曾 添 （中石油大慶油田有限責(zé)任公司第五采油廠，黑龍江 大慶163513）

大慶油田某采油廠的G區(qū)塊以細(xì)、粉砂巖為主，平均空氣滲透率255×10－3μm2，平均孔隙度25.5%。該區(qū)塊從2000年開始回注含聚污水，致使油層受到嚴(yán)重傷害。統(tǒng)計該區(qū)80口回注井回注前后吸水資料，在平均注水壓力上升0.7MPa的情況，下單井注入量由61m3／d下降到39m3／d，平均單井砂巖厚度吸水比例由52.7%下降到42.8%，有效厚度吸水比例由58.3%下降到45.1%。在該區(qū)塊共進(jìn)行常規(guī)酸化處理100余井次，效果并不理想。為此，筆者對WH解堵劑進(jìn)行研究，為解決含聚污水回注區(qū)塊注水能力下降的問題提供參考。

1 解堵劑配方優(yōu)選

采用正交試驗法進(jìn)行篩選試驗［1］，首先將A、B、C、D這4種藥劑配置成不同濃度解堵液，然后選取G區(qū)塊天然巖心粉碎至12～20目，稱取一定量的巖屑，加入不同解堵液，于地層溫度45℃條件反應(yīng)15h后過濾、烘干，稱出巖屑重量，計算溶蝕率及破碎率。正交試驗影響因素和正交試驗設(shè)計及試驗結(jié)果表分別如表1所示。由表1可知，WH解堵劑最佳配方為A3、B1、C3、D4。

表1 正交試驗設(shè)計及試驗結(jié)果 （L16（44））

2 解堵劑性能評價

巖屑溶蝕試驗取用G區(qū)塊天然巖心，粉碎至12～20目，稱取一定量的巖屑并加入不同解堵劑，在地層溫度45℃條件下反應(yīng)15h后過濾、烘干，稱出巖屑重量，計算溶蝕率及破碎率［2］（見表2）。從表2可以看出，WH解堵劑破碎率最低，溶蝕率較高，說明WH解堵劑解除含聚污水傷害的效果相對較好。

表2 不同解堵劑對巖心溶蝕試驗數(shù)據(jù)

通過含聚污水溶解對比試驗，考查不同解堵液對聚合物及懸浮物濁度的處理效果 （濁度表現(xiàn)液體的混濁程度，聚合物、固體懸浮物、油都對濁度有一定的影響，隨著液體中雜質(zhì)濃度的降低，濁度也隨之等比例下降［3］）。取50ml去油含聚污水，加入等量不同解堵劑，在地層溫度45℃條件下反應(yīng)10h后測量濁度，過濾后再測量濾液濁度，烘干，稱出濾紙重量。解堵劑對去油含聚污水影響試驗數(shù)據(jù)表如表3所示。從表3可以看出，WH解堵劑濾紙增重最小，濁度下降率最大，說明WH解堵劑對去油含聚污水有很好的處理效果。

表3 解堵劑對去油含聚污水影響試驗數(shù)據(jù)表

3 巖心模擬試驗及施工工藝的確定

取置備好的巖心，在地層溫度下測定其標(biāo)準(zhǔn)鹽水滲透率K1，驅(qū)動速度應(yīng)小于臨界流速。驅(qū)替4PV純含聚污水后，于地層溫度下測定其標(biāo)準(zhǔn)鹽水滲透率K2，驅(qū)動速度應(yīng)小于臨界流速。驅(qū)替5PV的WH解堵劑后，反應(yīng)10h，再正向驅(qū)替標(biāo)準(zhǔn)鹽水5PV，測定其標(biāo)準(zhǔn)鹽水滲透率K3，計算滲透率恢復(fù)率 （見表4）。從表4可以看出，1號和2號巖心滲透率恢復(fù)率分別為－87.5%和8.4%，恢復(fù)效果差，這是因為解堵后還存在少量酸不溶物懸浮于酸液中產(chǎn)生二次傷害［4］。3號巖心滲透率恢復(fù)率為564.6%，這說明采用加前置液洗油后解堵返排的效果遠(yuǎn)遠(yuǎn)好于其他2種施工工藝。

表4 不同施工工藝巖心滲透率恢復(fù)影響

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果

采用加前置液洗油后解堵返排施工工藝，將WH解堵劑應(yīng)用于大慶油田某采油廠G區(qū)塊20口井的現(xiàn)場作業(yè)中，平均單井注水壓力降低1.4MPa，初期日增注31.7m3，平均有效期達(dá)到183d。對比該區(qū)塊G34井解堵前后同位素吸水剖面，發(fā)現(xiàn)吸水厚度增加了5.5m，可見經(jīng)過WH解堵劑解堵后，提高了油層的動用程度。

［1］包波，高艷麗，吳逸 .淺析含聚污水回注對油田開發(fā)的影響及相應(yīng)對策 ［J］.油氣田地面工程，2004，26（12）：26－27.

［2］潘恒民 .注聚井堵塞類型及措施效果 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2005，23（1）：45－47.

［3］鄒慶軍，何光中，劉玉，等 .含聚污水降黏新技術(shù)探討 ［J］.油氣田地面工程，2004，26（2）：85－87.

［4］孔繁華，宋吉水，劉書孟，等 .含聚污水回注對油層傷害研究 ［J］.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2001，29（2）：38－40.