注聚井解堵劑注入順序及排量優(yōu)化研究

費雪嬌

(大慶油田有限責(zé)任公司 第五采油廠，黑龍江 大慶163513)

注聚井解堵劑注入順序及排量優(yōu)化研究

費雪嬌

(大慶油田有限責(zé)任公司 第五采油廠，黑龍江 大慶163513)

為評價解堵劑施工參數(shù)對解堵效果的影響，以解堵率為評價指標，開展了注聚井解堵劑注入順序及排量優(yōu)化研究。通過對注入解堵劑的排量和三種主要藥劑注入順序開展巖心實驗，獲得最佳的施工參數(shù)(包括最佳排量和注入順序)，提高解堵效果。結(jié)果表明，改變藥劑注入順序，注聚井解堵劑均高于70%；采用有機垢溶蝕劑-聚合物降解劑-固形堵塞物溶蝕劑依次注入順序時，解堵率最高，解堵效果明顯優(yōu)于其他注入組合。對于滲透率300 mD巖心，當(dāng)注入解堵劑排量大于0.1 mL/min后，排量對解堵效果影響不大，解堵率均達到90%以上，效果良好，為了加快現(xiàn)場施工進度，縮短周期，宜選用大排量注入；當(dāng)巖心滲透率為100 mD，各排量下的解堵率均低于90%，隨排量增大，解堵率遞減，此時，為了實現(xiàn)好的解堵效果，選擇較低的注入排量為宜。滲透率越高，優(yōu)化排量下最終獲得的解堵效果越好。通過優(yōu)化解堵劑注入順序及排量可以進一步改善聚驅(qū)解堵效果，為提高解堵質(zhì)量提供依據(jù)。

解堵劑； 滲透率； 排量； 優(yōu)化

聚合物在溶液中一般呈現(xiàn)舒展?fàn)顟B(tài)，是一種有高黏性的長鏈高分子化合物。由于聚合物的高分子及高黏性，在注聚后容易導(dǎo)致地層堵塞，影響油田生產(chǎn)[1-2]。聚合物降解劑可通過自由基反應(yīng)裂解聚合物分子，使聚合物分子水化，降低聚合物的黏度[3-5]，最終實現(xiàn)注聚地層解堵的目的。

多年來，諸多學(xué)者對聚合物堵塞機理進行了研究，其中盧祥國等[6]對大慶油田北二區(qū)聚驅(qū)井堵塞原因進行了闡述，統(tǒng)計實施化學(xué)解堵的37口井中，只有21口井達到了預(yù)期指標，地層堵塞問題突出。注入聚合物相對分子質(zhì)量高，與流體配伍性差，微凝膠作用及細菌作用導(dǎo)致了地層的堵塞。周萬富等[7]對大慶油田薩北區(qū)塊注聚井天然巖心進行了室內(nèi)驅(qū)替研究，認為相同聚合物注入體積條件下，巖心滲透率越低，聚合物吸附對巖心的傷害程度越嚴重。張浩等[8]從聚合物滯留傷害巖心出發(fā)，研究了聚合物對特高、高、中滲層的堵塞情況，實驗中聚合物對特高滲透層巖心堵塞率為30%～40%，對高滲透巖心的堵塞率為40%～60%，對中滲透率巖心的堵塞率大于60%，滲透率越高，相同注入體積條件下的傷害程度越低。另外一些學(xué)者對解堵藥劑及效果進行了研究，諸如：范振中等[9]分析了一種以H2O2為主要成分的JD-1解堵劑對巖心滲透率的影響，實驗中4組巖心滲透率恢復(fù)率達85.7%～96.9%。謝朝陽等[10]應(yīng)用一種由聚合物降解劑、復(fù)合酸及轉(zhuǎn)向劑等多種成分組成的復(fù)合型化學(xué)解堵劑，4組實驗巖心滲透率恢復(fù)率達118%～146%。閆勇[11]從分析大慶油田注聚井的堵塞原因入手，考察了多種類型解堵液的解堵效果，其中CZ-1解堵劑表現(xiàn)出了良好降黏解堵性能，3組實驗巖心滲透率恢復(fù)率達92.8%～97.2%，現(xiàn)場應(yīng)用10余井次，實現(xiàn)了降壓增注。付美龍等[12]著重分析了一種配方為4%APS+1%NaOH+2%NH4Cl的解堵劑解堵效果，實驗巖心滲透率恢復(fù)率達到92.57%。巖心原始滲透率越高，解堵后滲透率恢復(fù)率越大，解堵效果越好。

綜上，目前學(xué)者對于注聚井堵塞的研究主要側(cè)重于堵塞機理研究和解堵藥劑優(yōu)化兩個方面，關(guān)于藥劑注入順序和排量對解堵效果影響的研究不夠深入，需進一步總結(jié)概括，指導(dǎo)現(xiàn)場施工。

以某油田為例，選用該油田聚合物(相對分子質(zhì)量為2 500×104)，以優(yōu)化解堵劑注入順序和排量為目的，開展了聚驅(qū)解堵參數(shù)優(yōu)化模擬實驗，通過對解堵實驗結(jié)果的評價，為解堵工藝的實施提供依據(jù)。

1 實驗部分

1.1 實驗試劑

選用注聚井解堵劑由大慶油田開普化工提供，基本配方為(各試劑質(zhì)量分數(shù))：

(1) 有機垢溶蝕劑(A)：0.5%SM6-3+1%PSOI-1。

(2) 聚合物降解劑(B)：1.2%XF-2-C+0.5%LWLY+0.7%HSXF-2+1.3%DTY。

(3) 固形堵塞物溶蝕劑(C)：5%鹽酸+2%低碳酸+3%氟硼酸。

1.2 實驗步驟

(1) 取巖心樣，記錄巖心長度、面積等基礎(chǔ)數(shù)據(jù)；

(2) 用模擬地層水測試K1(巖心原始水測滲透率)并記錄；

(3) 用地層原油對巖心中的水進行驅(qū)替，直至不再溢水，使巖心中原油達到飽和；

(4) 持續(xù)對巖心注水，保持0.5 mL/min的流速，直到巖心出口端含水率達95%；

(5) 向巖心中注入聚合物溶液(相對分子質(zhì)量為2 500×104)，流速0.2 mL/min，質(zhì)量濃度2 000 mg/L，注入2 PV，測試巖心被堵塞之后的水測滲透率K2；

(6) 按照預(yù)定藥劑注入順序和排量向巖心中注入藥劑，停泵，靜置4～6 h；

(7) 注清水驅(qū)替3 PV之后，測解堵后的巖心滲透率K3；

(8) 計算滲透率、傷害率、解堵率及滲透率恢復(fù)率。

1.3 實驗計算方法

滲透率采用式(1)Darcy公式計算：

式中，K為滲透率,μm2；Q為流體流量，mL/s；p為巖心的注入壓力，105Pa；μ為流體黏度，mPa·s；L為巖心的長度，cm；A為巖心截面積，cm2。

巖心傷害率，解堵率及滲透率恢復(fù)率分別由式(2)—(4)計算：

式中，K1為巖心的原始水測滲透率，μm2；K2為堵塞后的水測滲透率，μm2；K3為解堵后的巖心水測滲透率，μm2。

2 藥劑注入順序優(yōu)化

2.1 注入實驗

為評價注聚井解堵劑中ABC三種成分的注入順序?qū)酆衔锒氯慕舛滦Ч绊?，采用長10 cm，截面積4.91 cm2，滲透率分別是300、100 mD的人造巖心開展模擬注聚、堵塞和解堵實驗。

實驗用油由4口井采出油按照體積比為1∶1∶1∶1混配獲得，混配后獲得原油密度為0.856 g/cm3，含蠟質(zhì)量分數(shù)為23.46%，含膠質(zhì)量分數(shù)為11.59%，凝固點31.5 ℃，見表1。

表1 實驗原油物性表Table 1 Physical property test

實驗中，分三個液段注入解堵藥劑配方中的有機垢溶蝕劑(A劑)、聚合物降解劑(B劑)、固形堵塞物溶蝕劑(C劑)，利用實驗后得到的巖心解堵率評價注入順序?qū)舛滦Ч挠绊?，其中三種成分的濃度參照開普化工解堵劑基本配方，用量分別為1、4、2 PV，注入速度0.6 mL/min，反應(yīng)溫度控制在50 ℃，實驗結(jié)果見表2、3。

表2 K=300 mD巖心解堵藥劑不同加入順序反應(yīng)實驗結(jié)果Table 2 Experimental data of K=300 mD core with different reagents addition order

表3 K=100 mD巖心解堵藥劑不同加入順序反應(yīng)實驗結(jié)果Table 3 Experimental data of K=100 mD core with different reagents addition order

由表2、3可知，注聚井解堵劑實現(xiàn)了很好的解堵效果，解堵率均達到70%以上；從不同藥劑注入順序的最終解堵結(jié)果可知，對于實驗巖心，解堵率最高均可達到100%(當(dāng)實驗巖心滲透率是300 mD時，解堵率最高可達123.89%；當(dāng)實驗巖心滲透率是100 mD時，解堵率最高可達100.97%)。

2.2 結(jié)果分析

ABC和ACB的藥劑注入順序，其解堵率高的原因在于，儲層中堵塞物質(zhì)先與有機垢溶蝕劑接觸和發(fā)生溶脹反應(yīng)，變得松散，有利于后續(xù)與降解液及固形堵塞物溶蝕劑反應(yīng)；且率先注入的有機垢溶蝕劑會把地層堵塞物表面的油洗掉，這更有利于后續(xù)注入的水濕性降解液與堵塞物充分接觸，提高降解液對堵塞物的降解效果。

BAC和BCA的藥劑注入順序，其解堵率低的原因在于，藥劑在地層中首先進行聚合物降解，再對堵塞物進行溶蝕，地層堵塞物會影響降解劑與聚合物接觸反應(yīng)效率，導(dǎo)致對聚合物的降解不徹底，從而影響解堵效果。

CAB和CBA的藥劑注入順序，其解堵率低的原因在于，先對無機類堵塞物解堵，再進行洗油和聚合物降解，此時由于未先對堵塞的地層溶脹洗油，會導(dǎo)致聚合物降解反應(yīng)不徹底；而且先注入的固形堵塞物溶蝕劑中的殘余酸會與聚合物接觸反應(yīng)，引起聚合物絮凝，堵塞孔道，影響藥劑的解堵效果。

綜上所述，采用ABC(有機垢溶蝕劑(A劑)→聚合物降解劑(B劑)→固形堵塞物溶蝕劑(C劑))的注入順序加入解堵藥劑是最優(yōu)的方案，效果最好。

3 藥劑注入排量優(yōu)化

為了評估不同注入排量對解堵劑作用效果的影響,采用滲透率為300 mD和100 mD的兩組巖心，模擬了巖心注入聚驅(qū)解堵劑效果評價實驗(采用ABC注入順序，用量分別為1、4、2 PV，反應(yīng)溫度控制在50 ℃)，實驗結(jié)果見表4、5和圖1、2。

表4 不同解堵劑注入排量對K=300 mD解堵效果Table 4 Experimental data of K=300 mD core degradation agent injection displacement optimization

表5 不同解堵劑注入排量對K=100 mD解堵效果Table 5 Experimental data of K=100 mD core degradation agent injection displacement optimization

由表4和圖1可知，對于滲透率300 mD巖心，當(dāng)注入解堵劑排量大于0.1 mL/min后，解堵率均達到90%以上,有不錯的解堵效果。0.1 mL/min排量和0.5 mL/min排量下的解堵率相差很小，說明此時排量對解堵效果影響不大，即解堵率對注入解堵劑排量不敏感。

目前現(xiàn)場注入排量一般控制在0.2～0.6 mL/min，且壓力要低于地層破裂壓力。因此，當(dāng)滲透率為300 mD、注壓低于破裂壓力時，可以不考慮排量對解堵效果的影響，為加快施工進度，縮短施工周期，宜采用大注入排量，可選用0.6 mL/min。

圖1 解堵率隨藥劑注入排量變化曲線(K=300 mD)

Fig.1ThechangeofpluggingremovalratewiththedosageofdegradationagentinK=300mDcore

圖2 解堵率隨藥劑注入排量變化曲線(K=100 mD)

Fig.2ThechangeofpluggingremovalratewiththedosageofdegradationagentinK=100mDcore

由表5和圖2可知，當(dāng)巖心滲透率為100 mD，各排量下的解堵率均低于90%，隨排量增大，解堵率逐漸降低。此時，為了實現(xiàn)好的解堵效果，選擇較

低的注入排量為宜，如現(xiàn)場要求排量控制范圍為[M,N]時，條件允許的情況下，可以盡量選擇接近M值的施工排量注入解堵劑，例如注入排量限定為[0.2，0.6]時，選擇0.2 mL/min左右較適宜。

綜上所述，由圖1和圖2對比可知，滲透率越高，優(yōu)化排量下最終獲得的解堵效果越好；且滲透率300 mD時宜選擇大排量解堵，100 mD時宜選擇小排量解堵，效果更好。

4 結(jié)論

(1) 改變藥劑注入順序，注聚井解堵劑均高于70%；采用有機垢溶蝕劑-聚合物降解劑-固形堵塞物溶蝕劑依次注入順序時，解堵率最高，解堵效果明顯優(yōu)于其他注入組合。

(2) 對于滲透率300 mD巖心，當(dāng)注入解堵劑排量大于0.1 mL/min后，排量對解堵效果影響不大，解堵率均達到90%以上，效果良好，為了加快現(xiàn)場施工進度，縮短周期，宜選用大排量注入；當(dāng)巖心滲透率為100 mD，各排量下的解堵率均低于90%，隨排量增大，解堵率遞減，此時，為了實現(xiàn)好的解堵效果，選擇較低的注入排量為宜。

(3) 滲透率越高，優(yōu)化排量下最終獲得的解堵效果越好，通過優(yōu)化解堵劑注入順序及排量可以進一步改善聚驅(qū)解堵效果，為提高解堵質(zhì)量提供依據(jù)。

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Injection Sequence and Displacement Optimization Research of Plugging agent in Polymer Injection Wells

Fei Xuejiao

(No.5OilProductionPlantofDaqingOilfieldLtd.，DaqingHeilongjiang163513，China)

In order to evaluate the influence of the construction parameters of the plugging agent on the plugging removal effect, the plugging sequence and the displacement optimization of the polymer flooding wells were studied with the plugging removal rate as the evaluation index. The core experiment was carried out through the displacement of injection plugging agent and the injection order of three main chemicals, and the best construction parameters (including the best displacement and the injection sequence) were obtained. Experimental results showed that polymer injection well plugging agent were higher than 70% by changing injection order of chemical. When the organic scale corrosion agent, polymer degradation agent and solid blocking agent were injected sequentially, the plugging removal rate was the highest, and the plugging removal effect was better than other injection combinations. For the permeability of core 300 mD, when the displacement of plugging agent is larger than 0.1 mL/min, the displacement had little influence on the plugging removal effect, and the blockage removal rate was above 90%. In order to speed up the construction schedule and shorten the cycle, large displacement injection should be used. when the core permeability is 100 mD, plugging rate was less than 90%. With the increase of displacement, the rate of plug removal decreased. In order to achieve good plugging removal effect, it was advisable to choose the lower injection displacement. The higher the permeability, the better the final solution. The plugging effect of polymer flooding can be further improved by optimizing the injection sequence and displacement of the plugging agent, which can provide the basis for improving the quality of plug removal.

Blocking remover; Permeability; Discharge; Optimization

2017-03-09

2017-04-20

費雪嬌(1987-)，女，助理工程師，從事油田開發(fā)方面研究；E-mail：zhzhjian@petrochina.com.cn。

1006-396X(2017)06-0048-05

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

TE258.3

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.06.010

(編輯 王亞新)

文章編號：1006-396X(2017)06-0053-06

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn