海上油田解堵增注技术研究

全一平

（中海石油（中国）有限公司，北京 100010）

该海上油田从北到南分为两个区块，其中北块最复杂，纵向上油组多，共有9 个油组，均为独立油水系统，压力系数自上而下增加，不同的油组存在着边水或者气顶。根据北块的复杂情况，开发方案中将北块油组划分为上、中、下三个开发层系；南块压力正常，分为上、下两个层系开采。油田储层物性属中-好级别，油层产能高，注入能力强，主砂体储层连通性较好。开发实施方案设计的注采井网比较完善，早期注水保压开采将会有较高的采收率。在油田投产投注阶段，第一口注水井（南块A16）首次注水失败，注入量从150m3/d 急剧下降为0。油田设计的5 口注水井有3 口不能正常注水，导致生产气油比上升过快，油田产油量急剧下降，如果不能实现注采平衡，油田的稳产目标就无法实现，采收率也将大幅度降低，油田急需解决注水井注水量不足的问题。

1 原因分析及解堵措施

1.1 原因分析

针对该油田的注水问题，归纳起来，有代表性的说法有三种：“低渗说”、“地层污染说”和“堵塞说”，每种说法都相应地提出了解堵措施。

1.1.1 低渗说

“低渗说”认为：注水井储层物性差、渗透率低，吸水指数低，启注压力高，在目前注水压力下注水能力低甚至注不进水。增注措施是：“增压注水”，即安装增压泵，提高井口注入压力，使注水压差增大、注水量增加。

笔者认为“低渗说”不成立。从生产曲线可看出，在生产压差仅有2-4Mpa 采油井产油量均比较高，如果进一步放大生产压差，产量很容易超过1000m3/d；注水井的地层系数确实比采油井的低，但其排液量可达200-900m3/d，况且这并非最大排液量，注水量应是排液量的2倍以上，高者可达到5倍，在目前最高井口注入压力为13Mpa 的情况下，注水井完全可达到注水量要求，增压注水是没有必要的。

1.1.2 地层污染说

地层污染说认为：在钻井、完井过程中，钻井液和完井液不可避免地渗入地层，并与地层流体发生作用使地层受到污染、地层渗透率降低、注水能力下降甚至注不进水。增注措施是：酸化。

笔者认为钻井液的污染半径一般较小，射孔都有可能将污染带穿透；能渗入地层的钻井液和完井液其颗粒一定很小，通过排液完全可以将其排出地层，排液所起的除污作用，仅经过20小时生产(排液)，污染系数（真表皮）从16.88 以上降到3.68，可以说钻、完井液渗入地层所造成的污染完全可以排液来解除。

1.1.3 堵塞说

通过收集钻、完井资料，仔细分析钻井、完井、排液（生产）、注水过程，以锐利的目光，发现A16 井是由于注水时井筒不干净造成射孔炮眼堵塞而注不进水，从而提出“堵塞说”，并就此提出解堵增注措施：“补孔-排液-洗井”的解堵法。在对A16 井实施该解堵措施后，注水量达到1500m3/d，效果相当显著。

“堵塞说”的核心是找到了污染源——完钻固井后油基泥浆留在井筒长达一年多，已变性的油基泥浆粘附在套管内壁，“一般的洗井液、常规的洗井程序”难以将其清洗干净；正确认识了堵塞机理--在井筒中的“脏物”对排液（或生产）无阻力，但注水时，直径小于喉道（4-20μm）的“脏物”会被注入水带进地层使被注入层受到污染，直径大于喉道的“脏物”因无法通过喉道而堵塞孔隙直至最后堵塞炮眼。

1.2 措施研究

这里所提的解堵法就是针对“堵塞说”而提出的“补排洗解堵法”，补孔是为了建立地层与井筒的新通道（若原孔眼已被“脏物”完全堵死）；排液是为了清除被注入水带进地层的“脏物”，所以，此处所说的排液必须是有效排液；洗井是为了切断污染源，所以，此处所说的洗井必须是彻底洗井。

2 效果分析

2.1 “补排洗解堵法”解堵效果

油田投产后，凡是进行了有效排液且未受污染的井、层系（A9上、中层系，A7 中层系，A17）和采取了“补排洗解堵法”的受污染井、层系（A8上层系，A10上层系，A16），均已达到较高的注水能力，且注水能力不但一直未下降反而有所上升。 油田北块在注水收效之前，产量递减快，生产气油比上升快；注水收效后，产量大幅回升，生产气油比上升上速度得到有效控制，充分体现出注水开发的优越性。

该油田至2001年10月已采油 300 ×104m3，注水 340 ×104m3；其中由“补排洗解堵法”解堵井增注量为170 ×104m3，可增加采油50 ×104m3 以上，取得了极好的经济效益。

“补排洗解堵法”中的排液必须是有效排液，泵抽排液对单层解堵特别有效。对于多层合排液的井，一旦有一层的堵塞被解除，井底流压马上升高，生产压差减小，但对其它未被解堵的层就难以再起作用。因此，对于多层合注的受污染的注水井，必要时应对单层实施“补排洗解堵法”解堵增注。

2.2 其他解堵法解堵效果

未能采取“补排洗解堵法”的受污染层段（A8 中层系，A9 下层系，A10 中、下层系，），先后采取了其他多种解堵增注措施：非线性波解堵；水力喷射泵排液；酸化；高压注水，增大注水压差。

实施结果表明，这些层的堵塞未能得到解除，注入量仍然极低甚至根本无法注水：非线性波对A8 井中层系无解堵作用；水力喷射泵排液因难以形成较大压差而对A8 井中层系无解堵效果；A9 井下层系酸化，由于没有排酸的过程，解堵效果不佳，乏酸对储层的二次污染不容忽视；高压注水增加的注入量极其有限，更无法起到解堵作用。如果井筒未洗干净，高压注水反而会加重堵塞，给日后的解堵造成更大困难。

各井解堵方法及解堵效果见表1

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3 结论与建议

该油田注水井注不进水是由于井筒不干净造成射孔炮眼堵塞所至，据此提出的解堵增注措施：“补孔-排液-洗井”。对A16 井实施该解堵措施后，注水量达到1500m3/d，效果相当显著。油田生产动态表明，油田生产的好坏取决于人工注水的水平，如果注采井网完善，注采平衡则地层压力下降较少，生产气油比稳定，产量稳定，采油速度、采出程度高。如果注入量少，则地层压力下降快，生产气油比上升快，导致产量递减快、采出程度低。油田必须立足于注水开发。建议在受污染严重的A10 井中、下层系、A9 井下层系，逐层实施“补排洗解堵法”解堵。电泵带电子压力计可准确评价解堵效果。