渤海油田聚驱受效井液气交注复合深部解堵工艺

高尚 张璐 刘义刚 刘长龙 孟祥海 邹剑

中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院采油工艺研究所

渤海油田聚驱受效井液气交注复合深部解堵工艺

高尚 张璐 刘义刚 刘长龙 孟祥海 邹剑

中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院采油工艺研究所

渤海油田注聚受效井堵塞物复杂，常规解堵工艺效果差。堵塞物组分分析表明，堵塞物以有机、无机及聚合物相互包覆的复杂形式存在，为此提出先采用有机溶剂清洗有机质，再对含聚胶团堵塞物进行分散，采用逐级剥离逐级解除的解堵思路。从溶解有机物、胶团降解及氧化破胶等3方面开展不同类型解堵液溶解效果对比实验，结合堵塞机理优选解堵液体系为8%～10%甲酸+4%～6%有机溶剂解堵剂D+1%强氧化剂。渤海油田注聚受效井堵塞半径可达3 m以上，为提高解堵效果及扩大解堵半径，通过对比分析堵塞物多轮次溶解效果，配套形成了多轮次处理及液气交替注入或伴注的解堵工艺。新工艺现场试验单井日增油达60 m3/d，应用效果显著，为解决聚驱受效井产能释放难题提供了新的思路，具有较好的现场推广价值。

聚合物驱；受效井；堵塞机理；深部解堵；解堵液体系；多轮次注入；液气交替注入

Key words: polymer flooding; response well; blocking mechanism; in-depth blockage removing; blockage remover system; polycyclic injection; liquid alternating gas injection

渤海油田从2003年单井注聚试验发展至今，已形成了3大注聚油田，44口注聚井，179口受效井的规模。随着聚驱开发的稳步实施，不仅注聚井出现堵塞严重、注聚困难的问题，聚驱受效井的堵塞问题也逐步显现，表现出明显的产液下降及动液面降低，严重影响了油田的正常生产，有效解除储层伤害恢复油井产量是迫切需要解决的生产难题［1-3］。

目前注聚井及其受效油井产生的储层堵塞伤害是国内外关注的重点，注聚提高油田采收率的同时产生的堵塞问题在各大油田也逐渐暴露出来。受聚合物影响，聚驱产生的堵塞物形式往往较常规水驱更为复杂，储层颗粒、原油组分、聚合物等相互作用相互缠绕，形成复杂且稳定的堵塞体系，且堵塞范围也逐渐加大，已经超出了常规酸化的解堵范围，同时由于储层非均质性及受注聚的影响，层间、层内矛盾突出，产液严重不均。目前复杂聚合物的解除已经成为研究的重点及难点，国内外主要形成了物理法、化学法、物理-化学法及生物法等4类方法，但现场应用最为广泛及有效的仍然为化学解堵。化学解堵方法是利用强氧化剂打破聚合物分子结构、氧化破胶解除堵塞伤害，目前主要形成了二氧化氯、过氧化合物、过硫化合物等氧化剂及其衍生化合物［4-6］。尽管各类氧化剂与酸液协同作用解除聚合物及无机堵塞物，已经成为目前各油田解除聚合物堵塞的主流方向，但依然存在以下问题：解堵液接触面积有限、溶解堵塞物不充分，只能作用于堵塞物表面不能深入稳定结构中，导致解堵有效期短效果差；目前大部分研究并未结合实际储层条件，设计常规储层解堵半径在2 m范围内，即使考虑提高解堵范围往往选用加大注入液体规模的方法，大大增加了作业成本，如何根据储层条件合理优化解堵半径并降低成本仍然是注聚受效井解堵的难点。

笔者结合渤海油田聚驱产出端堵塞物成分分析结果，提出逐级剥离逐级解除堵塞物的处理思路，并为提高解堵效果及解堵半径提出并实施了多轮次注入和液气交替注入的处理工艺。

1 聚驱受效井堵塞物分析

Analysis on the blockage in polymer flooding response well

注聚作业后，部分聚驱受效井产出端见聚严重，产液量大幅度降低，修井作业时发现，部分井泵吸入口或筛管附近存在大量堵塞物，现场观察堵塞物黏稠，呈胶状。采用X衍射、红外光谱等设备对垢样样品进行分析，堵塞物中各种物质的含量见表1，红外光谱测试结果显示，聚合物中含有饱和聚烃类和一些具有极性基团取代的聚烃类以及聚酰胺类［3］。

表1 堵塞物组分组成Table 1 Compositions of blockage

观察堵塞物外部形态，形成的堵塞物流动性差，具有黏弹性，容易堵塞在近井地带，因此必须开展针对性的解堵工艺。堵塞物分析结果显示，堵塞物中既含有无机垢、储层矿物，也含有有机垢及聚合物，其中聚合物含量最高，各种物质之间相互包裹、携带、渗透，形成了相互包覆的复合胶团形式，且结构稳定不易破坏，因此酸化解堵难度大，对解堵液体系及工艺均提出了较大的挑战。

2 复合深部酸化解堵工艺

In-depth combined acidizing blockage removing technology

2.1 研究思路

Research idea

堵塞物成分复杂，选用单一有机溶剂、氧化剂或酸液体系难以达到有效解堵的目的，因此提出逐级剥离分散逐级解除的解堵思路，针对有机垢选用有机溶剂溶解，对堵塞物中的大量聚合物胶团采用强氧化破胶的方式，而储层矿物组分及无机垢选用酸液体系，按照该思路开展了解堵液体系优选评价。

2.1.1 有机溶剂优选 为后续解堵液能够与胶团堵塞物充分接触反应，首先需要溶解堵塞物表面包覆的原油及重质组分。选用卤代醇与醇的环化反应合成的醚类杂环有机化合物为主体成分的有机溶剂解堵剂D与目前常用5种有机溶剂（对二甲苯、环己酮、甲醇、环己烷、石油醚）进行有机质溶解实验。取相同比例的溶剂与堵塞物进行有机质溶解实验效果评价，实验温度60 ℃，实验时间4 h，实验现象见图1，左图为反应前，右图为反应4 h后。

图1 有机溶剂优选实验Fig.1 Experiment on organic solvent optimization

由图1可以看出，对二甲苯、解堵剂D对胶团中的原油溶解效果好，而堵塞物在环己酮、甲醇、环己烷、石油醚等4种溶剂中基本没有变化，但考虑到对二甲苯挥发性较强，且存在毒性，具有一定的安全隐患，选择解堵剂D作为有机质溶解主剂。有机溶剂对有机垢的溶解主要依靠相似相溶原理，但有机溶剂种类不同，含有的基团不同，极性不同，也会影响对聚合物的溶解性能，另外溶解效果与聚合物自身性质也密切相关，部分有机溶剂溶解不了聚合物反而会使聚合物固化析出。实验结果表明，环己烷与石油醚对现场含聚油泥基本无效果，甚至可能导致含聚油泥的固化更难以溶解。6种溶剂中对二甲苯及解堵剂D的极性最强，对含聚油泥的溶解最好，而石油醚是极性最弱的有机溶剂，溶解效果最差。

不同质量分数解堵剂D的溶解实验现象表明（如图2），4%解堵剂D即能有效溶解胶团堵塞物中的原油重质组分，质量分数达到6%时，溶解最为彻底，因此推荐解堵剂D的加量为4%～6%。

图2 不同质量分数解堵剂D对胶团溶解实验Fig.2 Experiment on micelle dissolution effect of blockage remover D with different mass fractions

2.1.2 胶团分散实验 在有效溶解胶团堵塞物中原油及重质组分后，为进一步扩大后续处理药剂与堵塞物的接触面积，确保药剂性能充分发挥，还需要考虑如何将胶团堵塞物进行充分分散。选用多种酸液进行聚合物胶团的分解实验，结果见图3，左图为反应前，右图为反应4 h后。

由图3可以看出，甲酸对胶团的分散效果最好，在不加入其他溶剂的条件下能使聚合物胶团变软，分散大部分胶团物质，使得聚合物胶团较为均匀地溶解于溶液中。盐酸、土酸及多氢酸均使胶团发生了微降解，盐酸处理后的剩余胶团发生了钙化，土酸、多氢酸处理后的胶团变软。盐酸、土酸属于无机酸，多氢酸属于螯合酸，而甲酸属于有机酸，甲酸能够和大多数的极性有机溶剂混溶。堵塞物经有机溶剂处理后其表面的有机溶剂薄膜起到了一定的隔离作用，使部分酸液难以发挥作用分散胶团，而甲酸能够与吸附在堵塞物表面的有机溶剂互溶降低表面作用，两者相互作用协同增效，有利于甲酸侵入堵塞物中发挥高效分散性。

单一甲酸与解堵剂D均无法实现对堵塞物的高效分解分散，为评价酸液与有机溶剂的综合分散溶解效果，开展了10%甲酸+4%解堵剂D对胶团分解实验，实验结果见图4。

由图4可以看出，甲酸+解堵剂D的分散溶解效果较好，原油与胶团完全分散，原油附着在烧杯壁，分散溶解后溶液具有一定黏度。为实现高效溶解作用，根据优选的4%解堵剂D，优选甲酸浓度，测定不同浓度液体的吸光度，结果见图5，可以看出，当甲酸浓度在8%～10%时，甲酸+解堵剂D的溶解分散效果较完全，因此推荐甲酸浓度为8%～10%。

图3 酸液对胶团的降解效果Fig.3 Micelle degradation effect of acidizing fluid

图4 10%甲酸+4%解堵剂D对胶团的分散溶解实验Fig.4 Experiment on micelle dispersion and dissolution effect of 10% methanoic acid + 4% blockage remover D

图5 不同浓度甲酸+解堵剂D胶团分散实验Fig.5 Experiment on micelle dispersion effect of methanoic acid+ blockage remover D of different concentrations

2.1.3 强氧化剂优选 聚驱受效井复杂堵塞物中最重要的特征在于存在聚合物伤害，前期研究甲酸+解堵剂D充分分散含聚堵塞物胶团，使得后期强氧化剂能够更大面积解除堵塞聚合物，实现对堵塞物中聚合物充分降解，选用过硫化物为主剂的强氧化剂与ClO2进行对比实验，结果见图6，左图为反应前，右图为反应4 h后。可以看出，强氧化剂与ClO2对堵塞物的溶解效果都很好，但考虑ClO2在油井的应用具有一定安全风险，属于易燃易爆产品且产生含毒性物质，为此选择过硫化物作为主剂。现场所用疏水缔合聚合物在降解后的主要产物为聚丙烯酰胺、丙烯酰胺单体及其他小分子化合物。胶团降解后通过在不同时段采用紫外分光光度法测定溶液中聚丙烯酰胺与丙烯酰胺的浓度，即得到胶团的降解速率及氧化破胶降解情况。随着强氧化剂含量的增大，溶液的吸光度增大（如图7所示），处理后溶液黏度接近清水黏度，推荐强氧化剂浓度1%。

单一氧化剂（ClO2或强氧化剂）被包覆在含聚堵塞物表面的油污隔离无法充分接触聚合物而发挥氧化破胶作用，而通过优选的甲酸+解堵剂D相互作用能够有效将聚合物分散，加大接触面积，提高胶团降解效果，同时ClO2与强氧化剂均具有强氧化性，能够高效解除被分散的聚合物伤害，但考虑到安全因素，现场作业过程中选择强氧化剂+甲酸+解堵剂D的组合方式。

研究过程中同时根据储层实际情况选择后期现场试验中所用的处理液，配套的主体酸液配方为10%HCl+3%～5%土酸+4%多氢酸，土酸为缓速氟硼酸，能有效溶解储层矿物，具有良好的缓速、缓蚀及抑制二次沉淀能力。

图6 强氧化剂对胶团的降解效果Fig.6 Micelle degradation effect of stronger oxidizer

图7 不同浓度强氧化剂与甲酸+解堵剂D胶团分散降解实验Fig.7 Experiment on micelle dispersion effect of stronger oxidizer of different concentrations and methanoic acid +blockage remover D

2.2 解堵工艺

Blockage removing technology

基于聚驱受效井堵塞类型、堵塞机理及单一解堵剂、复合解堵剂解堵能力评价结果，以提高解堵效果、扩大解堵半径和延长有效期为目标，同时确保解堵工艺安全有效实施，对解堵工艺进行优化。

2.2.1 多轮次处理 聚合物通过注聚井注入，经过在储层高温高压条件下长距离运移并随储层流体在受效井产出，产出端堵塞物经过较长时间作用而形成，部分堵塞物呈交联老化形态［13］，堵塞形式更为复杂，更不易溶解。因此选用现场取出垢样进行分析，溶解液体为优选的解堵体系，分别对垢样进行分散剂浸泡、氧化剂降解，实验温度为65℃。使用蒸馏水配制优选的10%甲酸+1%强氧化剂+4%解堵剂D溶液对现场垢样浸泡不同时间，同时考虑进行多轮次处理，结果见图8。

图8 现场垢样经优选体系降解后照片Fig.8 Picture of on-site scale samples after being degraded by the selected system

由图8可以看出，在65 ℃水浴条件下，应用优选的解堵液体系浸泡堵塞物不同时间，用量为1 g垢样对应50 mL的溶液，经过第1轮次作用后如图8（b）所示，分散剂能有效将原始垢样延展，分散后垢样体积明显增大，分散后体积最大增加10倍以上，且处理时间越长效果越好。对分散后的垢样过滤，使用优选的溶液再次在65 ℃条件下溶蚀处理，作业时间与第1轮次一致，结果如图8（c）所示，第2次分散溶解后垢样体积明显变小，降解后残液澄清，黏度与自来水接近，其中反应24 h的样品降解最彻底。综合实验评价结果，单一轮次的分散破胶无法有效溶解老化交联垢样，往往只处于初期溶胀阶段，多轮次的处理溶解得更彻底，工艺作业中考虑采用多轮次处理，提高溶解效果。

2.2.2 气液交替注入 常规酸化解堵半径一般在1.6 m之内，而产出液见聚井堵塞范围深，采用常规酸化模式根本无法有效解除相对远井端的堵塞物伤害［7-8］。以A井为例，根据试井测试结果及指数公式计算，其堵塞半径达到3.8 m，因此必须寻求深部有效解堵新工艺。

要达到3 m以上的解堵半径，需要大量解堵液体系，解堵作业成本大幅度增加，且海上狭小的作业空间无法摆放大量液体。针对扩大解堵半径的难题，经过调研表明酸化解堵过程中注入气体不仅能提高解堵效果，同时能有效扩大波及范围。气体具有良好压缩性及膨胀性，以氮气为例，地面标准条件下1 m3液氮在12 MPa、60℃条件下体积大约6.5 m3，气体膨胀将有效扩大酸液波及半径。同时注入的气体能够优先占据高渗孔道，使其内压增高起到暂堵作用，尤其对处理酸液采用气体大排量伴注的注入方式，可引导后续处理液转向流向最需处理的污染带和低渗带，达到自动调整剖面，均匀解堵的目的［9-12］。因此，解堵过程中注入气体的工艺由于气体膨胀性、流变性、分散性等特征将大大提高酸液的波及范围，且能有效改善产液剖面。在现场作业过程中一般可采用气液交替注入或气液伴注的注入模式，在前期注入过程中主要为深部推进，选用了气液交注的注入方式，解堵液注入后注入气体段塞深部推进扩大作用距离，在前期解堵液清理形成注入通道后，处理液注入时考虑到现场作业压力以及能够达到更高的分流效果，选择气液伴注的注入方式。现场作业选用液氮，其注入储层中体积扩大将近6.5倍，因此可根据注入液氮量及注入液体量，应用体积公式计算可得到解堵半径，对A井注入215 m3液体，液氮10 m3，完全可达到3.8 m的解堵半径。

3 现场试验

Field test

某油田A井为一口生产井，受注聚影响严重，产出液见聚浓度在200 mg/L左右，酸化前日产液量78 m3/d，日产油30 m3/d，含水61.5%，压力恢复测试结果显示伤害表皮因数为12.9，模拟计算结果显示伤害半径在3.8 m左右，堵塞严重且伤害范围深，采用常规酸化无法有效解堵。2016年5月，采用液气交替注入复合深部解堵新工艺对该井进行解堵作业，设计时考虑多轮次处理并引入液氮段塞，施工程序见表2。

表2 复合深部解堵施工程序Table 2 Operation procedure of in-depth combined blockage removing

该井措施后日产液187 m3/d，日产油90 m3/d，含水51.8%，日产液、日产油量均有大幅度提高，流压提高6 MPa，采液一段时间后含水率进一步降低至38%，有效期已达到一年且目前持续有效，累计增油量接近10 000 m3。措施前后生产情况对比表明，新工艺能够有效解除产出液见聚井复合堵塞物，扩大了酸液解堵半径同时，有效调整产液剖面，启动中低渗层，降低含水率，措施效果显著，有效期长。

4 结论

Conclusions

（1）产出液见聚井堵塞物复杂且堵塞范围大，无机垢、储层微粒、原油组分及聚合物相互缠绕、包裹形成了复杂堵塞物体系，产出液见聚后由于堵塞严重使得油井产量大幅度降低，常规酸化解堵作业无法有效解除伤害。

（2）甲酸+解堵剂D能有效溶解分散复杂堵塞物体系，实现逐级剥离逐级解除，自制强氧化剂对含聚堵塞物具有良好的降解作用。

（3）单一轮次的分散破胶无法有效溶解交联老化的含聚堵塞物，多轮次的处理溶解更彻底，能有效提高解堵效果。

（4）针对产出液见聚井堵塞范围深的问题，选用气液交替注入或气液伴注方式注液，可大幅度提高酸液的波及范围，解堵半径可达到3～4 m，且能有效改善产液剖面。

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（修改稿收到日期 2017-03-27）

〔编辑 朱 伟〕

In-depth combined blockage removing technology with liquid alternating gas injection for polymer flooding response wells in Bohai Oilfield

GAO Shang,ZHANG Lu,LIU Yigang,LIU Changlong,MENG Xianghai,ZOU Jian
Oil Production Technology Research Institute of Tianjin Bohai Oilfield Institute,CNOOC China Limited,Tianjin300452,China

The blockage in polymer flooding response wells in Bohai Oilfield is complicated,so the conventional blockage removing technologies don’t work well.In this paper,the compositions of blockage were analyzed.It is shown that the blockage is existed in the complex form with organic matters,inorganic matters and polymer coating with each other.Therefore,it was proposed to adopt the concept of blockage stripping and removing step by step,i.e.,cleaning the organic matters using organic solvent firstly and then dispersing the micelle bearing blockage.Contrast experiments were carried out on the blockage removing results of various blockage removers from three aspects,i.e.,organic matter dissolution,micelle degradation and gel oxidizing and breaking.The blockage remover system selected according to the blockage removing mechanism is composed of 8%-10% methanoic acid + 4%-6% organic blockage remover D+1% strong oxidizer.The block radius of polymer flooding response wells in Bohai Oilfield is over 3 m.To improve the blockage removing effects and expand blockage removing radius,polycyclic blockage dissolution effects were compared and analyzed.And consequently,the blockage removing technology of polycyclic treatment and liquid alternating gas injection or accompanied injection was developed.This new technology was tested on site,and its application effect is remarkable with single-well daily oil increment of 60 m3/d.It provides the new idea for solving the productivity difficulty of polymer flooding response well.And it is worth popularizing in field.

高尚，张璐，刘义刚，刘长龙，孟祥海，邹剑.渤海油田聚驱受效井液气交注复合深部解堵工艺［J］.石油钻采工艺，2017，39（3）：375-381.

TE358.5

：B

1000–7393（2017 ）03–0375–07DOI:10.13639/j.odpt.2017.03.022

: GAO Shang,ZHANG Lu,LIU Yigang,LIU Changlong,MENG Xianghai,ZOU Jian.In-depth combined blockage removing technology with liquid alternating gas injection for polymer flooding response wells in Bohai Oilfield［J］.Oil Drilling &Production Technology,2017,39(3): 375-381.

“十三五”国家科技重大专项“渤海油田高效开发示范工程”（编号：2016ZX05058）。

高尚（1983-），2010年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业，获硕士学位，现从事油田增产措施相关研究工作，工程师。通讯地址：（300452）天津市滨海新区海川路2121号渤海石油大厦B座。电话：022-66501172。E-mail： gaoshang@cnooc.com.cn