注水井连续液动解堵效果及对多轮次酸化影响

孙鹏飞，杜 勋，荣新明，刘 洋，吴 广，王冠华

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300459）

注水是油田高效开发生产的重要方式，但是随着开发的持续进行，注入水中的悬浮颗粒、悬浮污油等各种有机和无机杂质会对储层造成不同程度的污染，最终导致注入压力升高，注水量逐渐减少[1]。常见的注水井解堵增注技术有物理法和化学法两类，物理法解堵作为一种绿色环保的技术，应用越来越广泛[2]。连续液动解堵技术作为物理法解堵增注技术之一，2017－2018年在渤海某油田现场应用9 井次，本文详细统计分析连续液动解堵措施效果及其对多轮次常规酸化解堵效果的影响。

1 连续液动解堵工艺简介

连续液动解堵技术是通过在井口安装能量发生器向井筒内补液憋压（5～15 MPa），然后通过主控箱控制井口能量发生装置瞬间（0.1～0.3 s）释放井筒内高压形成负压，而后再快速憋压，反复进行上述过程[3，4]。利用憋压过程产生冲击波（冲击功率107 W 级）对近井地带的堵塞物进行水力冲击，使其从地层孔隙喉道中松动脱离。同时利用周期性正负压差变化产生谐振波使井筒内液柱上下晃动，对井筒及井底污染物进行水力振荡，在周期性的负压环境（每分钟12～20 次）下污染物会随井筒内液体返排到地面[5]，从而实现解堵的目的。相比于水力压裂、水力振荡、低频压力脉冲、井下超声波等物理法解堵技术[6，7]，连续液动解堵技术具有设备少、体积小、无需动管柱、成本低、工艺简单等优点（见图1）。

图1 连续液动解堵施工工艺流程

2 连续液动解堵现场应用效果

通常采用视吸水指数N 来评价注水井的注入能力，即注水井的注水量与井口注水压力之比[8]，单位为立方米每兆帕天（m3/（MPa·d））。对于海上油田，一般采用视吸水指数初增倍数NN 来评价注水井的解堵措施效果，即与作业前相比，作业后最初10 d 视吸水指数增长倍数[9]，按公式（1）计算：

式中：QW1－注水井作业前正常注水情况下最后10 d 的日均注水量，m3；QW2－作业后恢复注水初期10 d的注水井日均注水量，m3；P1－注水井作业前正常注水情况下最后10 d 的日均井口注入压力，MPa；P2－作业后恢复注水初期10 d 的日均井口注入压力，MPa。

该油田9 井次连续液动解堵作业措施效果统计（见表1），解堵前后视吸水指数及视吸水指数初增倍数（见图2）。

其中8 口井措施后具有解堵增注效果，此8 口井措施后平均视吸水指数初增倍数为0.53，平均有效期46.25 d，平均累增注量为3 782.66 m3，平均日增注量为106.29 m3，B02 井措施后无解堵增注效果。

由上述数据可知该油田注水井在实施连续液动解堵后初期日注水量和视吸水指数增幅明显，解堵效果显著，但解堵有效期较短。分析其原因在于，连续液动解堵是利用周期性的水力冲击及振荡产生正负压差，使孔喉中的堵塞物脱落剥离随井筒内液体返排到地面。施工结束后部分堵塞物没有被液流携带出井筒，在恢复注水时重新进入地层，造成运移堵塞，导致解堵有效期较短。此外由于该油田砂岩储层埋深浅，成岩作用较弱，胶结疏松，高强度的水力冲击振荡产生的冲击波强度过高，储层存在出砂风险。由于B02 井历史上存在井筒出砂现象，侧面验证了上述分析。

3 连续液动解堵对多轮次酸化解堵效果影响

由上述分析可知连续液动解堵有效期较短，因此仅对比分析在注水井多轮次酸化解堵作业中，实施连续液动解堵前后相邻两次的常规酸化解堵效果，具体统计结果（见表2）。

表2 连续液动解堵前后两次酸化解堵效果统计

3.1 连续液动解堵对多轮次酸化后视吸水指数的影响

对比实施连续液动解堵前后两次酸化后视吸水指数数据（见图3），发现7 口井后次酸化后视吸水指数较前次有所增加，增幅1.1～82.18 m3/（MPa·d），平均增加24.17 m3/（MPa·d），2 口井后次酸化后视吸水指数较前次明显降低，降幅分别为45.46 m3/（MPa·d）和82.09 m3/（MPa·d）。连续液动解堵与后次酸化时间间隔越短（75 d 内），则后次酸化后视吸水指数较前次增幅越大（见图4）。

图3 连续液动解堵前后两次酸化后视吸水指数对比

图4 连续液动解堵与后次酸化时间间隔对酸化后视吸水指数的影响

3.2 连续液动解堵对多轮次酸化后有效期的影响

对于注水井，在相同工作制度下作业后日注水量连续大于作业前的日注水量的天数即为有效期。实施连续液动解堵前后两次酸化后有效期变化（见图5），其中5 口井后次酸化后有效期较前次有所提升，增幅8～30 d，4 口井后次酸化后有效期较前次明显降低，降幅1～8 d。连续液动解堵与后次酸化时间间隔越短（75 d 内）（见图6），则后次酸化有效期较前次增幅越大（B27 井后次酸化无增注量，此处不做讨论）。

图5 连续液动解堵前后两次酸化有效期对比

图6 连续液动解堵与后次酸化措施时间间隔对酸化有效期的影响

4 结论及建议

（1）统计分析了渤海某油田9 井次连续液动解堵措施效果，其中8 口井有效，措施后平均视吸水指数初增倍数为0.53，平均有效期46.25 d，平均累增注量为3 782.66 m3，平均日增注量为106.29 m3。

（2）连续液动解堵与后次酸化时间间隔越短，则后次酸化后视吸水指数和有效期较前次增幅越大，可尽量缩短其作业间隔（＜75 d）以提升解堵效果。

（3）建议考虑采用低浓度酸液体系作为连续液动流体，将物理法与化学法解堵相结合形成海上油田复合协同解堵增注技术，兼顾两者优点，以达到更加有效、更加经济环保的目的。