肖立曉，侯吉瑞，李 婕 ；張 寧，張九然 ；梁 拓，趙 偉

（1.中國石油大學(xué)（北京）非常規(guī)油氣科學(xué)技術(shù)研究院，北京 102249；2.中國石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；3.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300450；4.大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠，黑龍江 大慶 163514）

0 前言

我國稠油資源豐富，探明地質(zhì)儲(chǔ)量已達(dá)20.6×108t，其中海上稠油儲(chǔ)量尤為豐富。稠油油藏在開發(fā)過程中，由于黏度高、流動(dòng)阻力大導(dǎo)致流速變慢，極易造成堵塞現(xiàn)象，使儲(chǔ)層滲透率下降；原油從井底流向井口過程中由于溫度和壓力下降，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分沉積，在近井地帶形成有機(jī)垢沉淀，也極易造成儲(chǔ)層有機(jī)堵塞；除此之外，儲(chǔ)層流體與入井流體的配伍性差，容易在井底形成有機(jī)、無機(jī)復(fù)合沉淀堵塞地層，為油田開發(fā)增加了許多困難［1-10］。因此，降低稠油黏度，解除近井地帶堵塞，減小流體的流動(dòng)阻力，是提高稠油油藏采收率和高效開采的關(guān)鍵。因此，研究稠油油藏解堵技術(shù)，實(shí)現(xiàn)稠油資源的高效開發(fā)利用，是當(dāng)前各大油田亟需攻克的技術(shù)難關(guān)［11-12］。

目前稠油油藏常用的解堵技術(shù)包括物理解堵技術(shù)、微生物解堵技術(shù)和化學(xué)解堵技術(shù)［13-15］。物理解堵技術(shù)是利用物理方法產(chǎn)生較大的振動(dòng)沖擊波使堵塞物松動(dòng)脫落而解堵，但存在能耗較大、施工繁瑣等缺點(diǎn)，且對(duì)地層結(jié)構(gòu)會(huì)產(chǎn)生一定程度的破壞。微生物法解堵技術(shù)主要通過微生物對(duì)原油中的重質(zhì)組分進(jìn)行降解、利用生物表面活性劑降低稠油黏度進(jìn)行采油，但難于降解結(jié)構(gòu)復(fù)雜的膠質(zhì)和瀝青質(zhì)，且微生物菌種對(duì)環(huán)境要求高、針對(duì)性強(qiáng)，因此適用范圍有限?；瘜W(xué)解堵技術(shù)見效快、工藝簡單、成本低，可以根據(jù)堵塞原因靈活選擇無機(jī)或者有機(jī)解堵劑調(diào)整配方，較為適宜于海上稠油油藏解堵技術(shù)的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。由于造成油層堵塞原因較為復(fù)雜，同時(shí)基于不同類型的油井化學(xué)解堵技術(shù)特點(diǎn)及其適用范圍，在選擇解堵技術(shù)時(shí)也需根據(jù)具體井的堵塞傷害機(jī)理選擇適當(dāng)?shù)慕舛录夹g(shù)，同時(shí)避免儲(chǔ)層二次傷害［16］。

本文以渤中25-1油田為研究背景，結(jié)合該區(qū)塊稠油油藏的物化性質(zhì)，綜合選取D11 井和D34-H 井開展實(shí)際調(diào)研。隨著D11 井的持續(xù)生產(chǎn)，井筒周圍地層的壓力和溫度均有下降的趨勢(shì)。壓力下降將使原油中的輕質(zhì)組分（溶解氣）逸出，破壞原油中的相平衡，造成原油中的重質(zhì)組分（瀝青）沉淀出來，黏度升高，流動(dòng)阻力增大，夾雜著儲(chǔ)層細(xì)微顆粒附著在地層孔隙壁及篩管上。該井投產(chǎn)初期出砂，后重新防砂完井，地層以疏松砂巖為主，生產(chǎn)過程易發(fā)生微粒分散運(yùn)移造成堵塞；原油黏滯阻力大和生產(chǎn)壓差過大會(huì)加速運(yùn)移堵塞。D11井主要堵塞類型為原油中膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重質(zhì)成分包裹無機(jī)顆粒形成的有機(jī)復(fù)合微固相堵塞，主要以解除有機(jī)堵塞為主。D34-H 井地層水水型為碳酸氫鈉型，地層水礦化度高，生產(chǎn)過程中極易形成碳酸鹽型結(jié)垢物；破膠作業(yè)對(duì)致密濾餅解除不完全，在井眼與篩管間形成固相堵塞傷害；鉆完井液的濾液侵入地層，與地層流體、巖層礦物間的不配伍性導(dǎo)致近井地帶形成堵塞，主要表現(xiàn)為無機(jī)沉積物堵塞孔喉；同時(shí)生產(chǎn)過程中由于井筒內(nèi)與地層內(nèi)物理?xiàng)l件的急劇變化，地層原油脫氣等原因引發(fā)高黏重質(zhì)原油中的重?zé)N組分析出，沉積在篩管外充填層與近井眼地帶，造成油流通道的堵塞傷害；在微粒運(yùn)移過程中目的層膠結(jié)較疏松，地層原油黏度較高，極易引發(fā)微粒運(yùn)移與地層出砂，在與有機(jī)重?zé)N沉積物復(fù)合作用下，在篩管外填充層滯留，造成堵塞傷害。D34-H 井的近井地帶、篩管與井眼間的充填層存在有機(jī)垢、無機(jī)垢和有機(jī)復(fù)合微固相堵塞。根據(jù)D11井和D34-H井的油藏性質(zhì)和不同的堵塞類型，D11 井需選用對(duì)膠質(zhì)、瀝青質(zhì)溶解性能優(yōu)良的有機(jī)解堵劑作為主處理液，解除篩管及近井地帶有機(jī)堵塞［17］，因此，需要開展瀝青和石蠟溶蝕實(shí)驗(yàn)、降黏實(shí)驗(yàn)和配伍性實(shí)驗(yàn)對(duì)有機(jī)解堵劑進(jìn)行綜合評(píng)定；D34-H 井由于有機(jī)堵塞、無機(jī)堵塞和復(fù)合微固相堵塞傷害，需采取有機(jī)清洗與非酸解堵體系相結(jié)合的解堵方法，通過溶蝕碳酸鈣實(shí)驗(yàn)、溶蝕黏土實(shí)驗(yàn)和巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)等對(duì)非酸解堵體系進(jìn)行評(píng)價(jià)［18］。以此為參考依據(jù)，研發(fā)出適用于D11 井的TC-4 有機(jī)解堵劑和適用于D34-H井的DH-1 非酸解堵體系，通過礦場(chǎng)試驗(yàn)分析解堵體系的應(yīng)用效果。通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)針對(duì)性篩選合適的解堵劑，為渤中油田乃至國內(nèi)其他稠油油藏的高效合理開采提供理論支持和技術(shù)保障。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

瀝青由渤海25-1 油田原油加工得到；蒸餾水；渤中25-1 油田明化鎮(zhèn)組地層水，碳酸氫鈉型，礦化度為10563 mg/L，離子組成（單位mg/L）為:K++Na+6457.42、HCO3-1248.97、Cl-2768.59、SO42-375.83、CO32-210.34；D11井平臺(tái)未脫水原油；D34-H平臺(tái)未脫水油樣；60#精蠟；黏土，取自D34-H 井巖心；渤海油田疏松砂巖天然巖心（過80 目篩）；N80 鋼片；碳酸鈣，工業(yè)級(jí)，廣西馬山明達(dá)新材料有限公司；鹽酸，工業(yè)級(jí)，中平能化集團(tuán)開封東大化工有限公司試劑廠；芳烴類有機(jī)溶劑L、水溶性有機(jī)溶劑S、復(fù)合油溶性有機(jī)溶劑X，工業(yè)級(jí)，東莞市源旺化工有限公司；己二醇、醇醚型表面活性劑、陰離子型表面活性劑，工業(yè)級(jí)，西安順達(dá)化學(xué)試劑有限公司；復(fù)合多羥基螯合劑、含氟絡(luò)合物，自制；CJ-1 有機(jī)解堵劑（由芳烴類有機(jī)溶劑L、醇醚型表面活性劑和己二醇組成）、YS-2有機(jī)解堵劑（由水溶性有機(jī)溶劑S、陰離子型表面活性劑和己二醇組成）、TC-4有機(jī)解堵劑（由復(fù)合油溶性有機(jī)溶劑X、醇醚型表面活性劑和己二醇組成）、DH-1解堵體系（由復(fù)合多羥基螯合劑和含氟絡(luò)合物復(fù)配而成），自制。

HH-80 數(shù)顯恒溫水浴鍋，常州市金壇大地自動(dòng)化儀器廠；TST-E804-60A 烘箱，東莞市特斯特檢測(cè)儀器有限公司；Anton Paar MCR301黏度計(jì)，常州金壇大地自動(dòng)化儀器廠；湖南湘儀H-1650 離心機(jī)，常州金壇三和儀器有限公司。

1.2 TC-4解堵劑實(shí)驗(yàn)方法

（1）瀝青溶蝕實(shí)驗(yàn)和溶蠟實(shí)驗(yàn)

將不同類型的有機(jī)溶劑、陰離子型表面活性劑/醚醚型表面活性劑和己二醇按一定比例分別配制成等量的CJ-1、YS-2 和TC-4 有機(jī)解堵劑。取10 mL CJ-1、YS-2 和TC-4 有機(jī)解堵劑置于25 mL 量筒中，分別放入5 g 瀝青，將量筒放入50℃（模擬地層溫度）水浴中靜置2 h。將剩余瀝青取出并用蒸餾水沖洗干凈，置于烘箱中烘干，稱量剩余瀝青質(zhì)量，計(jì)算瀝青溶蝕率。同樣，取10 mL CJ-1、YS-2 和TC-4有機(jī)解堵劑置于25 mL量筒中，分別放入5 g石蠟，50℃水浴中靜置50 min，將剩余石蠟取出并用蒸餾水沖洗干凈，烘干后稱量剩余石蠟質(zhì)量，計(jì)算溶蠟率。

（2）有機(jī)解堵劑降黏實(shí)驗(yàn)

在溫度為50℃、剪切速率為7 s-1的條件下，使用黏度計(jì)測(cè)定D11井未脫水原油黏度。然后分別將原油和有機(jī)解堵劑按質(zhì)量比1∶1 混合，測(cè)量混合后原油的黏度，計(jì)算降黏率。

（3）配伍性實(shí)驗(yàn)

在瀝青溶蝕實(shí)驗(yàn)中，將剩余瀝青從TC-4有機(jī)解堵劑中取出，然后將TC-4有機(jī)解堵劑的剩余殘液均分成6 等分放入25 mL 試管中，分別按質(zhì)量比1∶1、2∶1和1∶2加入地層水和D11井平臺(tái)未脫水原油，蓋上瓶塞，上下左右搖晃200 下使其充分乳化，置于50℃水浴中靜置，每隔一段時(shí)間取出，觀察是否有沉淀和乳狀液產(chǎn)生。

1.3 DH-1解堵體系實(shí)驗(yàn)方法

（1）溶蝕碳酸鈣實(shí)驗(yàn)

稱取1 g 碳酸鈣放入燒杯1 中，倒入20 mL DH-1非酸解堵體系，稱量燒杯1和混合體系的總質(zhì)量m1；同樣，在另一個(gè)燒杯2 中稱取1 g 碳酸鈣后倒入20 mL 10%鹽酸溶液，稱量燒杯2 和混合體系的總質(zhì)量m3，將兩個(gè)燒杯同時(shí)放入50℃烘箱中，每隔15 min 取出燒杯，分別稱量燒杯1 和混合體系的總質(zhì)量m2，燒杯2 和混合體系的總質(zhì)量m4，根據(jù)公式（m1-m2）/m1×100%計(jì)算DH-1 非酸解堵體系對(duì)碳酸鈣的溶蝕率，（m3-m4）/m3×100%計(jì)算10%鹽酸對(duì)碳酸鈣的溶蝕率。每組樣品以90 min為結(jié)點(diǎn)，共進(jìn)行6次溶蝕率計(jì)算。

（2）溶蝕黏土實(shí)驗(yàn)

稱取兩份黏土各1 g 置于兩個(gè)燒杯中，分別加入20 mL DH-1非酸解堵體系和10%鹽酸，將燒杯同時(shí)放入50℃烘箱中，每隔30 min 取出燒杯中的黏土，用蒸餾水沖洗干凈并置于烘箱中烘干，稱量剩余黏土的質(zhì)量，計(jì)算黏土溶蝕率。每組樣品以240 min為結(jié)點(diǎn)，共進(jìn)行8次溶蝕率計(jì)算。

（3）巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)

取兩塊渤海油田疏松砂巖天然巖心，測(cè)定其滲透率K0和孔隙體積；在驅(qū)替溫度50℃下，分別用DH-1 非酸解堵體系和10%鹽酸作為驅(qū)替液進(jìn)行巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)。驅(qū)替過程中記錄出液量，當(dāng)驅(qū)替液注入量為2 PV時(shí)結(jié)束驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，然后取出巖心并測(cè)量滲透率K，計(jì)算驅(qū)替后滲透率增加倍比K/K0。

（4）腐蝕速率的測(cè)定

測(cè)量鋼片原始質(zhì)量m1和表面積A，按照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5405—1996《酸化用緩蝕劑性能試驗(yàn)方法及評(píng)價(jià)指標(biāo)》，每平方厘米鋼片用DH-1非酸解堵體系20 mL，向燒杯中加入DH-1非酸解堵體系，然后將鋼片放入燒杯，在50℃烘箱中反應(yīng)4 h，取出剩余鋼片然后用蒸餾水沖洗干凈，烘干后稱量剩余鋼片質(zhì)量m2，按106×（m2-m1）/（4A）計(jì)算鋼片的腐蝕速率v［19］。

（5）配伍性實(shí)驗(yàn)

稱取25 mL DH-1 非酸解堵體系于50 mL 試管中，加入25 mL 已預(yù)熱原油（D34-H 平臺(tái)未脫水油樣），蓋上瓶塞。上下左右用力搖晃約200下使其混合均勻，置于50℃恒溫水浴中靜置沉降2 h，取出試管，讀出析出的液體體積，計(jì)算乳狀液破乳率。

2 結(jié)果與討論

2.1 TC-4有機(jī)解堵劑的性能

2.1.1 對(duì)瀝青和石蠟的溶蝕效果

瀝青和石蠟在CJ-1、YS-2 和TC-4 有機(jī)解堵劑中的溶蝕率見表1。TC-4有機(jī)解堵劑溶蝕瀝青和石蠟?zāi)芰σh(yuǎn)遠(yuǎn)強(qiáng)于其他兩個(gè)有機(jī)解堵劑。TC-4 有機(jī)解堵劑中的有機(jī)溶劑是一種復(fù)合油溶性有機(jī)溶劑，溶解能力遠(yuǎn)遠(yuǎn)強(qiáng)于CJ-1 和YS-2 有機(jī)解堵劑中的有機(jī)溶劑。根據(jù)溶劑萃取技術(shù)中的“相似相溶”原理，TC-4有機(jī)解堵劑可以更大程度地剝離和分散近井地帶的有機(jī)垢，將有機(jī)垢中的瀝青和石蠟等有機(jī)物沉淀萃取出來；同時(shí)TC-4有機(jī)解堵劑中特有的表面活性劑使體系潤濕反轉(zhuǎn)能力加強(qiáng)，表面活性劑基團(tuán)可以與瀝青等有機(jī)物的極性基團(tuán)發(fā)生化合作用形成水溶性有機(jī)鹽物質(zhì)，清除表面吸附的瀝青、石蠟等油溶性雜質(zhì)，提高對(duì)瀝青、石蠟的溶蝕能力［20-22］。

表1 瀝青和石蠟在3種有機(jī)解堵劑中的溶蝕效果

2.1.2 降黏效果

進(jìn)行稠油油藏解堵作業(yè)的關(guān)鍵是降低稠油黏度。50℃下D34-H 平臺(tái)未脫水油樣的黏度為478.4 mPa·s。3 種有機(jī)解堵劑CJ-1、YS-2 和TC-4 在50℃下對(duì)原油的降黏率分別為94.45%、95.92%和99.12%。TC-4 有機(jī)解堵劑的降黏效果優(yōu)于其他兩種有機(jī)解堵劑。一方面由于TC-4 有機(jī)解堵劑中的復(fù)合油溶性有機(jī)溶劑對(duì)原油中的大分子（膠質(zhì)、瀝青質(zhì)）溶解能力強(qiáng)，另一方面TC-4 解堵劑的有機(jī)溶劑和表面活性劑復(fù)配后能更好地催化裂解膠質(zhì)和瀝青質(zhì)，打斷分子之間的相互作用力從而破壞堆積締合結(jié)構(gòu)，顯著降低稠油黏度，從而降低流動(dòng)阻力，增強(qiáng)稠油流動(dòng)性［23］。

2.1.3 與地層水和原油的配伍性

TC-4 有機(jī)解堵劑溶解瀝青后的剩余殘液與地層水和D11井平臺(tái)未脫水原油分別按體積比1∶1、2∶1 和1∶2 混合，在50℃水浴中靜置2、4、12、24 h 后均無沉淀和乳狀液產(chǎn)生。解堵劑殘液與地層水和原油的配伍性良好，無沉淀現(xiàn)象，也不會(huì)發(fā)生解堵后剩余殘液的乳化反應(yīng)，有利于殘液的排出，不會(huì)對(duì)地層造成二次污染。

綜合以上3 組實(shí)驗(yàn)可見，TC-4 有機(jī)解堵劑對(duì)瀝青和石蠟的溶蝕能力以及降黏效果均強(qiáng)于CJ-1 和YS-2 有機(jī)解堵劑，而且TC-4 有機(jī)解堵劑溶解瀝青后的剩余殘液與地層水和原油的配伍性好，不會(huì)產(chǎn)生儲(chǔ)層傷害和地層污染。因此選用TC-4 有機(jī)解堵劑作為主處理液來解除存在于D11井近井地帶的有機(jī)堵塞問題。

2.2 DH-1非酸解堵體系的性能

2.2.1 對(duì)碳酸鈣的溶蝕效果

DH-1 非酸解堵體系和10%鹽酸溶液對(duì)碳酸鈣的溶蝕效果如圖1所示。10%鹽酸體系對(duì)碳酸鈣的溶蝕率表現(xiàn)為先急劇增加后緩慢增加至基本保持不變，DH-1非酸解堵體系則表現(xiàn)為勻速增加直至保持穩(wěn)定。10%鹽酸的溶蝕率很高，反應(yīng)速率迅速，在45 min 時(shí)已經(jīng)達(dá)到90%，后期由于碳酸鈣中存在少量鹽酸不溶物而最終保持在90%；DH-1非酸解堵體系對(duì)碳酸鈣的溶蝕率穩(wěn)定上升，在75 min時(shí)才能達(dá)到平衡，最高溶蝕率為80%，溶蝕率較低，溶蝕效果溫和。10%鹽酸對(duì)碳酸鈣的溶蝕率大于DH-1 非酸解堵體系，且在反應(yīng)初期溶蝕率隨時(shí)間增加而迅速增大。在酸鹽反應(yīng)中，鹽酸與碳酸鈣反應(yīng)程度高，溶蝕能力強(qiáng)，極易造成砂體結(jié)構(gòu)的嚴(yán)重破壞，導(dǎo)致儲(chǔ)層骨架的損壞。DH-1 非酸解堵體系與碳酸鈣的作用時(shí)間較長，相對(duì)常規(guī)鹽酸體系來說溶蝕速率低，有效作用距離長，不僅表現(xiàn)出良好的緩速性能，而且對(duì)因過度溶蝕造成的儲(chǔ)層巖石骨架破壞有一定的抑制作用。

圖1 DH-1非酸解堵體系和10%鹽酸溶液對(duì)碳酸鈣的溶蝕效果

2.2.2 對(duì)黏土的溶蝕效果

由于目的層為疏松砂巖，在開采過程中儲(chǔ)層巖石砂體膠結(jié)性差，極易被破壞，產(chǎn)生微粒運(yùn)移和地層出砂現(xiàn)象，破壞巖石骨架甚至使儲(chǔ)層坍塌。50℃下DH-1 非酸解堵體系和10%鹽酸溶液對(duì)黏土的溶蝕效果見圖2。10%鹽酸溶液對(duì)黏土的溶蝕率在50 min 內(nèi)急劇增加然后緩慢上升，在150 min 達(dá)到100%；DH-1 非酸解堵體系對(duì)黏土的溶蝕率始終處于緩慢增加趨勢(shì)，240 min 的溶蝕率達(dá)到40%。DH-1 非酸解堵體系對(duì)黏土的溶蝕率遠(yuǎn)小于10%鹽酸體系。鹽酸在150 min 時(shí)已完全溶蝕碳酸鈣，酸巖反應(yīng)程度高，溶蝕作用強(qiáng)烈而迅速，容易造成砂體結(jié)構(gòu)的嚴(yán)重破壞；而DH-1 非酸解堵體系溶蝕速率緩慢，持續(xù)時(shí)間長，不會(huì)對(duì)地層骨架造成嚴(yán)重的溶蝕作用而產(chǎn)生二次傷害。對(duì)碳酸鈣和黏土的溶蝕實(shí)驗(yàn)表明DH-1非酸解堵體系具有良好的高效緩速性能，在解除黏土分散運(yùn)移過程中形成的無機(jī)垢沉淀的同時(shí)又不會(huì)對(duì)地層骨架造成嚴(yán)重的溶蝕，對(duì)巖心的改造效果明顯。

圖2 DH-1非酸解堵體系和10%鹽酸溶液對(duì)黏土的溶蝕效果

2.2.3 對(duì)天然巖心滲透率的影響

對(duì)天然巖心滲透率的提高能力是評(píng)價(jià)解堵體系對(duì)巖心改造效果的一項(xiàng)重要指標(biāo)［24］。DH-1 非酸解堵體系和10%鹽酸溶液對(duì)渤海油田疏松砂巖儲(chǔ)層天然巖心滲透率的影響見表2。用10%鹽酸對(duì)巖心進(jìn)行驅(qū)替，巖心滲透率增加倍比為1.64，而DH-1非酸解堵體系的增加倍比為6.13。鹽酸溶蝕率極強(qiáng)，對(duì)巖心骨架造成嚴(yán)重破壞，導(dǎo)致流體運(yùn)移過程中嚴(yán)重的微粒運(yùn)移傷害，從而造成滲透率增加倍比下降；而具有高效緩速作用的DH-1 非酸解堵體系在不破壞巖心骨架結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上擴(kuò)大解堵半徑，顯著提高巖心滲透率，從而解除由于微粒運(yùn)移與地層出砂造成的固相堵塞，達(dá)到解堵的目的。

2.2.4 腐蝕性

解堵體系在解堵過程中要與地下管道等含鐵物質(zhì)接觸，不可避免地會(huì)對(duì)設(shè)備、管柱產(chǎn)生腐蝕從而減少其使用壽命。產(chǎn)生的Fe3+進(jìn)入儲(chǔ)層后產(chǎn)生二次沉淀，返排液中的Fe3+會(huì)加強(qiáng)油水乳化作用，導(dǎo)致油水分離困難。因此，評(píng)價(jià)解堵體系的腐蝕性至關(guān)重要。50℃下鋼片在DH-1非酸解堵體系中放置4 h的腐蝕速率為0.186 g/（m2·h），緩蝕率達(dá)到98.79%，且無點(diǎn)蝕現(xiàn)象產(chǎn)生，緩蝕效果良好。由于DH-1 非酸解堵體系在水中逐步電離出H+和F-，體系pH 值較高，體系中的螯合劑及含氟絡(luò)合物具有羥基、羧基等結(jié)構(gòu)，能與Fe3+發(fā)生螯合反應(yīng)形成吸附層，阻止金屬表面腐蝕，緩蝕性能良好［25］。

2.2.5 與原油的配伍性

DH-1非酸解堵體系不僅要有良好的除垢、緩速和緩蝕性能，而且要保證在地層中能有效破乳，不產(chǎn)生二次沉淀造成儲(chǔ)層污染。DH-1 非酸解堵體系與原油以體積比1∶1 混合后能發(fā)生乳化作用，配伍性好，未產(chǎn)生任何沉淀現(xiàn)象。50℃下靜置2 h 后可以觀察到體系溶液和原油完全分離，破乳率達(dá)到100%。因此DH-1非酸解堵體系注入地層不會(huì)產(chǎn)生乳化現(xiàn)象，有利于非酸解堵體系殘液的排出。

綜合以上5組實(shí)驗(yàn)可見，DH-1非酸解堵體系能很好地解除碳酸鹽巖結(jié)垢物和分散運(yùn)移過程中形成的無機(jī)垢沉淀，可較好地改造儲(chǔ)層滲透率，緩速性能優(yōu)良，對(duì)地層骨架不會(huì)造成嚴(yán)重的破壞。同時(shí)，DH-1 非酸解堵體系緩蝕性能良好，可避免鐵質(zhì)腐蝕造成的二次堵塞；與原油的配伍性好，在運(yùn)移過程中能及時(shí)破乳，有助于解堵后反應(yīng)殘液的排出。因此，DH-1非酸解堵體系可用于解除D34-H井的無機(jī)固相堵塞。

2.3 礦場(chǎng)應(yīng)用

2.3.1 明化鎮(zhèn)組油井簡介

渤中油田明下段儲(chǔ)層埋藏淺，成巖程度低，具有粒間孔隙發(fā)育、連通喉道大、連通性好等特點(diǎn)。平均孔隙度為31%，滲透率為2715.5×10-3μm2，油層含油飽和度63%，屬于特高孔隙度和特高滲透率油藏。地面原油具有密度高、黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量中等、含蠟量低、凝固點(diǎn)低的特點(diǎn)，在50℃時(shí)的平均黏度為478.4 mPa·s，屬常規(guī)稠油。其中，目標(biāo)井位D11 井所在油藏膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量為18.43%，含蠟量4.75%；D34-H 井所在油藏膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量19.84%，含蠟量9.56%。

2.3.2 D11井礦場(chǎng)應(yīng)用效果

結(jié)合D11井具體井況，選用對(duì)石蠟、瀝青溶解性能優(yōu)良的TC-4有機(jī)解堵劑作為主處理液，解除篩管及近井地層有機(jī)堵塞，同時(shí)使用柴油作為頂替液，采用分層解堵工藝進(jìn)行。D11 井解堵前日產(chǎn)液量35.5 m3，日產(chǎn)油量18.7 m3，含水率47.4%，與鄰井相比產(chǎn)量明顯較低；采液指數(shù)8.2 m3/MPa，與該井2015年酸化后的采液指數(shù)16.2 m3/MPa 相差較大。使用TC-4 解堵劑初期日產(chǎn)液量約80 m3，日產(chǎn)油量約25 m3，含水率70%。使用解堵劑15 d 后，日產(chǎn)液量約60 m3，日產(chǎn)油量增至約30 m3，含水率約50%。與解堵前相比，日產(chǎn)油量增加11.3 m3。TC-4有機(jī)解堵劑能較好地解除D11井有機(jī)堵塞，提高油井產(chǎn)油量。

2.3.3 D34-H井礦場(chǎng)應(yīng)用效果

針對(duì)D34-H井復(fù)雜堵塞情況，利用TC-4有機(jī)解堵劑進(jìn)行有機(jī)清洗和DH-1非酸解堵體系相結(jié)合的方法進(jìn)行解堵作業(yè)。TC-4 有機(jī)解堵劑首先浸泡并清除有機(jī)重?zé)N沉積物形成的有機(jī)堵塞，同時(shí)充分暴露無機(jī)固相堵塞物，以便DH-1 非酸解堵體系對(duì)無機(jī)固相堵塞進(jìn)行溶蝕與清除。D34-H井堵塞前日產(chǎn)液量15.0 m3，日產(chǎn)油量14.8 m3，含水率1.3%。由于現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)過程中突然過載停機(jī)，啟井不成功，初步判斷由于D34-H 油井堵塞導(dǎo)致停產(chǎn)，因此對(duì)D34-H油井進(jìn)行解堵作業(yè)。解堵初期日產(chǎn)液量60 m3，含水率100%；使用解堵劑8 d 后，日產(chǎn)液量下降至約35 m3，日產(chǎn)油量增至約30 m3，含水率15%，較解堵前期日產(chǎn)油量增加了30 m3、含水率降低85%。目前，日產(chǎn)液量32.4 m3，日產(chǎn)油量30.62 m3，含水率降至5.5%，基本恢復(fù)堵塞前含水率水平。由此可見，利用TC-4有機(jī)解堵劑進(jìn)行有機(jī)清洗和DH-1非酸解堵體系相結(jié)合的解堵方法可以解除無機(jī)固相堵塞和有機(jī)堵塞，對(duì)D34-H井的解堵效果明顯。

3 結(jié)論

渤中油田明化鎮(zhèn)組D11 井堵塞類型為膠質(zhì)、瀝青質(zhì)等重質(zhì)成分沉積形成的有機(jī)堵塞，D34-H 井堵塞類型為有機(jī)堵塞、無機(jī)堵塞和有機(jī)復(fù)合微固相堵塞。TC-4 有機(jī)解堵劑對(duì)瀝青和石蠟的溶蝕能力及降黏效果較好，對(duì)儲(chǔ)層的傷害小，適于解除存在于D11井近井地帶的有機(jī)堵塞問題；DH-1非酸解堵體系具有良好的緩速、緩蝕和溶垢能力，對(duì)巖石骨架不會(huì)造成嚴(yán)重的破壞，與原油的配伍性好，在運(yùn)移過程中能夠及時(shí)破乳，適于解除D34-H井的無機(jī)固相堵塞。兩種解堵體系在礦場(chǎng)應(yīng)用的解堵效果明顯，D11井和D34-H井日產(chǎn)油量、日產(chǎn)液量和含水率基本恢復(fù)至解堵前水平。