聚驱/调驱井解堵增注技术研究与应用

蔡莹莹，陈小凯，曾双红，杨连行，谷雨

（1.塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆库尔勒841000；2.辽河油田分公司钻采工艺研究院，辽宁盘锦124010；3.华北油田分公司第一采油厂，河北任丘062550）

生产与技术改造

聚驱/调驱井解堵增注技术研究与应用

蔡莹莹1，陈小凯2，曾双红2，杨连行2，谷雨3

（1.塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆库尔勒841000；2.辽河油田分公司钻采工艺研究院，辽宁盘锦124010；3.华北油田分公司第一采油厂，河北任丘062550）

针对LN油田深部调驱技术应用过程中聚合物堵塞导致的水井注入压力上升过快，欠注等现象，筛选出强氧化剂二氧化氯，将酸化和氧化原理结合形成复合解堵增注技术。通过室内实验，复合解堵剂不仅能解除无机物堵塞，而且能有效解除聚合物、聚合物凝胶、细菌和FeSO4等的有机物堵塞，有效解决地层堵塞造成的注入压力上升过快，配注不达标，间歇注入等问题，为LN油田高效开发和产量的持续稳定提供技术支持。

聚合物驱；化学驱；解堵；增注；二氧化氯

聚合物类驱油技术作为一项发展前景良好的新型采油技术,在提高采收率方面发挥了巨大的作用，现已应用于国内各大油田，取得了良好的经济和社会效益。但同时也带来了新问题,注聚、调驱或调剖井注入压力上升较快,难以完成配注,甚至停注,严重影响聚合物驱的经济效益。随着聚合物驱、化学驱或深部调驱注入剂量的增加，造成地层堵塞，导致水井注入压力上升过快，已接近甚至超过系统压力，欠注等现象日益突出，严重影响了该区块的开采效果。

针对该问题，以往采取了酸化、化学解堵等增注措施，虽取得了一定的效果，但没有从根本上解决有效期短的问题，且这些解堵技术主要针对近井地带的污染堵塞，对于地层深部聚合物堵塞目前仍无有效措施。针对这类问题，近年来开展了LN油田注聚/调驱井解堵增注技术研究工作，降低注聚/调驱井的注入压力，同时延长措施的有效期，以保证注聚工作的顺利实施，并取得了理想的解堵增注效果。

1 注聚/调驱井堵塞原因分析

注聚井堵塞类型主要有两种，纯粹聚合物堵塞和聚合物复合堵塞。

纯粹聚合物堵塞一方面是由于聚合物浓度过大或聚合物分子量过大，聚合物溶液成胶后，在孔喉半径较小的孔隙介质中滞留堆积，导致油流通道堵塞；另一方面是聚合物颗粒粒径与地层孔喉半径匹配性差，导致聚合物颗粒在井筒或近井地带沉积，造成物理堵塞。

聚合物复合堵塞，指由于聚合物长链分子上的官能团与地层的次生矿物颗粒、泥质胶结物、注入的机械杂质、沉淀物发生吸附、包裹、缠绕等作用，形成团状或絮状物，从而堵塞孔喉。

2 复合解堵剂解堵机理研究

注聚/调驱技术所使用的聚合物通常为相对分子量大的有机物，根据其堵塞原因分析，解除聚合物堵塞的最好方法一是利用氧化剂的氧化作用，使其降解为小分子，甚至变成气态分子，从而降低其粘度，随产出液排出。二是利用表面活性剂具有改善渗流通道岩石表面润湿性的作用，使地层孔道润湿性有利于有机聚合物的流动。因此，解堵液配方主要采用强氧化剂和表面活性剂。

聚合物氧化降解存在的主要问题：①聚合物抗氧化能力强，难降解；②氧化降解产生的不溶于水的副产物，有可能在地层重新聚焦并堵塞地层；③氧化降解反应产生的热量，造成聚合物发生变性、交联、萎缩和硬化，导致聚合物更不易被降解；④强氧化剂的使用会带来火灾、爆炸、腐蚀和毒性等安全隐患，不利于现场应用。因此，筛选合适的强氧化剂是注聚/调驱井解堵技术的难点。

由于要求配制的解堵药剂为液体形式，因此选择的药剂必须具有水溶性。能溶于水的强氧化剂有HNO3、KMnO4、ClO2等。由于聚合物抗氧化能力很强，选择的氧化剂必须具有强氧化性能。根据氧化剂的活泼性、氧化性和现场可行性，优选过氧化氯（也称二氧化氯即ClO2）作为氧化剂。

好的氧化剂不仅要满足满足现场施工，最重要的是防止氧化还原反应造成火灾、爆炸、腐蚀和毒性等安全隐患。因此现场应选用不直接利用氧化剂ClO2施工，而是在地层生成ClO2，实现解堵的目的。

优先出的复合解堵剂就是由多种化学组分组成，注入井下后激活生成强氧化剂ClO2，和无机酸形成复合解堵体系。其中的ClO2能有效解除聚合物、细菌和FeSO4等的堵塞，之后使酸液能充分溶蚀裸露出来的无机盐类矿物，扩大孔隙喉道空间，有效地解除碳酸盐、硅酸盐类矿物的堵塞。解堵过程中，二者即有针对性，同时产生协同作用，达到综合性解堵效果，从而实现增产增注的目的。

聚合物复合解堵技术就是将酸化和氧化作用有机结合在一起，形成新的解堵体系。这种体系具有浓度可调，解堵半径大，对管柱腐蚀性低，安全性高的特点，可应用于压裂后处理、注聚井解堵、堵水调剖后解堵以及常规油水井解堵。

3 复合解堵剂配方筛选

3.1 降解水解聚丙烯酰胺试验

3.1.1 不同复合解堵剂浓度下HPAM降解试验在10mL 0.2%HPAM溶液中加入10mL不同浓度的复合解堵剂水溶液，并混合均匀，用乌氏粘度计分别测定其30℃水浴中的HPAM粘度随时间的变化状况。

图1不同浓度下HPAM降解试验曲线Fig.1HPAM degradation test under different concentration

从图1可知，在相同时间和HPAM浓度不变情况下，随着复合解堵剂浓度的不断增加，HPAM的粘度不断变小；反应时间在0.5h基本达到其降解的最低临界粘度；复合解堵剂对降解HPAM有一个最佳浓度，也就是说HPAM浓度与复合解堵剂浓度在一个范围内效果最佳。

3.1.2 不同温度条件下的降解试验为了研究温度对ClO2降解聚合物的影响，测定1000×10-6复合解堵剂＋0.2%HPAM在6h内分别在30、45、60、90℃时的粘度随时间的变化情况。

图2不同温度下HPAM降解实验Fig.2Degradation test under different temperatures

由图2可知，降解试验的临界时间在0.5h内，随着时间的推移粘度变化较小；温度是影响降解速度和降解率的关键因素,温度越高，聚合物越容易被降解，效果越好。

3.2 复合解堵剂对堵水调剖凝胶降解实验的影响

酚醛交联凝胶是油田常用的堵水调剖剂，试验用复合解堵剂测试其降解率。

3.2.1 不同浓度下凝胶降解试验在恒定30℃条件下，测定不同质量浓度的复合解堵剂对凝胶降解率，见图3。

图3不同浓度下凝胶的降解率Fig.3Degradation rate of gel under different concentration

从图3可以看出，复合解堵剂对凝胶的降解效果随浓度增加而增加，4000×10-6的复合解堵剂对凝胶具有很好的降解效果，平均凝胶降解率可达到97.7%。

3.2.2 不同温度下凝胶降解试验改变温度，测定不同质量浓度的复合解堵剂水溶液对凝胶的降解效果。

图4不同温度下凝胶的降解率Fig.4Degradation rate of gel under different temperatures

由图4可以看出，温度越高，复合解堵剂对凝胶的降解效果越好，凝胶降解率越高。

3.3 腐蚀实验

按照SY/T5450-1996测定方法测试的不同温度下腐蚀速度见下表1。

表1 不同温度下复合解堵剂的腐蚀速率Tab.1Corrosion rate of compound plugging removing agent under different temperatures

由表1可见，实验结果均低于我国部颁标准小于15 g·（m2·h）-1的要求，随着温度升高，腐蚀速率增加，腐蚀速率符合酸化解堵的要求。

3.4 杀菌实验研究

针对油田注水、污水处理中常见的硫酸盐还原菌（简称SRB）及腐生菌（简称TGB），采用绝迹稀释法测定复合解堵剂对这两种菌的杀菌效果。

试验1：取污水站的污水样，现场水温50℃，测定复合解堵剂对SRB的杀菌效果，试验结果见表2。

表2 复合解堵剂对SRB的杀菌效果Tab.2Sterilizing effect of plugging removing agent on SRB

从表2可以看出，30×10-6的复合解堵剂在10min内对SRB杀菌率达90%。可见，复合解堵剂对SRB的杀菌作用非常好。

试验2：从实验室内长时间停用的自来水管取水样，培养TGB，培养温度37℃。测定HRS对TGB的杀菌效果。所得数据见表3。

表3 复合解堵剂对TGB的杀菌效果Tab.3Sterilizing effect of plugging removing agent on TGB

由表3可以看出，TGB较SRB更易被杀死，10×10-6的复合解堵剂在10min内即可将TGB全部杀死。

3.5 室内解堵模拟试验

试验方法：选用不同粒径的石英砂，制成岩心。岩心长L＝29.5cm，直径D＝2.634cm，称得填砂岩心质量m1，饱和0.5%NaCl溶液后，称得质量m2。测得0.5%NaCl的密度d，计算该岩心的孔隙体积：

用2000×10-6复合解堵剂溶液进行解堵实验，各阶段的注入压力随时间的变化情况见图5。

图5解堵实验各阶段的注入压力随时间的变化Fig.5Injection pressure changes with time

由图5可知，饱和0.5%NaCl溶液时，注入压力上升至0.1MPa；当向岩心注入0.05%HPAM时，由于聚合物粘度大，容易在岩心孔隙中滞留，流动阻力增大，因而注入压力很快增大到0.4MPa；当聚合物与岩心接触24h后，再用0.5%NaCl溶液驱替时，开始注入压力仍然很高，经过10min后降至0.2MPa，此时有一部分聚合物被驱出，但仍有一部分聚合物残留在岩心孔隙中造成堵塞，岩心渗透率仍然很低；然后向岩心注入2000×10-6复合解堵剂水溶液，注入压力逐渐降低，在1h内降至0.1MPa,可见复合解堵剂在注入过程中将孔隙中残留的聚合物逐渐降解，而使注入阻力不断下降；当复合解堵剂与岩心接解24h后，再用0.5%NaCl溶液驱替，注入压力继续降低，在0.5h内降至0.05Pa。这是因为复合解堵剂不仅能够清除聚合物堵塞，还因为其溶液呈酸性，可与岩心中的碳酸盐等物质发生反应，使岩心的孔隙体积增大，从而提高了岩心的渗透率。

通过4组实验对比，测定出复合解堵剂不同浓度对解堵效果的影响，见表4。

表4 不同浓度的复合解堵剂的解堵效果Tab.4Plugging removal effect of different concentration compound plugging removing agent

由表4可以看出，复合解堵剂确实具有很强的解堵能力，对于渗透率较高的地层，500×10-6的复合解堵剂溶液的解堵率可达88.5%。对于渗透率较低的地层，可以通过提高复合解堵剂的浓度而达到满意的解堵效果。当复合解堵剂的浓度较高时，解堵率甚至可以大于100%，即复合解堵剂不仅能清除聚合物堵塞，还能提高地层的渗透率。

4 施工工艺优化研究

复合解堵剂解堵施工工艺和常规酸化解堵工艺基本相同，且不需再增加施工设备。

施工时，复合解堵剂用量根据油层厚度、油层孔隙度和解堵半径来确定。典型的泵注程序如下：

前置液（活性水）→复合解堵剂→顶替液（活性水）。

复合解堵液注入结束后关井6h以上。

5 现场应用

聚合物复合解堵技术2016年在LN油田进行了2口井的现场试验，井号为：LNA井、LNB井，累计注入复合解堵剂63m3。其中LNA井注水压力从措施前12MPa降至9MPa，由日欠注30m3转变为完成日配注量50m3。LNB井措施前注水压力12.5MPa，措施后注水压力3MPa，后改注聚合物（日注84m3），压力由3 MPa逐渐上升并稳定到12MPa，均见到了明显的效果。

表5 解堵增注效果统计表Tab.5Plugging removal and injection increasing effects

6 结论

（1）采用ClO2强氧化剂，能够有效解除聚合物、聚合物凝胶堵塞。

（2）复合解堵体系将酸化、氧化原理结合在一起，体系产生的ClO2浓度可控，质量稳定，解堵半径大，解堵效果好、应用范围广。

（3）通过室内实验，该复合解堵剂不仅能解除无机物堵塞，而且能有效解除聚合物、聚合物凝胶、细菌和硫化亚铁等的有机物堵塞。

（4）现场试验表明，能够有效解决由于地层堵塞造成注入压力上升较快，出现达不到配注，间歇注入等欠注问题，为LN油田稠油的高效开发和产量的持续稳定提供技术支持，该技术具有广阔的应用前景。

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Research and application of polymer broken down and water injectivity technology

CAI Ying-ying1,CHEN Xiao-kai2,ZENG Shuang-hong2,YANG Lian-xing2,GU Yu3
（1.Oil and Gas Engineering Research Institute of Tarim Oilfield Company,Korla 841000，China;2.Drilling and Production Process Research Institute of Liaohe Oilfield Company,Panjin 124010，China;3.First Oil Production Plant of Huabei Oilfield Company, Renqiu 062550，China）

Aiming at the problem of rapid increase of water injection pressure and short shots because of polymer blockages in the process of chemical flooding in LN oil field,the authors select strong oxidant of chlorine dioxide,combine the principle of acidification and oxidation to form compound plugging and injection technology. Through indoor experiments,the composite plugging agent cann't only remove inorganic plugging,and can effectively remove organic polymer,polymer gel,bacteria and ferrous sulfide,effectively solve rapid increase of water injection pressure,short shots and intermittent injection because of polymer blockages,and provide technical support for the continued stability of LN Oilfield efficient development and production.

polymer flooding;chemical flooding;broken down；water injectivity；chlorine dioxide

O616

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170560

2017-03-07

蔡莹莹（1991.7-），女，助理工程师，本科，现从事石油钻井工程等科研工作。