質(zhì)油蠟，井下注水管柱內(nèi)不清潔甚至縮徑導(dǎo)致測(cè)試儀器到達(dá)不了指定位置，3口井距上次作業(yè)時(shí)間均不足1 a，對(duì)此實(shí)施小接箍空心抽油桿沖洗施工，清洗干凈后測(cè)試隊(duì)重新上井下測(cè)試儀器調(diào)配水嘴，成功恢復(fù)正常注水及分層測(cè)試，3口井平均延長(zhǎng)檢管周期312 d。

采用空心桿沖洗清管單井作業(yè)費(fèi)用僅4.2 萬(wàn)元，相較于動(dòng)管柱作業(yè)單井節(jié)省施工、材料等費(fèi)用10.5萬(wàn)元，相較于連續(xù)油管沖洗作業(yè)單井節(jié)省施工費(fèi)用9.8萬(wàn)元，降本增效明顯。

3.1.2 防返吐配水器應(yīng)用效果

NH、JG、CX 區(qū)塊注水井多，且地層易出砂，穩(wěn)定注水管理難度大，壓力波動(dòng)、注入水回流已加劇了多口井出砂狀況，針對(duì)易出砂且井口單流閥頻繁失效的注水井，檢管作業(yè)時(shí)下入防返吐配水器，配合使用防砂篩管，防止泥砂進(jìn)入注水管柱內(nèi)部，分注管柱組配見(jiàn)圖9。

防返吐配水器試驗(yàn)應(yīng)用了5口井，截止到統(tǒng)計(jì)之日均正常注入，且能夠保障每季度1次的正常分注測(cè)試，累計(jì)測(cè)試22井次，測(cè)試成功率100%。

3.1.3 化學(xué)固砂劑防砂效果

改性環(huán)氧樹(shù)脂固砂劑設(shè)計(jì)為A 液、B 液分裝送至施工現(xiàn)場(chǎng)，施工準(zhǔn)備齊全后按照比例混配乳化，泵送至地層，在地層溫度下遇砂固結(jié)，施工方便、安全性高。

評(píng)價(jià)化學(xué)固砂效果主要考慮滲透率損失率及后續(xù)井筒出砂情況。在2 口分注井C4-3、NH2-19 進(jìn)行了礦場(chǎng)試驗(yàn)，對(duì)比措施前后視吸水指數(shù)（表2），滲透率損失控制在10%以?xún)?nèi)，防砂結(jié)束后水井注入正常，未出現(xiàn)高壓難注情況。

表2 化學(xué)固砂劑防砂效果Table 2 Sand control effect of chemical sand consolidation agent

截止到統(tǒng)計(jì)之日，2 口井已正常注水超300 d，分層測(cè)試暫未出現(xiàn)儀器遇阻狀況。

3.2 聚合物凍膠調(diào)剖

地面裝置配套關(guān)系到堵劑配制質(zhì)量和能否順利注入目的層，充分考慮泵注排量、配液速度、堵劑溶脹熟化所需時(shí)間等工藝要求，研制了“儲(chǔ)水-交替配液”一體化調(diào)剖罐（圖10），利用文丘里效應(yīng)研制了射流配液泵實(shí)現(xiàn)聚合物與配液水的充分混合（圖11、圖12），整體形成一套適合單井調(diào)剖堵水施工的撬裝式調(diào)堵設(shè)備。

圖10 調(diào)剖罐Fig.10 Profile control tanks

圖11 射流配液泵結(jié)構(gòu)示意圖Fig.11 Structure of jet pump

圖12 射流配液泵Fig.12 JET pump

儲(chǔ)水罐內(nèi)清水經(jīng)過(guò)射流泵與丙烯酰胺干粉、添加劑混合進(jìn)入配液罐，交聯(lián)劑單獨(dú)加入，啟動(dòng)攪拌機(jī)，堵劑體系混配均勻并進(jìn)行溶脹熟化，熟化后通過(guò)配液罐出口進(jìn)入壓注泵注入地層。該撬裝式調(diào)堵設(shè)備能夠滿足1~6 m3/h 排量的堵劑注入速度，通過(guò)交替配液實(shí)現(xiàn)堵劑不間斷注入。

在GS 區(qū)塊順利完成3 口注水井調(diào)剖施工，采取調(diào)剖措施后繼續(xù)實(shí)施同心分層注水工藝，分層測(cè)試調(diào)配難度明顯降低，后期多次測(cè)試各層注水量均能調(diào)配到位，提高了測(cè)試調(diào)配效率，吸水剖面監(jiān)測(cè)顯示各層基本滿足配注要求（圖13），實(shí)現(xiàn)均衡注入。另外，區(qū)塊整體開(kāi)發(fā)效果明顯變好，3 個(gè)井組年度累計(jì)增油2 609 t。

圖13 蘇北復(fù)雜斷塊油田GS區(qū)塊GG1井調(diào)剖后分注效果Fig.13 Stratified water injection effect after profile control of Well-GG1 in GS block of Subei complex fault block oilfield

為提高同心分層注水井測(cè)試成功率而實(shí)施的配套工藝技術(shù)經(jīng)礦場(chǎng)驗(yàn)證均取得較好的效果，2022 年蘇北油田同心分注測(cè)試成功率整體為84.4 %，較2021 年提升10%。現(xiàn)階段各項(xiàng)技術(shù)處于推廣期，待其余井普及應(yīng)用配套工藝技術(shù)后測(cè)試成功率還有較大的提升空間。前期各項(xiàng)技術(shù)單獨(dú)進(jìn)行了礦場(chǎng)試驗(yàn)，后期對(duì)于井況復(fù)雜分層注水井也可多項(xiàng)配套措施結(jié)合使用。

4 結(jié)論

1）通過(guò)礦場(chǎng)應(yīng)用證明小接箍空心抽油桿沖洗清管能夠有效解決測(cè)試儀器遇阻問(wèn)題，能夠大幅度降低作業(yè)成本并延長(zhǎng)分注井檢管周期；另外，防返吐配水器與改性環(huán)氧樹(shù)脂固砂劑在保持分注井注水管柱內(nèi)清潔方面起到良好作用，形成了較為可靠的提高測(cè)試成功率配套技術(shù)。

2）針對(duì)多層系、層間矛盾?chē)?yán)重的注水開(kāi)發(fā)區(qū)塊，先調(diào)剖，再分注能夠明顯降低分注測(cè)試調(diào)配難度，提高測(cè)試效率；聚丙烯酰胺（0.4%~0.5%）+有機(jī)鉻交聯(lián)劑（0.35%~0.4%）凍膠調(diào)剖主劑體系能夠較好地適應(yīng)蘇北復(fù)雜斷塊油藏，改善層間矛盾方面效果良好；配套研制的堵調(diào)設(shè)備能夠滿足聚合物凍膠堵劑體系的配制與高效注入，已推廣至油田油水井堵調(diào)控水增油工程中。

3）做好注水工作是一個(gè)綜合工程，注入過(guò)程中腐蝕結(jié)垢問(wèn)題也嚴(yán)重影響分注井測(cè)試成功率，因此加強(qiáng)水質(zhì)提升、強(qiáng)化注水管理等基礎(chǔ)工作也尤為重要，在此基礎(chǔ)上還要繼續(xù)完善配套工藝，使同心分注井的分層測(cè)試成功率邁上一個(gè)新臺(tái)階。