注聚井解堵剂注入顺序及排量优化研究

费雪娇

(大庆油田有限责任公司 第五采油厂，黑龙江 大庆163513)

注聚井解堵剂注入顺序及排量优化研究

费雪娇

(大庆油田有限责任公司 第五采油厂，黑龙江 大庆163513)

为评价解堵剂施工参数对解堵效果的影响，以解堵率为评价指标，开展了注聚井解堵剂注入顺序及排量优化研究。通过对注入解堵剂的排量和三种主要药剂注入顺序开展岩心实验，获得最佳的施工参数(包括最佳排量和注入顺序)，提高解堵效果。结果表明，改变药剂注入顺序，注聚井解堵剂均高于70%；采用有机垢溶蚀剂-聚合物降解剂-固形堵塞物溶蚀剂依次注入顺序时，解堵率最高，解堵效果明显优于其他注入组合。对于渗透率300 mD岩心，当注入解堵剂排量大于0.1 mL/min后，排量对解堵效果影响不大，解堵率均达到90%以上，效果良好，为了加快现场施工进度，缩短周期，宜选用大排量注入；当岩心渗透率为100 mD，各排量下的解堵率均低于90%，随排量增大，解堵率递减，此时，为了实现好的解堵效果，选择较低的注入排量为宜。渗透率越高，优化排量下最终获得的解堵效果越好。通过优化解堵剂注入顺序及排量可以进一步改善聚驱解堵效果，为提高解堵质量提供依据。

解堵剂； 渗透率； 排量； 优化

聚合物在溶液中一般呈现舒展状态，是一种有高黏性的长链高分子化合物。由于聚合物的高分子及高黏性，在注聚后容易导致地层堵塞，影响油田生产[1-2]。聚合物降解剂可通过自由基反应裂解聚合物分子，使聚合物分子水化，降低聚合物的黏度[3-5]，最终实现注聚地层解堵的目的。

多年来，诸多学者对聚合物堵塞机理进行了研究，其中卢祥国等[6]对大庆油田北二区聚驱井堵塞原因进行了阐述，统计实施化学解堵的37口井中，只有21口井达到了预期指标，地层堵塞问题突出。注入聚合物相对分子质量高，与流体配伍性差，微凝胶作用及细菌作用导致了地层的堵塞。周万富等[7]对大庆油田萨北区块注聚井天然岩心进行了室内驱替研究，认为相同聚合物注入体积条件下，岩心渗透率越低，聚合物吸附对岩心的伤害程度越严重。张浩等[8]从聚合物滞留伤害岩心出发，研究了聚合物对特高、高、中渗层的堵塞情况，实验中聚合物对特高渗透层岩心堵塞率为30%～40%，对高渗透岩心的堵塞率为40%～60%，对中渗透率岩心的堵塞率大于60%，渗透率越高，相同注入体积条件下的伤害程度越低。另外一些学者对解堵药剂及效果进行了研究，诸如：范振中等[9]分析了一种以H2O2为主要成分的JD-1解堵剂对岩心渗透率的影响，实验中4组岩心渗透率恢复率达85.7%～96.9%。谢朝阳等[10]应用一种由聚合物降解剂、复合酸及转向剂等多种成分组成的复合型化学解堵剂，4组实验岩心渗透率恢复率达118%～146%。闫勇[11]从分析大庆油田注聚井的堵塞原因入手，考察了多种类型解堵液的解堵效果，其中CZ-1解堵剂表现出了良好降黏解堵性能，3组实验岩心渗透率恢复率达92.8%～97.2%，现场应用10余井次，实现了降压增注。付美龙等[12]着重分析了一种配方为4%APS+1%NaOH+2%NH4Cl的解堵剂解堵效果，实验岩心渗透率恢复率达到92.57%。岩心原始渗透率越高，解堵后渗透率恢复率越大，解堵效果越好。

综上，目前学者对于注聚井堵塞的研究主要侧重于堵塞机理研究和解堵药剂优化两个方面，关于药剂注入顺序和排量对解堵效果影响的研究不够深入，需进一步总结概括，指导现场施工。

以某油田为例，选用该油田聚合物(相对分子质量为2 500×104)，以优化解堵剂注入顺序和排量为目的，开展了聚驱解堵参数优化模拟实验，通过对解堵实验结果的评价，为解堵工艺的实施提供依据。

1 实验部分

1.1 实验试剂

选用注聚井解堵剂由大庆油田开普化工提供，基本配方为(各试剂质量分数)：

(1) 有机垢溶蚀剂(A)：0.5%SM6-3+1%PSOI-1。

(2) 聚合物降解剂(B)：1.2%XF-2-C+0.5%LWLY+0.7%HSXF-2+1.3%DTY。

(3) 固形堵塞物溶蚀剂(C)：5%盐酸+2%低碳酸+3%氟硼酸。

1.2 实验步骤

(1) 取岩心样，记录岩心长度、面积等基础数据；

(2) 用模拟地层水测试K1(岩心原始水测渗透率)并记录；

(3) 用地层原油对岩心中的水进行驱替，直至不再溢水，使岩心中原油达到饱和；

(4) 持续对岩心注水，保持0.5 mL/min的流速，直到岩心出口端含水率达95%；

(5) 向岩心中注入聚合物溶液(相对分子质量为2 500×104)，流速0.2 mL/min，质量浓度2 000 mg/L，注入2 PV，测试岩心被堵塞之后的水测渗透率K2；

(6) 按照预定药剂注入顺序和排量向岩心中注入药剂，停泵，静置4～6 h；

(7) 注清水驱替3 PV之后，测解堵后的岩心渗透率K3；

(8) 计算渗透率、伤害率、解堵率及渗透率恢复率。

1.3 实验计算方法

渗透率采用式(1)Darcy公式计算：

式中，K为渗透率,μm2；Q为流体流量，mL/s；p为岩心的注入压力，105Pa；μ为流体黏度，mPa·s；L为岩心的长度，cm；A为岩心截面积，cm2。

岩心伤害率，解堵率及渗透率恢复率分别由式(2)—(4)计算：

式中，K1为岩心的原始水测渗透率，μm2；K2为堵塞后的水测渗透率，μm2；K3为解堵后的岩心水测渗透率，μm2。

2 药剂注入顺序优化

2.1 注入实验

为评价注聚井解堵剂中ABC三种成分的注入顺序对聚合物堵塞的解堵效果影响，采用长10 cm，截面积4.91 cm2，渗透率分别是300、100 mD的人造岩心开展模拟注聚、堵塞和解堵实验。

实验用油由4口井采出油按照体积比为1∶1∶1∶1混配获得，混配后获得原油密度为0.856 g/cm3，含蜡质量分数为23.46%，含胶质量分数为11.59%，凝固点31.5 ℃，见表1。

表1 实验原油物性表Table 1 Physical property test

实验中，分三个液段注入解堵药剂配方中的有机垢溶蚀剂(A剂)、聚合物降解剂(B剂)、固形堵塞物溶蚀剂(C剂)，利用实验后得到的岩心解堵率评价注入顺序对解堵效果的影响，其中三种成分的浓度参照开普化工解堵剂基本配方，用量分别为1、4、2 PV，注入速度0.6 mL/min，反应温度控制在50 ℃，实验结果见表2、3。

表2 K=300 mD岩心解堵药剂不同加入顺序反应实验结果Table 2 Experimental data of K=300 mD core with different reagents addition order

表3 K=100 mD岩心解堵药剂不同加入顺序反应实验结果Table 3 Experimental data of K=100 mD core with different reagents addition order

由表2、3可知，注聚井解堵剂实现了很好的解堵效果，解堵率均达到70%以上；从不同药剂注入顺序的最终解堵结果可知，对于实验岩心，解堵率最高均可达到100%(当实验岩心渗透率是300 mD时，解堵率最高可达123.89%；当实验岩心渗透率是100 mD时，解堵率最高可达100.97%)。

2.2 结果分析

ABC和ACB的药剂注入顺序，其解堵率高的原因在于，储层中堵塞物质先与有机垢溶蚀剂接触和发生溶胀反应，变得松散，有利于后续与降解液及固形堵塞物溶蚀剂反应；且率先注入的有机垢溶蚀剂会把地层堵塞物表面的油洗掉，这更有利于后续注入的水湿性降解液与堵塞物充分接触，提高降解液对堵塞物的降解效果。

BAC和BCA的药剂注入顺序，其解堵率低的原因在于，药剂在地层中首先进行聚合物降解，再对堵塞物进行溶蚀，地层堵塞物会影响降解剂与聚合物接触反应效率，导致对聚合物的降解不彻底，从而影响解堵效果。

CAB和CBA的药剂注入顺序，其解堵率低的原因在于，先对无机类堵塞物解堵，再进行洗油和聚合物降解，此时由于未先对堵塞的地层溶胀洗油，会导致聚合物降解反应不彻底；而且先注入的固形堵塞物溶蚀剂中的残余酸会与聚合物接触反应，引起聚合物絮凝，堵塞孔道，影响药剂的解堵效果。

综上所述，采用ABC(有机垢溶蚀剂(A剂)→聚合物降解剂(B剂)→固形堵塞物溶蚀剂(C剂))的注入顺序加入解堵药剂是最优的方案，效果最好。

3 药剂注入排量优化

为了评估不同注入排量对解堵剂作用效果的影响,采用渗透率为300 mD和100 mD的两组岩心，模拟了岩心注入聚驱解堵剂效果评价实验(采用ABC注入顺序，用量分别为1、4、2 PV，反应温度控制在50 ℃)，实验结果见表4、5和图1、2。

表4 不同解堵剂注入排量对K=300 mD解堵效果Table 4 Experimental data of K=300 mD core degradation agent injection displacement optimization

表5 不同解堵剂注入排量对K=100 mD解堵效果Table 5 Experimental data of K=100 mD core degradation agent injection displacement optimization

由表4和图1可知，对于渗透率300 mD岩心，当注入解堵剂排量大于0.1 mL/min后，解堵率均达到90%以上,有不错的解堵效果。0.1 mL/min排量和0.5 mL/min排量下的解堵率相差很小，说明此时排量对解堵效果影响不大，即解堵率对注入解堵剂排量不敏感。

目前现场注入排量一般控制在0.2～0.6 mL/min，且压力要低于地层破裂压力。因此，当渗透率为300 mD、注压低于破裂压力时，可以不考虑排量对解堵效果的影响，为加快施工进度，缩短施工周期，宜采用大注入排量，可选用0.6 mL/min。

图1 解堵率随药剂注入排量变化曲线(K=300 mD)

Fig.1ThechangeofpluggingremovalratewiththedosageofdegradationagentinK=300mDcore

图2 解堵率随药剂注入排量变化曲线(K=100 mD)

Fig.2ThechangeofpluggingremovalratewiththedosageofdegradationagentinK=100mDcore

由表5和图2可知，当岩心渗透率为100 mD，各排量下的解堵率均低于90%，随排量增大，解堵率逐渐降低。此时，为了实现好的解堵效果，选择较

低的注入排量为宜，如现场要求排量控制范围为[M,N]时，条件允许的情况下，可以尽量选择接近M值的施工排量注入解堵剂，例如注入排量限定为[0.2，0.6]时，选择0.2 mL/min左右较适宜。

综上所述，由图1和图2对比可知，渗透率越高，优化排量下最终获得的解堵效果越好；且渗透率300 mD时宜选择大排量解堵，100 mD时宜选择小排量解堵，效果更好。

4 结论

(1) 改变药剂注入顺序，注聚井解堵剂均高于70%；采用有机垢溶蚀剂-聚合物降解剂-固形堵塞物溶蚀剂依次注入顺序时，解堵率最高，解堵效果明显优于其他注入组合。

(2) 对于渗透率300 mD岩心，当注入解堵剂排量大于0.1 mL/min后，排量对解堵效果影响不大，解堵率均达到90%以上，效果良好，为了加快现场施工进度，缩短周期，宜选用大排量注入；当岩心渗透率为100 mD，各排量下的解堵率均低于90%，随排量增大，解堵率递减，此时，为了实现好的解堵效果，选择较低的注入排量为宜。

(3) 渗透率越高，优化排量下最终获得的解堵效果越好，通过优化解堵剂注入顺序及排量可以进一步改善聚驱解堵效果，为提高解堵质量提供依据。

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Injection Sequence and Displacement Optimization Research of Plugging agent in Polymer Injection Wells

Fei Xuejiao

(No.5OilProductionPlantofDaqingOilfieldLtd.，DaqingHeilongjiang163513，China)

In order to evaluate the influence of the construction parameters of the plugging agent on the plugging removal effect, the plugging sequence and the displacement optimization of the polymer flooding wells were studied with the plugging removal rate as the evaluation index. The core experiment was carried out through the displacement of injection plugging agent and the injection order of three main chemicals, and the best construction parameters (including the best displacement and the injection sequence) were obtained. Experimental results showed that polymer injection well plugging agent were higher than 70% by changing injection order of chemical. When the organic scale corrosion agent, polymer degradation agent and solid blocking agent were injected sequentially, the plugging removal rate was the highest, and the plugging removal effect was better than other injection combinations. For the permeability of core 300 mD, when the displacement of plugging agent is larger than 0.1 mL/min, the displacement had little influence on the plugging removal effect, and the blockage removal rate was above 90%. In order to speed up the construction schedule and shorten the cycle, large displacement injection should be used. when the core permeability is 100 mD, plugging rate was less than 90%. With the increase of displacement, the rate of plug removal decreased. In order to achieve good plugging removal effect, it was advisable to choose the lower injection displacement. The higher the permeability, the better the final solution. The plugging effect of polymer flooding can be further improved by optimizing the injection sequence and displacement of the plugging agent, which can provide the basis for improving the quality of plug removal.

Blocking remover; Permeability; Discharge; Optimization

2017-03-09

2017-04-20

费雪娇(1987-)，女，助理工程师，从事油田开发方面研究；E-mail：zhzhjian@petrochina.com.cn。

1006-396X(2017)06-0048-05

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE258.3

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.06.010

(编辑 王亚新)

文章编号：1006-396X(2017)06-0053-06

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn