高尚 張璐 劉義剛 劉長龍 孟祥海 鄒劍

中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院采油工藝研究所

渤海油田聚驅受效井液氣交注復合深部解堵工藝

高尚 張璐 劉義剛 劉長龍 孟祥海 鄒劍

中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院采油工藝研究所

渤海油田注聚受效井堵塞物復雜，常規(guī)解堵工藝效果差。堵塞物組分分析表明，堵塞物以有機、無機及聚合物相互包覆的復雜形式存在，為此提出先采用有機溶劑清洗有機質，再對含聚膠團堵塞物進行分散，采用逐級剝離逐級解除的解堵思路。從溶解有機物、膠團降解及氧化破膠等3方面開展不同類型解堵液溶解效果對比實驗，結合堵塞機理優(yōu)選解堵液體系為8%～10%甲酸+4%～6%有機溶劑解堵劑D+1%強氧化劑。渤海油田注聚受效井堵塞半徑可達3 m以上，為提高解堵效果及擴大解堵半徑，通過對比分析堵塞物多輪次溶解效果，配套形成了多輪次處理及液氣交替注入或伴注的解堵工藝。新工藝現(xiàn)場試驗單井日增油達60 m3/d，應用效果顯著，為解決聚驅受效井產(chǎn)能釋放難題提供了新的思路，具有較好的現(xiàn)場推廣價值。

聚合物驅；受效井；堵塞機理；深部解堵；解堵液體系；多輪次注入；液氣交替注入

Key words: polymer flooding; response well; blocking mechanism; in-depth blockage removing; blockage remover system; polycyclic injection; liquid alternating gas injection

渤海油田從2003年單井注聚試驗發(fā)展至今，已形成了3大注聚油田，44口注聚井，179口受效井的規(guī)模。隨著聚驅開發(fā)的穩(wěn)步實施，不僅注聚井出現(xiàn)堵塞嚴重、注聚困難的問題，聚驅受效井的堵塞問題也逐步顯現(xiàn)，表現(xiàn)出明顯的產(chǎn)液下降及動液面降低，嚴重影響了油田的正常生產(chǎn)，有效解除儲層傷害恢復油井產(chǎn)量是迫切需要解決的生產(chǎn)難題［1-3］。

目前注聚井及其受效油井產(chǎn)生的儲層堵塞傷害是國內外關注的重點，注聚提高油田采收率的同時產(chǎn)生的堵塞問題在各大油田也逐漸暴露出來。受聚合物影響，聚驅產(chǎn)生的堵塞物形式往往較常規(guī)水驅更為復雜，儲層顆粒、原油組分、聚合物等相互作用相互纏繞，形成復雜且穩(wěn)定的堵塞體系，且堵塞范圍也逐漸加大，已經(jīng)超出了常規(guī)酸化的解堵范圍，同時由于儲層非均質性及受注聚的影響，層間、層內矛盾突出，產(chǎn)液嚴重不均。目前復雜聚合物的解除已經(jīng)成為研究的重點及難點，國內外主要形成了物理法、化學法、物理-化學法及生物法等4類方法，但現(xiàn)場應用最為廣泛及有效的仍然為化學解堵?；瘜W解堵方法是利用強氧化劑打破聚合物分子結構、氧化破膠解除堵塞傷害，目前主要形成了二氧化氯、過氧化合物、過硫化合物等氧化劑及其衍生化合物［4-6］。盡管各類氧化劑與酸液協(xié)同作用解除聚合物及無機堵塞物，已經(jīng)成為目前各油田解除聚合物堵塞的主流方向，但依然存在以下問題：解堵液接觸面積有限、溶解堵塞物不充分，只能作用于堵塞物表面不能深入穩(wěn)定結構中，導致解堵有效期短效果差；目前大部分研究并未結合實際儲層條件，設計常規(guī)儲層解堵半徑在2 m范圍內，即使考慮提高解堵范圍往往選用加大注入液體規(guī)模的方法，大大增加了作業(yè)成本，如何根據(jù)儲層條件合理優(yōu)化解堵半徑并降低成本仍然是注聚受效井解堵的難點。

筆者結合渤海油田聚驅產(chǎn)出端堵塞物成分分析結果，提出逐級剝離逐級解除堵塞物的處理思路，并為提高解堵效果及解堵半徑提出并實施了多輪次注入和液氣交替注入的處理工藝。

1 聚驅受效井堵塞物分析

Analysis on the blockage in polymer flooding response well

注聚作業(yè)后，部分聚驅受效井產(chǎn)出端見聚嚴重，產(chǎn)液量大幅度降低，修井作業(yè)時發(fā)現(xiàn)，部分井泵吸入口或篩管附近存在大量堵塞物，現(xiàn)場觀察堵塞物黏稠，呈膠狀。采用X衍射、紅外光譜等設備對垢樣樣品進行分析，堵塞物中各種物質的含量見表1，紅外光譜測試結果顯示，聚合物中含有飽和聚烴類和一些具有極性基團取代的聚烴類以及聚酰胺類［3］。

表1 堵塞物組分組成Table 1 Compositions of blockage

觀察堵塞物外部形態(tài)，形成的堵塞物流動性差，具有黏彈性，容易堵塞在近井地帶，因此必須開展針對性的解堵工藝。堵塞物分析結果顯示，堵塞物中既含有無機垢、儲層礦物，也含有有機垢及聚合物，其中聚合物含量最高，各種物質之間相互包裹、攜帶、滲透，形成了相互包覆的復合膠團形式，且結構穩(wěn)定不易破壞，因此酸化解堵難度大，對解堵液體系及工藝均提出了較大的挑戰(zhàn)。

2 復合深部酸化解堵工藝

In-depth combined acidizing blockage removing technology

2.1 研究思路

Research idea

堵塞物成分復雜，選用單一有機溶劑、氧化劑或酸液體系難以達到有效解堵的目的，因此提出逐級剝離分散逐級解除的解堵思路，針對有機垢選用有機溶劑溶解，對堵塞物中的大量聚合物膠團采用強氧化破膠的方式，而儲層礦物組分及無機垢選用酸液體系，按照該思路開展了解堵液體系優(yōu)選評價。

2.1.1 有機溶劑優(yōu)選 為后續(xù)解堵液能夠與膠團堵塞物充分接觸反應，首先需要溶解堵塞物表面包覆的原油及重質組分。選用鹵代醇與醇的環(huán)化反應合成的醚類雜環(huán)有機化合物為主體成分的有機溶劑解堵劑D與目前常用5種有機溶劑（對二甲苯、環(huán)己酮、甲醇、環(huán)己烷、石油醚）進行有機質溶解實驗。取相同比例的溶劑與堵塞物進行有機質溶解實驗效果評價，實驗溫度60 ℃，實驗時間4 h，實驗現(xiàn)象見圖1，左圖為反應前，右圖為反應4 h后。

圖1 有機溶劑優(yōu)選實驗Fig.1 Experiment on organic solvent optimization

由圖1可以看出，對二甲苯、解堵劑D對膠團中的原油溶解效果好，而堵塞物在環(huán)己酮、甲醇、環(huán)己烷、石油醚等4種溶劑中基本沒有變化，但考慮到對二甲苯揮發(fā)性較強，且存在毒性，具有一定的安全隱患，選擇解堵劑D作為有機質溶解主劑。有機溶劑對有機垢的溶解主要依靠相似相溶原理，但有機溶劑種類不同，含有的基團不同，極性不同，也會影響對聚合物的溶解性能，另外溶解效果與聚合物自身性質也密切相關，部分有機溶劑溶解不了聚合物反而會使聚合物固化析出。實驗結果表明，環(huán)己烷與石油醚對現(xiàn)場含聚油泥基本無效果，甚至可能導致含聚油泥的固化更難以溶解。6種溶劑中對二甲苯及解堵劑D的極性最強，對含聚油泥的溶解最好，而石油醚是極性最弱的有機溶劑，溶解效果最差。

不同質量分數(shù)解堵劑D的溶解實驗現(xiàn)象表明（如圖2），4%解堵劑D即能有效溶解膠團堵塞物中的原油重質組分，質量分數(shù)達到6%時，溶解最為徹底，因此推薦解堵劑D的加量為4%～6%。

圖2 不同質量分數(shù)解堵劑D對膠團溶解實驗Fig.2 Experiment on micelle dissolution effect of blockage remover D with different mass fractions

2.1.2 膠團分散實驗 在有效溶解膠團堵塞物中原油及重質組分后，為進一步擴大后續(xù)處理藥劑與堵塞物的接觸面積，確保藥劑性能充分發(fā)揮，還需要考慮如何將膠團堵塞物進行充分分散。選用多種酸液進行聚合物膠團的分解實驗，結果見圖3，左圖為反應前，右圖為反應4 h后。

由圖3可以看出，甲酸對膠團的分散效果最好，在不加入其他溶劑的條件下能使聚合物膠團變軟，分散大部分膠團物質，使得聚合物膠團較為均勻地溶解于溶液中。鹽酸、土酸及多氫酸均使膠團發(fā)生了微降解，鹽酸處理后的剩余膠團發(fā)生了鈣化，土酸、多氫酸處理后的膠團變軟。鹽酸、土酸屬于無機酸，多氫酸屬于螯合酸，而甲酸屬于有機酸，甲酸能夠和大多數(shù)的極性有機溶劑混溶。堵塞物經(jīng)有機溶劑處理后其表面的有機溶劑薄膜起到了一定的隔離作用，使部分酸液難以發(fā)揮作用分散膠團，而甲酸能夠與吸附在堵塞物表面的有機溶劑互溶降低表面作用，兩者相互作用協(xié)同增效，有利于甲酸侵入堵塞物中發(fā)揮高效分散性。

單一甲酸與解堵劑D均無法實現(xiàn)對堵塞物的高效分解分散，為評價酸液與有機溶劑的綜合分散溶解效果，開展了10%甲酸+4%解堵劑D對膠團分解實驗，實驗結果見圖4。

由圖4可以看出，甲酸+解堵劑D的分散溶解效果較好，原油與膠團完全分散，原油附著在燒杯壁，分散溶解后溶液具有一定黏度。為實現(xiàn)高效溶解作用，根據(jù)優(yōu)選的4%解堵劑D，優(yōu)選甲酸濃度，測定不同濃度液體的吸光度，結果見圖5，可以看出，當甲酸濃度在8%～10%時，甲酸+解堵劑D的溶解分散效果較完全，因此推薦甲酸濃度為8%～10%。

圖3 酸液對膠團的降解效果Fig.3 Micelle degradation effect of acidizing fluid

圖4 10%甲酸+4%解堵劑D對膠團的分散溶解實驗Fig.4 Experiment on micelle dispersion and dissolution effect of 10% methanoic acid + 4% blockage remover D

圖5 不同濃度甲酸+解堵劑D膠團分散實驗Fig.5 Experiment on micelle dispersion effect of methanoic acid+ blockage remover D of different concentrations

2.1.3 強氧化劑優(yōu)選 聚驅受效井復雜堵塞物中最重要的特征在于存在聚合物傷害，前期研究甲酸+解堵劑D充分分散含聚堵塞物膠團，使得后期強氧化劑能夠更大面積解除堵塞聚合物，實現(xiàn)對堵塞物中聚合物充分降解，選用過硫化物為主劑的強氧化劑與ClO2進行對比實驗，結果見圖6，左圖為反應前，右圖為反應4 h后?？梢钥闯觯瑥娧趸瘎┡cClO2對堵塞物的溶解效果都很好，但考慮ClO2在油井的應用具有一定安全風險，屬于易燃易爆產(chǎn)品且產(chǎn)生含毒性物質，為此選擇過硫化物作為主劑。現(xiàn)場所用疏水締合聚合物在降解后的主要產(chǎn)物為聚丙烯酰胺、丙烯酰胺單體及其他小分子化合物。膠團降解后通過在不同時段采用紫外分光光度法測定溶液中聚丙烯酰胺與丙烯酰胺的濃度，即得到膠團的降解速率及氧化破膠降解情況。隨著強氧化劑含量的增大，溶液的吸光度增大（如圖7所示），處理后溶液黏度接近清水黏度，推薦強氧化劑濃度1%。

單一氧化劑（ClO2或強氧化劑）被包覆在含聚堵塞物表面的油污隔離無法充分接觸聚合物而發(fā)揮氧化破膠作用，而通過優(yōu)選的甲酸+解堵劑D相互作用能夠有效將聚合物分散，加大接觸面積，提高膠團降解效果，同時ClO2與強氧化劑均具有強氧化性，能夠高效解除被分散的聚合物傷害，但考慮到安全因素，現(xiàn)場作業(yè)過程中選擇強氧化劑+甲酸+解堵劑D的組合方式。

研究過程中同時根據(jù)儲層實際情況選擇后期現(xiàn)場試驗中所用的處理液，配套的主體酸液配方為10%HCl+3%～5%土酸+4%多氫酸，土酸為緩速氟硼酸，能有效溶解儲層礦物，具有良好的緩速、緩蝕及抑制二次沉淀能力。

圖6 強氧化劑對膠團的降解效果Fig.6 Micelle degradation effect of stronger oxidizer

圖7 不同濃度強氧化劑與甲酸+解堵劑D膠團分散降解實驗Fig.7 Experiment on micelle dispersion effect of stronger oxidizer of different concentrations and methanoic acid +blockage remover D

2.2 解堵工藝

Blockage removing technology

基于聚驅受效井堵塞類型、堵塞機理及單一解堵劑、復合解堵劑解堵能力評價結果，以提高解堵效果、擴大解堵半徑和延長有效期為目標，同時確保解堵工藝安全有效實施，對解堵工藝進行優(yōu)化。

2.2.1 多輪次處理 聚合物通過注聚井注入，經(jīng)過在儲層高溫高壓條件下長距離運移并隨儲層流體在受效井產(chǎn)出，產(chǎn)出端堵塞物經(jīng)過較長時間作用而形成，部分堵塞物呈交聯(lián)老化形態(tài)［13］，堵塞形式更為復雜，更不易溶解。因此選用現(xiàn)場取出垢樣進行分析，溶解液體為優(yōu)選的解堵體系，分別對垢樣進行分散劑浸泡、氧化劑降解，實驗溫度為65℃。使用蒸餾水配制優(yōu)選的10%甲酸+1%強氧化劑+4%解堵劑D溶液對現(xiàn)場垢樣浸泡不同時間，同時考慮進行多輪次處理，結果見圖8。

圖8 現(xiàn)場垢樣經(jīng)優(yōu)選體系降解后照片F(xiàn)ig.8 Picture of on-site scale samples after being degraded by the selected system

由圖8可以看出，在65 ℃水浴條件下，應用優(yōu)選的解堵液體系浸泡堵塞物不同時間，用量為1 g垢樣對應50 mL的溶液，經(jīng)過第1輪次作用后如圖8（b）所示，分散劑能有效將原始垢樣延展，分散后垢樣體積明顯增大，分散后體積最大增加10倍以上，且處理時間越長效果越好。對分散后的垢樣過濾，使用優(yōu)選的溶液再次在65 ℃條件下溶蝕處理，作業(yè)時間與第1輪次一致，結果如圖8（c）所示，第2次分散溶解后垢樣體積明顯變小，降解后殘液澄清，黏度與自來水接近，其中反應24 h的樣品降解最徹底。綜合實驗評價結果，單一輪次的分散破膠無法有效溶解老化交聯(lián)垢樣，往往只處于初期溶脹階段，多輪次的處理溶解得更徹底，工藝作業(yè)中考慮采用多輪次處理，提高溶解效果。

2.2.2 氣液交替注入 常規(guī)酸化解堵半徑一般在1.6 m之內，而產(chǎn)出液見聚井堵塞范圍深，采用常規(guī)酸化模式根本無法有效解除相對遠井端的堵塞物傷害［7-8］。以A井為例，根據(jù)試井測試結果及指數(shù)公式計算，其堵塞半徑達到3.8 m，因此必須尋求深部有效解堵新工藝。

要達到3 m以上的解堵半徑，需要大量解堵液體系，解堵作業(yè)成本大幅度增加，且海上狹小的作業(yè)空間無法擺放大量液體。針對擴大解堵半徑的難題，經(jīng)過調研表明酸化解堵過程中注入氣體不僅能提高解堵效果，同時能有效擴大波及范圍。氣體具有良好壓縮性及膨脹性，以氮氣為例，地面標準條件下1 m3液氮在12 MPa、60℃條件下體積大約6.5 m3，氣體膨脹將有效擴大酸液波及半徑。同時注入的氣體能夠優(yōu)先占據(jù)高滲孔道，使其內壓增高起到暫堵作用，尤其對處理酸液采用氣體大排量伴注的注入方式，可引導后續(xù)處理液轉向流向最需處理的污染帶和低滲帶，達到自動調整剖面，均勻解堵的目的［9-12］。因此，解堵過程中注入氣體的工藝由于氣體膨脹性、流變性、分散性等特征將大大提高酸液的波及范圍，且能有效改善產(chǎn)液剖面。在現(xiàn)場作業(yè)過程中一般可采用氣液交替注入或氣液伴注的注入模式，在前期注入過程中主要為深部推進，選用了氣液交注的注入方式，解堵液注入后注入氣體段塞深部推進擴大作用距離，在前期解堵液清理形成注入通道后，處理液注入時考慮到現(xiàn)場作業(yè)壓力以及能夠達到更高的分流效果，選擇氣液伴注的注入方式?，F(xiàn)場作業(yè)選用液氮，其注入儲層中體積擴大將近6.5倍，因此可根據(jù)注入液氮量及注入液體量，應用體積公式計算可得到解堵半徑，對A井注入215 m3液體，液氮10 m3，完全可達到3.8 m的解堵半徑。

3 現(xiàn)場試驗

Field test

某油田A井為一口生產(chǎn)井，受注聚影響嚴重，產(chǎn)出液見聚濃度在200 mg/L左右，酸化前日產(chǎn)液量78 m3/d，日產(chǎn)油30 m3/d，含水61.5%，壓力恢復測試結果顯示傷害表皮因數(shù)為12.9，模擬計算結果顯示傷害半徑在3.8 m左右，堵塞嚴重且傷害范圍深，采用常規(guī)酸化無法有效解堵。2016年5月，采用液氣交替注入復合深部解堵新工藝對該井進行解堵作業(yè)，設計時考慮多輪次處理并引入液氮段塞，施工程序見表2。

表2 復合深部解堵施工程序Table 2 Operation procedure of in-depth combined blockage removing

該井措施后日產(chǎn)液187 m3/d，日產(chǎn)油90 m3/d，含水51.8%，日產(chǎn)液、日產(chǎn)油量均有大幅度提高，流壓提高6 MPa，采液一段時間后含水率進一步降低至38%，有效期已達到一年且目前持續(xù)有效，累計增油量接近10 000 m3。措施前后生產(chǎn)情況對比表明，新工藝能夠有效解除產(chǎn)出液見聚井復合堵塞物，擴大了酸液解堵半徑同時，有效調整產(chǎn)液剖面，啟動中低滲層，降低含水率，措施效果顯著，有效期長。

4 結論

Conclusions

（1）產(chǎn)出液見聚井堵塞物復雜且堵塞范圍大，無機垢、儲層微粒、原油組分及聚合物相互纏繞、包裹形成了復雜堵塞物體系，產(chǎn)出液見聚后由于堵塞嚴重使得油井產(chǎn)量大幅度降低，常規(guī)酸化解堵作業(yè)無法有效解除傷害。

（2）甲酸+解堵劑D能有效溶解分散復雜堵塞物體系，實現(xiàn)逐級剝離逐級解除，自制強氧化劑對含聚堵塞物具有良好的降解作用。

（3）單一輪次的分散破膠無法有效溶解交聯(lián)老化的含聚堵塞物，多輪次的處理溶解更徹底，能有效提高解堵效果。

（4）針對產(chǎn)出液見聚井堵塞范圍深的問題，選用氣液交替注入或氣液伴注方式注液，可大幅度提高酸液的波及范圍，解堵半徑可達到3～4 m，且能有效改善產(chǎn)液剖面。

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（修改稿收到日期 2017-03-27）

〔編輯 朱 偉〕

In-depth combined blockage removing technology with liquid alternating gas injection for polymer flooding response wells in Bohai Oilfield

GAO Shang,ZHANG Lu,LIU Yigang,LIU Changlong,MENG Xianghai,ZOU Jian
Oil Production Technology Research Institute of Tianjin Bohai Oilfield Institute,CNOOC China Limited,Tianjin300452,China

The blockage in polymer flooding response wells in Bohai Oilfield is complicated,so the conventional blockage removing technologies don’t work well.In this paper,the compositions of blockage were analyzed.It is shown that the blockage is existed in the complex form with organic matters,inorganic matters and polymer coating with each other.Therefore,it was proposed to adopt the concept of blockage stripping and removing step by step,i.e.,cleaning the organic matters using organic solvent firstly and then dispersing the micelle bearing blockage.Contrast experiments were carried out on the blockage removing results of various blockage removers from three aspects,i.e.,organic matter dissolution,micelle degradation and gel oxidizing and breaking.The blockage remover system selected according to the blockage removing mechanism is composed of 8%-10% methanoic acid + 4%-6% organic blockage remover D+1% strong oxidizer.The block radius of polymer flooding response wells in Bohai Oilfield is over 3 m.To improve the blockage removing effects and expand blockage removing radius,polycyclic blockage dissolution effects were compared and analyzed.And consequently,the blockage removing technology of polycyclic treatment and liquid alternating gas injection or accompanied injection was developed.This new technology was tested on site,and its application effect is remarkable with single-well daily oil increment of 60 m3/d.It provides the new idea for solving the productivity difficulty of polymer flooding response well.And it is worth popularizing in field.

高尚，張璐，劉義剛，劉長龍，孟祥海，鄒劍.渤海油田聚驅受效井液氣交注復合深部解堵工藝［J］.石油鉆采工藝，2017，39（3）：375-381.

TE358.5

：B

1000–7393（2017 ）03–0375–07DOI:10.13639/j.odpt.2017.03.022

: GAO Shang,ZHANG Lu,LIU Yigang,LIU Changlong,MENG Xianghai,ZOU Jian.In-depth combined blockage removing technology with liquid alternating gas injection for polymer flooding response wells in Bohai Oilfield［J］.Oil Drilling &Production Technology,2017,39(3): 375-381.

“十三五”國家科技重大專項“渤海油田高效開發(fā)示范工程”（編號：2016ZX05058）。

高尚（1983-），2010年畢業(yè)于西南石油大學油氣田開發(fā)工程專業(yè)，獲碩士學位，現(xiàn)從事油田增產(chǎn)措施相關研究工作，工程師。通訊地址：（300452）天津市濱海新區(qū)海川路2121號渤海石油大廈B座。電話：022-66501172。E-mail： gaoshang@cnooc.com.cn