杏南油田注聚井堵塞原因及解堵剂配方研究

曹广胜, 李春成， 王婷婷， 王桂龙， 张先强

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)



杏南油田注聚井堵塞原因及解堵剂配方研究

曹广胜, 李春成， 王婷婷， 王桂龙， 张先强

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

针对杏南油田注聚井堵塞情况日益严重、注入压力升高及注聚效果变差的现状，采用杏南油田某区块聚合物及水样，进行了模拟现场注聚和堵塞的室内实验，得出了注聚井堵塞原因。结果表明，聚合物及机械杂质是造成储层孔隙堵塞的主要因素，且储层渗透率越低堵塞情况越严重。针对堵塞原因进行了解堵剂配方的室内实验研究，最终确定出A、B和C 3种药剂组合而成的多元降解剂，在优化每种药剂的质量分数、注入排量和注入顺序的基础上，该解堵剂配方可使储层解堵率达到102.41%～124.77%。

聚合物；注聚井；注入压力；堵塞；解堵剂

聚合物是三次采油中重要的化学用剂，广泛应用于各油田的开发过程中, 并取得了显著的增油效果[1]。在聚合物投入工业化应用的同时，发现措施井会产生不同程度的堵塞现象，注入压力不断升高，甚至已经接近或达到油层破裂压力，影响油田的正常生产[2-5]。针对注聚井堵塞问题，很多专家学者已进行了相关研究，确定了堵塞原因并给出了解堵方案[6-12]。针对杏南油田注聚实际，通过模拟水驱注水、模拟注聚过程，依据岩心模拟堵塞实验，明确注聚井堵塞原因；针对堵塞原因，利用堵塞物溶蚀实验、岩心解堵模拟实验，研究注聚井解堵药剂配方、解堵工艺和施工参数。

1　模拟注聚实验

采用杏南油田某区块聚合物及水样，进行室内实验研究，模拟现场注聚及堵塞过程，分析注入压力变化规律以及注聚后渗透率变化，得出注聚井堵塞原因。

1.1实验设备及材料

实验设备：高温高压岩心驱替装置(南通华兴石油仪器有限公司生产)，Brookfield DV-Ⅲ ULTRA 黏度仪(美国Brookfield公司)，JB200-SⅡ数显恒速强力电动搅拌机。

实验材料：人造岩心(圆柱)、矿化度为8 167 mg/L的模拟地层水、相对分子质量为2 500万和 700万的抗盐聚丙烯酰胺、现场取得的清水和污水。

1.2实验步骤

(1) 岩心气测渗透率；

(2) 饱和地层水，测定孔隙体积；

(3) 饱和模拟原油；

(4) 模拟水驱，0.1 mL/min注入水；

(5) 注入相对分子质量为2 500万的聚合物，质量浓度2 000 mg/L，注入速度0.2 mL/min，注入量3.0 PV；

(6) 注入相对分子质量为2 500万的聚合物，质量浓度1 500 mg/L，注入速度0.2 mL/min，注入量1.5 PV；

(7) 注入相对分子质量为700万的聚合物，质量浓度1 000 mg/L，注入速度0.2 mL/min，注入量7.5 PV。

实验过程中，记录压力随PV数的变化，计算岩心渗透率的变化规律。

1.3实验结果与分析

(1) 不同聚合物溶液配制方式下，不同质量浓度聚合物溶液的黏度。

依据现场要求，分别采用清配清稀、清配污稀和污配污稀的方式配制不同质量浓度的聚合物溶液，测得聚合物溶液黏度如表1所示。

表1　不同配制方式、不同质量浓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质量浓度的聚合物溶液黏度大小排列为：清配清稀>清配污稀>污配污稀。分析原因认为，污水中的离子、溶解氧、悬浮物等会导致聚合物溶液黏度的下降。

(2) 不同聚合物溶液配制方式下，在相同渗透率岩心中的注入结果如图1所示。

图1　不同聚合物溶液配制方式下，注入压力与注入PV数关系曲线

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

从图1中可以看出，当注入一种等质量浓度的聚合物溶液时，随着注入量的增加，注入压力不断变大，聚合物注入变得愈加困难，当改注低质量浓度的聚合物溶液时，注入压力明显的下降，说明这种段塞式注入方式可以改善注聚井聚合物注入能力。

对比图1中(a)、(b)和(c)实验结果，从整体上看，相同渗透率的岩心，污配污稀的聚合物溶液注入岩心后，注入压力上升幅度较大，说明污配污稀的聚合物溶液对岩心堵塞更严重。分析原因认为，尽管污水在一定程度上会降低聚合物溶液黏度(见表1)，使注入压力降低，但是，其降低的幅度不大；污水中的杂质是造成孔喉堵塞，导致注入压力升高的重要原因。

(3) 相同聚合物溶液配制方式下，在不同渗透率的岩心中的注入结果如图2所示,注聚前后岩心渗透率对照表如表2所示。

图2　不同渗透率的岩心中注入压力与注入PV数关系曲线

表2　注聚前后岩心渗透率对照表

从图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，渗透率低的岩心注入压力上升幅度大，由表2数据可知，低渗储层在注聚后渗透率降低系数大，堵塞得更严重。

2　水样中固形物含量测定

根据注聚实验结果，推断得出污水中机械杂质会堵塞孔喉，因此对水样中固形物含量进行测定。取一定量的水样，用恒重后的滤纸进行抽滤，然后将滤出物用蒸馏水冲洗干净、烘干，用分析天平测定滤出物(固形物)质量，计算水样中的固形物含量。测定结果见表3。

表3　水样中固形物含量测定结果

由表3可知，水样中固形物质量分数分别为0.083%和0.097%，依据《碎屑岩油藏注水水质推荐指标》中的悬浮固体含量标准分级，水样中的固形物含量标准分级低于C3级，会对储层岩石孔道造成机械堵塞。

3　解堵剂配方研究

针对聚合物及机械杂质对储层孔隙的堵塞，开展了室内实验研究，模拟岩心堵塞及解堵过程。对比不同药剂的降黏、溶蚀机械杂质及解堵性能，优选性能良好的药剂进行复配，最终确定了A、B和C 3种药剂组合，形成多元解堵剂。

3.1注入药剂质量分数优化

改变多元降解剂中一种药剂质量分数，同时固定其他两种药剂质量分数，通过解堵率变化情况确定该药剂最佳质量分数，不同药剂质量分数优化曲线如图3所示。

综合考虑不同质量分数药剂提高解堵率的程度以及经济因素，最终确定A、B、C 3种药剂的最佳质量分数分别为0.6%、0.2%和0.3%。

图3　不同药剂质量分数优化曲线

3.2注入排量优化

分别对高渗和低渗两类岩心进行了模拟注聚、堵塞和解堵实验，评价不同注入排量下加入多元降解剂的作用效果，结果如图4所示。

图4　解堵率随多元解堵剂注入排量变化曲线

从图4中可以看出，当多元降解剂排量增加到0.2 mL/min以后，高渗透岩心解堵率增加速度变缓，而低渗透岩心解堵率显著下降，因此，当多元降解剂注入排量小于0.2 mL/min时，解堵效果最佳。

3.3药剂注入顺序优化

分别对高渗透率和低渗透率两类岩心进行了模拟注聚、堵塞和解堵实验，评价不同药剂注入顺序的作用效果，实验结果如图5所示。

图5　药剂不同注入顺序的解堵率对比

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

由图5可知，采用顺序ABC加药剂的解堵效果最佳。对于该区块渗透率相对较高的储层，解堵率可达124.77%，而渗透率相对较低的储层，解堵率也可达102.41%。

4　结论

(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严重的问题。

(2) 聚合物及污水中的机械杂质是造成孔喉堵塞，导致注入压力升高的主要原因，且渗透率越低的储层，堵塞程度越严重。

(3) 确定了针对杏南油田储层及流体性质的多元解堵剂配方：A、B和C 3种药剂组合， 其质量分数分别为0.6%、0.2%和0.3%，注排量为0.2 mL/min，注入顺序为ABC。该解堵剂配方可使储层解堵率达到102.41%～124.77%。

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(编辑宋官龙)

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

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2016-01-08

2016-03-05

黑龙江省自然科学基金重点项目“活性原油在非均质储层中的自适应控水增油机理”(51574089)。

曹广胜(1966-)，男，博士，教授，博士生导师，从事采油采气化学理论与工程的研究；E-mail：caoguangsheng@nepu.edu.cn。

TE39

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