放射性同位素測井技術在多層管柱配注井中的應用

劉鎮江，汪小軍

(中國石油測井有限公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

放射性同位素測井技術(簡稱同位素測井技術，下同)采用放射性同位素作為示蹤劑，測井作業時將示蹤劑在生產管柱內釋放后，示蹤劑隨注入介質流向目的井段，通過測量同一井段注入示蹤劑前后伽馬射線的強度，或追蹤示蹤劑運移軌跡及距離，可研究和觀察油水井技術狀況和吸水剖面的動態變化[1-5]。滿足同位素測井的前提是釋放示蹤劑的生產管柱應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，利用封隔器將射孔油層分為不同井段進行精準配注，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]。對于多層管柱配注井，測井儀器只能從內層油管下入，放射性同位素示蹤劑(簡稱同位素示蹤劑，下同)在井內釋放后無法運移至其他射孔層位。為了滿足多層管柱配注井對同位素測井技術的需求，開展了同位素示蹤劑井口釋放裝置的研制，并進行了同位素示蹤劑優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井技術。

1 同位素示蹤劑防彌散研究

同位素測井技術要求示蹤劑應始終處于聚集狀態，測井儀器采集的伽馬射線強度曲線才有明顯的峰值，峰值越明顯，示蹤劑注入強度、運移速度和距離的計算相應更準確。因此，需對同位素示蹤劑進行防彌散研究。同位素示蹤劑彌散的影響因素主要有2個方面：一是同位素示蹤劑性能不穩定，與井內的物質發生反應融合，使其彌散分布于注入介質中；二是生產管柱的接箍以及管柱中的結垢和凝結的原油等，使注水通道通徑變小，導致流速變化，沖散液態同位素示蹤劑，使其彌散分布于注入介質中。對應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，并優化同位素示蹤劑注入參數。

1.1 同位素示蹤劑優選

在井口采油樹釋放同位素示蹤劑，同位素示蹤劑運移至目的井段距離長，運移過程中要求同位素示蹤劑性能穩定，具有較強的表面活性，不易和井內的物質發生反應融合。同時，管壁上可能存在油污和結垢，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，易出現沉淀；三是對于受長期注水影響存在大孔道的油層，示蹤劑易隨注入介質進入油層深部，不會凝聚于射孔孔眼處，測量的伽馬射線強度較弱，計算結果誤差較大[17]。液態同位素示蹤劑131Ba性質不穩定，易和井下的物質反應融合，防彌散性較差。而液態同位素131I物性偏酸性基質，性能穩定，具有較強的表面活性，不易和井下物質發生反應融合，也不易被油污等沾污。因此，優選液態同位素131I作為多層管柱配注井的同位素示蹤劑。

1.2 防彌散劑優選

防止液態同位素示蹤劑彌散，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，可適當增大液態同位素示蹤劑的黏度，使其在井下處于聚凝狀態，可防止同位素示蹤劑擴散，降低其分子活性，降低同位素示蹤劑與井下物質的反應融合，從而防彌散。通過實驗篩選，優選聚丙烯酰胺作為聚凝劑。聚丙烯酰胺為大分子鏈結構，分子間易形成纏繞結構，將其與同位素示蹤劑按一定比例配制，可達到增稠、聚凝的作用，能夠有效束縛液態同位素示蹤劑。二是使用可溶性膠質。要求其在室溫時處于果凍狀，可凝結液態同位素示蹤劑，隨注入介質進入井下一定深度后，井下溫度升高，可溶性膠質溶解，從而減少同位素示蹤劑在長距離運移過程中彌散損失。通過實驗篩選，優選使用食用明膠，其性能特點滿足上述使用要求，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 注入參數優化

1.3.1 同位素示蹤劑用量優化

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周期內伽馬射線強度能滿足測井需求，在2個半衰期后，利用伽馬測試儀測試了伽馬射線強度隨同位素示蹤劑用量的變化曲線(圖1，伽馬測試儀測試的為伽馬射線計數率，可反映伽馬射線強度)。

圖1 同位素示蹤劑伽馬射線計數率變化曲線

由圖1可知：隨同位素示蹤劑用量增加，伽馬射線強度總體隨之增加，前期增速較快，當同位素示蹤劑用量大于8.0 mL后，伽馬射線強度增速變緩，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度；當同位素示蹤劑用量大于8.0 mL后，伽馬射線計數率大于80 000 次/s，滿足現場測試要求。綜合考慮成本原因，優選同位素示蹤劑基礎用量為8.0 mL。同時，考慮到同位素示蹤劑在井筒中的損耗，參照常規注水井使用同位素示蹤劑的損耗經驗數據，優化同位素示蹤劑的用量為：測量井段長度小于100 m，同位素示蹤劑用量為8～10 mL；測量井段長度為100～300 m，同位素示蹤劑用量為10.0～15.0 mL；測量井段長度大于300 m，同位素示蹤劑用量為15.0～20.0 mL；對于注聚合物井，同位素示蹤劑用量一般選擇上述用量的高值。

1.3.2 聚凝劑用量優化

出于放射性安全考慮，利用現場生產井進行了聚凝劑用量優化試驗。試驗井次為264井次，其中，注入介質為水的有196井次，注入介質為聚合物的有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。統計伽馬射線峰底寬(曲線從本底值開始上升至回歸到本底值的時間，s)和峰尖寬(曲線保持在高峰值的時間，s)。不同注入流量下的峰底寬和峰尖寬示意圖見圖2。將不同注入量對應的峰底寬和峰尖寬統計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變小，聚凝劑對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。伽馬儀對伽馬射線峰值的反應時間一般為4～5 s，當峰底寬和峰尖寬小于該值時，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，當流量較大時，加入少量聚凝劑甚至不加聚凝劑也可以達到指示精度要求，但受油層發育狀況和現場操作條件所限，油層的吸水量是有上限的。綜上所述，對于較低日注水量的井，合理的聚凝劑用量為1.0 mL。對于注聚合物井(圖4)也有同樣的分析結果。

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，為實現不同井段的同位素示蹤劑測試，研制了同位素示蹤劑井口釋放裝置。

2.1 結構與原理

同位素示蹤劑井口釋放裝置主要由注入短節、加注短節、高壓軟管等組成(圖5)。

圖5 同位素示蹤劑井口釋放裝置結構示意圖

同位素示蹤劑井口釋放裝置的注入短節和加注短節的兩端設計有Φ73.0 mm TBG型螺紋，可與通用型250采油樹井口閥門連接。注入短節與多層配注管柱中的高壓注水管線連接，其上設計有壓力表接口，可通過壓力表觀察管線壓力。加注短節與多層配注管柱中的低壓注水管線連接，其主體上設計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，然后用絲堵密封加注口。高壓軟管連通注入短節和同位素加注短節，采用軟管連接方式可滿足現場不同角度和長度的連接需求。利用注水壓差將同位素示蹤劑釋放到注入對應測試油層。

主要技術參數：最大外徑為73.0 mm，最小內通徑為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方向)。多層管柱配注井的最內層為油管配注通道，測井儀器串可以在該管柱內正常起下。利用測井電纜將測井儀器與常規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應深度處，同位素示蹤劑釋放器釋放同位素示蹤劑，測井儀器完成該注水層段資料錄取作業(圖6a)。

測試中部油層時，即對油管環空進行測試時，將同位素示蹤劑井口釋放裝置的注入短節與采油樹內層注入管線的四通閥門連接，同位素加注短節與油管環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緩存腔內，用絲堵將加注口密封；緩慢開啟注入短節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連接的采油樹閥門，直至完全打開，等待5～10 min，關閉閥門，利用注水壓力差完成油管環空同位素示蹤劑釋放(圖6b)。井下測井儀器串上提至中部油層對應深度處，在最內層油管配注通道內監測同位素示蹤劑的運移情況，完成中部油層資料錄取。中部油層測試完成后，將同位素示蹤劑加注短節與套管環空注入管線四通閥門連接，進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 現場實際應用

應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試，測試成功率為100%，錄全數據，達到地質設計要求。

坨40-33井為牛心坨油田的一口注水井。牛心坨油田構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造帶南部，開發層系為下第三系沙河街組四段，為裂縫-孔隙雙重介質低孔低滲邊水稠油油藏。目前該油田采用井距為210 m的反九點井網面積注水開發方式。

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注水開發，套管外徑為177.8 mm，生產油管外徑為114.3 mm和73.0 mm。全井段分為3級注水：一級(油套環空)注水井段為1 540.6～1 576.6 m，2個射孔層；二級(油管環空)注水井段為1 587.1～1 618.0 m，3個射孔層；三級(內層油管)注水井段為1 627.3～1 661.0 m，8個射孔層。2019年前，實際日注水量為：一級和二級注水層段日注水量為20 m3/d，對應注水壓力為23、19 MPa；三級注水層段注水壓力高，為19 MPa，注不進，日注水量為0。井組日產液為45.7 t/d，日產油為8.7 t/d，綜合含水為81.0%。2019年年初，對該井組的油井進行了補層射孔，合理調整開發層系，注水效果有所提升：一、二、三級注水層段日配注量均為20 m3/d，注水壓力分別為18、16、16 MPa；井組日產液為40.2 t/d，日產油為9.9 t/d，綜合含水為75.4%，日增產油為1.2 t/d，綜合含水下降5.6個百分點。

該井組缺少吸水剖面等監測資料。為了解調整開發層系后的油層的實際吸水情況，2019年6月，采用同位素示蹤劑錄取吸水剖面，解釋結果見表1。由表1可知：一級注水層段中，6號層下部為主要吸水層段，5號層和6號層上部為次要吸水層段，5號層下部為弱吸水層段；二級注水層段中，10號層上部為主要吸水層段，10號層下部和11號層為次要吸水層段，12號層不吸水；三級注水層段中，21～23號層為主要吸水層段(由于儀器在此層段遇阻，無法細分)，18號層為次要吸水層段，16～20號層不吸水。吸水剖面解釋結果與油層孔滲數據以及生產動態反映情況基本符合，為下步開發措施的調整提供了數據支持。

表1 坨40-33井吸水剖面解釋結果

4 結 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，操作簡單，安全高效。

(2) 通過優選同位素示蹤劑和防彌散劑，優化注入參數，解決了同位素示蹤劑運移過程的彌散難題，提升了測井資料解釋的精準性。

(3) 針對注水壓差小等導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。