費(fèi)雪嬌

(大慶油田有限責(zé)任公司 第五采油廠，黑龍江 大慶163513)

注聚井解堵劑注入順序及排量?jī)?yōu)化研究

費(fèi)雪嬌

(大慶油田有限責(zé)任公司 第五采油廠，黑龍江 大慶163513)

為評(píng)價(jià)解堵劑施工參數(shù)對(duì)解堵效果的影響，以解堵率為評(píng)價(jià)指標(biāo)，開(kāi)展了注聚井解堵劑注入順序及排量?jī)?yōu)化研究。通過(guò)對(duì)注入解堵劑的排量和三種主要藥劑注入順序開(kāi)展巖心實(shí)驗(yàn)，獲得最佳的施工參數(shù)(包括最佳排量和注入順序)，提高解堵效果。結(jié)果表明，改變藥劑注入順序，注聚井解堵劑均高于70%；采用有機(jī)垢溶蝕劑-聚合物降解劑-固形堵塞物溶蝕劑依次注入順序時(shí)，解堵率最高，解堵效果明顯優(yōu)于其他注入組合。對(duì)于滲透率300 mD巖心，當(dāng)注入解堵劑排量大于0.1 mL/min后，排量對(duì)解堵效果影響不大，解堵率均達(dá)到90%以上，效果良好，為了加快現(xiàn)場(chǎng)施工進(jìn)度，縮短周期，宜選用大排量注入；當(dāng)巖心滲透率為100 mD，各排量下的解堵率均低于90%，隨排量增大，解堵率遞減，此時(shí)，為了實(shí)現(xiàn)好的解堵效果，選擇較低的注入排量為宜。滲透率越高，優(yōu)化排量下最終獲得的解堵效果越好。通過(guò)優(yōu)化解堵劑注入順序及排量可以進(jìn)一步改善聚驅(qū)解堵效果，為提高解堵質(zhì)量提供依據(jù)。

解堵劑； 滲透率； 排量； 優(yōu)化

聚合物在溶液中一般呈現(xiàn)舒展?fàn)顟B(tài)，是一種有高黏性的長(zhǎng)鏈高分子化合物。由于聚合物的高分子及高黏性，在注聚后容易導(dǎo)致地層堵塞，影響油田生產(chǎn)[1-2]。聚合物降解劑可通過(guò)自由基反應(yīng)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]，最終實(shí)現(xiàn)注聚地層解堵的目的。

多年來(lái)，諸多學(xué)者對(duì)聚合物堵塞機(jī)理進(jìn)行了研究，其中盧祥國(guó)等[6]對(duì)大慶油田北二區(qū)聚驅(qū)井堵塞原因進(jìn)行了闡述，統(tǒng)計(jì)實(shí)施化學(xué)解堵的37口井中，只有21口井達(dá)到了預(yù)期指標(biāo)，地層堵塞問(wèn)題突出。注入聚合物相對(duì)分子質(zhì)量高，與流體配伍性差，微凝膠作用及細(xì)菌作用導(dǎo)致了地層的堵塞。周萬(wàn)富等[7]對(duì)大慶油田薩北區(qū)塊注聚井天然巖心進(jìn)行了室內(nèi)驅(qū)替研究，認(rèn)為相同聚合物注入體積條件下，巖心滲透率越低，聚合物吸附對(duì)巖心的傷害程度越嚴(yán)重。張浩等[8]從聚合物滯留傷害巖心出發(fā)，研究了聚合物對(duì)特高、高、中滲層的堵塞情況，實(shí)驗(yàn)中聚合物對(duì)特高滲透層巖心堵塞率為30%～40%，對(duì)高滲透巖心的堵塞率為40%～60%，對(duì)中滲透率巖心的堵塞率大于60%，滲透率越高，相同注入體積條件下的傷害程度越低。另外一些學(xué)者對(duì)解堵藥劑及效果進(jìn)行了研究，諸如：范振中等[9]分析了一種以H2O2為主要成分的JD-1解堵劑對(duì)巖心滲透率的影響，實(shí)驗(yàn)中4組巖心滲透率恢復(fù)率達(dá)85.7%～96.9%。謝朝陽(yáng)等[10]應(yīng)用一種由聚合物降解劑、復(fù)合酸及轉(zhuǎn)向劑等多種成分組成的復(fù)合型化學(xué)解堵劑，4組實(shí)驗(yàn)巖心滲透率恢復(fù)率達(dá)118%～146%。閆勇[11]從分析大慶油田注聚井的堵塞原因入手，考察了多種類型解堵液的解堵效果，其中CZ-1解堵劑表現(xiàn)出了良好降黏解堵性能，3組實(shí)驗(yàn)巖心滲透率恢復(fù)率達(dá)92.8%～97.2%，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用10余井次，實(shí)現(xiàn)了降壓增注。付美龍等[12]著重分析了一種配方為4%APS+1%NaOH+2%NH4Cl的解堵劑解堵效果，實(shí)驗(yàn)巖心滲透率恢復(fù)率達(dá)到92.57%。巖心原始滲透率越高，解堵后滲透率恢復(fù)率越大，解堵效果越好。

綜上，目前學(xué)者對(duì)于注聚井堵塞的研究主要側(cè)重于堵塞機(jī)理研究和解堵藥劑優(yōu)化兩個(gè)方面，關(guān)于藥劑注入順序和排量對(duì)解堵效果影響的研究不夠深入，需進(jìn)一步總結(jié)概括，指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)施工。

以某油田為例，選用該油田聚合物(相對(duì)分子質(zhì)量為2 500×104)，以優(yōu)化解堵劑注入順序和排量為目的，開(kāi)展了聚驅(qū)解堵參數(shù)優(yōu)化模擬實(shí)驗(yàn)，通過(guò)對(duì)解堵實(shí)驗(yàn)結(jié)果的評(píng)價(jià)，為解堵工藝的實(shí)施提供依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)試劑

選用注聚井解堵劑由大慶油田開(kāi)普化工提供，基本配方為(各試劑質(zhì)量分?jǐn)?shù))：

(1) 有機(jī)垢溶蝕劑(A)：0.5%SM6-3+1%PSOI-1。

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

(3) 固形堵塞物溶蝕劑(C)：5%鹽酸+2%低碳酸+3%氟硼酸。

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟

(1) 取巖心樣，記錄巖心長(zhǎng)度、面積等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)；

(2) 用模擬地層水測(cè)試K1(巖心原始水測(cè)滲透率)并記錄；

(3) 用地層原油對(duì)巖心中的水進(jìn)行驅(qū)替，直至不再溢水，使巖心中原油達(dá)到飽和；

(4) 持續(xù)對(duì)巖心注水，保持0.5 mL/min的流速，直到巖心出口端含水率達(dá)95%；

(5) 向巖心中注入聚合物溶液(相對(duì)分子質(zhì)量為2 500×104)，流速0.2 mL/min，質(zhì)量濃度2 000 mg/L，注入2 PV，測(cè)試巖心被堵塞之后的水測(cè)滲透率K2；

(6) 按照預(yù)定藥劑注入順序和排量向巖心中注入藥劑，停泵，靜置4～6 h；

(7) 注清水驅(qū)替3 PV之后，測(cè)解堵后的巖心滲透率K3；

(8) 計(jì)算滲透率、傷害率、解堵率及滲透率恢復(fù)率。

1.3 實(shí)驗(yàn)計(jì)算方法

滲透率采用式(1)Darcy公式計(jì)算：

式中，K為滲透率,μm2；Q為流體流量，mL/s；p為巖心的注入壓力，105Pa；μ為流體黏度，mPa·s；L為巖心的長(zhǎng)度，cm；A為巖心截面積，cm2。

巖心傷害率，解堵率及滲透率恢復(fù)率分別由式(2)—(4)計(jì)算：

式中，K1為巖心的原始水測(cè)滲透率，μm2；K2為堵塞后的水測(cè)滲透率，μm2；K3為解堵后的巖心水測(cè)滲透率，μm2。

2 藥劑注入順序優(yōu)化

2.1 注入實(shí)驗(yàn)

為評(píng)價(jià)注聚井解堵劑中ABC三種成分的注入順序?qū)酆衔锒氯慕舛滦Ч绊懀捎瞄L(zhǎng)10 cm，截面積4.91 cm2，滲透率分別是300、100 mD的人造巖心開(kāi)展模擬注聚、堵塞和解堵實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)用油由4口井采出油按照體積比為1∶1∶1∶1混配獲得，混配后獲得原油密度為0.856 g/cm3，含蠟質(zhì)量分?jǐn)?shù)為23.46%，含膠質(zhì)量分?jǐn)?shù)為11.59%，凝固點(diǎn)31.5 ℃，見(jiàn)表1。

表1 實(shí)驗(yàn)原油物性表Table 1 Physical property test

實(shí)驗(yàn)中，分三個(gè)液段注入解堵藥劑配方中的有機(jī)垢溶蝕劑(A劑)、聚合物降解劑(B劑)、固形堵塞物溶蝕劑(C劑)，利用實(shí)驗(yàn)后得到的巖心解堵率評(píng)價(jià)注入順序?qū)舛滦Ч挠绊?，其中三種成分的濃度參照開(kāi)普化工解堵劑基本配方，用量分別為1、4、2 PV，注入速度0.6 mL/min，反應(yīng)溫度控制在50 ℃，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2、3。

表2 K=300 mD巖心解堵藥劑不同加入順序反應(yīng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 Experimental data of K=300 mD core with different reagents addition order

表3 K=100 mD巖心解堵藥劑不同加入順序反應(yīng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 3 Experimental data of K=100 mD core with different reagents addition order

由表2、3可知，注聚井解堵劑實(shí)現(xiàn)了很好的解堵效果，解堵率均達(dá)到70%以上；從不同藥劑注入順序的最終解堵結(jié)果可知，對(duì)于實(shí)驗(yàn)巖心，解堵率最高均可達(dá)到100%(當(dāng)實(shí)驗(yàn)巖心滲透率是300 mD時(shí)，解堵率最高可達(dá)123.89%；當(dāng)實(shí)驗(yàn)巖心滲透率是100 mD時(shí)，解堵率最高可達(dá)100.97%)。

2.2 結(jié)果分析

ABC和ACB的藥劑注入順序，其解堵率高的原因在于，儲(chǔ)層中堵塞物質(zhì)先與有機(jī)垢溶蝕劑接觸和發(fā)生溶脹反應(yīng)，變得松散，有利于后續(xù)與降解液及固形堵塞物溶蝕劑反應(yīng)；且率先注入的有機(jī)垢溶蝕劑會(huì)把地層堵塞物表面的油洗掉，這更有利于后續(xù)注入的水濕性降解液與堵塞物充分接觸，提高降解液對(duì)堵塞物的降解效果。

BAC和BCA的藥劑注入順序，其解堵率低的原因在于，藥劑在地層中首先進(jìn)行聚合物降解，再對(duì)堵塞物進(jìn)行溶蝕，地層堵塞物會(huì)影響降解劑與聚合物接觸反應(yīng)效率，導(dǎo)致對(duì)聚合物的降解不徹底，從而影響解堵效果。

CAB和CBA的藥劑注入順序，其解堵率低的原因在于，先對(duì)無(wú)機(jī)類堵塞物解堵，再進(jìn)行洗油和聚合物降解，此時(shí)由于未先對(duì)堵塞的地層溶脹洗油，會(huì)導(dǎo)致聚合物降解反應(yīng)不徹底；而且先注入的固形堵塞物溶蝕劑中的殘余酸會(huì)與聚合物接觸反應(yīng)，引起聚合物絮凝，堵塞孔道，影響藥劑的解堵效果。

綜上所述，采用ABC(有機(jī)垢溶蝕劑(A劑)→聚合物降解劑(B劑)→固形堵塞物溶蝕劑(C劑))的注入順序加入解堵藥劑是最優(yōu)的方案，效果最好。

3 藥劑注入排量?jī)?yōu)化

為了評(píng)估不同注入排量對(duì)解堵劑作用效果的影響,采用滲透率為300 mD和100 mD的兩組巖心，模擬了巖心注入聚驅(qū)解堵劑效果評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)(采用ABC注入順序，用量分別為1、4、2 PV，反應(yīng)溫度控制在50 ℃)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4、5和圖1、2。

表4 不同解堵劑注入排量對(duì)K=300 mD解堵效果Table 4 Experimental data of K=300 mD core degradation agent injection displacement optimization

表5 不同解堵劑注入排量對(duì)K=100 mD解堵效果Table 5 Experimental data of K=100 mD core degradation agent injection displacement optimization

由表4和圖1可知，對(duì)于滲透率300 mD巖心，當(dāng)注入解堵劑排量大于0.1 mL/min后，解堵率均達(dá)到90%以上,有不錯(cuò)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，說(shuō)明此時(shí)排量對(duì)解堵效果影響不大，即解堵率對(duì)注入解堵劑排量不敏感。

目前現(xiàn)場(chǎng)注入排量一般控制在0.2～0.6 mL/min，且壓力要低于地層破裂壓力。因此，當(dāng)滲透率為300 mD、注壓低于破裂壓力時(shí)，可以不考慮排量對(duì)解堵效果的影響，為加快施工進(jìn)度，縮短施工周期，宜采用大注入排量，可選用0.6 mL/min。

圖1 解堵率隨藥劑注入排量變化曲線(K=300 mD)

Fig.1ThechangeofpluggingremovalratewiththedosageofdegradationagentinK=300mDcore

圖2 解堵率隨藥劑注入排量變化曲線(K=100 mD)

Fig.2ThechangeofpluggingremovalratewiththedosageofdegradationagentinK=100mDcore

由表5和圖2可知，當(dāng)巖心滲透率為100 mD，各排量下的解堵率均低于90%，隨排量增大，解堵率逐漸降低。此時(shí)，為了實(shí)現(xiàn)好的解堵效果，選擇較

低的注入排量為宜，如現(xiàn)場(chǎng)要求排量控制范圍為[M,N]時(shí)，條件允許的情況下，可以盡量選擇接近M值的施工排量注入解堵劑，例如注入排量限定為[0.2，0.6]時(shí)，選擇0.2 mL/min左右較適宜。

綜上所述，由圖1和圖2對(duì)比可知，滲透率越高，優(yōu)化排量下最終獲得的解堵效果越好；且滲透率300 mD時(shí)宜選擇大排量解堵，100 mD時(shí)宜選擇小排量解堵，效果更好。

4 結(jié)論

(1) 改變藥劑注入順序，注聚井解堵劑均高于70%；采用有機(jī)垢溶蝕劑-聚合物降解劑-固形堵塞物溶蝕劑依次注入順序時(shí)，解堵率最高，解堵效果明顯優(yōu)于其他注入組合。

(2) 對(duì)于滲透率300 mD巖心，當(dāng)注入解堵劑排量大于0.1 mL/min后，排量對(duì)解堵效果影響不大，解堵率均達(dá)到90%以上，效果良好，為了加快現(xiàn)場(chǎng)施工進(jìn)度，縮短周期，宜選用大排量注入；當(dāng)巖心滲透率為100 mD，各排量下的解堵率均低于90%，隨排量增大，解堵率遞減，此時(shí)，為了實(shí)現(xiàn)好的解堵效果，選擇較低的注入排量為宜。

(3) 滲透率越高，優(yōu)化排量下最終獲得的解堵效果越好，通過(guò)優(yōu)化解堵劑注入順序及排量可以進(jìn)一步改善聚驅(qū)解堵效果，為提高解堵質(zhì)量提供依據(jù)。

[1] 黃利平，趙文森，崔盈賢，等.一種新型注聚合物井解堵體系的研究與應(yīng)用[J].特種油氣藏,2015,22(4):125-128.

Huang Liping, Zhao Wensen, Cui Yingxian,et al.Development and application of an innovative plug removal system for polymer injectors [J].Special Oil & Gas Reservoirs,2015,22(4)：125-128.

[2] 孟向麗,趙立強(qiáng),徐昆,等.注聚合物井堵塞原因和解堵技術(shù)[J]．石油鉆采工藝,2011,33(3):70-73．

Meng Xiangli, Zhao Liqiang, Xu Kun, et al. Reason analysis on plugging in polymeric damaged well and the technology of broken down [J]. Oil Drilling & Production Technology, 2011,33(3):70-73.

[3] 李躍林，梁玉凱，鄭華安.水侵傷害儲(chǔ)層復(fù)合解堵工藝[J].特種油氣藏,2016,23(5):138-140.

Li Yuelin, Liang Yukai, Zheng Huaan.Composite deplugging technology in the reservoir with water invasion damage [J].Special Oil & Gas Reservoirs,2016,23(5)：138-140.

[4] 楊樹(shù)坤,王冠華,李翔,等.復(fù)合有機(jī)解堵技術(shù)研究及其在渤海油田的應(yīng)用[J].石油化工應(yīng)用,2016, 35(4):36-38.

Yang Shukun, Wang guanhua, Li Xiang, et al. Study and application of a compounded system in removing organic plugging at Bohai oilfield[J]. Petrochemical Industry Application, 2016, 35(4):36-38.

[5] 陳騰巍,楊歡,張黃鶴.水溶性離子對(duì)聚合物-有機(jī)鉻凝膠體系性能的影響研究[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版),2015,12(19):11-15.

Chen Tengwei,Yang Huan, Zhang Huanghe. The effect of water-soluble ions on cross linking mechanism of organic chromium(III)/Polymer gel system [J]. Journal of Yangtze University (Natural Science Edition), 2015, 12(19):11-15.

[6] 盧祥國(guó),陳會(huì)軍,單明濤．大慶油田北二區(qū)西部注聚井堵塞原因及預(yù)防措施[J]．油田化學(xué),2002,19(3):257-258．

Lu Xiangguo, Chen Huijun,Shan Mingtao. The origins of blockage creation in polymer injection wells at west of district N2 of northern Sacrtu in Daqing [J].Oilfield Chemistry, 2002,19 (3): 257-258.

[7] 曹廣勝,李春成,王婷婷,等. 杏南油田注聚井堵塞原因及解堵劑配方研究[J]. 石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào), 2016, 29(2): 32-36.

Cao Guangsheng, Li Chuncheng, Wang Tingting, et al. Lockage reason of polymer injection wells in Xingnan oilfield and determination of the plug removal agent formula[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2016, 29(2): 32-36.

[8] 張浩,龔舒哲.注聚合物井堵塞因素分析[J].大慶師范學(xué)院學(xué)報(bào),2005,25(4):16-17．

Zhang Hao, Gong Shuzhe. Analysis of the factors of blocking of the oil wells infused with polymer [J]. Journal of Daqing College, 2005,25 (4): 16-17.

[9] 范振中,劉慶旺.注聚井解堵劑JD-1的研究與應(yīng)用[J].試采技術(shù),2000,21(4):39-40.

Fan Zhenzhong, Liu Qingwang. Research and application of solution plugging agent JD-1 in polymer injection wells[J]. Well Testing and Production Technology, 2000,21 (4): 39-40.

[10] 謝朝陽(yáng),李國(guó),王鑫,等.大慶油田注聚井解堵增注技術(shù)[J]．大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā),2003,22(6):57-59．

Xie Zhaoyang, Li Guo,Wang Xin, et al. The shutoff removing and injection increasing technique of polymer injection well in Daqing oilfield [J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 2003,22 (6): 57-59.

[11] 閆勇.注聚井綜合解堵工藝研究[D]．大慶:大慶石油學(xué)院,2006:16-17.

[12] 付美龍,周志亮．河南油田雙河區(qū)塊注聚井堵塞機(jī)理及APS解堵劑性能評(píng)價(jià)[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2013,35(9):114-115.

Fu Meilong, Zhou Zhiliang. Plugging mechanism of polymer injection wells in Shuanghe oilfield of Henan oilfield and performance evaluation of blockage removal agent APS[J]. Journal of Oil and Gas Technology,2013,35(9): 114 -115.

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

費(fèi)雪嬌(1987-)，女，助理工程師，從事油田開(kāi)發(fā)方面研究；E-mail：zhzhjian@petrochina.com.cn。

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

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE258.3

A

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

(編輯 王亞新)

文章編號(hào)：1006-396X(2017)06-0053-06

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn