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【摘要】海外河油田属注水开发的稠油油田，共有注水井119 口，随着开发的不断深入，部分注水井因注水井段污染严重或储层物性差、胶结致密等原因存在着注不进或无法达到配注要求的问题，针对以上原因实施了多脉冲压裂综合解堵技术，通过实施有效解决了近井地带污染及堵塞，达到了注水井解堵增注的目的。
【关键词】海外河油田 注水井 多脉冲压裂 水井增注
海外河油田已进入开发后期，部分注水井受注入水质的影响，油层污染严重，同时部分水井还存在着油层物性差、胶结致密。这些井在目前的11.5～12.0MPa注水系统压力下，全井段或部分低渗层注不进或达不到地质配注要求。海外河油田119口注水井中有11口注不进或达不到配注要求，占水井总数的10%，直接影響了该区块的注水开发效果。为了解决以上问题，曾在一些井上配备了高压增注泵，但增注效果并不理想，如整体提高注水系统压力，费用较大。为此，提出了对部分注水井实施多脉冲压裂综合解堵技术，通过实施解除了近井地带的污染及堵塞，从而达到了注水井解堵增注的目的。
1 注水井油层损害因素分析
注水是开采油气藏的重要方式之一。在注水过程中，外来注入水不断地被注入到油气层中，随着注入量的逐渐增大，这些注入水又会随着油气的开采被采出。在这个动态过程中，注入水必然要与油气层的岩石和流体接触，并发生各种物理、化学变化，这些变化常导致渗透率恶化，即地层遭到损害。引起油层损害的原因有三个方面：A、地层岩石和流体本身特性具有潜在的损害因素；B、注入水质不合格，即注入水与岩石或流体不配伍或注入水不达标；C、不合理的工作制度，如注水强度过大、地面水质保证体系不完备等。结合注水井油层损害机理，分析海外河油田注水油层损害原因主要有如下几个方面：
（1）油层粘土矿物含量高、渗透率低，在外来流体的作用下发生膨胀与运移造成油层伤害；
（2）受注入水质和注水系统的影响，杂质及铁锈等机杂堵塞油层孔隙，造成油层伤害；
（3）油层残余油与注入水中表面活性剂作用产生的乳状液堵塞油层，造成油层伤害；
（4）措施残留杂质损害。
2 多脉冲压裂综合解堵工艺技术2.1 技术原理
多脉冲压裂综合解堵技术是在高能气体压裂基础上发展起来的一项新型实用技术，是利用火药或火箭推进剂燃烧产生的高温、高压气体压出多条径向裂缝以取得增产增注的目的。
2.2 作用机理2.2.1？机械作用
火药或推进剂燃烧产生的高压气体，在超过岩石的破裂压力的条件下，在井眼附近产生多条径向裂缝。同时，当压力超过一定
限度后，岩石会产生塑性变形，所以当压力
下降后仍会留有残余裂缝。
2.2.2？水力振荡作用
火药燃烧后产生的高温、高压气体会推动井中液柱向上运动，随着体积的增大，气体压力又会下降，从而引起液柱向下运动。这种压力波动是周期性的，有助于裂缝形成和清理地层堵塞。2.2.3？高温热作用
火药燃烧后在燃烧点附近井温可升高到500-700℃，开始下降很快，以后在几小时内变慢，足以熔化沉淀在油井附近的石蜡与沥青，同时降低原油粘度。
2.2.4？化学作用
火药燃烧后的产物主要是CO2，N2和部分HCL，这些气体在高压下都会溶于原油，从而起到降低原油粘度和表面张力的作用，达到增产效果。2.3 技术特点
（1）对地层无伤害，有利于储层保护。
（2）连续多脉冲的作用，延长了对地层的压裂作用时间，使地层产生多条不受地层主应力约束的
多条裂缝，并能形成较长的裂缝体系，有效提高地层的渗透导流能力。
（3）较强的热化学作用，提高了改造地层的效果。
2.4 主要技术参数
（1）耐温：120℃；
（2）解堵半径：4～12m；（3）适用井深：小于3500m
（4）适应井径：Ф1 2 7 m m，
Ф139.7mm，Ф177.8mm。2.5 选井条件
（1）适应岩性：石灰岩、白云岩和泥质含量较低（小于10%）的砂岩；
（2）套管及固井质量良好；
（3）近井地带污染、堵塞严重井；（4）注不进或达不到配注要求的注水井；（5）处理层与水层间的间隔大于5m以上。
3 现场应用及效果分析
首先在海外河油田一口注水井上进行了试验，取得非常理想的解堵增注效果，进而扩大了试验规模，共试验 11口井，累计增注水量 30310 m3。通过实施达到了解堵增注的目的，有效地改善了注水效果，提高了水驱动用程度。
3.1 注水井解堵后注水压力下降，增注效果明显，达到了地质配注要求
部分水井在分注后，由于地层堵塞或油层非均质性差等原因，造成在目前注水压力下部分井段注不进或达不到地质配注要求，为此实施了多脉冲压裂综合解堵技术，措施后单井平均日注水量由25 m3上升至 36 m3，注不进层段注水压力由11.7 MPa下降至6.5 MPa，阶段累计增加注水30310 m3。
海10-35井，该井于2011年12月油井转注，转注后注水困难，注水压力与干压持平，日注水只有4-6 m3。通过对该井分析并实施多脉冲压裂施工，措施后日注水量由4 m3提高至41 m3，注水压力由11.8 MPa下降至1.1MPa，解堵井段吸水良好。9月份转地面三管分注进行分注，配注50 m3，分注后注水压力1.1MPa，经现场观察各层段均达到地质配注要求。同时海10-35井对应的三口生产井日产油由措施前的7.7吨上升至8.8吨，日产液保持不变，含水下降了0.9个百分点，前后动液面保持稳定。
3.2 实施选层解堵，解决了大井段、高泥质含量井的增注问题
针对解堵井段长、层间差异大等情况，在与地质结合的前提下，充分分析对应油井关系，有针对性地选择油层厚度大、渗透率高、泥质含量低、注采对应关系好的层段进行解堵，取得了较好的解堵增注效果。实施的11口井中有4口井有效地控制了起爆点，解堵后增注效果明显。
海2031井是一口三管分注井，空心杆注不进，待解堵井段1689-1746m，井段长57m，通过分析该井的33#、34#两个厚、高渗层主要对应油井20132井的28#、29#、31#层，在设计与现场实施时，将起爆位置定在33#层位置，使主力解堵井段处于最佳解堵效果区，7月13日解堵后采用三管进行分注，初始注水压力由解堵前的11.5 MPa降至7.0MPa，日注水10m3，目前注水压力7.5MPa，日注水量11m3，完全达到地质配注要求。分注井H2031对应井组累计增油126吨。
4 结论
（1）解决了部分注水井的注水难题，提高了注水井的注水效率。
（2）通过应用综合解堵措施，优化管柱配置，提高了技术的适应性。
（3）该技术在油井上应用，可解除近井地带的污染，恢复油井产能。
参考文献
[1] 万仁溥，罗英俊.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，1998
[2] 王春鹏. 第一届全国特种油气藏技术研讨会文集[M].北京：石油工业出版社，2004.9
【关键词】海外河油田 注水井 多脉冲压裂 水井增注
海外河油田已进入开发后期，部分注水井受注入水质的影响，油层污染严重，同时部分水井还存在着油层物性差、胶结致密。这些井在目前的11.5～12.0MPa注水系统压力下，全井段或部分低渗层注不进或达不到地质配注要求。海外河油田119口注水井中有11口注不进或达不到配注要求，占水井总数的10%，直接影響了该区块的注水开发效果。为了解决以上问题，曾在一些井上配备了高压增注泵，但增注效果并不理想，如整体提高注水系统压力，费用较大。为此，提出了对部分注水井实施多脉冲压裂综合解堵技术，通过实施解除了近井地带的污染及堵塞，从而达到了注水井解堵增注的目的。
1 注水井油层损害因素分析
注水是开采油气藏的重要方式之一。在注水过程中，外来注入水不断地被注入到油气层中，随着注入量的逐渐增大，这些注入水又会随着油气的开采被采出。在这个动态过程中，注入水必然要与油气层的岩石和流体接触，并发生各种物理、化学变化，这些变化常导致渗透率恶化，即地层遭到损害。引起油层损害的原因有三个方面：A、地层岩石和流体本身特性具有潜在的损害因素；B、注入水质不合格，即注入水与岩石或流体不配伍或注入水不达标；C、不合理的工作制度，如注水强度过大、地面水质保证体系不完备等。结合注水井油层损害机理，分析海外河油田注水油层损害原因主要有如下几个方面：
（1）油层粘土矿物含量高、渗透率低，在外来流体的作用下发生膨胀与运移造成油层伤害；
（2）受注入水质和注水系统的影响，杂质及铁锈等机杂堵塞油层孔隙，造成油层伤害；
（3）油层残余油与注入水中表面活性剂作用产生的乳状液堵塞油层，造成油层伤害；
（4）措施残留杂质损害。
2 多脉冲压裂综合解堵工艺技术2.1 技术原理
多脉冲压裂综合解堵技术是在高能气体压裂基础上发展起来的一项新型实用技术，是利用火药或火箭推进剂燃烧产生的高温、高压气体压出多条径向裂缝以取得增产增注的目的。
2.2 作用机理2.2.1？机械作用
火药或推进剂燃烧产生的高压气体，在超过岩石的破裂压力的条件下，在井眼附近产生多条径向裂缝。同时，当压力超过一定
限度后，岩石会产生塑性变形，所以当压力
下降后仍会留有残余裂缝。
2.2.2？水力振荡作用
火药燃烧后产生的高温、高压气体会推动井中液柱向上运动，随着体积的增大，气体压力又会下降，从而引起液柱向下运动。这种压力波动是周期性的，有助于裂缝形成和清理地层堵塞。2.2.3？高温热作用
火药燃烧后在燃烧点附近井温可升高到500-700℃，开始下降很快，以后在几小时内变慢，足以熔化沉淀在油井附近的石蜡与沥青，同时降低原油粘度。
2.2.4？化学作用
火药燃烧后的产物主要是CO2，N2和部分HCL，这些气体在高压下都会溶于原油，从而起到降低原油粘度和表面张力的作用，达到增产效果。2.3 技术特点
（1）对地层无伤害，有利于储层保护。
（2）连续多脉冲的作用，延长了对地层的压裂作用时间，使地层产生多条不受地层主应力约束的
多条裂缝，并能形成较长的裂缝体系，有效提高地层的渗透导流能力。
（3）较强的热化学作用，提高了改造地层的效果。
2.4 主要技术参数
（1）耐温：120℃；
（2）解堵半径：4～12m；（3）适用井深：小于3500m
（4）适应井径：Ф1 2 7 m m，
Ф139.7mm，Ф177.8mm。2.5 选井条件
（1）适应岩性：石灰岩、白云岩和泥质含量较低（小于10%）的砂岩；
（2）套管及固井质量良好；
（3）近井地带污染、堵塞严重井；（4）注不进或达不到配注要求的注水井；（5）处理层与水层间的间隔大于5m以上。
3 现场应用及效果分析
首先在海外河油田一口注水井上进行了试验，取得非常理想的解堵增注效果，进而扩大了试验规模，共试验 11口井，累计增注水量 30310 m3。通过实施达到了解堵增注的目的，有效地改善了注水效果，提高了水驱动用程度。
3.1 注水井解堵后注水压力下降，增注效果明显，达到了地质配注要求
部分水井在分注后，由于地层堵塞或油层非均质性差等原因，造成在目前注水压力下部分井段注不进或达不到地质配注要求，为此实施了多脉冲压裂综合解堵技术，措施后单井平均日注水量由25 m3上升至 36 m3，注不进层段注水压力由11.7 MPa下降至6.5 MPa，阶段累计增加注水30310 m3。
海10-35井，该井于2011年12月油井转注，转注后注水困难，注水压力与干压持平，日注水只有4-6 m3。通过对该井分析并实施多脉冲压裂施工，措施后日注水量由4 m3提高至41 m3，注水压力由11.8 MPa下降至1.1MPa，解堵井段吸水良好。9月份转地面三管分注进行分注，配注50 m3，分注后注水压力1.1MPa，经现场观察各层段均达到地质配注要求。同时海10-35井对应的三口生产井日产油由措施前的7.7吨上升至8.8吨，日产液保持不变，含水下降了0.9个百分点，前后动液面保持稳定。
3.2 实施选层解堵，解决了大井段、高泥质含量井的增注问题
针对解堵井段长、层间差异大等情况，在与地质结合的前提下，充分分析对应油井关系，有针对性地选择油层厚度大、渗透率高、泥质含量低、注采对应关系好的层段进行解堵，取得了较好的解堵增注效果。实施的11口井中有4口井有效地控制了起爆点，解堵后增注效果明显。
海2031井是一口三管分注井，空心杆注不进，待解堵井段1689-1746m，井段长57m，通过分析该井的33#、34#两个厚、高渗层主要对应油井20132井的28#、29#、31#层，在设计与现场实施时，将起爆位置定在33#层位置，使主力解堵井段处于最佳解堵效果区，7月13日解堵后采用三管进行分注，初始注水压力由解堵前的11.5 MPa降至7.0MPa，日注水10m3，目前注水压力7.5MPa，日注水量11m3，完全达到地质配注要求。分注井H2031对应井组累计增油126吨。
4 结论
（1）解决了部分注水井的注水难题，提高了注水井的注水效率。
（2）通过应用综合解堵措施，优化管柱配置，提高了技术的适应性。
（3）该技术在油井上应用，可解除近井地带的污染，恢复油井产能。
参考文献
[1] 万仁溥，罗英俊.采油技术手册[M].北京：石油工业出版社，1998
[2] 王春鹏. 第一届全国特种油气藏技术研讨会文集[M].北京：石油工业出版社，2004.9