趙昌明 郭紅光 王銳 王慶國 王玉鑫

1.中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院；2.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點實驗室

化學解堵增注技術是提高注入能力的有效手段，三元復合驅(qū)結垢堵塞機理復雜，常規(guī)注入井化學解堵技術多采用無機酸，酸液活性高、反應速度快，難以深部運移，解堵半徑通常小于1.5 m，解堵有效期僅130 d左右；同時由于強酸體系中存在氫氟酸，與儲層基質(zhì)反應產(chǎn)生氟硅酸鹽二次沉淀，解堵措施后需返排殘酸，殘液處理費用高達1萬元/口井，措施成本高、安全環(huán)保風險大［1-8］。

通過掃描電鏡及CT三維數(shù)字巖心重構，明確注入井堵塞物主要為聚合物、垢質(zhì)、蠟膠質(zhì)形成的多元團狀聚集體［9-12］；研發(fā)了三元復合驅(qū)注入井共軛酸解堵增注體系，共軛酸解堵劑在中性條件下對無機垢的溶垢率仍達到60%以上；抗沉積劑對Fe2+、Ca2+的絡合率分別達86.6%和59.7%。巖心解堵實驗表明，該解堵劑對巖心滲透率的恢復率較常規(guī)解堵劑提高29.2%?，F(xiàn)場應用23口井，措施成功率91.3%，措施后平均單井降壓1.3 MPa，日增注15 m3，平均有效期193 d，措施效果顯著，且均無需返排殘酸，實現(xiàn)了三元復合驅(qū)注入井解堵措施的高效環(huán)保［13-15］。

1 室內(nèi)實驗

1.1 注入井堵塞機理研究實驗

三元復合驅(qū)儲層中聚合物、垢質(zhì)、蠟膠質(zhì)等多組分共存，彼此之間通過化學鍵、氫鍵和范德華力相互作用，聚合物首先與金屬離子 (Ca2+、Mg2+和Fe3+)交聯(lián)形成三維網(wǎng)狀結構(圖1a)，然后聚合物表面酰胺基團捕捉膠質(zhì)、吸附垢粒子，最終形成多元團狀聚集體(圖1b)。

圖1 聚合物和團狀聚集體形貌Fig.1 Morphology of polymer and clump-like aggregates

采用三元液對天然長巖心進行驅(qū)替，對三元驅(qū)替前的空白巖心及三元驅(qū)替后的堵塞巖心分別進行CT掃描，利用最大球算法對巖心孔隙進行簡化，提取孔隙網(wǎng)絡模型，對三元驅(qū)替前后的巖心進行數(shù)字巖心重構，分別得到空白巖心和堵塞巖心的數(shù)字三維巖心模型，通過分析計算模型中孔隙體積、配位數(shù)、喉道尺寸等微觀參數(shù)，明確了巖心堵塞狀態(tài)。

1.2 共軛酸解堵劑性能評價實驗

1.2.1 溶垢實驗

利用有機酸和弱堿三元復合驅(qū)中的碳酸鈉反應形成有機酸的共軛酸體系，借助共軛酸緩沖溶液的電離平衡效應(圖2)，可以有效抑制三元體系中堿對酸液體系的影響，進而實現(xiàn)酸液的深部運移，解除儲層深部堵塞。室內(nèi)采用礦場弱堿垢樣，對比分析了共軛酸解堵劑與常規(guī)的酸性解堵劑在三元復合驅(qū)儲層不同pH值環(huán)境下的溶垢性能。

圖2 共軛酸反應機理Fig.2 Reaction mechanism of conjugate acid

1.2.2 絡合實驗

解堵反應過程中會產(chǎn)生大量的鈣鐵離子，與儲層內(nèi)三元液碳酸根離子生成碳酸鹽和氫氧化物沉淀，再次堵塞油層，導致解堵措施效果變差。為此，在共軛酸解堵劑體系中添加了金屬離子螯合劑、阻垢分散劑，阻止上述成垢離子的沉淀。室內(nèi)實驗中通過在解堵劑體系中添加一定質(zhì)量濃度的FeCl2和CaCl2，調(diào)節(jié)pH值至堿性 (約 9～10)，利用電感耦合等離子光譜發(fā)射儀測定體系中鈣鐵離子濃度，可得出共軛酸解堵劑的鈣鐵絡合率。

1.3 巖心解堵模擬實驗

室內(nèi)開展3段串聯(lián)巖心動態(tài)解堵模擬實驗。將3塊巖心順次連接，分別進行“水-聚合物-三元復合驅(qū)”的全過程注入，并分別在相同位置進行測壓取樣，如圖3所示。在完成“水-聚合物-三元復合驅(qū)”歷史驅(qū)替模擬儲層結垢堵塞狀態(tài)后，分別注入常規(guī)的酸性解堵劑和共軛酸解堵體系，通過巖心滲透率的恢復率評價共軛酸解堵劑的深部解堵性能。

圖3 長巖心驅(qū)替模擬流程Fig.3 Simulation flow of long core flooding

2 實驗結果分析

2.1 三元復合驅(qū)巖心微觀結構特征分析

經(jīng)過對簡化球管模型的三維重構，得出空白巖心模型和三元驅(qū)替后堵塞巖心的三維數(shù)字巖心模型，如圖4所示。利用納米CT掃描巖心的微觀孔隙結構，分析計算驅(qū)替后堵塞巖心的三維數(shù)字微觀結構參數(shù)較空白巖心的降幅情況。由分析結果可知，平均孔隙體積降幅92.2%，平均配位數(shù)降幅45.3%，平均喉道半徑降幅66.8%，平均喉道體積降幅84.9%，平均喉道長度降幅37.6%，各項數(shù)值下降明顯，具體數(shù)據(jù)見表1。通過與掃描電鏡形貌分析結合，可快速確定三元復合驅(qū)的巖心堵塞狀況，準確量化堵塞程度。

圖4 巖心電鏡掃描形貌Fig.4 Morphology of core under scanning electron microscope

表1 巖心微觀結構參數(shù)表Table 1 Micro-structure parameters of core

2.2 共軛酸解堵劑性能分析

2.2.1 溶垢性能

圖5溶垢實驗結果表明，常規(guī)的酸性解堵劑在體系pH=7時，溶垢率僅為3.5%；共軛酸解堵劑體系pH=7時，溶垢率仍能保持在60%以上。常規(guī)的酸性解堵劑被儲層內(nèi)OH-中和，活性消耗快、作用距離短；而共軛酸解堵劑在三元復合驅(qū)堿性儲層環(huán)境下，將會形成有機弱酸和共軛酸鹽的緩沖溶液。通過緩沖溶液中弱酸的電離平衡和共軛酸鹽的水解相互作用機制，降低外界(地層)堿環(huán)境對其體系pH值的影響，達到深部解堵的目的。

圖5 不同pH值條件下解堵劑溶垢率對比曲線Fig.5 Comparison curve of scale dissolution rate of plug removal agent with different pH values

2.2.2 絡合性能

絡合實驗結果表明，共軛酸解堵體系中絡合保護劑通過配位螯合、阻垢分散等作用機理，實現(xiàn)了對鈣鐵離子的高效絡合，絡合率分別達86.6%和59.7%，大幅降低了成垢離子的二次污染(表2)。

表2 不同質(zhì)量分數(shù)共軛酸解堵劑的離子絡合率Table 2 Complexation rate of ions under conjugated acid plug removal agents with different concentrations

2.3 巖心解堵模擬實驗分析

分段巖心解堵對比實驗結果表明，常規(guī)的酸性解堵劑在對第1段巖心進行驅(qū)替解堵時，具有較好的解堵效果，第1段巖心的滲透率恢復率高達74.3%；對第2段巖心進行驅(qū)替時，由于常規(guī)解堵劑的主劑為無機酸，其活性反應強度高、速度快，此時酸液活性大幅下降，解堵效果大幅降低，巖心滲透率的恢復率僅為26.6%；當驅(qū)替液進入到第3段巖心時，由于次生反應二次污染的發(fā)生，巖心的滲透率恢復率下降至-9.5%，總滲透率的恢復率31.7%。

共軛酸解堵體系經(jīng)過3段巖心的驅(qū)替解堵后，解堵劑體系仍然保持較好的反應活性，長巖心滲透率的恢復率為51.8%，總滲透率的恢復率為60.9%，較常規(guī)解堵劑提高了29.2%，如表3所示。

表3 巖心解堵實驗滲透率恢復效果Table 3 Permeability recovery effect of the core in plug removal experiment

3 現(xiàn)場應用

應用共軛酸解堵劑開展了23口井現(xiàn)場試驗，措施成功率91.3%，措施后平均單井降壓1.3 MPa，日增注15 m3，平均有效期193 d，且措施后均無需返排殘酸，有效緩解了三元復合驅(qū)注入井“注不進”的問題，實現(xiàn)了三元復合驅(qū)化學解堵措施的環(huán)保高效。某典型井施工前注入量20 m3，注母液量3 m3，施工前壓力13.2 MPa，措施后日增注48.3 m3，降壓5.5 MPa，措施有效期270 d，措施生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表4。

表4 某井措施前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比Table 4 Comparison of production data from some well before and after stimulation

4 結論

(1)三元復合驅(qū)體系與儲層巖石發(fā)生多種化學反應和物理變化，造成儲層堵塞，三元驅(qū)替前后巖心平均孔隙體積降幅為92.2%，平均配位數(shù)降幅為45.3%，平均喉道半徑降幅為66.8%，平均喉道體積降幅為84.9%，平均喉道長度降幅為37.6%，對三元驅(qū)替后巖心的堵塞程度進行準確量化。

(2)研發(fā)了共軛酸解堵劑，能產(chǎn)生緩沖溶液效應，適用pH范圍廣，與三元體系互不影響，有效作用距離大，解堵率高。該解堵劑在三元復合驅(qū)礦場注入井進行了應用并取得較好降壓增注效果，有效期達6個月以上，由于解堵過程無二次沉淀，措施后均未采取返排殘液。