放射性同位素测井技术在多层管柱配注井中的应用

刘镇江，汪小军

(中国石油测井有限公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

放射性同位素测井技术(简称同位素测井技术，下同)采用放射性同位素作为示踪剂，测井作业时将示踪剂在生产管柱内释放后，示踪剂随注入介质流向目的井段，通过测量同一井段注入示踪剂前后伽马射线的强度，或追踪示踪剂运移轨迹及距离，可研究和观察油水井技术状况和吸水剖面的动态变化[1-5]。满足同位素测井的前提是释放示踪剂的生产管柱应与所有的射孔层位保持有效连通。多层管柱配注工艺采用套管+大直径油管+小直径油管的注入管柱系统，利用封隔器将射孔油层分为不同井段进行精准配注，不同直径的管柱和封隔器将井下空间分隔成了互不连通的空间[6-12]。对于多层管柱配注井，测井仪器只能从内层油管下入，放射性同位素示踪剂(简称同位素示踪剂，下同)在井内释放后无法运移至其他射孔层位。为了满足多层管柱配注井对同位素测井技术的需求，开展了同位素示踪剂井口释放装置的研制，并进行了同位素示踪剂优选和防弥散方法研究，形成了多层管柱配注井同位素示踪剂测井技术。

1 同位素示踪剂防弥散研究

同位素测井技术要求示踪剂应始终处于聚集状态，测井仪器采集的伽马射线强度曲线才有明显的峰值，峰值越明显，示踪剂注入强度、运移速度和距离的计算相应更准确。因此，需对同位素示踪剂进行防弥散研究。同位素示踪剂弥散的影响因素主要有2个方面：一是同位素示踪剂性能不稳定，与井内的物质发生反应融合，使其弥散分布于注入介质中；二是生产管柱的接箍以及管柱中的结垢和凝结的原油等，使注水通道通径变小，导致流速变化，冲散液态同位素示踪剂，使其弥散分布于注入介质中。对应的防弥散方法主要是选择合适的同位素示踪剂和防弥散剂，并优化同位素示踪剂注入参数。

1.1 同位素示踪剂优选

在井口采油树释放同位素示踪剂，同位素示踪剂运移至目的井段距离长，运移过程中要求同位素示踪剂性能稳定，具有较强的表面活性，不易和井内的物质发生反应融合。同时，管壁上可能存在油污和结垢，要求同位素示踪剂受油污沾污的影响小[13-16]。

目前使用的放射性同位素示踪剂主要有固体颗粒式和液态式2种。固体颗粒式同位素示踪剂131Ba存在以下问题：一是易被沾污，用量较大；二是受井下流体流速影响，易出现沉淀；三是对于受长期注水影响存在大孔道的油层，示踪剂易随注入介质进入油层深部，不会凝聚于射孔孔眼处，测量的伽马射线强度较弱，计算结果误差较大[17]。液态同位素示踪剂131Ba性质不稳定，易和井下的物质反应融合，防弥散性较差。而液态同位素131I物性偏酸性基质，性能稳定，具有较强的表面活性，不易和井下物质发生反应融合，也不易被油污等沾污。因此，优选液态同位素131I作为多层管柱配注井的同位素示踪剂。

1.2 防弥散剂优选

防止液态同位素示踪剂弥散，一般综合使用2种方法：一是使用聚凝剂。聚凝剂和同位素示踪剂混合配置后，可适当增大液态同位素示踪剂的黏度，使其在井下处于聚凝状态，可防止同位素示踪剂扩散，降低其分子活性，降低同位素示踪剂与井下物质的反应融合，从而防弥散。通过实验筛选，优选聚丙烯酰胺作为聚凝剂。聚丙烯酰胺为大分子链结构，分子间易形成缠绕结构，将其与同位素示踪剂按一定比例配制，可达到增稠、聚凝的作用，能够有效束缚液态同位素示踪剂。二是使用可溶性胶质。要求其在室温时处于果冻状，可凝结液态同位素示踪剂，随注入介质进入井下一定深度后，井下温度升高，可溶性胶质溶解，从而减少同位素示踪剂在长距离运移过程中弥散损失。通过实验筛选，优选使用食用明胶，其性能特点满足上述使用要求，一般用量为10.0 mL同位素示踪剂中添加食用明胶5.0 mL。

1.3 注入参数优化

1.3.1 同位素示踪剂用量优化

选用的同位素131I放射性活度为3.7×107Bq/mL，其半衰期为8.02 d，为保证在一定的作业周期内伽马射线强度能满足测井需求，在2个半衰期后，利用伽马测试仪测试了伽马射线强度随同位素示踪剂用量的变化曲线(图1，伽马测试仪测试的为伽马射线计数率，可反映伽马射线强度)。

图1 同位素示踪剂伽马射线计数率变化曲线

由图1可知：随同位素示踪剂用量增加，伽马射线强度总体随之增加，前期增速较快，当同位素示踪剂用量大于8.0 mL后，伽马射线强度增速变缓，说明再增加同位素示踪剂用量，并不能明显增大伽马射线强度；当同位素示踪剂用量大于8.0 mL后，伽马射线计数率大于80 000 次/s，满足现场测试要求。综合考虑成本原因，优选同位素示踪剂基础用量为8.0 mL。同时，考虑到同位素示踪剂在井筒中的损耗，参照常规注水井使用同位素示踪剂的损耗经验数据，优化同位素示踪剂的用量为：测量井段长度小于100 m，同位素示踪剂用量为8～10 mL；测量井段长度为100～300 m，同位素示踪剂用量为10.0～15.0 mL；测量井段长度大于300 m，同位素示踪剂用量为15.0～20.0 mL；对于注聚合物井，同位素示踪剂用量一般选择上述用量的高值。

1.3.2 聚凝剂用量优化

出于放射性安全考虑，利用现场生产井进行了聚凝剂用量优化试验。试验井次为264井次，其中，注入介质为水的有196井次，注入介质为聚合物的有68井次；用量为10.0 mL示踪剂中分别加入0.5 mL和1.0 mL聚凝剂。统计伽马射线峰底宽(曲线从本底值开始上升至回归到本底值的时间，s)和峰尖宽(曲线保持在高峰值的时间，s)。不同注入流量下的峰底宽和峰尖宽示意图见图2。将不同注入量对应的峰底宽和峰尖宽统计后绘制峰底宽和峰尖宽随注入量变化曲线(图3、4)。伽马射线峰底宽和峰尖宽越小，同位素示踪剂的指示精度越高，也说明聚凝剂对同位素示踪剂的聚凝防弥散效果越好。

图2 伽马射线峰底宽和峰尖宽示意图

图3 注水井伽马射线峰底宽和峰尖宽变化曲线

由图3可知：对于注水井，聚凝剂用量由0.5 mL增至1.0 mL，峰底宽和峰尖宽都相应变小，聚凝剂对同位素示踪剂的聚凝防弥散效果越好，同位素示踪剂的指示精度越高。伽马仪对伽马射线峰值的反应时间一般为4～5 s，当峰底宽和峰尖宽小于该值时，在伽马曲线上就反映不出峰值的变化，因此，聚凝剂用量并不是越大越好。另外，随注入量加大，峰底宽和峰尖宽随之变小，当流量较大时，加入少量聚凝剂甚至不加聚凝剂也可以达到指示精度要求，但受油层发育状况和现场操作条件所限，油层的吸水量是有上限的。综上所述，对于较低日注水量的井，合理的聚凝剂用量为1.0 mL。对于注聚合物井(图4)也有同样的分析结果。

图4 注聚合物井伽马射线峰底宽和峰尖宽变化曲线

2 同位素示踪剂井口释放装置

多层管柱配注井采用不同直径的管柱和封隔器将井下空间分隔成互不连通的空间，为实现不同井段的同位素示踪剂测试，研制了同位素示踪剂井口释放装置。

2.1 结构与原理

同位素示踪剂井口释放装置主要由注入短节、加注短节、高压软管等组成(图5)。

图5 同位素示踪剂井口释放装置结构示意图

同位素示踪剂井口释放装置的注入短节和加注短节的两端设计有Φ73.0 mm TBG型螺纹，可与通用型250采油树井口阀门连接。注入短节与多层配注管柱中的高压注水管线连接，其上设计有压力表接口，可通过压力表观察管线压力。加注短节与多层配注管柱中的低压注水管线连接，其主体上设计有同位素示踪剂缓存腔和加注口，同位素示踪剂通过加注口加注到缓存腔内，然后用丝堵密封加注口。高压软管连通注入短节和同位素加注短节，采用软管连接方式可满足现场不同角度和长度的连接需求。利用注水压差将同位素示踪剂释放到注入对应测试油层。

主要技术参数：最大外径为73.0 mm，最小内通径为60.0 mm，耐压为35 MPa，耐温为150 ℃。

2.2 工艺流程

以3层配注井为例说明工艺流程(图6，图中红色箭头指示注水流动方向)。多层管柱配注井的最内层为油管配注通道，测井仪器串可以在该管柱内正常起下。利用测井电缆将测井仪器与常规同位素示踪剂释放器组成的井下工具串下放至最下部油层对应深度处，同位素示踪剂释放器释放同位素示踪剂，测井仪器完成该注水层段资料录取作业(图6a)。

测试中部油层时，即对油管环空进行测试时，将同位素示踪剂井口释放装置的注入短节与采油树内层注入管线的四通阀门连接，同位素加注短节与油管环空注入管线的四通阀门连接；将同位素示踪剂从加注口注入到同位素加注短节缓存腔内，用丝堵将加注口密封；缓慢开启注入短节连接的采油树四通阀门，观察压力表压力平衡后，完全开启阀门；缓慢开启与同位素加注短节连接的采油树阀门，直至完全打开，等待5～10 min，关闭阀门，利用注水压力差完成油管环空同位素示踪剂释放(图6b)。井下测井仪器串上提至中部油层对应深度处，在最内层油管配注通道内监测同位素示踪剂的运移情况，完成中部油层资料录取。中部油层测试完成后，将同位素示踪剂加注短节与套管环空注入管线四通阀门连接，进行上部油层同位素示踪剂释放及资料录取工作(图6c)。

图6 同位素示踪剂释放示意图

3 现场实际应用

应用同位素示踪剂井口释放装置在井口释放同位素示踪剂，完成5口多层管柱配注井的测试，测试成功率为100%，录全数据，达到地质设计要求。

坨40-33井为牛心坨油田的一口注水井。牛心坨油田构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡北端牛心坨断裂背斜构造带南部，开发层系为下第三系沙河街组四段，为裂缝-孔隙双重介质低孔低渗边水稠油油藏。目前该油田采用井距为210 m的反九点井网面积注水开发方式。

坨40-33井组有6口井，为改善油层受效状况，采用分层管柱配注技术注水开发，套管外径为177.8 mm，生产油管外径为114.3 mm和73.0 mm。全井段分为3级注水：一级(油套环空)注水井段为1 540.6～1 576.6 m，2个射孔层；二级(油管环空)注水井段为1 587.1～1 618.0 m，3个射孔层；三级(内层油管)注水井段为1 627.3～1 661.0 m，8个射孔层。2019年前，实际日注水量为：一级和二级注水层段日注水量为20 m3/d，对应注水压力为23、19 MPa；三级注水层段注水压力高，为19 MPa，注不进，日注水量为0。井组日产液为45.7 t/d，日产油为8.7 t/d，综合含水为81.0%。2019年年初，对该井组的油井进行了补层射孔，合理调整开发层系，注水效果有所提升：一、二、三级注水层段日配注量均为20 m3/d，注水压力分别为18、16、16 MPa；井组日产液为40.2 t/d，日产油为9.9 t/d，综合含水为75.4%，日增产油为1.2 t/d，综合含水下降5.6个百分点。

该井组缺少吸水剖面等监测资料。为了解调整开发层系后的油层的实际吸水情况，2019年6月，采用同位素示踪剂录取吸水剖面，解释结果见表1。由表1可知：一级注水层段中，6号层下部为主要吸水层段，5号层和6号层上部为次要吸水层段，5号层下部为弱吸水层段；二级注水层段中，10号层上部为主要吸水层段，10号层下部和11号层为次要吸水层段，12号层不吸水；三级注水层段中，21～23号层为主要吸水层段(由于仪器在此层段遇阻，无法细分)，18号层为次要吸水层段，16～20号层不吸水。吸水剖面解释结果与油层孔渗数据以及生产动态反映情况基本符合，为下步开发措施的调整提供了数据支持。

表1 坨40-33井吸水剖面解释结果

4 结 论

(1) 研制了一套多层管柱配注井同位素示踪剂井口释放装置，利用注水压差即可在井口采油树释放同位素示踪剂，操作简单，安全高效。

(2) 通过优选同位素示踪剂和防弥散剂，优化注入参数，解决了同位素示踪剂运移过程的弥散难题，提升了测井资料解释的精准性。

(3) 针对注水压差小等导致同位素示踪剂井口释放不成功的问题，下一步主要开展井口释放工艺研究。