杏南油田注聚井堵塞原因及解堵劑配方研究

曹廣勝, 李春成， 王婷婷， 王桂龍， 張先強

(東北石油大學 石油工程學院，黑龍江 大慶 163318)

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杏南油田注聚井堵塞原因及解堵劑配方研究

曹廣勝, 李春成， 王婷婷， 王桂龍， 張先強

(東北石油大學 石油工程學院，黑龍江 大慶 163318)

針對杏南油田注聚井堵塞情況日益嚴重、注入壓力升高及注聚效果變差的現(xiàn)狀，采用杏南油田某區(qū)塊聚合物及水樣，進行了模擬現(xiàn)場注聚和堵塞的室內實驗，得出了注聚井堵塞原因。結果表明，聚合物及機械雜質是造成儲層孔隙堵塞的主要因素，且儲層滲透率越低堵塞情況越嚴重。針對堵塞原因進行了解堵劑配方的室內實驗研究，最終確定出A、B和C 3種藥劑組合而成的多元降解劑，在優(yōu)化每種藥劑的質量分數(shù)、注入排量和注入順序的基礎上，該解堵劑配方可使儲層解堵率達到102.41%～124.77%。

聚合物；注聚井；注入壓力；堵塞；解堵劑

聚合物是三次采油中重要的化學用劑，廣泛應用于各油田的開發(fā)過程中, 并取得了顯著的增油效果[1]。在聚合物投入工業(yè)化應用的同時，發(fā)現(xiàn)措施井會產生不同程度的堵塞現(xiàn)象，注入壓力不斷升高，甚至已經接近或達到油層破裂壓力，影響油田的正常生產[2-5]。針對注聚井堵塞問題，很多專家學者已進行了相關研究，確定了堵塞原因并給出了解堵方案[6-12]。針對杏南油田注聚實際，通過模擬水驅注水、模擬注聚過程，依據(jù)巖心模擬堵塞實驗，明確注聚井堵塞原因；針對堵塞原因，利用堵塞物溶蝕實驗、巖心解堵模擬實驗，研究注聚井解堵藥劑配方、解堵工藝和施工參數(shù)。

1　模擬注聚實驗

采用杏南油田某區(qū)塊聚合物及水樣，進行室內實驗研究，模擬現(xiàn)場注聚及堵塞過程，分析注入壓力變化規(guī)律以及注聚后滲透率變化，得出注聚井堵塞原因。

1.1實驗設備及材料

實驗設備：高溫高壓巖心驅替裝置(南通華興石油儀器有限公司生產)，Brookfield DV-Ⅲ ULTRA 黏度儀(美國Brookfield公司)，JB200-SⅡ數(shù)顯恒速強力電動攪拌機。

實驗材料：人造巖心(圓柱)、礦化度為8 167 mg/L的模擬地層水、相對分子質量為2 500萬和 700萬的抗鹽聚丙烯酰胺、現(xiàn)場取得的清水和污水。

1.2實驗步驟

(1) 巖心氣測滲透率；

(2) 飽和地層水，測定孔隙體積；

(3) 飽和模擬原油；

(4) 模擬水驅，0.1 mL/min注入水；

(5) 注入相對分子質量為2 500萬的聚合物，質量濃度2 000 mg/L，注入速度0.2 mL/min，注入量3.0 PV；

(6) 注入相對分子質量為2 500萬的聚合物，質量濃度1 500 mg/L，注入速度0.2 mL/min，注入量1.5 PV；

(7) 注入相對分子質量為700萬的聚合物，質量濃度1 000 mg/L，注入速度0.2 mL/min，注入量7.5 PV。

實驗過程中，記錄壓力隨PV數(shù)的變化，計算巖心滲透率的變化規(guī)律。

1.3實驗結果與分析

(1) 不同聚合物溶液配制方式下，不同質量濃度聚合物溶液的黏度。

依據(jù)現(xiàn)場要求，分別采用清配清稀、清配污稀和污配污稀的方式配制不同質量濃度的聚合物溶液，測得聚合物溶液黏度如表1所示。

表1　不同配制方式、不同質量濃度聚合物溶液的黏度

由表1可以看出，不同配置方式下相同質量濃度的聚合物溶液黏度大小排列為：清配清稀>清配污稀>污配污稀。分析原因認為，污水中的離子、溶解氧、懸浮物等會導致聚合物溶液黏度的下降。

(2) 不同聚合物溶液配制方式下，在相同滲透率巖心中的注入結果如圖1所示。

圖1　不同聚合物溶液配制方式下，注入壓力與注入PV數(shù)關系曲線

Fig.1Relationship between injection pressure and PV of polymer solutions with different preparation method

從圖1中可以看出，當注入一種等質量濃度的聚合物溶液時，隨著注入量的增加，注入壓力不斷變大，聚合物注入變得愈加困難，當改注低質量濃度的聚合物溶液時，注入壓力明顯的下降，說明這種段塞式注入方式可以改善注聚井聚合物注入能力。

對比圖1中(a)、(b)和(c)實驗結果，從整體上看，相同滲透率的巖心，污配污稀的聚合物溶液注入巖心后，注入壓力上升幅度較大，說明污配污稀的聚合物溶液對巖心堵塞更嚴重。分析原因認為，盡管污水在一定程度上會降低聚合物溶液黏度(見表1)，使注入壓力降低，但是，其降低的幅度不大；污水中的雜質是造成孔喉堵塞，導致注入壓力升高的重要原因。

(3) 相同聚合物溶液配制方式下，在不同滲透率的巖心中的注入結果如圖2所示,注聚前后巖心滲透率對照表如表2所示。

圖2　不同滲透率的巖心中注入壓力與注入PV數(shù)關系曲線

表2　注聚前后巖心滲透率對照表

從圖2中可以看出，相同的聚合物溶液配制方式下，采用段塞式注入方法，滲透率低的巖心注入壓力上升幅度大，由表2數(shù)據(jù)可知，低滲儲層在注聚后滲透率降低系數(shù)大，堵塞得更嚴重。

2　水樣中固形物含量測定

根據(jù)注聚實驗結果，推斷得出污水中機械雜質會堵塞孔喉，因此對水樣中固形物含量進行測定。取一定量的水樣，用恒重后的濾紙進行抽濾，然后將濾出物用蒸餾水沖洗干凈、烘干，用分析天平測定濾出物(固形物)質量，計算水樣中的固形物含量。測定結果見表3。

表3　水樣中固形物含量測定結果

由表3可知，水樣中固形物質量分數(shù)分別為0.083%和0.097%，依據(jù)《碎屑巖油藏注水水質推薦指標》中的懸浮固體含量標準分級，水樣中的固形物含量標準分級低于C3級，會對儲層巖石孔道造成機械堵塞。

3　解堵劑配方研究

針對聚合物及機械雜質對儲層孔隙的堵塞，開展了室內實驗研究，模擬巖心堵塞及解堵過程。對比不同藥劑的降黏、溶蝕機械雜質及解堵性能，優(yōu)選性能良好的藥劑進行復配，最終確定了A、B和C 3種藥劑組合，形成多元解堵劑。

3.1注入藥劑質量分數(shù)優(yōu)化

改變多元降解劑中一種藥劑質量分數(shù)，同時固定其他兩種藥劑質量分數(shù)，通過解堵率變化情況確定該藥劑最佳質量分數(shù)，不同藥劑質量分數(shù)優(yōu)化曲線如圖3所示。

綜合考慮不同質量分數(shù)藥劑提高解堵率的程度以及經濟因素，最終確定A、B、C 3種藥劑的最佳質量分數(shù)分別為0.6%、0.2%和0.3%。

圖3　不同藥劑質量分數(shù)優(yōu)化曲線

3.2注入排量優(yōu)化

分別對高滲和低滲兩類巖心進行了模擬注聚、堵塞和解堵實驗，評價不同注入排量下加入多元降解劑的作用效果，結果如圖4所示。

圖4　解堵率隨多元解堵劑注入排量變化曲線

從圖4中可以看出，當多元降解劑排量增加到0.2 mL/min以后，高滲透巖心解堵率增加速度變緩，而低滲透巖心解堵率顯著下降，因此，當多元降解劑注入排量小于0.2 mL/min時，解堵效果最佳。

3.3藥劑注入順序優(yōu)化

分別對高滲透率和低滲透率兩類巖心進行了模擬注聚、堵塞和解堵實驗，評價不同藥劑注入順序的作用效果，實驗結果如圖5所示。

圖5　藥劑不同注入順序的解堵率對比

Fig.5Comparison of plug removal rates under different injection order of agents

由圖5可知，采用順序ABC加藥劑的解堵效果最佳。對于該區(qū)塊滲透率相對較高的儲層，解堵率可達124.77%，而滲透率相對較低的儲層，解堵率也可達102.41%。

4　結論

(1) 聚合物溶液段塞式注入方式可以在一定程度上改善聚合物的注入能力，但不能避免注聚井堵塞嚴重的問題。

(2) 聚合物及污水中的機械雜質是造成孔喉堵塞，導致注入壓力升高的主要原因，且滲透率越低的儲層，堵塞程度越嚴重。

(3) 確定了針對杏南油田儲層及流體性質的多元解堵劑配方：A、B和C 3種藥劑組合， 其質量分數(shù)分別為0.6%、0.2%和0.3%，注排量為0.2 mL/min，注入順序為ABC。該解堵劑配方可使儲層解堵率達到102.41%～124.77%。

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(編輯宋官龍)

Blockage Reason of Polymer Injection Wells in Xingnan Oilfield and Determination of the Plug Removal Agent Formula

Cao Guangsheng, Li Chuncheng, Wang Tingting, Wang Guilong, Zhang Xianqiang

(CollegeofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

According to the problems of that the serious blockage of polymer injection wells, the high injection pressure and the bad effect of polymer injection in Xingnan oilfield, the polymer and water of a block in Xingnan oilfield was adopted to carry out the laboratory experiments on simulation of polymer flooding and plugging and then the reason of blockage was found out. The results show that the polymer and mechanical impurities are the main factors to cause the pore blockage, and the lower the permeability, the more serious the blockage. Aiming at the blockage reason, laboratory experiment study on the formula of plug removal agent was carried out. Finally the multiple plug removal agent consists of agent A, B and C was determined. On the basis of optimizing the mass fraction of each agent, the injection volume and the injection order, the broken down rate of formations can reach 102.41%～124.77% with this plugging removal agent formula.

Polymer; Polymer injection wells; Injection pressure; Blockage; Plug removal agent

1006-396X(2016)02-0032-05

投稿網址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-01-08

2016-03-05

黑龍江省自然科學基金重點項目“活性原油在非均質儲層中的自適應控水增油機理”(51574089)。

曹廣勝(1966-)，男，博士，教授，博士生導師，從事采油采氣化學理論與工程的研究；E-mail：caoguangsheng@nepu.edu.cn。

TE39

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.02.007