孫鵬 ，李兆敏 ，劉珂 ，鹿騰 ，彭漢修 ，馬清明 ，淡利華

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101；3.中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257237；4.中國石化中原油田分公司濮城采油廠，河南 濮陽 457500）

0 引言

近年來，隨著油田開發(fā)的不斷深入，三次采油力度也在逐步加大，在提高原油采收率的同時(shí)，也存在著嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。伴隨著油田開發(fā)方式從注水向注聚、再后續(xù)水驅(qū)的轉(zhuǎn)變，地下流體性質(zhì)也隨之改變；隨著流體黏度的增大，出砂量也明顯增加。由于注入壓力升高，導(dǎo)致注入速度被迫下調(diào)，嚴(yán)重影響了油藏聚合物驅(qū)的開發(fā)效果［1］。通過研究發(fā)現(xiàn)，疏松砂巖注聚區(qū)高泥質(zhì)油藏低液低效的主要原因?yàn)榫酆衔镳ざ却?、油層泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)高，以及地層出砂引起的地層堵塞。堵塞物中泥質(zhì)、粉細(xì)砂等固體成分的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為70.56%，含聚合物原油的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為21.77%，水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.96%，膠質(zhì)及瀝青的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5.71%。

通過對(duì)中國東部油田某區(qū)塊油井（防砂后3個(gè)月階段液量下降超過30%）分類統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，此類油井在各區(qū)塊不同程度存在，主要是各區(qū)塊油層泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)和聚合物混合液流體黏度的影響造成的。不同注聚區(qū)油井的堵塞物有一定差異，堵塞物由有機(jī)物和無機(jī)物組成。其中：有機(jī)物成分為聚合物、污油和細(xì)菌及其代謝產(chǎn)物；而無機(jī)物成分是黏土、機(jī)械雜質(zhì)，以及碳酸鈣、碳酸鎂、硫化鐵/堿式碳酸鐵等組成的沉淀物［2-6］。研究認(rèn)為，油層內(nèi)泥質(zhì)、聚合物流體與微粒共同作用是造成疏松砂巖注聚區(qū)高泥質(zhì)油井低液量、總體防砂效果不理想的主要原因。高泥質(zhì)砂巖油藏砂礫間多是泥質(zhì)膠結(jié)，弱膠結(jié)物使得砂巖骨架易破壞，加速了出砂與黏土的膨脹、運(yùn)移、再沉積，在較小的孔喉處形成堵塞，從而嚴(yán)重影響油井產(chǎn)能。

針對(duì)注聚區(qū)油井，當(dāng)前現(xiàn)場(chǎng)使用的聚合物解堵劑主要為含有次氯酸基團(tuán)的固體或液體，但由于運(yùn)輸安全、制備的工藝條件及穩(wěn)定性等方面原因，不容易獲得，還存在作用單一、解堵效率低的問題。另外，隨著區(qū)塊開發(fā)方式由注水轉(zhuǎn)為三采注聚，考慮流體性質(zhì)改變、層系細(xì)化、井網(wǎng)完善及成本制約等因素，對(duì)防砂工藝提出了更高的要求。目前的防砂工藝是利用攜砂液進(jìn)行繞絲充填防砂，此工藝雖然解決了油井防砂的問題，但防砂后儲(chǔ)層受到污染，油井供液能力下降，與油藏提液的矛盾逐漸凸顯。為此，還需研制攜砂酸，其意義在于：機(jī)械防砂時(shí)，采用攜砂酸來代替攜砂液，可在近井地帶形成擋砂屏障的同時(shí)，增大近井地帶滲透率；再利用酸進(jìn)行遠(yuǎn)井地帶的溶蝕，可進(jìn)一步提高遠(yuǎn)井及近井地帶的滲透率，起到良好的降堵增滲導(dǎo)流作用。

為了提高疏松砂巖高泥質(zhì)注聚區(qū)的油井產(chǎn)量，改善近井地帶滲透率，本文研制了一種適用于高泥質(zhì)注聚區(qū)油井的復(fù)合高效解堵體系，其主要成分為過氧化劑和復(fù)合酸，能夠進(jìn)行聚合物的降解，以及高泥質(zhì)成分的溶解，可以有效地提高注聚區(qū)高泥質(zhì)油井的解堵成功率。

1 聚合物解堵劑的研制與評(píng)價(jià)

1.1 作用原理

注聚過程中引起地層堵塞的原因是多方面的，但聚合物堵塞是主要原因［7］。隨著注聚時(shí)間的增加，地層中的礦物質(zhì)微粒在地層流體的攜帶作用下從地層運(yùn)移到防砂層，聚合物堵塞了充填層，從而造成近井地帶孔喉半徑減小，滲透率下降，注聚壓力增大，進(jìn)一步引起堵塞。聚合物氧化降解作用原理為：聚合物與活性氧接觸后，被氧化而產(chǎn)生自由基，引發(fā)了連鎖氧化反應(yīng)，當(dāng)溫度升高時(shí)，反應(yīng)顯著加快；之后，聚合物鏈上的自由基引發(fā)α裂解反應(yīng)和β裂解反應(yīng)，使得主鏈斷裂［8-10］。

1.2 材料制備

過氧化氫易氧化聚合物，但穩(wěn)定性不強(qiáng)，運(yùn)輸過程中存在安全隱患。根據(jù)過氧化氫能降解聚合物的特點(diǎn)，研制出了含有過氧化氫成分的SUNP型聚合物解堵劑。該解堵劑是一種復(fù)配的化合物，具有較好的穩(wěn)定性、安全性、經(jīng)濟(jì)性及易制備、易運(yùn)輸?shù)忍攸c(diǎn)，是一種高效的聚合物解堵劑。在現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施過程中，通過注入引發(fā)劑，在地層中SUNP型聚合物解堵劑與引發(fā)劑反應(yīng)，以一定的速率釋放出過氧化氫，達(dá)到降解聚合物的目的。

1.3 SUNP型聚合物解堵劑效果評(píng)價(jià)

在模擬油層溫度（60℃）下，開展聚合物浸泡降解實(shí)驗(yàn)，即將一定質(zhì)量濃度的聚合物溶液（溶液A，B，C，D，質(zhì)量濃度分別為 2 000，2 500，1 500，1 800 mg/L）浸泡在解堵劑溶液里面，再采用質(zhì)譜分析法測(cè)定其產(chǎn)物。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，大量產(chǎn)物是丙烯酰胺低聚體的衍生物。這說明，具有過氧化基的解堵劑對(duì)聚合物進(jìn)行分離氧化，由此降低了聚合物溶液的黏度。

1.3.1 與過氧化氫解堵劑對(duì)比

質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為6%的SUNP型聚合物解堵劑與過氧化氫解堵劑的降黏效果（用降解率參數(shù)來表征）對(duì)比見圖1。

圖1 解堵劑對(duì)溶液A的降黏效果

由圖1看出：當(dāng)解堵劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6%時(shí)，SUNP型聚合物解堵劑在30 min時(shí)的降解率就達(dá)到90.32%，與相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的過氧化氫解堵劑相比，差別較??；在120 min時(shí)，該解堵劑降解率達(dá)到92.01%，取得明顯的降黏效果。另外，即使解堵劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)再高，解堵效果也不一定有很大程度的提升。

根據(jù)油田實(shí)際生產(chǎn)情況，在60℃地層溫度下，用SUNP型聚合物解堵劑和過氧化氫解堵劑對(duì)不同質(zhì)量濃度的聚合物溶液（溶液B、溶液C）的降黏解堵效果進(jìn)行了對(duì)比評(píng)價(jià)。由圖2、圖3看出，各解堵劑的降黏效果隨著聚合物溶液質(zhì)量濃度的降低而略有降低。

圖2 解堵劑對(duì)溶液B的降黏效果

圖3 解堵劑對(duì)溶液C的降黏效果

1.3.2 與油田現(xiàn)有解堵劑對(duì)比

通過現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，將新研制的解堵劑和現(xiàn)場(chǎng)用的含有次氯酸基團(tuán)的固體聚合物解堵劑（解堵劑Ⅰ和Ⅱ，質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為6%）進(jìn)行對(duì)比。從圖4可以看出，SUNP型聚合物解堵劑的降黏效果均好于當(dāng)前現(xiàn)場(chǎng)用的解堵劑，降解率提高至少9百分點(diǎn)，且反應(yīng)時(shí)間短，活性高，效果好。

圖4 解堵劑對(duì)溶液D的降黏效果

2 LP型攜砂酸體系研制

隨著不斷的開發(fā)，大部分油田已逐步進(jìn)入特高含水期，提液成為油田穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵［11-15］。這是因?yàn)殡S著油田開發(fā)的深入，儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)和流體性質(zhì)發(fā)生變化，特別是對(duì)于高泥質(zhì)疏松砂巖注聚油藏，部分區(qū)塊單元類機(jī)械防砂手段與油井提液之間的矛盾逐漸凸顯。注聚區(qū)高泥質(zhì)油藏進(jìn)行酸充填防砂時(shí)應(yīng)綜合考慮4點(diǎn)：1）在泥質(zhì)粉細(xì)砂地層施工時(shí)，必須考慮氫氟酸的溶蝕作用，在酸液中需添加氫氟酸，作為溶蝕黏土礦物的主要成分；2）攜砂酸在酸蝕黏土的同時(shí)，殘留物必須具有較低污染或零污染的特點(diǎn)；3）攜砂酸必須具有一定的攜砂黏度，能夠?qū)崿F(xiàn)攜砂充填；4）攜砂酸應(yīng)具有穩(wěn)定地層骨架砂的特點(diǎn)。

2.1 材料制備

參考國內(nèi)外常用的酸液優(yōu)選方法，結(jié)合實(shí)驗(yàn)配合物反應(yīng)機(jī)理，研究確定了LP型攜砂酸主體酸液類型，并對(duì)助劑進(jìn)行了篩選評(píng)價(jià)，最終形成了LP型攜砂酸液體系的優(yōu)化配方。

研制的攜砂酸體系主要由A劑、B劑、C劑組成。其中：A劑為復(fù)合酸，里面的鹽酸和氫氟酸可對(duì)地層中的高嶺石、蒙皂石、鈉長石等高泥質(zhì)成分進(jìn)行深部溶蝕及解堵；B劑為主要添加劑，包括增稠劑（羧甲基纖維素鈉）、防膨劑（氯化銨）和緩蝕劑（SLHS）；C 劑為其他助劑，包括破乳劑、鐵離子穩(wěn)定劑及分散劑等。

2.2 酸蝕性能評(píng)價(jià)

為了進(jìn)一步驗(yàn)證攜砂酸的酸蝕性能，采用了長巖心流動(dòng)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置，結(jié)合環(huán)境掃描電鏡，通過測(cè)定各種酸對(duì)人造巖心的失重量，來進(jìn)行各種酸的酸蝕性能評(píng)價(jià)。

從圖5、圖6可以看出，隨著化學(xué)反應(yīng)的進(jìn)行，鹽酸和土酸在近距離的酸蝕性能較好，而研制的攜砂酸在遠(yuǎn)處（2.0 m）仍有很好的效果。從酸蝕實(shí)驗(yàn)設(shè)備出口的pH值可以看出，經(jīng)過反應(yīng)后的攜砂酸依然具有酸蝕作用，對(duì)高泥質(zhì)地層有很好的解堵效果。這是因?yàn)殡S著反應(yīng)的進(jìn)行，該攜砂酸不斷水解出HF，從而維持酸化反應(yīng)的持續(xù)進(jìn)行，進(jìn)入地層深部。10 h后，攜砂酸溶蝕率比土酸高5百分點(diǎn)左右。與此同時(shí)，由于攜砂酸與黏土的反應(yīng)速度較慢，增大了酸化半徑。

圖5 不同酸液酸蝕性能評(píng)價(jià)

圖6 酸蝕實(shí)驗(yàn)設(shè)備出口的pH值

2.3 二次傷害情況評(píng)價(jià)

通過開展攜砂酸體系的剩余離子實(shí)驗(yàn)，對(duì)攜砂酸的二次傷害情況進(jìn)行了評(píng)價(jià)（見圖7）。

圖7 反應(yīng)后的攜砂酸剩余離子質(zhì)量濃度隨時(shí)間的變化

從圖7可以看出，隨著反應(yīng)的進(jìn)行，離子質(zhì)量濃度逐步增大。這說明，隨著時(shí)間的增加，攜砂酸與油層的高泥質(zhì)成分一直反應(yīng)，反應(yīng)時(shí)間越長，反應(yīng)程度越高，反應(yīng)越徹底。與常規(guī)酸相比，緩速性能更加明顯，在應(yīng)用時(shí)可解除儲(chǔ)層深部的堵塞，達(dá)到深穿透的目的，是一種低傷害酸。

2.4 流變性能評(píng)價(jià)

對(duì)攜砂酸進(jìn)行耐剪切實(shí)驗(yàn)，設(shè)定剪切速率185 s-1，在25，55，75℃溫度下，分別進(jìn)行了恒定剪切速率的剪切測(cè)試。由圖8可以看出：隨著剪切時(shí)間的延長，攜砂酸的黏度隨著溫度的升高而逐漸減小，但降幅比較??；在 25，55，75℃溫度下，剪切 70 min 后，對(duì)應(yīng)的黏度保留率分別達(dá)87.1%，70.5%，60.5%。這說明攜砂酸耐剪切性能好，能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)防砂的需要。

圖8 攜砂酸不同溫度下的剪切曲線

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)與應(yīng)用

在中國東部油田某區(qū)塊，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)了由SUNP型聚合物解堵劑和LP型攜砂酸體系形成的高效提液增油技術(shù)，且試驗(yàn)井均施工順利。SUNP型聚合物解堵劑和攜砂酸體系在應(yīng)用中耐溫性能良好，解堵效率高，酸蝕性能穩(wěn)定?，F(xiàn)場(chǎng)共實(shí)施7井次，平均增液幅度45.8%，動(dòng)液面上升204 m，平均有效期210 d，階段累計(jì)增油4 761 t，單井提液幅度大于30%，日增油3 t，取得了較好的效果。如KD8-20-231井，該井于2014年2月15日完鉆，完鉆井深1 530 m，套管內(nèi)徑159.4 mm，油層溫度62℃，泥質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)16.7%，對(duì)應(yīng)注聚井日注水量為100 m3。2019年3月5日低液停產(chǎn)，停前日產(chǎn)液量為9.6 m3，日產(chǎn)油量為0.8 t，含水率為91.7%（見圖 9、圖 10）。

圖9 KD8-20-231井措施提液效果

圖10 KD8-20-231井措施增油效果

分析認(rèn)為，該井經(jīng)過多輪次作業(yè)，造成了入井液的污染，再加上前期鉆井液的污染造成了近井地帶堵塞，進(jìn)而導(dǎo)致滲透率降低。綜合考慮各因素［16-22］，采用的施工參數(shù)為：SUNP型聚合物解堵劑（質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%）溶液15 m3，前置液（質(zhì)量分?jǐn)?shù) 5%攜砂酸）15 m3，攜砂液（攜砂酸）40 m3，地層填砂量15 m3，平均砂比介于15%～20%，排量1 000 L/min。開井后，初期日產(chǎn)液量為28.9 m3，日產(chǎn)油量為9.8 t，綜合含水率為67.1%；目前日產(chǎn)液量為20.9 m3，日產(chǎn)油量為8.1 t，大大提升了油井的產(chǎn)能。

4 結(jié)論

1）為解決疏松砂巖高泥質(zhì)注聚油藏因聚合物堵塞造成的低液低效等技術(shù)難題，研制了SUNP型聚合物解堵劑和LP型攜砂酸體系。與常規(guī)體系相比較，新體系解堵效率高，攜砂能力強(qiáng)，可以緩解高泥質(zhì)注聚油藏提液難的問題。

2）研制的SUNP型聚合物解堵劑降解效果比目前現(xiàn)場(chǎng)用的解堵劑要好，LP型攜砂酸體系滿足了酸攜砂、充填防砂及地層解堵施工的雙重需求。該體系的酸蝕性能、流變性能和攜砂性能等均能滿足解堵、攜砂、固砂功能要求。

3）本文形成的高效提液增油技術(shù)在東部某油田進(jìn)行了多口井的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)與應(yīng)用，結(jié)果表明，該技術(shù)解堵效果好，解決了現(xiàn)場(chǎng)低液低效問題，取得了良好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果。

4）建議進(jìn)一步開展高泥質(zhì)注聚油藏提液增油技術(shù)研究，為老油田經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，提高原油采收率提供技術(shù)保障。