肖家宏

（中油遼河油田錦州采油廠，遼寧 錦州 121209）

1 立項背景

錦16 塊聚/表復合驅工業(yè)化試驗自2006 年11 月著手立項，2011 年4 月正式轉注，經過近10 年的轉驅試驗，日產油量驟降，試驗已進入后期，在注聚及生產兩端問題也逐步顯現出來。

1.1 注聚端吸聚剖面不均日益嚴重

隨著注聚的不斷深入，單井吸聚厚度已降至70%左右。通過測試，注聚井中約有1/3 存在吸聚差異，部分層吸聚差或者基本不吸聚。目前機械分注工藝只能滿足2級分層注聚，無法滿足低粘損下的3 級及以上分層注聚，而常規(guī)的調剖通常采取籠統(tǒng)注入，藥劑易進入非目的層，存在藥劑浪費及污染非目的層的問題。

1.2 注聚生產兩端受聚合物堵塞影響日益嚴重

注聚端壓力逐步升高，注聚端壓力高于8MPa 的注聚井已達11 口，占總井數的40.7%。采出端液量逐步降低，日產液小于15t/d 的油井有14 口，占總開井數25.9%。而目前酸化解堵技術無法有效解除以聚合物為主的有機無機復雜堵塞。

1.3 采出端受效井含水、含聚逐年升高

綜合含水上升90%以上，平均單井產聚濃度由上升至500ppm，產出液高含水高含聚，一是增加聯合站水處理的費用，造成成本浪費；二是聚合物在采出端采出，形成無效驅替，造成聚合物藥劑的浪費。以往針對上述問題開展過消聚堵水技術的試驗應用，但其存在施工工藝復雜，措施效果有效率低的問題。

為改善試驗后期開采效果，開展《錦16 塊聚/表復合驅試驗后期改善開采效果配套工藝技術》研究。

2 研究內容及技術創(chuàng)新點

2.1 技術路線

一是開展機械及化學方法配套技術研究實現精準注聚，改善注聚端吸聚剖面，解決吸聚不均問題；二是研制新型解堵體系，解決注聚采出兩端復雜堵塞問題；三是改進消聚堵水技術配方及施工工藝，實現高效消聚堵水。

2.2 研究內容

2.2.1 多級偏心分層注聚

目前已形成的偏心分層注水管柱和同心分層注水管柱配注器采用噴嘴降壓機構，聚合物粘損較大，偏心配水器噴嘴前后剪切率可達45%，同心配水器剪切率可達30%，上述兩種配水器均不能滿足現場低粘損眼球，針對常規(guī)分注水嘴粘損較高問題，研制低剪切可調注聚水嘴。

可調注聚堵塞器的運動機構動作應靈活，凸輪高出支撐座2.2mm，進出工作筒偏孔順利，密封圈密封可靠。通過可調注聚水嘴來控制各分層的注聚壓力，從而達到控制注聚量的目的。節(jié)流芯最多15 節(jié)，與配注器的偏心孔內壁建立波浪式過流通道，在油管內相同壓力下，節(jié)流芯的槽數越多，節(jié)流壓差越大，高滲透層內聚合物推進的速度就越慢，封堵效果就越好。并且可以根據各層的參數，選擇不同的節(jié)數，來取得全井段平衡注聚。

1.材質篩選。為保證所研制工具適用于多種化學驅條件下的注入井，如聚8 表復合驅、堿驅、聚表堿三元復合驅等，對調節(jié)元件表面進行了防腐防垢處理，可有效提高調節(jié)元件的適用壽命。通過對材質進行優(yōu)選，最終決定采用耐堿防垢聚四氟乙烯涂層工藝，降低聚合物流動阻力，延長節(jié)流芯使用周期 。

聚四氟乙烯涂層表面自由能在22-30 mJ/m2，摩擦系數在0.3-0.5 之間，由于分子結構致密，鍍膜堅硬，能夠長期承受酸、堿、鹽及各種溶劑的浸泡，涂層表面自由能及摩擦系數低，具有防止污物駐留的性質及較強的憎水性，可使垢質難以附著在涂層表面，使用壽命在6 個月以上。

2.流量-壓差、流量-粘損實驗。流量控制在70m3/d 時，注聚水嘴最大節(jié)流壓差2.5MPa，對聚合物溶液粘損率小于9.2%。流量控制在40m3/d時，注聚水嘴最大節(jié)流壓差1.2MPa，對聚合物溶液粘損率小于5.2%。

3.單向流式配注聚器。同時針對注聚井停注后地層返吐聚合物堵塞配注器問題，設計并研制了單向流式配注聚器，承壓40.7MPa，耐溫91.6℃，通過試驗系統(tǒng)評價出口粘損僅為小于7%，可以滿足現場使用要求。

典型井例：錦2-6-A226，該井2019 年10 月15 日開展三級偏心分注技術試驗，試驗前井組產油量13.3t，實施后最高上升至25.7t，含水由95.38%降至93.86%，階段增油833.16t。

2.2.2 精準選層調剖技術

利用吸聚剖面測試結果，對強吸聚目的層進行有針對性的封堵，實現精準選層調剖，通過合理優(yōu)化參數設計，單井節(jié)約藥劑費用30%以上。通過查找吸聚剖面測試資料找到強吸聚層，利用封隔器或者橋塞對非目的層進行封堵，對目地層進行調剖，以提高整體調剖效果實現精準選層調剖。同時從現場配置安全考慮，選擇酚醛預聚體作為交聯劑作開展研究。

聚合物質量分數對成膠時間有較大的影響，聚合物質量分數越高，成膠速度越快，成膠粘度越大。原因在于，聚合物質量分數越高，聚合物分子鏈與交聯劑發(fā)生碰撞的機會越大，形成的分子鏈纏繞越多，成膠液粘度增大。

隨著交聯劑質量分數的增大。成膠體系的成膠時間隨之減小，形成的凝膠粘度也隨之增大。當交聯劑濃度在0.75%時滿足現場使用要求。用現場來水水樣分別配制質量濃度為0.3%的聚合物溶液（加入穩(wěn)定劑0.04%），加入交聯劑體系，放置在56℃的恒溫水浴中，觀察成膠情況，均滿足調剖要求。

典型井例：錦2-5-A226，該井于2019 年9 月8 日完成注聚井調剖施工，共擠注藥劑1400 方，施工壓力6 升至8MPa。實施后，井組日產油由22.6t 上升至27.8t，含水由89.9%降至84.4%，57、58 小層相對吸水量變化達43.7%。

2.2.3 研發(fā)新型綜合解堵配方，聚合物降解率達到90%，巖心溶蝕率達到28%，反應時間延長至10 小時

針對聚/表復合物油水井堵塞類型復雜問題，開展堵塞類型分析。通過室內試驗分析：注聚井近井堵塞污染物主要以聚合物膠團、聚合物三價鐵凝膠、聚合物、管壁軟垢、細菌分解殘余物、細砂為主。堵塞物紅外光譜圖可知，聚合物主要成分為聚丙烯酰胺及其衍生物，確定了降解劑和酸液復配的體系。

主體思路：在酸液配方中增加降解劑，在解除有機堵塞的同時提高儲層滲透率。

1.酸液的篩選。為減少酸化過程中引起油層傷害的無機沉淀和有機不溶物，對錦16 塊聚/表復合驅提出了采用多氫酸和復合添加劑組合，利用它們所特有的性質，抑制二次沉淀，同時最大限度地控制溶蝕速率，從而延長酸液作用時間并增大其作用半徑。

通過對酸液體系進行篩選，選擇鹽酸、有機酸和復合添加劑的多氫酸為主液。

通過對原有酸化配方進行改進，在多氫酸的基礎上，基酸體系改成為多元酸，同時加入氟硼酸鹽，進一步改進了多氫酸的反應時間和對基巖的溶蝕率，實現深層解堵，改進配方為HCl+有機二酸+有機聚合羧酸+氟鹽+氟硼酸鹽。

通過正交試驗確定最佳堵劑配方為：6%HCl+4%有機二酸+5%有機聚合羧酸+4%氟鹽+2%氟硼酸鹽。新體系同等條件下對巖心的溶蝕率更高，反應時間更長。

新研酸液體系可電離出充足的氫離子，與氟鹽、氟硼酸鹽反應生成HF，同時酸液緩速逐級電離出10 個H+以上，降低HF 的生成速度。

2.降解劑的篩選。聚丙烯酰胺溶液在55℃的粘度為260mPa·s，50mL 聚丙烯酰胺溶液加入10mL 去離子水作為空白樣粘度為232mPa·s，以此為基礎計算降解率，對降解劑進行初選，反應時間為2h，詳見表1。

取1.0g 堵塞物中固體不溶物，加入50mL 一定濃度的降解劑溶液，在55℃下反應2h，測其剩余固體不溶物的含量。通過實驗選擇J-2 作為降解劑，其降解率達到92.4%，添加質量濃度范圍在7%～8%，詳見表2。

3.性能評價試驗。解堵體系配方為：7%-8%J-2+6%HCl+4%有機二酸+5%有機聚合羧酸+4%氟鹽+2%氟硼酸鹽，在55℃下反應2h，解堵后巖心的滲透率改善率在76%以上，效果較好，詳見表3。2.2.4 完善改進消聚堵水配方，實現消聚與堵水一體化施工，含聚濃度降低率達92.5%，堵水率提高至71%

表3 性能評價試驗

針對以往消聚堵水技術消聚+堵水段塞式的施工方式，施工工藝復雜，堵水效果差的問題，完善該井消聚堵水技術配方。

1.消聚劑的篩選。在1000ppm 濃度的聚合物溶液中，分別添加6 種消聚劑，觀察各消聚劑反應現象，藥劑2 有明顯的聚沉現象。優(yōu)選消聚劑2 作為最佳藥劑。

2.消聚劑用量的確定。測試1000mg/L 聚合物濃度下，添加不同濃度的藥劑后聚合物濃度降低數據，得出添加量在0.5%以上，聚合物濃度降低率可到92%以上。在添加量為0.5%時，聚合物濃度降低率達到92.5%，詳見表4。

表4 不同濃度消聚劑下的聚合物濃度降低率試驗

3.聚沉產物與巖石吸附試驗。通過室內實驗，沉淀產物與巖石顆粒有較好的吸附性，并具有一定的強度，可以滿足調堵要求。

4.堵水劑的優(yōu)選。通過評價高吸水樹脂吸水倍數以及吸水后凝膠的狀態(tài)，可得出160 目高吸水樹脂效果較好，所以優(yōu)選160 目高吸水樹脂作為復配使用，詳見表5。

表5 高吸水樹脂吸水性

5.堵水劑濃度的確定。不同濃度的高吸水性樹脂和油溶性溶劑混苯復配的體系粘度試驗，不同乳狀液的初始粘度隨高吸水樹脂濃度的升高而逐漸增大，在1%濃度時，乳狀液初始粘度超過了25000mPa·s，確定了高吸水樹脂的使用濃度為1%。

6.堵水劑封堵性能測試。通過巖心實驗可以得出，封堵率均達到86%以上，突破壓力梯度均達到4 以上，殘余阻力系數均達到14 以上，封堵性能良好，能夠實現堵水的目的。

7.消聚堵水劑封堵性能測試。當巖芯兩端壓差達到穩(wěn)定后3 塊高滲透巖芯均具有很好的封堵效果，在注入量為0.3PV 時，封堵率在71.73%；當注入量分別為0.6PV、1PV時巖芯的封堵率大于71%，說明該調剖劑體系在注入量大于0.6PV 后具有較好的封堵效果。

3 現場應用效果

2018 年-2019 年在現場實施43 井次，累增油1.7 萬噸，實施后，試驗區(qū)平均注聚壓力降至7.2MPa，平均單井產聚濃度降至413.85ppm，試驗區(qū)綜合含水控制在92%以下。

4 結論及建議

1.該項目針對聚/表復合驅開發(fā)后期存在問題，形成四方面技術創(chuàng)新，達到國內領先水平。

2.該項目現場應用43 井次，增油1.7 萬噸，經濟效益顯著。

3.該項目的研究成果有效改善了錦16 塊聚/表復合驅試驗后期開發(fā)效果，具有較好的推廣前景。

4.該項目形成的四項技術在聚/表復合驅的成功應用，為今后其他同類油藏的治理提供指導借鑒意義。