渤海注聚井区油井深部解堵工艺研究及应用

2021-11-15郭布民

石油化工高等学校学报 2021年5期

袁征，黄杰，郭布民，陈磊

（中海油田服务股份有限公司，天津300459）

聚合物驱油作为一种提高油田采收率的增产措施，已在大庆、大港、河南、渤海等多个油田广泛应用。作为一项较为成熟的三次采油技术，聚合物驱油能够提高采收率8%～15%[1]。但随着注聚时间和注聚量的增加，聚合物驱油带来的堵塞问题逐渐明显。当聚合物注入储层后，易被一些黏土颗粒吸附，这种聚合物的吸附、滞留使储层大幅下降，进而导致地下流体流动阻力增大。同时，聚合物在储层中与地层阳离子、黏土、原油等成分相互作用形成堵塞物，引起注入井压力逐渐升高，同时导致油井产量递减[2]。

渤海油田自2003 年起开始采取注聚采油技术，截止到2016 年，注聚井44 口，注聚受效井180 余口。随着注聚量的增加，注聚井压力升高、受效井产量降低等问题逐渐增多，由聚合物导致的堵塞问题日益突出，直接导致注入压力升高，注聚困难。同时，含聚堵塞物在受效井周围聚集，导致油井产液量、产油量逐渐降低[3]。针对含聚堵塞问题，常规解堵措施效果差或者有效期较短，以JZ9-3 油田W5-6、E4-5、W8-3 三口井为例，解堵作业有效期均在两周以内。

目前常规解堵主要分为化学法解堵、物理法解堵、生物法解堵及复合解堵。针对上述注聚井区含聚堵塞问题难以解除、常规酸化解堵有效期短等问题，本文提出了深穿透解堵工艺。该工艺不仅考虑了近井筒基质解堵，同时也考虑了储层深部的解堵[4]。

1 深穿透解堵工艺思路

目前渤海油田常规酸化解堵半径一般为2 m 以内，含聚堵塞的深部储层无法进行有效解堵。解堵范围小，导致常规解堵技术有效期较短。聚合物由注入端经储层内部渗流、运移等，最终在产出端见聚。由产出液见聚质量浓度分析可知，目前SZ36-1、LD10-1、JZ9-3 油田注聚受效井均有不同质量浓度见聚表现。其中，2016 年 5 月，SZ36-1、LD10-1 油田油井返出液最高见聚质量浓度为300 mg/L，JZ9-3油田油井见聚质量浓度最高可达900 mg/L。

上述油井见聚说明聚合物已从注入端运移至采收端，同时深部储层中存在聚合物的分布。

根据含聚堵塞物在储层深部存在及近井地带聚集的思路，提出了深穿透解堵技术。该技术作为一种复合解堵技术，首先低排量挤注解堵液溶解管柱及近井地带堵塞物，其中挤注排量保证不形成裂缝；之后注入降阻液提高施工排量，以高于使地层破裂的最低施工排量的方式进行泵注，形成一条进液通道，最终泵注解堵液体，使解堵液泵入到储层深部，进而解除深部堵塞[5]。深穿透解堵工艺同时考虑了近井地带和储层深部的堵塞，能够大幅提高解堵半径及改造范围，进而提高解堵效果，延长解堵有效期。该技术可应用于不同类型的油井堵塞问题，解堵原理示意如图1 所示。

图1 深穿透解堵机理示意Fig.1 Mechanism of deep penetration plugging removal

近井解堵：低排量挤注解堵液，同时关井反应一段时间，溶解管柱及近井储层内的堵塞物。降阻造缝：高排量泵注降阻液，降低施工摩阻，同时降低滤失形成裂缝，为解堵液体系进入深部储层提供通道。深部储层解堵：泵注解堵液，将解堵液注入到储层深部，解除储层深部含聚堵塞物，提高储层渗透率，降低渗流阻力，最终提高单井产能。

根据上述工艺解堵思路最终设计泵注程序，如表1 所示。

表1 深穿透解堵泵注程序Table 1 Pump injection schedule of deep penetration plugging removal

2 解堵剂筛选研究

深穿透解堵技术在施工过程中涉及到降阻液、活性水和解堵剂三种类型的液体。目前深穿透降阻液主要采用胍胶体系，主要配方为增稠剂+黏土稳定剂+破乳助排剂+胶液保护剂。活性水采用质量分数2%KCl 溶液。

研究发现某注聚井区堵塞物主要成分有油垢、无机垢、聚合物、水溶性无机盐等。堵塞物具有黏弹性，且流动性差，易附着在管柱上和分布在储层内部。针对含聚堵塞物，本文从聚合物溶液、模拟聚合物和现场垢样三个方面对解堵剂进行筛选[6]。

2.1 聚合物溶液降黏实验

配制质量分数为0.2%解聚剂A、5.0%复合解聚剂及母液稀释10 倍的安全解聚剂溶液各100 mL。将上述溶液分别与质量分数为3 000、5 000 μg/g 的聚合物溶液进行等体积混合并搅拌，其中聚合物溶液选用相对分子质量为2 000 万的聚丙烯酰胺配制。将混合后溶液放入60 ℃恒温水浴中，测定不同时间后的黏度，结果如图2 所示。

在 60 ℃下，聚合物质量分数为 2 500 μg/g 时，混合溶液的初始黏度为250.6 mPa⋅s；聚合物质量分数为1 500 μg/g 时，混合溶液的初始黏度为60.0 mPa⋅s。由图2 可知，几种解聚剂对两种质量分数的聚合物溶液的降解规律相似。5 h 后两种质量分数的聚合物反应溶液黏度降到5.0 mPa⋅s 以内，降黏率均达到90%以上。降解速率对比显示，复合解堵剂优于另外两种解堵剂。

图2 不同解聚剂对1 500 μg/g和2 500 μg/g溶液降黏测试Fig.2 Viscosity reduction rest of 1 500 μg/g and 2 500 μg/g solution with different deplomerizing agents

2.2 模拟聚合物降解实验

取 25 mL 的 3 000 μg/g 聚合物溶液加入到 25 mL 质量分数为0.2%氯化铁溶液中搅拌均匀，放置在60 ℃恒温水浴中观察[7-9]。过滤得到模拟聚合物垢样，垢样成冻状物，过滤后的形态如图3 所示。

图3 模拟聚合物制备过程Fig.3 Simulates the polymer preparation process

将模拟垢样等分，分别放置于200 mL 质量分数分别为0.2%解聚剂A、2.0%解聚剂A、5.0%解聚剂A、安全解聚剂、复合解聚剂中进行反应。观察解聚剂溶液对模拟堵塞物胶团的溶解能力，结果如图4、表2 所示。由图4、表2 可知，模拟聚合物垢样放入0.2%解聚剂A 和安全解聚剂中，60 ℃恒温3 h 后，模拟聚合物垢样的体积减小，但放置24 h 未消失。模拟聚合物垢样放入2.0%解聚剂A、5.0%解聚剂A和复合解聚剂中，模拟聚合物垢样胶团消失，但有絮状物产生。结果表明，2.0%解聚剂A、5.0%解聚剂A 和复合解聚剂能够较好地降解模拟垢样。

图4 不同解聚剂在不同时间对模拟含聚堵塞物降解Fig.4 Different depolymerization agents degrade polymer containing clogs in different time

表2 聚合物垢样降解不同时间的状态描述结果Table 2 State description results of polymer scale degradation at different times

2.3 解聚剂对现场垢样降解实验

研究上述3 种解聚剂对碎粒状、块状的现场含聚堵塞物降解能力。其中，块状堵塞物对应管柱的堵塞物，碎粒状对应深部储层堵塞物。对1 g 碎粒状、2 g 块状含聚堵塞物进行恒温60 ℃浸泡观察，实验结果如图 5、表 3 所示。由图 5、表 3 可知，60 ℃恒温72 h 后，2 g 旅大油田A 井返出垢样在复合解聚剂（共200 mL）中全部溶解，但在0.2% 解聚剂A、2.0%解聚剂A、5.0%解聚剂A、安全解聚剂中无明显减小，说明复合解聚剂体系对A 井返出垢样具有明显的降解效果。剪碎后的现场聚合物，在60 ℃的2.0%解聚剂A、5.0%解聚剂A、安全解聚剂中浸泡30 h 后，出现白色胶状物。而复合解聚剂在浸泡24 h 后颗粒状堵塞物完全溶解。

表3 解聚剂对LD10-1-A28 井返出垢样降解不同时间的状态描述Talble 3 State description results of depolymerizing agent on degradation of returned scale samples from well LD10-1-A28 at different times

图5 返出垢样剪碎前、后在解聚剂中溶解状态Fig.5 Dissolved state of returned scale sample in depolymerizing agent before and after shearing

3 现场施工

锦州油田E 井为一口筛管完井的注聚受效油井，产液下降明显。检泵时发现电泵吸入口有类似聚合物附着，且带孔管有部分孔道堵塞，堵塞物与电泵吸入口物质基本一致。多次常规解堵效果不明显。本井共5 次解堵作业，其中3 次作业无效果，1 次初期效果好，最后1 次解堵增油效果不明显，有效周期较短，5 d 之后产液产油恢复到酸化前水平。深穿透解堵作业前日产液54.0 m3/d，日产油2.83 m3/d。分析认为本井严重堵塞，因此对该井进行深穿透解堵施工，施工曲线如图6 所示。