超低压注水井测试方法及原因分析

2014-12-11刘阳大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司163000

化工管理 2014年24期

刘阳（大庆油田有限责任公司测试技术服务分公司 163000）

采油八厂位于长垣油田东部，经过多年开发，已进入到一次加密开采期。为提高油田采收率，截至目前已对油、水井采取了各样措施，以达到合理开发的目的。但在开发过程中，存在一种特殊的现象，即超低压注水，在油压低于平均注入压力（或接近零压）的情况下仍可以维持较大的注水量。针对此现象，就需要测试大队进行找漏测试，以验证是否管柱有漏或是其它因素造成超低压注水，影响水井的正常配注。

本文将以已进行过同位素找漏测试的超低压注水井为例，通过对井况、测试流程和测试资料进行分析、总结，得到一套适合采油八厂井况的找漏施工工艺及方法，同时也对超低压注水的原因进行了分析。

一、超低压注水井井况分析

目前，已进行过同位素找漏测试的超低压注水井共7井次，以芳葡96-44为例，具体油压变化情况如图1：

图1 芳葡96-44油压变化情况

从上图中可以看到芳葡96-44在正常生产时油压较高，达到14M Pa，但关井一段时间后再开井生产，油压降低，在配注量不变的情况下，油压降到3.3 M Pa，由此需进行找漏测试，以了解油压降低的原因。

二、施工工艺流程及原因分析

进行同为素找漏测试时，考虑到射孔层段所在深度、工具位置，一般投源点在最上一级配水器上方50 m处。通过跟踪同位素载体的走向，结合井温曲线的异常变化，确定具体的泄压点方位，从而判断是否管柱有漏或是地层因素造成压力过低。下面将举例进行分析说明。

1.同位素载体无上返现象，以芳124-52为例进行说明：

图2 芳124-52井油压变化情况

芳124-52井隶属于宋方屯区块，于1986年5月1日投产，2010年11月该井转为提捞井，含水率达到99.8%。2011年9月2日该井转为注水井，转注后初期（即2011.11.28-2012.4.19）油压升至16 M Pa，2013年4月19日注入压力在2 M Pa以下，日注入量为15m3/d，具体油压变化情况如图2所示。

从图2中可以看到该井关井一段时间后再次开井，油压降低幅度较大，为了解低压注水原因，2013年7月18日测试班组对该井进行了同位素找漏测试。P18层厚度达到2.6 m,渗透率192.44mD，观察井温曲线在此处出现明显异常，说明该层为主力吸液层，怀疑压力低是此处单层突进所致，同时也是造成强吸弱显现象的原因。

2.同位素载体粒径有上返现象，以芳葡96-44为例进行说明：

芳葡96-44井隶属于宋芳屯区块，2011年1月投产后一直正常生产，注入压力13.5M Pa，日注入量15m3/d，2011年6月11日由于周期注水关6个月，2011年10月10日扫线关井，2012年5月11日开井后压力降至3.5M Pa，但日注入量仍为15m3/d，期间无措施施工。为了解该井超低压注水原因，2013年7月25日测试班组对该井进行了同位素找漏测试。从井温曲线可以看到：在675m处出现明显负异常，井温从30.35℃下降至28.04℃，下降了1.08℃。温度的改变意味着存在流体交换，故怀疑此处有漏，也是造成芳葡96-44低压注水原因。

由上可知，投源点在工具上方50 m处时，可以较好的判断出同位素载体的走向，且节省了测试时间，但由于注入量太低，存在源无法上返到井温曲线所显示的漏点处这一现象，造成测试结果的单一性。这时，就可以更改投源点位置，在井口投源，以便明确的判断出泄压点方位及造成油压低的原因。以升28-14为例进行说明。

升28-14井隶属于升平油田，1989年3月6日投产后，累计生产19956吨油后于2011年9月24日转为注水井，注入压力2.6 M Pa，日注入量15m3/d。正常生产20后压力突降至0 M Pa，即零压注水。2013年5月2日测试班组对该井进行了同位素找漏测试。该井射开层段较少，且为零压注水，因此决定在井口投源，于地质大队协商后，进行无管柱井口投源。

从测试结果中可以看到注入剖面吸水线全井未见异常。井温曲线显示，在20 m-1484m,井温按正常梯度井温趋势变化；1484m至1500 m，温度由36℃上升至61.6℃；1500 m以下，趋于稳定，由此说明注入水在1484m以上注入地层。压力曲线显示在1481m至1490 m,压力由18 M Pa降至17.6 M Pa,说明注入水在这里大量注入地层造成一个泄压过程。由此判断注入水全部进入第二个射孔层，造成油压偏低。同时怀疑P13为高渗透层，造成了强吸弱显现象，使得注入剖面吸水线无异常显示。通过在井口投源，可以更好地判断泄压点的位置，防止造成漏失点离井口近，无法准确测试的现象发生。