渤海注聚油田堵塞井堵塞机理分析及复合解堵工艺设计*

卢大艳 孟祥海 吴 威 周际永

(1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300452； 2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

渤海注聚油田堵塞井堵塞机理分析及复合解堵工艺设计*

卢大艳1孟祥海2吴 威1周际永1

(1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司 天津 300452； 2. 中海石油(中国)有限公司天津分公司 天津 300452)

卢大艳,孟祥海,吴威，等.渤海注聚油田堵塞井堵塞机理分析及复合解堵工艺设计[J].中国海上油气，2016,28(5)：98-103.

Lu Dayan,Meng Xianghai,Wu Wei,et al.Analysis on the plugging mechanism and the removal technology for polymer flooding blocks in Bohai sea[J].China Offshore Oil and Gas,2016,28(5):98-103.

渤海油田注聚获得了显著的增油降水效果，但部分注聚井存在注入压力偏高，不能达到油藏方案配注要求，采用常规化学解堵技术解堵效果差或有效期较短。堵塞物成分分析表明，渤海注聚油田堵塞井堵塞物由无机物和有机物混合包裹形成，受水中悬浮物和含油量的影响，无机物和聚合物相互作用产生组分复杂的垢，导致地层渗透率下降和地层堵塞。根据堵塞机理分析，优选出复合解堵体系并设计出复合解堵工艺，在绥中36-1、锦州9-3和旅大10-1等油田取得成功应用，视吸水指数平均提高90%，平均有效期达10个月，解堵效果显著，具有较好的推广应用价值。

渤海油田；注聚井；聚合物堵塞；堵塞机理；复合解堵工艺

渤海油田已在绥中36-1、锦州9-3和旅大10-1等3个油田规模化应用聚合物驱油提高采收率技术，获得了显著的增油降水效果，但在实施过程中出现了部分注聚井堵塞、注入压力超过设计压力或已接近配注压力最大值，导致聚合物注入量达不到油藏配注要求、受益井产液量下降等问题,因此迫切需要解堵增注，进一步释放油井产能。

目前国内大庆、胜利、河南等油田主要利用聚合物的氧化降解性质研制相应的解堵剂，普遍选择含二氧化氯的强氧化型解堵剂，如胜利油田的DOC8聚合物解堵剂、河南油田的新生态二氧化氯复合解堵剂、大庆油田的化学解堵剂等，但都存在针对交联聚合物和改性聚合物堵塞解除能力不够的问题[1]。另外，陆上油田聚合物解堵技术在安全性能上不能满足海上油田的使用要求，有必要结合海上油田注聚特点和聚合物类型研究解堵技术。 笔者在分析渤海油田注聚井地层堵塞原因、堵塞机理和堵塞物成分的基础上，对氧化剂进行了优选，并与常规酸液形成复合解堵体系，提出了渤海油田注聚井复合解堵工艺。渤海注聚油田应用表明,本文提出的复合解堵技术能够有效解除近井地带聚合物及其交联体系造成的地层堵塞，增注效果显著，具有较好的推广应用价值。

1 注聚井堵塞机理分析

1.1 堵塞物成分

渤海海域现有绥中36-1、锦州9-3和旅大10-1等3个注聚油田，共有7个注聚平台，44口注聚井，井口注入压力8.5～13.5 MPa，设计注入压力10 MPa，其中部分井注入压力超过设计压力，或者已接近或达到油层破裂压力，实际注入量达不到油藏配注要求，严重影响了聚驱效果。上述3个油田的油藏地质特点、聚合物类型和油藏配注量不同，导致不同注聚井的堵塞成因有一定的差异，但从地面流程和井口返排物取样分析结果来看，注聚井堵塞物均是由无机物和有机物互相包裹形成的复合垢。如图1所示，锦州9-3油田W6-4井近井地带堵塞物有机物成分主要是聚合物、油污组成的絮状物，质量百分比达62.8%，无机物成分主要是碳酸盐垢、粘土矿物、机械杂质和腐蚀产物，质量百分比达37.2%；旅大10-1油田A18m 井筛管堵塞物主要由油污、有机物、无机物等组成，其中油污占19.6%，有机物占40.3%，碳酸钙、无机粘土矿物及腐蚀产物占40.1%；绥中36-1油田J3井返出垢样呈聚合物交联体特性，团状物较多，交联强度大，有机物含量占60%。

图1 渤海注聚油田聚合物垢样

海上油田注聚采用地面多管分层注聚工艺[2]，由于层间和层内差异，同一注聚井的不同层段会有一定差异，有的层段以聚合物堵塞为主，有的层段以无机物堵塞为主。因此，注聚井解堵不但要解决聚合物等有机物导致的地层堵塞问题，还要解决各种无机物垢类引起的地层复合堵塞问题。

1.2 堵塞机理

1.2.1 聚合物在地层的吸附量超出聚驱正常吸附量，导致地层渗透率下降明显

砂岩是多孔介质，成岩矿物组合具有多样性，孔隙结构复杂，内表面积很大，聚合物溶液在砂岩孔隙中流动时极易发生吸附滞留，这是导致地层渗透率下降的一个重要原因[3]。聚合物在岩石中的静态吸附量大小受多种因素的影响,除了与聚合物本身类型、分子量、水解度、浓度等性质有关，还与配制聚合物溶液的水中含盐量、离子类型等因素有关，同时岩石颗粒的矿物组成、表面性质及油藏温度等也会影响到聚合物在岩石中的静态吸附量。例如，绥中36-1油田储层粘土含量高、油层厚、渗透率分布不均，配聚用水的阳离子浓度和矿化度高，造成了聚合物在地层的吸附量额外增加，这是注聚井堵塞最根本的诱因。

1) 配聚用水阳离子浓度高，导致吸附量增加。

目前，油田矿场采用低压水配制聚合物母液，低压配聚用水主要是水源井抽取的地下水，注聚过程中的高压稀释用水主要是各个平台油井产出液经过中心平台分离之后的回注污水与水源井混合。例如，绥中36-1油田配聚用水中二价和多价阳离子浓度较高，其中Ca2+平均含量600 mg/L，Mg2+平均含量300 mg/L，Fe2+平均含量0.84 mg/L，Fe3+平均含量1.39 mg/L，Fe2+、Fe3+平均含量均超出了油田水质控制标准(≤0.5 mg/L)。聚合物分子中的羧钠基解离出的钠离子与粘土矿物中的二价离子发生离子交换[4]，二价离子使聚合物分子线团结构压缩，导致聚合物的吸附量增大；同时当存在多价金属盐时，吸附量将随离子基团解离度及阳离子价态的增大而逐渐增加。因此，海上油田配聚水二价和多价阳离子浓度高，导致了聚合物在地层中的吸附量增加，造成地层渗透率下降。

2) 配聚用水矿化度高，导致吸附量增加。

随着矿化度的增大，聚合物黏度逐渐增大，导致吸附量也增大[5]。例如，绥中36-1油田配聚用水矿化度高，其中低压配聚用水矿化度在10 000 mg/L左右，高压配聚用水矿化度在8 000 mg/L左右，过高的矿化度会导致吸附量增加。

3) 储层粘土含量高，导致吸附量增加。

粘土矿物对聚合物的吸附起主导作用，聚合物在粘土矿物上的吸附量是在岩石骨架上的4～10倍。一般认为，粘土矿物中绿泥石的吸附量最大，高达2.5 mg/g，而组成岩石骨架矿物的石英的最高吸附量仅为0.6 mg/g[5]。聚合物在岩石表面的静态吸附一般呈单分子层，但流动时会出现分子链的相互缠绕、包容粘土颗粒运移，使渗流孔道变窄，甚至堵塞孔道，降低地层的吸液能力。例如,锦州9-3油田泥质含量平均15%，储层粘土矿物主要为蒙脱石，平均相对含量为60.6%，其他为高岭石和伊利石，为中等偏强水敏性储层，注聚过程中存在粘土矿物水化膨胀以及膨胀后粘土微粒与聚合物形成的复合堵塞。

4) 油层厚度分布差异较大，储层非均质性严重，导致吸附量增加。

绥中36-1油田油层厚度分布差异较大，薄的不到1 m，厚的则超过20 m。对于较厚的油层，聚合物与油层接触面积大，造成聚合物吸附的几率也大，从而导致渗透率降低。另外，该油田储层非均质性严重，高渗透层与低渗透层间渗透率变化范围270～13 000 mD，孔隙度变化范围29%～35%，虽然选用的聚合物是专为绥中36-1所研制的，不用考虑聚合物相对分子质量与储层孔喉尺寸配伍问题，但是在其他同等条件下，岩心原始渗透率越低，聚合物的吸附就越多，造成渗透率下降的幅度就越大。

1.2.2 注入过程产生复合垢，造成地层堵塞

1) 高价金属离子对聚合物分子的交联。

渤海注聚油田现场垢样中已检测到大量的高价金属离子，这些金属离子主要来源于配聚用水(地层产出水和生产污水混合)及管线腐蚀。分析认为，Fe3+、Cr3+和Al3+等高价金属离子可使注聚过程中聚合物溶液发生分子内和分子间交联反应，形成局部区域性网状分子结构，流动阻力增加，在地层中表现为难于流动的物质而堵塞地层孔喉。因此，在这样的地层环境中，在聚合物溶液聚集的地方发生聚合物的交联，交联所形成的高分子交联体流动性差，导致地层渗透率降低。

2) 聚合物包裹配注水中的机械杂质。

渤海注聚油田配聚水中固悬物含量在6.2～35.2 mg/L，配聚水固悬物中的粘土、机械杂质、钙镁垢、铁盐垢等与聚合物溶液混合容易形成杂质并作为胶核，聚合物包围在胶核周围的软胶团似胶状物在注入过程中会造成炮眼及近井地带堵塞。

3) 配聚水中的SRB和水不溶物。

渤海注聚油田配聚水中SRB含量在60～25 000个/mL，而聚合物可作为SRB的碳源加速其繁殖速度。细菌生长繁殖后产生大量的代谢物，特别是代谢物中的黏胶与铁离子结合后会形成一种刚性颗粒并吸附在岩石孔道表面而堵塞地层。同时，SRB中含有细胞氢化酶，在代谢过程中会产生含硫化合物，这些含硫化合物会对钢材造成腐蚀而生成FeS等物质，聚合物包裹这些物质会对地层造成堵塞。

4) 储层胶结物的运移和水化膨胀。

绥中36-1油田储层胶结物为泥质，当储层与外来流体接触时易发生水化、膨胀、分散、脱落，特别是在与聚合物这种高黏液体接触时更易造成粘土的脱落，聚合物包裹这些物质会对地层造成堵塞。

5) 注聚中地层的重质堵塞。

绥中36-1油田地层原油黏度13.3～442.2 mPa·s，含蜡量0.7%～9.4%，胶质、沥青质平均含量32.3%，注聚过程中造成了储层温度、压力条件的改变，导致析蜡及胶质、沥青质的沉淀，聚合物包裹这类物质会对地层造成堵塞。

1.2.3 聚合物溶液配制和稀释过程的影响

目前渤海油田注聚采用连续配注方式,下料、混合、溶解、研磨、熟化和注入的整个过程一直连续，聚合物溶液的熟化时间缩短至40 min，这一过程中聚合物干粉的分散溶解效果以及聚合物溶液的熟化质量会对注聚井近井地带造成较大的影响。

1) 现场通过静态混和器将聚合物母液(5 000 mg/L)与高压水混合稀释成低浓度聚合物溶液(1 750 mg/L)后再注入井，从静态混合器取样后发现仍存在一定程度的混合不均匀，管线内产生局部浓度很高的聚合物溶液(近似胶状物)并被直接注入地层，造成炮眼及近井地带瘀积堵塞。

2) 水源井水和生产污水混注后，用高压稀释水去稀释聚合物母液，但聚合物溶液中铁离子含量增加并出现了超标现象，聚合物分子能与Fe3+发生分子内或分子间交联并形成局部或区域性网状结构，导致流动阻力增加，甚至堵塞地层。另外，由于溶解氧的存在，Fe2+被氧化成Fe3+并释放自由基，不断攻击高分子链条C-C键，导致聚合物主链断裂，同时铁离子引发聚合物分子聚集形成凝胶的成核物质之一，使聚合物凝胶的生成速度加快，生成量增加。因此，不论是Fe2+还是Fe3+，都加剧聚合物堵塞。

通过对渤海3个注聚油田堵塞物成分和堵塞机理分析，发现存在以下共性：3个注聚油田的堵塞物基本都是聚合物包覆了粘土、机械杂质、污油、无机垢、铁腐蚀产物等，配聚水中二价和多价阳离子含量、细菌总数、悬浮物等超标引发聚合物分子的交联并加速包覆，导致地层渗透率下降和地层堵塞；现有工艺流程容易导致聚合物溶液熟化不充分和稀释不均匀，管线内产生局部浓度很高的近似胶状物的聚合物溶液注入地层后极易造成堵塞。另外，与其他2个注聚油田相比，锦州9-3油田储层具有粘土含量高的特点，属于中等偏强水敏性储层，注入水矿化度低于临界矿化度，导致粘土矿物易水化膨胀，膨胀后的粘土微粒与聚合物形成包覆物，这是造成注聚井堵塞的主要原因之一。

2 复合解堵体系解堵性能评价

根据上述注聚井堵塞物成分和堵塞机理分析，结合国内外注聚井解堵技术的调研结果，提出以由氧化主剂、缓蚀酸和助剂构成的复合解堵体系对渤海注聚油田堵塞物进行解堵，为此开展了复合解堵体系性能评价。

2.1 聚合物溶液氧化降解作用评价

取等量的聚合物溶液，分别加入50%氧化主剂BHJ3-E以及130%已添加有催化剂和缓蚀剂等助剂的缓释酸BHJ3-L，混合均匀后放入54 ℃恒温水浴中并静置4 h，观察并测定复合解堵体系对不同种类聚合物的解堵性能，实验结果见表1。从表1可以看出，该复合解堵剂体系对于绥中36-1、锦州9-3和旅大10-1油田所用的3种不同聚合物都有非常好的分解降黏作用，对于不同浓度聚合物的降黏效率基本都达到了100%，聚合物结构对其降解性能几乎没有影响，复合解堵剂具有较好的普遍适用性。

表1 复合解堵体系对不同浓度聚合物的氧化降解效果

2.2 现场垢样溶解性能评价

对于现场返排取回的垢样，采用常规的盐酸加氟硼酸体系和复合解堵体系进行了溶解性能对比实验，结果如图2所示。从图2可以看出，采用常规的盐酸加氟硼酸体系，在60 ℃、搅拌1 h、浸泡24 h后，垢样碳酸盐岩沉积物和腐蚀产物能够溶解，但仍残留一些大块胶团，无法进一步溶蚀分解，而且对有机物的溶蚀能力较差；采用复合解堵体系，同样在60 ℃、搅拌1 h、浸泡24 h后，垢样经过氧化剂溶液的浸泡后，无机物和有机物均能得到溶蚀分解，层层包裹的状态得以分散开，溶蚀效果较好。

图2 2种解堵体系溶解现场垢样效果对比

2.3 动态岩心实验评价

实验采用绥中36-1油田在用聚合物样品，用自来水将其配制成2 000 mg/L的溶液，实验温度54 ℃，实验岩心为人工岩心，实验结果见表2。从表2可以看出，复合解堵体系对模拟堵塞的地层有着很好的解堵效果，4 h后岩心恢复率达95%，解堵率达90%，解堵效果非常显著。

表2 复合解堵体系岩心驱替实验结果

2.4 安全性能评价

1) 药剂的安全性能。

目前在国内陆地油田使用较多的解堵剂是二氧化氯及其复合产物。复合解堵体系采用的氧化主剂过氧化物虽属于氧化物，但分解温度较高，达到275 ℃以上才分解，同时在常温下性质稳定，微溶于水，不易燃，不易爆，只有在井口以下与酸液接触后才能溶解，并分解出具有氧化活性的自由基；缓释酸为有机多元羧酸的水溶液，同时添加有一定量表面活性剂和聚合物作为缓蚀剂和螯合剂，性质稳定，不易分解，无燃烧爆炸的危险。因此，复合解堵体系中氧化主剂BHJ3-E和缓释酸BHJ3-L都属于非易燃易爆的化学品，在一般条件下都很稳定，在运输、贮存、使用过程中的安全性较其他氧化剂更易控制，能有效保证施工、人员及环境的安全，满足海洋作业的要求。

2) 注入过程中的安全性能。

解堵施工中为保证稳定、持续释放出解堵活性组分，设计采用双液法进行挤注，即将氧化主剂和缓释酸分罐配制，同时按一定比例泵入，在采油树井口以下混合，这样一方面可以保证地面施工的安全性，另一方面也可以保证氧化体系的活性，达到理想的解堵效果。

在注入过程中，当氧化主剂BHJ3-E和缓释酸BHJ3-L在地层反应时，能够匀速释放活性自由基，持续攻击聚合物上的C-C链而导致其充分降解，从而提高了氧化主剂的时效性；同时缓速酸BHJ3-L为无色无味的液体，安全稳定，不属于危险化学品，满足了海上油田作业的安全环保要求。

3 复合解堵工艺设计及现场应用

3.1 复合解堵工艺设计

参考行业标准[6],基于上述复合解堵体系性能评价，设计了复合解堵工艺，具体包括：

1) 前置液段塞，溶蚀地层中的碳酸盐矿物，采用常规HCl、HBF4酸液；

2) 隔离液，采用缓蚀酸，隔离前置液段塞，为氧化剂段塞准备；

3) 氧化剂段塞，氧化分解堵塞物的聚合物胶团，堵塞物分散溶解开；

4) 顶替液段塞1，隔离氧化剂段塞，充分反应；

5) 除氧剂段塞，还原反应井筒返出活性氧；

6) 关井，充分反应；

7) 后置液段塞，清洗地层，防止二次沉淀；

8) 顶替液段塞2，顶替入地层，恢复注聚。

该复合解堵工艺具有以下特点：

1) 充分结合了常规酸化针对无机物解堵、氧化主剂针对聚合物解堵的各自优点，进行了有效结合；

2) 无机物堵塞和聚合物胶团能够逐渐分散剥离，充分分散溶解，具备较好的效果；

3) 氧化反应温和，能够匀速地释放氧原子持续攻击聚合物上的C-C链使其断链降解，克服了氧化主剂与盐酸反应速度过快而导致聚合物降解不充分的缺点[7]；

4) 缓释酸具有良好的络合作用，可防止铁离子的二次沉淀和对聚合物的凝聚作用[8]；

5) 过氧化物和缓释酸采用双液法进行挤注，氧化性在井筒和近井地带形成，可以控制现场作业风险；

6) 关井反应过程中，井筒内注入除氧段塞，可以防止氧气溢出进入生产流程。

3.2 现场应用

上述复合解堵工艺已在渤海3个注聚油田应用25井次，视吸水指数平均提高90%，平均有效期达10个月，解堵效果显著，现场实施工艺安全可靠。以绥中36-1油田A30井为例(图3)，该井Iu油组酸化施工前注入压力9.4 MPa，注入量311.7 m3/d，配注509 m3/d，视吸水指数33.2 m3/(MPa·d)；酸化后注入压力8 MPa，注入量520.4 m3/d，视吸水指数65.1 m3/(MPa·d)，此后注入压力有所上升，注入量较为稳定，满足配注要求。

图3 SZ36-1-A30井注入曲线

4 结论

1) 绥中36-1、锦州9-3和旅大10-1等注聚油田堵塞物成分分析结果表明，注聚井堵塞物均是由无机物和有机物互相包裹形成的复合垢，聚合物在地层的吸附量超出聚驱正常吸附量、注入过程产生复合垢、聚合物溶液配制和稀释过程的影响等因素导致了注聚井堵塞。

2) 室内性能评价表明，氧化主剂、缓蚀酸和助剂构成的复合解堵体系具有良好的聚合物氧化降解作用，能够快速溶解堵塞物垢样，解堵效果非常显著，安全性能高，满足海上油田作业的环保要求。

3) 设计的复合解堵工艺已在绥中36-1、锦州9-3和旅大10-1等3个注聚油田应用25井次，视吸水指数平均提高90%，平均有效期达10个月，解堵效果显著，现场实施工艺安全可靠，具有较好的推广应用价值。

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(编辑：孙丰成)

Analysis on the plugging mechanism and the removal technology for polymer flooding blocks in Bohai sea

Lu Dayan1Meng Xianghai2Wu Wei1Zhou Jiyong1

(1.CNOOCEnerTech-Drilling&ProductionCo.,Ltd.,Tianjin300452,China;2.TianjinBranchofCNOOCLtd.,Tianjin300452,China)

Significant incremental production and lower water-cut has been achieved in Bohai oilfield via polymer flooding. Due to high injection pressure of some injectors, the requirements of reservoir injection allocation could not be met, and plugging removal effect was poor and/or short-lived by conventional chemical removal technology. Component analyses show that the plugging stuff in the polymer flooding blocks derives from mutual mixing and encapsulating of organic and inorganic compounds; influenced by suspended matter and oil in the water, inorganic materials and polymer interact and result in complex scale, which leads to plugging and decrease in formation permeability. Based on plugging mechanism analyses, the optimal compound plugging removal formulation and the application procedure have been worked out. The technology was applied successfully in SZ36-1, JZ9-3 and LD10-1 blocks with significant plugging removal effect, and the apparent water injectivity index was increased by an average of 90%, with the effect lasting an average of over 10 months, Therefore, the technology has good application potential.

Bohai oilfield; polymer injection well; polymer plugging; plugging mechanism; compound plugging removal technology

*中海油能源发展股份有限公司科技研发项目“注聚井复合解堵工艺技术开发与应用研究(编号：HFKJ-CJF1104)”部分研究成果。

卢大艳，男，工程师，2003年毕业于原西南石油学院石油工程系，主要从事海上油田增产增注措施和三次采油技术研究和现场应用等工作。地址：天津市滨海新区塘沽渤海石油路688号工程技术公司增产作业办公楼211室(邮编：300452)。E-mail:ludy@cnooc.com.cn。

1673-1506(2016)05-0098-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2016.05.016

TE357.46+1

A