弱凝膠驅后中低滲儲層解堵室內研究*

張曉冉，王傳軍，韓玉貴，趙 鵬，苑玉靜

（中海石油（中國）有限公司 天津分公司，天津300452）

海上L油田在弱凝膠驅開發過程中，由于弱凝膠體系具有較強的黏彈性和吸附性，會在井筒內壁以及射孔層內壁上產生部分滯留和結塊，長期沉積后會導致儲層堵塞損害，特別是L油田儲層非均質性強、儲層厚度大，中低滲透儲層傷害更為明顯，儲層滲透性能下降幅度較大，嚴重影響了油田開發效果，降低原油的產量。國內外化學驅油田注入井解堵技術主要有氧化解堵、熱解堵、壓裂解堵等物理、化學方式[1-5]。本文通過室內實驗分析了海上L油田弱凝膠驅后注入井堵塞物成分，并結合國內外解堵技術開展解堵策略研究，尋找高效安全及有效期長的解堵方式，為海上L油田中低滲透層解堵提供有力的技術支持。

1 堵塞物組成分析

L油田弱凝膠注入井剖面資料分析結果表明，80%注入井在弱凝膠驅后中低滲透儲層吸液厚度與弱凝膠驅前相比有所降低，平均吸液厚度降低幅度達到40%，吸液量明顯減少。L油田注入體系采用在聚合物溶液中加入有機鉻交聯劑的方式，形成有一定強度和流動性的弱凝膠體系，同時由于儲層條件為疏松砂巖，注入過程中易發生微粒運移，與弱凝膠相互作用容易形成結構復雜的堵塞物。利用室內實驗方式分析L油田A1井大修返出堵塞物成分，主要為水含量49.78%，聚合物含量31.29%，原油含量5.64%，酸可溶物含量8.57%，泥質含量4.72%。堵塞物中聚合物含量相對較高，掃描電鏡成像顯示，堵塞物為具有一定交聯結構的聚合物凝膠包裹黏土顆粒和無機晶核形成的復雜結構，部分結構還有原油包裹。這種結構具有較高的強度，會嚴重堵塞注入管柱、篩網以及近井地帶儲層。

2 儲層解堵技術研究

根據現場注入方案，結合L油田每米儲層注弱凝膠強度和弱凝膠體系成膠時間，計算注入井油層堵塞半徑約為5～10m，其中堵塞較強的范圍為3～5m。常規酸化解堵工藝注入解堵劑時解堵效果有限，有效期短。從目前國內外運用于注聚井的解堵技術來看，常用解堵技術包括化學氧化解堵、電加熱解堵和深穿透復合解堵[6-10]。

實驗材料 甲酸、乙酸、HCl、HF、（NH4）2S2O8、多氫酸，均為分析純，南京化學試劑公司；氧化劑YH-1、YH-2、擴孔液為實驗室自主合成；弱凝膠體系中聚合物為部分水解HPAM，大慶煉化生產，交聯劑為自主合成改性酚醛樹脂；井筒返排堵塞物取自大修作業時工具上附著物。

實驗儀器DV-II+PRO旋轉粘度計（美國博勒飛公司）；填砂管模型（自主研發鋼管模型）；恒溫箱（海安石油科研儀器有限公司）。

2.1 電加熱解堵

井下電加熱解堵是利用電能轉化為熱能，利用集膚效應原理，在井下的管線兩端加上不同功率的交流電使管線內的注入水升溫，降解注入管柱和近井地帶的堵塞物，達到井下解堵的目的，如圖1所示。

電加熱法選擇性強，解堵效果均勻，對地層污染小，避免了對地層的二次傷害，一般加熱范圍有限，解堵作用時間較長。

圖1 井下電加熱解堵示意圖Fig.1 Schematic diagram of plugging removal by underground electric heating

結合L油田注入井儲層實際情況，設計理論模型并開展數值模擬，計算井下電加熱形成的溫度場。井下電加熱法加熱油層溫度和范圍主要取決于電功率和水交換速度。水交換速度為40m3·d-1時，功率200kW加熱半年，油層溫度可達90℃以上，有效加熱范圍可以達到10m以上。功率提升至400kW加熱半年，水交換速度保持不變，油層溫度和有效加熱范圍提升并不明顯。水交換速度降粘20m3·d-1時，功率200kW加熱半年，油層溫度可達114℃，有效加熱范圍可以達到5m以上。因此，綜合經濟效益及現場實際情況，推薦井下電加熱解堵時，電功率200kW以上，水交換速度控制在20m3·d-1以內（通過節流短節控制），加熱4～6個月。

將A1井弱凝膠堵塞物與不同粒徑的石英砂混合后裝入填砂管模型，放置在不同溫度（100℃、120℃）恒溫箱內加熱，定時取出冷卻后測定模型殘余阻力系數，實驗結果見表1。

表1 加熱解堵評價實驗結果Tab.1 Experimental results of plugging removal by heating

由表1結果表明，模型殘余阻力系數隨加熱時間的增大而減小，100～120℃高溫處理72h，殘余阻力系數由45～48降低至30以下，解堵效率可達40%～50%。說明加熱升溫處理能夠有效緩解地層堵塞，電加熱處理溫度越高、高溫處理時間越長，地層解堵效率越高。

2.2 化學解堵

目前，注聚油田常用的化學解堵方式是采用強氧化劑降解大分子聚合物，使大分子長鏈斷裂為多個小分子短鏈，降低堵塞物粘度，提高近井地帶流動性，從而解除聚合物類堵塞。對于堵塞物中強氧化劑無法解除的無機類堵塞，最方便最有效的方法是使用酸液溶解無機堵塞物，提高傷害區域儲層滲透率。通過室內靜態評價實驗，測試不同解堵劑對高濃度弱凝膠體系和注入形成的反排液的降解效果。取不同濃度的聚合物凝膠以及模擬注入形成的返排液作為地層堵塞物，如圖2，按固定比例將其與解堵劑混合，密封后置于60℃的水浴鍋中反應，12h后測定溶液粘度。實驗結果見表2。

圖2 模擬地層堵塞物照片Fig.2 Picture of simulated formation plugging material

表2 不同酸液降解模擬堵塞物實驗結果Tab.2 Experimental results of different acid degradation simulation of plugging material

表2 結果表明，甲酸、乙酸、過硫酸鹽和自制氧化劑均能較有效降解3種模擬地層堵塞物，對不同濃度弱凝膠體系的降粘率為85%～91%，對模擬返排液的降粘率可以達到74%～87%左右，（NH4）2S2O8和氧化劑YH-1對不同體系降粘率最高。單獨使用HCl等無機酸對3種模擬地層堵塞物的降解能力較差。

2.3 深穿透復合解堵

對于堵塞深度較大、油層特性較差和優勢滲流通道發育的井，可采用分層深穿透增壓解堵工藝。采用低壓泵注清洗液，優先解除近井儲層堵塞；高壓泵注降阻壓裂液并提高施工排量和壓力，在儲層污染帶中形成具有一定尺寸的人工裂縫，擴大改造半徑，并為擴孔液進入深部儲層提供通道；高壓泵注緩釋、緩速、高鰲合性能擴孔液，使其沿人工裂縫進入儲層深部以解除深部聚合物堵塞，改善儲層深部的孔隙通道，同時延伸裂縫，增加泄流面積，降低地層滲流阻力。

測試自主研發擴孔液對弱凝膠體系的降粘率，在60℃條件下，配制5000×10-6現場在用弱凝膠體系，并與自主研發擴孔液混合，測試不同時間體系粘度，結果見表3。

表3 擴孔液對聚合物溶液的降解結果Tab.3 Degradation of polymer solution by reaming solution

表3 實驗結果表明，在反應0.5h后降解率可以達到99%以上，2h后體系粘度降至1.8mPa·s，降粘率達99.7%，降解效果較好。

結合現場井筒返排堵塞物成分分析結果，配制模擬弱凝膠堵塞物，測試擴孔液對弱凝膠體系的降粘率，實驗結果見圖3。

圖3 擴孔液對交聯聚合物降解實驗Fig.3 Degradation of cross-linked polymers by reaming fluid

由圖3實驗結果表明，反應期間體系pH值維持10.1，擴孔液與模擬聚合物垢樣恒溫反應3h后，模擬弱凝膠膠團垢樣消失，殘余部分紅色絮狀物，12h后紅色絮狀物基本消失。數值模擬結果表明，采用深穿透解堵技術在L油田儲層條件下，采用2m3·min-1排量下注入30mPa·s降阻壓裂液及擴孔液模擬50m2裂縫形態，儲層解堵長度可以達到12m以上，可以有效解決儲層深部堵塞問題。

3 結論

（1）海上L油田弱凝膠注入井的堵塞物成分主要為水和聚合物凝膠，分別占比49.78%和31.29%，酸可溶物含量8.57%，泥質含量4.72%。掃描電鏡成像顯示堵塞物為具有一定交聯結構的聚合物凝膠包裹黏土顆粒和無機晶核形成的復雜結構，部分結構還有原油包裹。這些具有較高強度的堵塞注入管柱、篩網以及近井地帶儲層。

（2）結合L油田儲層條件，采用電加熱解堵工藝100～120℃高溫處理72h，解堵效率可達40%～50%。自制氧化劑YH-1對弱凝膠體系和模擬堵塞物降解率達87%～92%。深穿透解堵工藝擴孔體系對模擬聚合物垢樣降解率達99%，儲層解堵長度可以達到12m以上，可以較好地改善中低滲儲層堵塞問題。