袁 征，黃 杰，郭布民，陳 磊

（中海油田服務(wù)股份有限公司，天津300459）

聚合物驅(qū)油作為一種提高油田采收率的增產(chǎn)措施，已在大慶、大港、河南、渤海等多個油田廣泛應(yīng)用。作為一項較為成熟的三次采油技術(shù)，聚合物驅(qū)油能夠提高采收率8%～15%[1]。但隨著注聚時間和注聚量的增加，聚合物驅(qū)油帶來的堵塞問題逐漸明顯。當(dāng)聚合物注入儲層后，易被一些黏土顆粒吸附，這種聚合物的吸附、滯留使儲層大幅下降，進而導(dǎo)致地下流體流動阻力增大。同時，聚合物在儲層中與地層陽離子、黏土、原油等成分相互作用形成堵塞物，引起注入井壓力逐漸升高，同時導(dǎo)致油井產(chǎn)量遞減[2]。

渤海油田自2003 年起開始采取注聚采油技術(shù)，截止到2016 年，注聚井44 口，注聚受效井180 余口。隨著注聚量的增加，注聚井壓力升高、受效井產(chǎn)量降低等問題逐漸增多，由聚合物導(dǎo)致的堵塞問題日益突出，直接導(dǎo)致注入壓力升高，注聚困難。同時，含聚堵塞物在受效井周圍聚集，導(dǎo)致油井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量逐漸降低[3]。針對含聚堵塞問題，常規(guī)解堵措施效果差或者有效期較短，以JZ9-3 油田W5-6、E4-5、W8-3 三口井為例，解堵作業(yè)有效期均在兩周以內(nèi)。

目前常規(guī)解堵主要分為化學(xué)法解堵、物理法解堵、生物法解堵及復(fù)合解堵。針對上述注聚井區(qū)含聚堵塞問題難以解除、常規(guī)酸化解堵有效期短等問題，本文提出了深穿透解堵工藝。該工藝不僅考慮了近井筒基質(zhì)解堵，同時也考慮了儲層深部的解堵[4]。

1 深穿透解堵工藝思路

目前渤海油田常規(guī)酸化解堵半徑一般為2 m 以內(nèi)，含聚堵塞的深部儲層無法進行有效解堵。解堵范圍小，導(dǎo)致常規(guī)解堵技術(shù)有效期較短。聚合物由注入端經(jīng)儲層內(nèi)部滲流、運移等，最終在產(chǎn)出端見聚。由產(chǎn)出液見聚質(zhì)量濃度分析可知，目前SZ36-1、LD10-1、JZ9-3 油田注聚受效井均有不同質(zhì)量濃度見聚表現(xiàn)。其中，2016 年 5 月，SZ36-1、LD10-1 油田油井返出液最高見聚質(zhì)量濃度為300 mg/L，JZ9-3油田油井見聚質(zhì)量濃度最高可達900 mg/L。

上述油井見聚說明聚合物已從注入端運移至采收端，同時深部儲層中存在聚合物的分布。

根據(jù)含聚堵塞物在儲層深部存在及近井地帶聚集的思路，提出了深穿透解堵技術(shù)。該技術(shù)作為一種復(fù)合解堵技術(shù)，首先低排量擠注解堵液溶解管柱及近井地帶堵塞物，其中擠注排量保證不形成裂縫；之后注入降阻液提高施工排量，以高于使地層破裂的最低施工排量的方式進行泵注，形成一條進液通道，最終泵注解堵液體，使解堵液泵入到儲層深部，進而解除深部堵塞[5]。深穿透解堵工藝同時考慮了近井地帶和儲層深部的堵塞，能夠大幅提高解堵半徑及改造范圍，進而提高解堵效果，延長解堵有效期。該技術(shù)可應(yīng)用于不同類型的油井堵塞問題，解堵原理示意如圖1 所示。

圖1 深穿透解堵機理示意Fig.1 Mechanism of deep penetration plugging removal

近井解堵：低排量擠注解堵液，同時關(guān)井反應(yīng)一段時間，溶解管柱及近井儲層內(nèi)的堵塞物。降阻造縫：高排量泵注降阻液，降低施工摩阻，同時降低濾失形成裂縫，為解堵液體系進入深部儲層提供通道。深部儲層解堵：泵注解堵液，將解堵液注入到儲層深部，解除儲層深部含聚堵塞物，提高儲層滲透率，降低滲流阻力，最終提高單井產(chǎn)能。

根據(jù)上述工藝解堵思路最終設(shè)計泵注程序，如表1 所示。

表1 深穿透解堵泵注程序Table 1 Pump injection schedule of deep penetration plugging removal

2 解堵劑篩選研究

深穿透解堵技術(shù)在施工過程中涉及到降阻液、活性水和解堵劑三種類型的液體。目前深穿透降阻液主要采用胍膠體系，主要配方為增稠劑+黏土穩(wěn)定劑+破乳助排劑+膠液保護劑?；钚运捎觅|(zhì)量分數(shù)2%KCl 溶液。

研究發(fā)現(xiàn)某注聚井區(qū)堵塞物主要成分有油垢、無機垢、聚合物、水溶性無機鹽等。堵塞物具有黏彈性，且流動性差，易附著在管柱上和分布在儲層內(nèi)部。針對含聚堵塞物，本文從聚合物溶液、模擬聚合物和現(xiàn)場垢樣三個方面對解堵劑進行篩選[6]。

2.1 聚合物溶液降黏實驗

配制質(zhì)量分數(shù)為0.2%解聚劑A、5.0%復(fù)合解聚劑及母液稀釋10 倍的安全解聚劑溶液各100 mL。將上述溶液分別與質(zhì)量分數(shù)為3 000、5 000 μg/g 的聚合物溶液進行等體積混合并攪拌，其中聚合物溶液選用相對分子質(zhì)量為2 000 萬的聚丙烯酰胺配制。將混合后溶液放入60 ℃恒溫水浴中，測定不同時間后的黏度，結(jié)果如圖2 所示。

在 60 ℃下，聚合物質(zhì)量分數(shù)為 2 500 μg/g 時，混合溶液的初始黏度為250.6 mPa?s；聚合物質(zhì)量分數(shù)為1 500 μg/g 時，混合溶液的初始黏度為60.0 mPa?s。由圖2 可知，幾種解聚劑對兩種質(zhì)量分數(shù)的聚合物溶液的降解規(guī)律相似。5 h 后兩種質(zhì)量分數(shù)的聚合物反應(yīng)溶液黏度降到5.0 mPa?s 以內(nèi)，降黏率均達到90%以上。降解速率對比顯示，復(fù)合解堵劑優(yōu)于另外兩種解堵劑。

圖2 不同解聚劑對1 500 μg/g和2 500 μg/g溶液降黏測試Fig.2 Viscosity reduction rest of 1 500 μg/g and 2 500 μg/g solution with different deplomerizing agents

2.2 模擬聚合物降解實驗

取 25 mL 的 3 000 μg/g 聚合物溶液加入到 25 mL 質(zhì)量分數(shù)為0.2%氯化鐵溶液中攪拌均勻，放置在60 ℃恒溫水浴中觀察[7-9]。過濾得到模擬聚合物垢樣，垢樣成凍狀物，過濾后的形態(tài)如圖3 所示。

圖3 模擬聚合物制備過程Fig.3 Simulates the polymer preparation process

將模擬垢樣等分，分別放置于200 mL 質(zhì)量分數(shù)分別為0.2%解聚劑A、2.0%解聚劑A、5.0%解聚劑A、安全解聚劑、復(fù)合解聚劑中進行反應(yīng)。觀察解聚劑溶液對模擬堵塞物膠團的溶解能力，結(jié)果如圖4、表2 所示。由圖4、表2 可知，模擬聚合物垢樣放入0.2%解聚劑A 和安全解聚劑中，60 ℃恒溫3 h 后，模擬聚合物垢樣的體積減小，但放置24 h 未消失。模擬聚合物垢樣放入2.0%解聚劑A、5.0%解聚劑A和復(fù)合解聚劑中，模擬聚合物垢樣膠團消失，但有絮狀物產(chǎn)生。結(jié)果表明，2.0%解聚劑A、5.0%解聚劑A 和復(fù)合解聚劑能夠較好地降解模擬垢樣。

圖4 不同解聚劑在不同時間對模擬含聚堵塞物降解Fig.4 Different depolymerization agents degrade polymer containing clogs in different time

表2 聚合物垢樣降解不同時間的狀態(tài)描述結(jié)果Table 2 State description results of polymer scale degradation at different times

2.3 解聚劑對現(xiàn)場垢樣降解實驗

研究上述3 種解聚劑對碎粒狀、塊狀的現(xiàn)場含聚堵塞物降解能力。其中，塊狀堵塞物對應(yīng)管柱的堵塞物，碎粒狀對應(yīng)深部儲層堵塞物。對1 g 碎粒狀、2 g 塊狀含聚堵塞物進行恒溫60 ℃浸泡觀察，實驗結(jié)果如圖 5、表 3 所示。由圖 5、表 3 可知，60 ℃恒溫72 h 后，2 g 旅大油田A 井返出垢樣在復(fù)合解聚劑（共200 mL）中全部溶解，但在0.2% 解聚劑A、2.0%解聚劑A、5.0%解聚劑A、安全解聚劑中無明顯減小，說明復(fù)合解聚劑體系對A 井返出垢樣具有明顯的降解效果。剪碎后的現(xiàn)場聚合物，在60 ℃的2.0%解聚劑A、5.0%解聚劑A、安全解聚劑中浸泡30 h 后，出現(xiàn)白色膠狀物。而復(fù)合解聚劑在浸泡24 h 后顆粒狀堵塞物完全溶解。

表3 解聚劑對LD10-1-A28 井返出垢樣降解不同時間的狀態(tài)描述Talble 3 State description results of depolymerizing agent on degradation of returned scale samples from well LD10-1-A28 at different times

圖5 返出垢樣剪碎前、后在解聚劑中溶解狀態(tài)Fig.5 Dissolved state of returned scale sample in depolymerizing agent before and after shearing

3 現(xiàn)場施工

錦州油田E 井為一口篩管完井的注聚受效油井，產(chǎn)液下降明顯。檢泵時發(fā)現(xiàn)電泵吸入口有類似聚合物附著，且?guī)Э坠苡胁糠挚椎蓝氯?，堵塞物與電泵吸入口物質(zhì)基本一致。多次常規(guī)解堵效果不明顯。本井共5 次解堵作業(yè)，其中3 次作業(yè)無效果，1 次初期效果好，最后1 次解堵增油效果不明顯，有效周期較短，5 d 之后產(chǎn)液產(chǎn)油恢復(fù)到酸化前水平。深穿透解堵作業(yè)前日產(chǎn)液54.0 m3/d，日產(chǎn)油2.83 m3/d。分析認為本井嚴重堵塞，因此對該井進行深穿透解堵施工，施工曲線如圖6 所示。

圖6 E4-5 井深穿透解堵施工曲線Fig.6 Instruction curve of deep penetration plugging removal in well E4-5

本井對Ⅰ油組、Ⅱ油組、Ⅲ油組逐層進行深穿透解堵作業(yè)。作業(yè)后該井日產(chǎn)液153.6 m3，日產(chǎn)油18.43 m3，含 水 率 88%，油 壓 1.5 MPa，流 壓 4.53 MPa。與作業(yè)前月平均值對比，產(chǎn)液量提高2.2 倍，日產(chǎn)油提高4.2 倍。本井增產(chǎn)有效期超過6 個月，累計增油超過1 200 m3。

4 結(jié) 論

（1）針對目前解堵措施在油井解堵效果減弱，有效期縮短等問題，提出深穿透解堵工藝思路。通過近井筒解堵解除近管柱及近井地帶的堵塞。同時增壓造縫、注入解堵液，達到擴大解堵半徑，解除儲層深部堵塞，進而提高油井解堵有效期等問題。

（2）根據(jù)解堵思路優(yōu)選深穿透解堵施工液體，主要包含了清洗液、隔離液、降阻液和解堵液4 種。同時根據(jù)堵塞物的類型，通過聚合物溶液、模擬堵塞物、現(xiàn)場垢樣等方面進行解堵劑的優(yōu)選。優(yōu)選出復(fù)合解堵劑均能較好地解除上述3 類堵塞物。

（3）形成深穿透工藝方案，并進行現(xiàn)場試驗。結(jié)果表明，與常規(guī)解堵措施相比，深穿透解堵工藝較好解除了本井堵塞問題，且大幅提高了解堵有效期。該井順利完工標志著深穿透解堵工藝技術(shù)的現(xiàn)場可行性；同時深穿透解堵技術(shù)起到增注、增液、增油的效果，對油井解堵具有較好的借鑒意義。