張曉冉，王傳軍，韓玉貴，趙 鵬，苑玉靜

（中海石油（中國(guó)）有限公司 天津分公司，天津300452）

海上L油田在弱凝膠驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中，由于弱凝膠體系具有較強(qiáng)的黏彈性和吸附性，會(huì)在井筒內(nèi)壁以及射孔層內(nèi)壁上產(chǎn)生部分滯留和結(jié)塊，長(zhǎng)期沉積后會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層堵塞損害，特別是L油田儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、儲(chǔ)層厚度大，中低滲透儲(chǔ)層傷害更為明顯，儲(chǔ)層滲透性能下降幅度較大，嚴(yán)重影響了油田開(kāi)發(fā)效果，降低原油的產(chǎn)量。國(guó)內(nèi)外化學(xué)驅(qū)油田注入井解堵技術(shù)主要有氧化解堵、熱解堵、壓裂解堵等物理、化學(xué)方式[1-5]。本文通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)分析了海上L油田弱凝膠驅(qū)后注入井堵塞物成分，并結(jié)合國(guó)內(nèi)外解堵技術(shù)開(kāi)展解堵策略研究，尋找高效安全及有效期長(zhǎng)的解堵方式，為海上L油田中低滲透層解堵提供有力的技術(shù)支持。

1 堵塞物組成分析

L油田弱凝膠注入井剖面資料分析結(jié)果表明，80%注入井在弱凝膠驅(qū)后中低滲透儲(chǔ)層吸液厚度與弱凝膠驅(qū)前相比有所降低，平均吸液厚度降低幅度達(dá)到40%，吸液量明顯減少。L油田注入體系采用在聚合物溶液中加入有機(jī)鉻交聯(lián)劑的方式，形成有一定強(qiáng)度和流動(dòng)性的弱凝膠體系，同時(shí)由于儲(chǔ)層條件為疏松砂巖，注入過(guò)程中易發(fā)生微粒運(yùn)移，與弱凝膠相互作用容易形成結(jié)構(gòu)復(fù)雜的堵塞物。利用室內(nèi)實(shí)驗(yàn)方式分析L油田A1井大修返出堵塞物成分，主要為水含量49.78%，聚合物含量31.29%，原油含量5.64%，酸可溶物含量8.57%，泥質(zhì)含量4.72%。堵塞物中聚合物含量相對(duì)較高，掃描電鏡成像顯示，堵塞物為具有一定交聯(lián)結(jié)構(gòu)的聚合物凝膠包裹黏土顆粒和無(wú)機(jī)晶核形成的復(fù)雜結(jié)構(gòu)，部分結(jié)構(gòu)還有原油包裹。這種結(jié)構(gòu)具有較高的強(qiáng)度，會(huì)嚴(yán)重堵塞注入管柱、篩網(wǎng)以及近井地帶儲(chǔ)層。

2 儲(chǔ)層解堵技術(shù)研究

根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)注入方案，結(jié)合L油田每米儲(chǔ)層注弱凝膠強(qiáng)度和弱凝膠體系成膠時(shí)間，計(jì)算注入井油層堵塞半徑約為5～10m，其中堵塞較強(qiáng)的范圍為3～5m。常規(guī)酸化解堵工藝注入解堵劑時(shí)解堵效果有限，有效期短。從目前國(guó)內(nèi)外運(yùn)用于注聚井的解堵技術(shù)來(lái)看，常用解堵技術(shù)包括化學(xué)氧化解堵、電加熱解堵和深穿透復(fù)合解堵[6-10]。

實(shí)驗(yàn)材料 甲酸、乙酸、HCl、HF、（NH4）2S2O8、多氫酸，均為分析純，南京化學(xué)試劑公司；氧化劑YH-1、YH-2、擴(kuò)孔液為實(shí)驗(yàn)室自主合成；弱凝膠體系中聚合物為部分水解HPAM，大慶煉化生產(chǎn)，交聯(lián)劑為自主合成改性酚醛樹(shù)脂；井筒返排堵塞物取自大修作業(yè)時(shí)工具上附著物。

實(shí)驗(yàn)儀器DV-II+PRO旋轉(zhuǎn)粘度計(jì)（美國(guó)博勒飛公司）；填砂管模型（自主研發(fā)鋼管模型）；恒溫箱（海安石油科研儀器有限公司）。

2.1 電加熱解堵

井下電加熱解堵是利用電能轉(zhuǎn)化為熱能，利用集膚效應(yīng)原理，在井下的管線兩端加上不同功率的交流電使管線內(nèi)的注入水升溫，降解注入管柱和近井地帶的堵塞物，達(dá)到井下解堵的目的，如圖1所示。

電加熱法選擇性強(qiáng)，解堵效果均勻，對(duì)地層污染小，避免了對(duì)地層的二次傷害，一般加熱范圍有限，解堵作用時(shí)間較長(zhǎng)。

圖1 井下電加熱解堵示意圖Fig.1 Schematic diagram of plugging removal by underground electric heating

結(jié)合L油田注入井儲(chǔ)層實(shí)際情況，設(shè)計(jì)理論模型并開(kāi)展數(shù)值模擬，計(jì)算井下電加熱形成的溫度場(chǎng)。井下電加熱法加熱油層溫度和范圍主要取決于電功率和水交換速度。水交換速度為40m3·d-1時(shí)，功率200kW加熱半年，油層溫度可達(dá)90℃以上，有效加熱范圍可以達(dá)到10m以上。功率提升至400kW加熱半年，水交換速度保持不變，油層溫度和有效加熱范圍提升并不明顯。水交換速度降粘20m3·d-1時(shí)，功率200kW加熱半年，油層溫度可達(dá)114℃，有效加熱范圍可以達(dá)到5m以上。因此，綜合經(jīng)濟(jì)效益及現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況，推薦井下電加熱解堵時(shí)，電功率200kW以上，水交換速度控制在20m3·d-1以?xún)?nèi)（通過(guò)節(jié)流短節(jié)控制），加熱4～6個(gè)月。

將A1井弱凝膠堵塞物與不同粒徑的石英砂混合后裝入填砂管模型，放置在不同溫度（100℃、120℃）恒溫箱內(nèi)加熱，定時(shí)取出冷卻后測(cè)定模型殘余阻力系數(shù)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 加熱解堵評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.1 Experimental results of plugging removal by heating

由表1結(jié)果表明，模型殘余阻力系數(shù)隨加熱時(shí)間的增大而減小，100～120℃高溫處理72h，殘余阻力系數(shù)由45～48降低至30以下，解堵效率可達(dá)40%～50%。說(shuō)明加熱升溫處理能夠有效緩解地層堵塞，電加熱處理溫度越高、高溫處理時(shí)間越長(zhǎng)，地層解堵效率越高。

2.2 化學(xué)解堵

目前，注聚油田常用的化學(xué)解堵方式是采用強(qiáng)氧化劑降解大分子聚合物，使大分子長(zhǎng)鏈斷裂為多個(gè)小分子短鏈，降低堵塞物粘度，提高近井地帶流動(dòng)性，從而解除聚合物類(lèi)堵塞。對(duì)于堵塞物中強(qiáng)氧化劑無(wú)法解除的無(wú)機(jī)類(lèi)堵塞，最方便最有效的方法是使用酸液溶解無(wú)機(jī)堵塞物，提高傷害區(qū)域儲(chǔ)層滲透率。通過(guò)室內(nèi)靜態(tài)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，測(cè)試不同解堵劑對(duì)高濃度弱凝膠體系和注入形成的反排液的降解效果。取不同濃度的聚合物凝膠以及模擬注入形成的返排液作為地層堵塞物，如圖2，按固定比例將其與解堵劑混合，密封后置于60℃的水浴鍋中反應(yīng)，12h后測(cè)定溶液粘度。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

圖2 模擬地層堵塞物照片F(xiàn)ig.2 Picture of simulated formation plugging material

表2 不同酸液降解模擬堵塞物實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.2 Experimental results of different acid degradation simulation of plugging material

表2 結(jié)果表明，甲酸、乙酸、過(guò)硫酸鹽和自制氧化劑均能較有效降解3種模擬地層堵塞物，對(duì)不同濃度弱凝膠體系的降粘率為85%～91%，對(duì)模擬返排液的降粘率可以達(dá)到74%～87%左右，（NH4）2S2O8和氧化劑YH-1對(duì)不同體系降粘率最高。單獨(dú)使用HCl等無(wú)機(jī)酸對(duì)3種模擬地層堵塞物的降解能力較差。

2.3 深穿透復(fù)合解堵

對(duì)于堵塞深度較大、油層特性較差和優(yōu)勢(shì)滲流通道發(fā)育的井，可采用分層深穿透增壓解堵工藝。采用低壓泵注清洗液，優(yōu)先解除近井儲(chǔ)層堵塞；高壓泵注降阻壓裂液并提高施工排量和壓力，在儲(chǔ)層污染帶中形成具有一定尺寸的人工裂縫，擴(kuò)大改造半徑，并為擴(kuò)孔液進(jìn)入深部?jī)?chǔ)層提供通道；高壓泵注緩釋、緩速、高鰲合性能擴(kuò)孔液，使其沿人工裂縫進(jìn)入儲(chǔ)層深部以解除深部聚合物堵塞，改善儲(chǔ)層深部的孔隙通道，同時(shí)延伸裂縫，增加泄流面積，降低地層滲流阻力。

測(cè)試自主研發(fā)擴(kuò)孔液對(duì)弱凝膠體系的降粘率，在60℃條件下，配制5000×10-6現(xiàn)場(chǎng)在用弱凝膠體系，并與自主研發(fā)擴(kuò)孔液混合，測(cè)試不同時(shí)間體系粘度，結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 擴(kuò)孔液對(duì)聚合物溶液的降解結(jié)果Tab.3 Degradation of polymer solution by reaming solution

表3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在反應(yīng)0.5h后降解率可以達(dá)到99%以上，2h后體系粘度降至1.8mPa·s，降粘率達(dá)99.7%，降解效果較好。

結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)井筒返排堵塞物成分分析結(jié)果，配制模擬弱凝膠堵塞物，測(cè)試擴(kuò)孔液對(duì)弱凝膠體系的降粘率，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 擴(kuò)孔液對(duì)交聯(lián)聚合物降解實(shí)驗(yàn)Fig.3 Degradation of cross-linked polymers by reaming fluid

由圖3實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，反應(yīng)期間體系pH值維持10.1，擴(kuò)孔液與模擬聚合物垢樣恒溫反應(yīng)3h后，模擬弱凝膠膠團(tuán)垢樣消失，殘余部分紅色絮狀物，12h后紅色絮狀物基本消失。數(shù)值模擬結(jié)果表明，采用深穿透解堵技術(shù)在L油田儲(chǔ)層條件下，采用2m3·min-1排量下注入30mPa·s降阻壓裂液及擴(kuò)孔液模擬50m2裂縫形態(tài)，儲(chǔ)層解堵長(zhǎng)度可以達(dá)到12m以上，可以有效解決儲(chǔ)層深部堵塞問(wèn)題。

3 結(jié)論

（1）海上L油田弱凝膠注入井的堵塞物成分主要為水和聚合物凝膠，分別占比49.78%和31.29%，酸可溶物含量8.57%，泥質(zhì)含量4.72%。掃描電鏡成像顯示堵塞物為具有一定交聯(lián)結(jié)構(gòu)的聚合物凝膠包裹黏土顆粒和無(wú)機(jī)晶核形成的復(fù)雜結(jié)構(gòu)，部分結(jié)構(gòu)還有原油包裹。這些具有較高強(qiáng)度的堵塞注入管柱、篩網(wǎng)以及近井地帶儲(chǔ)層。

（2）結(jié)合L油田儲(chǔ)層條件，采用電加熱解堵工藝100～120℃高溫處理72h，解堵效率可達(dá)40%～50%。自制氧化劑YH-1對(duì)弱凝膠體系和模擬堵塞物降解率達(dá)87%～92%。深穿透解堵工藝擴(kuò)孔體系對(duì)模擬聚合物垢樣降解率達(dá)99%，儲(chǔ)層解堵長(zhǎng)度可以達(dá)到12m以上，可以較好地改善中低滲儲(chǔ)層堵塞問(wèn)題。