放射性同位素測(cè)井技術(shù)在多層管柱配注井中的應(yīng)用

劉鎮(zhèn)江，汪小軍

(中國石油測(cè)井有限公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

放射性同位素測(cè)井技術(shù)(簡(jiǎn)稱同位素測(cè)井技術(shù)，下同)采用放射性同位素作為示蹤劑，測(cè)井作業(yè)時(shí)將示蹤劑在生產(chǎn)管柱內(nèi)釋放后，示蹤劑隨注入介質(zhì)流向目的井段，通過測(cè)量同一井段注入示蹤劑前后伽馬射線的強(qiáng)度，或追蹤示蹤劑運(yùn)移軌跡及距離，可研究和觀察油水井技術(shù)狀況和吸水剖面的動(dòng)態(tài)變化[1-5]。滿足同位素測(cè)井的前提是釋放示蹤劑的生產(chǎn)管柱應(yīng)與所有的射孔層位保持有效連通。多層管柱配注工藝采用套管+大直徑油管+小直徑油管的注入管柱系統(tǒng)，利用封隔器將射孔油層分為不同井段進(jìn)行精準(zhǔn)配注，不同直徑的管柱和封隔器將井下空間分隔成了互不連通的空間[6-12]。對(duì)于多層管柱配注井，測(cè)井儀器只能從內(nèi)層油管下入，放射性同位素示蹤劑(簡(jiǎn)稱同位素示蹤劑，下同)在井內(nèi)釋放后無法運(yùn)移至其他射孔層位。為了滿足多層管柱配注井對(duì)同位素測(cè)井技術(shù)的需求，開展了同位素示蹤劑井口釋放裝置的研制，并進(jìn)行了同位素示蹤劑優(yōu)選和防彌散方法研究，形成了多層管柱配注井同位素示蹤劑測(cè)井技術(shù)。

1 同位素示蹤劑防彌散研究

同位素測(cè)井技術(shù)要求示蹤劑應(yīng)始終處于聚集狀態(tài)，測(cè)井儀器采集的伽馬射線強(qiáng)度曲線才有明顯的峰值，峰值越明顯，示蹤劑注入強(qiáng)度、運(yùn)移速度和距離的計(jì)算相應(yīng)更準(zhǔn)確。因此，需對(duì)同位素示蹤劑進(jìn)行防彌散研究。同位素示蹤劑彌散的影響因素主要有2個(gè)方面：一是同位素示蹤劑性能不穩(wěn)定，與井內(nèi)的物質(zhì)發(fā)生反應(yīng)融合，使其彌散分布于注入介質(zhì)中；二是生產(chǎn)管柱的接箍以及管柱中的結(jié)垢和凝結(jié)的原油等，使注水通道通徑變小，導(dǎo)致流速變化，沖散液態(tài)同位素示蹤劑，使其彌散分布于注入介質(zhì)中。對(duì)應(yīng)的防彌散方法主要是選擇合適的同位素示蹤劑和防彌散劑，并優(yōu)化同位素示蹤劑注入?yún)?shù)。

1.1 同位素示蹤劑優(yōu)選

在井口采油樹釋放同位素示蹤劑，同位素示蹤劑運(yùn)移至目的井段距離長(zhǎng)，運(yùn)移過程中要求同位素示蹤劑性能穩(wěn)定，具有較強(qiáng)的表面活性，不易和井內(nèi)的物質(zhì)發(fā)生反應(yīng)融合。同時(shí)，管壁上可能存在油污和結(jié)垢，要求同位素示蹤劑受油污沾污的影響小[13-16]。

目前使用的放射性同位素示蹤劑主要有固體顆粒式和液態(tài)式2種。固體顆粒式同位素示蹤劑131Ba存在以下問題：一是易被沾污，用量較大；二是受井下流體流速影響，易出現(xiàn)沉淀；三是對(duì)于受長(zhǎng)期注水影響存在大孔道的油層，示蹤劑易隨注入介質(zhì)進(jìn)入油層深部，不會(huì)凝聚于射孔孔眼處，測(cè)量的伽馬射線強(qiáng)度較弱，計(jì)算結(jié)果誤差較大[17]。液態(tài)同位素示蹤劑131Ba性質(zhì)不穩(wěn)定，易和井下的物質(zhì)反應(yīng)融合，防彌散性較差。而液態(tài)同位素131I物性偏酸性基質(zhì)，性能穩(wěn)定，具有較強(qiáng)的表面活性，不易和井下物質(zhì)發(fā)生反應(yīng)融合，也不易被油污等沾污。因此，優(yōu)選液態(tài)同位素131I作為多層管柱配注井的同位素示蹤劑。

1.2 防彌散劑優(yōu)選

防止液態(tài)同位素示蹤劑彌散，一般綜合使用2種方法：一是使用聚凝劑。聚凝劑和同位素示蹤劑混合配置后，可適當(dāng)增大液態(tài)同位素示蹤劑的黏度，使其在井下處于聚凝狀態(tài)，可防止同位素示蹤劑擴(kuò)散，降低其分子活性，降低同位素示蹤劑與井下物質(zhì)的反應(yīng)融合，從而防彌散。通過實(shí)驗(yàn)篩選，優(yōu)選聚丙烯酰胺作為聚凝劑。聚丙烯酰胺為大分子鏈結(jié)構(gòu)，分子間易形成纏繞結(jié)構(gòu)，將其與同位素示蹤劑按一定比例配制，可達(dá)到增稠、聚凝的作用，能夠有效束縛液態(tài)同位素示蹤劑。二是使用可溶性膠質(zhì)。要求其在室溫時(shí)處于果凍狀，可凝結(jié)液態(tài)同位素示蹤劑，隨注入介質(zhì)進(jìn)入井下一定深度后，井下溫度升高，可溶性膠質(zhì)溶解，從而減少同位素示蹤劑在長(zhǎng)距離運(yùn)移過程中彌散損失。通過實(shí)驗(yàn)篩選，優(yōu)選使用食用明膠，其性能特點(diǎn)滿足上述使用要求，一般用量為10.0 mL同位素示蹤劑中添加食用明膠5.0 mL。

1.3 注入?yún)?shù)優(yōu)化

1.3.1 同位素示蹤劑用量?jī)?yōu)化

選用的同位素131I放射性活度為3.7×107Bq/mL，其半衰期為8.02 d，為保證在一定的作業(yè)周期內(nèi)伽馬射線強(qiáng)度能滿足測(cè)井需求，在2個(gè)半衰期后，利用伽馬測(cè)試儀測(cè)試了伽馬射線強(qiáng)度隨同位素示蹤劑用量的變化曲線(圖1，伽馬測(cè)試儀測(cè)試的為伽馬射線計(jì)數(shù)率，可反映伽馬射線強(qiáng)度)。

圖1 同位素示蹤劑伽馬射線計(jì)數(shù)率變化曲線

由圖1可知：隨同位素示蹤劑用量增加，伽馬射線強(qiáng)度總體隨之增加，前期增速較快，當(dāng)同位素示蹤劑用量大于8.0 mL后，伽馬射線強(qiáng)度增速變緩，說明再增加同位素示蹤劑用量，并不能明顯增大伽馬射線強(qiáng)度；當(dāng)同位素示蹤劑用量大于8.0 mL后，伽馬射線計(jì)數(shù)率大于80 000 次/s，滿足現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試要求。綜合考慮成本原因，優(yōu)選同位素示蹤劑基礎(chǔ)用量為8.0 mL。同時(shí)，考慮到同位素示蹤劑在井筒中的損耗，參照常規(guī)注水井使用同位素示蹤劑的損耗經(jīng)驗(yàn)數(shù)據(jù)，優(yōu)化同位素示蹤劑的用量為：測(cè)量井段長(zhǎng)度小于100 m，同位素示蹤劑用量為8～10 mL；測(cè)量井段長(zhǎng)度為100～300 m，同位素示蹤劑用量為10.0～15.0 mL；測(cè)量井段長(zhǎng)度大于300 m，同位素示蹤劑用量為15.0～20.0 mL；對(duì)于注聚合物井，同位素示蹤劑用量一般選擇上述用量的高值。

1.3.2 聚凝劑用量?jī)?yōu)化

出于放射性安全考慮，利用現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)井進(jìn)行了聚凝劑用量?jī)?yōu)化試驗(yàn)。試驗(yàn)井次為264井次，其中，注入介質(zhì)為水的有196井次，注入介質(zhì)為聚合物的有68井次；用量為10.0 mL示蹤劑中分別加入0.5 mL和1.0 mL聚凝劑。統(tǒng)計(jì)伽馬射線峰底寬(曲線從本底值開始上升至回歸到本底值的時(shí)間，s)和峰尖寬(曲線保持在高峰值的時(shí)間，s)。不同注入流量下的峰底寬和峰尖寬示意圖見圖2。將不同注入量對(duì)應(yīng)的峰底寬和峰尖寬統(tǒng)計(jì)后繪制峰底寬和峰尖寬隨注入量變化曲線(圖3、4)。伽馬射線峰底寬和峰尖寬越小，同位素示蹤劑的指示精度越高，也說明聚凝劑對(duì)同位素示蹤劑的聚凝防彌散效果越好。

圖2 伽馬射線峰底寬和峰尖寬示意圖

圖3 注水井伽馬射線峰底寬和峰尖寬變化曲線

由圖3可知：對(duì)于注水井，聚凝劑用量由0.5 mL增至1.0 mL，峰底寬和峰尖寬都相應(yīng)變小，聚凝劑對(duì)同位素示蹤劑的聚凝防彌散效果越好，同位素示蹤劑的指示精度越高。伽馬儀對(duì)伽馬射線峰值的反應(yīng)時(shí)間一般為4～5 s，當(dāng)峰底寬和峰尖寬小于該值時(shí)，在伽馬曲線上就反映不出峰值的變化，因此，聚凝劑用量并不是越大越好。另外，隨注入量加大，峰底寬和峰尖寬隨之變小，當(dāng)流量較大時(shí)，加入少量聚凝劑甚至不加聚凝劑也可以達(dá)到指示精度要求，但受油層發(fā)育狀況和現(xiàn)場(chǎng)操作條件所限，油層的吸水量是有上限的。綜上所述，對(duì)于較低日注水量的井，合理的聚凝劑用量為1.0 mL。對(duì)于注聚合物井(圖4)也有同樣的分析結(jié)果。

圖4 注聚合物井伽馬射線峰底寬和峰尖寬變化曲線

2 同位素示蹤劑井口釋放裝置

多層管柱配注井采用不同直徑的管柱和封隔器將井下空間分隔成互不連通的空間，為實(shí)現(xiàn)不同井段的同位素示蹤劑測(cè)試，研制了同位素示蹤劑井口釋放裝置。

2.1 結(jié)構(gòu)與原理

同位素示蹤劑井口釋放裝置主要由注入短節(jié)、加注短節(jié)、高壓軟管等組成(圖5)。

圖5 同位素示蹤劑井口釋放裝置結(jié)構(gòu)示意圖

同位素示蹤劑井口釋放裝置的注入短節(jié)和加注短節(jié)的兩端設(shè)計(jì)有Φ73.0 mm TBG型螺紋，可與通用型250采油樹井口閥門連接。注入短節(jié)與多層配注管柱中的高壓注水管線連接，其上設(shè)計(jì)有壓力表接口，可通過壓力表觀察管線壓力。加注短節(jié)與多層配注管柱中的低壓注水管線連接，其主體上設(shè)計(jì)有同位素示蹤劑緩存腔和加注口，同位素示蹤劑通過加注口加注到緩存腔內(nèi)，然后用絲堵密封加注口。高壓軟管連通注入短節(jié)和同位素加注短節(jié)，采用軟管連接方式可滿足現(xiàn)場(chǎng)不同角度和長(zhǎng)度的連接需求。利用注水壓差將同位素示蹤劑釋放到注入對(duì)應(yīng)測(cè)試油層。

主要技術(shù)參數(shù)：最大外徑為73.0 mm，最小內(nèi)通徑為60.0 mm，耐壓為35 MPa，耐溫為150 ℃。

2.2 工藝流程

以3層配注井為例說明工藝流程(圖6，圖中紅色箭頭指示注水流動(dòng)方向)。多層管柱配注井的最內(nèi)層為油管配注通道，測(cè)井儀器串可以在該管柱內(nèi)正常起下。利用測(cè)井電纜將測(cè)井儀器與常規(guī)同位素示蹤劑釋放器組成的井下工具串下放至最下部油層對(duì)應(yīng)深度處，同位素示蹤劑釋放器釋放同位素示蹤劑，測(cè)井儀器完成該注水層段資料錄取作業(yè)(圖6a)。

測(cè)試中部油層時(shí)，即對(duì)油管環(huán)空進(jìn)行測(cè)試時(shí)，將同位素示蹤劑井口釋放裝置的注入短節(jié)與采油樹內(nèi)層注入管線的四通閥門連接，同位素加注短節(jié)與油管環(huán)空注入管線的四通閥門連接；將同位素示蹤劑從加注口注入到同位素加注短節(jié)緩存腔內(nèi)，用絲堵將加注口密封；緩慢開啟注入短節(jié)連接的采油樹四通閥門，觀察壓力表壓力平衡后，完全開啟閥門；緩慢開啟與同位素加注短節(jié)連接的采油樹閥門，直至完全打開，等待5～10 min，關(guān)閉閥門，利用注水壓力差完成油管環(huán)空同位素示蹤劑釋放(圖6b)。井下測(cè)井儀器串上提至中部油層對(duì)應(yīng)深度處，在最內(nèi)層油管配注通道內(nèi)監(jiān)測(cè)同位素示蹤劑的運(yùn)移情況，完成中部油層資料錄取。中部油層測(cè)試完成后，將同位素示蹤劑加注短節(jié)與套管環(huán)空注入管線四通閥門連接，進(jìn)行上部油層同位素示蹤劑釋放及資料錄取工作(圖6c)。

圖6 同位素示蹤劑釋放示意圖

3 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用

應(yīng)用同位素示蹤劑井口釋放裝置在井口釋放同位素示蹤劑，完成5口多層管柱配注井的測(cè)試，測(cè)試成功率為100%，錄全數(shù)據(jù)，達(dá)到地質(zhì)設(shè)計(jì)要求。

坨40-33井為牛心坨油田的一口注水井。牛心坨油田構(gòu)造上位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡北端牛心坨斷裂背斜構(gòu)造帶南部，開發(fā)層系為下第三系沙河街組四段，為裂縫-孔隙雙重介質(zhì)低孔低滲邊水稠油油藏。目前該油田采用井距為210 m的反九點(diǎn)井網(wǎng)面積注水開發(fā)方式。

坨40-33井組有6口井，為改善油層受效狀況，采用分層管柱配注技術(shù)注水開發(fā)，套管外徑為177.8 mm，生產(chǎn)油管外徑為114.3 mm和73.0 mm。全井段分為3級(jí)注水：一級(jí)(油套環(huán)空)注水井段為1 540.6～1 576.6 m，2個(gè)射孔層；二級(jí)(油管環(huán)空)注水井段為1 587.1～1 618.0 m，3個(gè)射孔層；三級(jí)(內(nèi)層油管)注水井段為1 627.3～1 661.0 m，8個(gè)射孔層。2019年前，實(shí)際日注水量為：一級(jí)和二級(jí)注水層段日注水量為20 m3/d，對(duì)應(yīng)注水壓力為23、19 MPa；三級(jí)注水層段注水壓力高，為19 MPa，注不進(jìn)，日注水量為0。井組日產(chǎn)液為45.7 t/d，日產(chǎn)油為8.7 t/d，綜合含水為81.0%。2019年年初，對(duì)該井組的油井進(jìn)行了補(bǔ)層射孔，合理調(diào)整開發(fā)層系，注水效果有所提升：一、二、三級(jí)注水層段日配注量均為20 m3/d，注水壓力分別為18、16、16 MPa；井組日產(chǎn)液為40.2 t/d，日產(chǎn)油為9.9 t/d，綜合含水為75.4%，日增產(chǎn)油為1.2 t/d，綜合含水下降5.6個(gè)百分點(diǎn)。

該井組缺少吸水剖面等監(jiān)測(cè)資料。為了解調(diào)整開發(fā)層系后的油層的實(shí)際吸水情況，2019年6月，采用同位素示蹤劑錄取吸水剖面，解釋結(jié)果見表1。由表1可知：一級(jí)注水層段中，6號(hào)層下部為主要吸水層段，5號(hào)層和6號(hào)層上部為次要吸水層段，5號(hào)層下部為弱吸水層段；二級(jí)注水層段中，10號(hào)層上部為主要吸水層段，10號(hào)層下部和11號(hào)層為次要吸水層段，12號(hào)層不吸水；三級(jí)注水層段中，21～23號(hào)層為主要吸水層段(由于儀器在此層段遇阻，無法細(xì)分)，18號(hào)層為次要吸水層段，16～20號(hào)層不吸水。吸水剖面解釋結(jié)果與油層孔滲數(shù)據(jù)以及生產(chǎn)動(dòng)態(tài)反映情況基本符合，為下步開發(fā)措施的調(diào)整提供了數(shù)據(jù)支持。

表1 坨40-33井吸水剖面解釋結(jié)果

4 結(jié) 論

(1) 研制了一套多層管柱配注井同位素示蹤劑井口釋放裝置，利用注水壓差即可在井口采油樹釋放同位素示蹤劑，操作簡(jiǎn)單，安全高效。

(2) 通過優(yōu)選同位素示蹤劑和防彌散劑，優(yōu)化注入?yún)?shù)，解決了同位素示蹤劑運(yùn)移過程的彌散難題，提升了測(cè)井資料解釋的精準(zhǔn)性。

(3) 針對(duì)注水壓差小等導(dǎo)致同位素示蹤劑井口釋放不成功的問題，下一步主要開展井口釋放工藝研究。