孫鵬飛，杜 勛，榮新明，劉 洋，吳 廣，王冠華

（中海油田服務股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300459）

注水是油田高效開發(fā)生產(chǎn)的重要方式，但是隨著開發(fā)的持續(xù)進行，注入水中的懸浮顆粒、懸浮污油等各種有機和無機雜質(zhì)會對儲層造成不同程度的污染，最終導致注入壓力升高，注水量逐漸減少[1]。常見的注水井解堵增注技術有物理法和化學法兩類，物理法解堵作為一種綠色環(huán)保的技術，應用越來越廣泛[2]。連續(xù)液動解堵技術作為物理法解堵增注技術之一，2017－2018年在渤海某油田現(xiàn)場應用9 井次，本文詳細統(tǒng)計分析連續(xù)液動解堵措施效果及其對多輪次常規(guī)酸化解堵效果的影響。

1 連續(xù)液動解堵工藝簡介

連續(xù)液動解堵技術是通過在井口安裝能量發(fā)生器向井筒內(nèi)補液憋壓（5～15 MPa），然后通過主控箱控制井口能量發(fā)生裝置瞬間（0.1～0.3 s）釋放井筒內(nèi)高壓形成負壓，而后再快速憋壓，反復進行上述過程[3，4]。利用憋壓過程產(chǎn)生沖擊波（沖擊功率107 W 級）對近井地帶的堵塞物進行水力沖擊，使其從地層孔隙喉道中松動脫離。同時利用周期性正負壓差變化產(chǎn)生諧振波使井筒內(nèi)液柱上下晃動，對井筒及井底污染物進行水力振蕩，在周期性的負壓環(huán)境（每分鐘12～20 次）下污染物會隨井筒內(nèi)液體返排到地面[5]，從而實現(xiàn)解堵的目的。相比于水力壓裂、水力振蕩、低頻壓力脈沖、井下超聲波等物理法解堵技術[6，7]，連續(xù)液動解堵技術具有設備少、體積小、無需動管柱、成本低、工藝簡單等優(yōu)點（見圖1）。

圖1 連續(xù)液動解堵施工工藝流程

2 連續(xù)液動解堵現(xiàn)場應用效果

通常采用視吸水指數(shù)N 來評價注水井的注入能力，即注水井的注水量與井口注水壓力之比[8]，單位為立方米每兆帕天（m3/（MPa·d））。對于海上油田，一般采用視吸水指數(shù)初增倍數(shù)NN 來評價注水井的解堵措施效果，即與作業(yè)前相比，作業(yè)后最初10 d 視吸水指數(shù)增長倍數(shù)[9]，按公式（1）計算：

式中：QW1－注水井作業(yè)前正常注水情況下最后10 d 的日均注水量，m3；QW2－作業(yè)后恢復注水初期10 d的注水井日均注水量，m3；P1－注水井作業(yè)前正常注水情況下最后10 d 的日均井口注入壓力，MPa；P2－作業(yè)后恢復注水初期10 d 的日均井口注入壓力，MPa。

該油田9 井次連續(xù)液動解堵作業(yè)措施效果統(tǒng)計（見表1），解堵前后視吸水指數(shù)及視吸水指數(shù)初增倍數(shù)（見圖2）。

其中8 口井措施后具有解堵增注效果，此8 口井措施后平均視吸水指數(shù)初增倍數(shù)為0.53，平均有效期46.25 d，平均累增注量為3 782.66 m3，平均日增注量為106.29 m3，B02 井措施后無解堵增注效果。

由上述數(shù)據(jù)可知該油田注水井在實施連續(xù)液動解堵后初期日注水量和視吸水指數(shù)增幅明顯，解堵效果顯著，但解堵有效期較短。分析其原因在于，連續(xù)液動解堵是利用周期性的水力沖擊及振蕩產(chǎn)生正負壓差，使孔喉中的堵塞物脫落剝離隨井筒內(nèi)液體返排到地面。施工結(jié)束后部分堵塞物沒有被液流攜帶出井筒，在恢復注水時重新進入地層，造成運移堵塞，導致解堵有效期較短。此外由于該油田砂巖儲層埋深淺，成巖作用較弱，膠結(jié)疏松，高強度的水力沖擊振蕩產(chǎn)生的沖擊波強度過高，儲層存在出砂風險。由于B02 井歷史上存在井筒出砂現(xiàn)象，側(cè)面驗證了上述分析。

3 連續(xù)液動解堵對多輪次酸化解堵效果影響

由上述分析可知連續(xù)液動解堵有效期較短，因此僅對比分析在注水井多輪次酸化解堵作業(yè)中，實施連續(xù)液動解堵前后相鄰兩次的常規(guī)酸化解堵效果，具體統(tǒng)計結(jié)果（見表2）。

表2 連續(xù)液動解堵前后兩次酸化解堵效果統(tǒng)計

3.1 連續(xù)液動解堵對多輪次酸化后視吸水指數(shù)的影響

對比實施連續(xù)液動解堵前后兩次酸化后視吸水指數(shù)數(shù)據(jù)（見圖3），發(fā)現(xiàn)7 口井后次酸化后視吸水指數(shù)較前次有所增加，增幅1.1～82.18 m3/（MPa·d），平均增加24.17 m3/（MPa·d），2 口井后次酸化后視吸水指數(shù)較前次明顯降低，降幅分別為45.46 m3/（MPa·d）和82.09 m3/（MPa·d）。連續(xù)液動解堵與后次酸化時間間隔越短（75 d 內(nèi)），則后次酸化后視吸水指數(shù)較前次增幅越大（見圖4）。

圖3 連續(xù)液動解堵前后兩次酸化后視吸水指數(shù)對比

圖4 連續(xù)液動解堵與后次酸化時間間隔對酸化后視吸水指數(shù)的影響

3.2 連續(xù)液動解堵對多輪次酸化后有效期的影響

對于注水井，在相同工作制度下作業(yè)后日注水量連續(xù)大于作業(yè)前的日注水量的天數(shù)即為有效期。實施連續(xù)液動解堵前后兩次酸化后有效期變化（見圖5），其中5 口井后次酸化后有效期較前次有所提升，增幅8～30 d，4 口井后次酸化后有效期較前次明顯降低，降幅1～8 d。連續(xù)液動解堵與后次酸化時間間隔越短（75 d 內(nèi)）（見圖6），則后次酸化有效期較前次增幅越大（B27 井后次酸化無增注量，此處不做討論）。

圖5 連續(xù)液動解堵前后兩次酸化有效期對比

圖6 連續(xù)液動解堵與后次酸化措施時間間隔對酸化有效期的影響

4 結(jié)論及建議

（1）統(tǒng)計分析了渤海某油田9 井次連續(xù)液動解堵措施效果，其中8 口井有效，措施后平均視吸水指數(shù)初增倍數(shù)為0.53，平均有效期46.25 d，平均累增注量為3 782.66 m3，平均日增注量為106.29 m3。

（2）連續(xù)液動解堵與后次酸化時間間隔越短，則后次酸化后視吸水指數(shù)和有效期較前次增幅越大，可盡量縮短其作業(yè)間隔（＜75 d）以提升解堵效果。

（3）建議考慮采用低濃度酸液體系作為連續(xù)液動流體，將物理法與化學法解堵相結(jié)合形成海上油田復合協(xié)同解堵增注技術，兼顧兩者優(yōu)點，以達到更加有效、更加經(jīng)濟環(huán)保的目的。