弱凝胶驱后中低渗储层解堵室内研究*

张晓冉，王传军，韩玉贵，赵 鹏，苑玉静

（中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津300452）

海上L油田在弱凝胶驱开发过程中，由于弱凝胶体系具有较强的黏弹性和吸附性，会在井筒内壁以及射孔层内壁上产生部分滞留和结块，长期沉积后会导致储层堵塞损害，特别是L油田储层非均质性强、储层厚度大，中低渗透储层伤害更为明显，储层渗透性能下降幅度较大，严重影响了油田开发效果，降低原油的产量。国内外化学驱油田注入井解堵技术主要有氧化解堵、热解堵、压裂解堵等物理、化学方式[1-5]。本文通过室内实验分析了海上L油田弱凝胶驱后注入井堵塞物成分，并结合国内外解堵技术开展解堵策略研究，寻找高效安全及有效期长的解堵方式，为海上L油田中低渗透层解堵提供有力的技术支持。

1 堵塞物组成分析

L油田弱凝胶注入井剖面资料分析结果表明，80%注入井在弱凝胶驱后中低渗透储层吸液厚度与弱凝胶驱前相比有所降低，平均吸液厚度降低幅度达到40%，吸液量明显减少。L油田注入体系采用在聚合物溶液中加入有机铬交联剂的方式，形成有一定强度和流动性的弱凝胶体系，同时由于储层条件为疏松砂岩，注入过程中易发生微粒运移，与弱凝胶相互作用容易形成结构复杂的堵塞物。利用室内实验方式分析L油田A1井大修返出堵塞物成分，主要为水含量49.78%，聚合物含量31.29%，原油含量5.64%，酸可溶物含量8.57%，泥质含量4.72%。堵塞物中聚合物含量相对较高，扫描电镜成像显示，堵塞物为具有一定交联结构的聚合物凝胶包裹黏土颗粒和无机晶核形成的复杂结构，部分结构还有原油包裹。这种结构具有较高的强度，会严重堵塞注入管柱、筛网以及近井地带储层。

2 储层解堵技术研究

根据现场注入方案，结合L油田每米储层注弱凝胶强度和弱凝胶体系成胶时间，计算注入井油层堵塞半径约为5～10m，其中堵塞较强的范围为3～5m。常规酸化解堵工艺注入解堵剂时解堵效果有限，有效期短。从目前国内外运用于注聚井的解堵技术来看，常用解堵技术包括化学氧化解堵、电加热解堵和深穿透复合解堵[6-10]。

实验材料 甲酸、乙酸、HCl、HF、（NH4）2S2O8、多氢酸，均为分析纯，南京化学试剂公司；氧化剂YH-1、YH-2、扩孔液为实验室自主合成；弱凝胶体系中聚合物为部分水解HPAM，大庆炼化生产，交联剂为自主合成改性酚醛树脂；井筒返排堵塞物取自大修作业时工具上附着物。

实验仪器DV-II+PRO旋转粘度计（美国博勒飞公司）；填砂管模型（自主研发钢管模型）；恒温箱（海安石油科研仪器有限公司）。

2.1 电加热解堵

井下电加热解堵是利用电能转化为热能，利用集肤效应原理，在井下的管线两端加上不同功率的交流电使管线内的注入水升温，降解注入管柱和近井地带的堵塞物，达到井下解堵的目的，如图1所示。

电加热法选择性强，解堵效果均匀，对地层污染小，避免了对地层的二次伤害，一般加热范围有限，解堵作用时间较长。

图1 井下电加热解堵示意图Fig.1 Schematic diagram of plugging removal by underground electric heating

结合L油田注入井储层实际情况，设计理论模型并开展数值模拟，计算井下电加热形成的温度场。井下电加热法加热油层温度和范围主要取决于电功率和水交换速度。水交换速度为40m3·d-1时，功率200kW加热半年，油层温度可达90℃以上，有效加热范围可以达到10m以上。功率提升至400kW加热半年，水交换速度保持不变，油层温度和有效加热范围提升并不明显。水交换速度降粘20m3·d-1时，功率200kW加热半年，油层温度可达114℃，有效加热范围可以达到5m以上。因此，综合经济效益及现场实际情况，推荐井下电加热解堵时，电功率200kW以上，水交换速度控制在20m3·d-1以内（通过节流短节控制），加热4～6个月。

将A1井弱凝胶堵塞物与不同粒径的石英砂混合后装入填砂管模型，放置在不同温度（100℃、120℃）恒温箱内加热，定时取出冷却后测定模型残余阻力系数，实验结果见表1。

表1 加热解堵评价实验结果Tab.1 Experimental results of plugging removal by heating

由表1结果表明，模型残余阻力系数随加热时间的增大而减小，100～120℃高温处理72h，残余阻力系数由45～48降低至30以下，解堵效率可达40%～50%。说明加热升温处理能够有效缓解地层堵塞，电加热处理温度越高、高温处理时间越长，地层解堵效率越高。

2.2 化学解堵

目前，注聚油田常用的化学解堵方式是采用强氧化剂降解大分子聚合物，使大分子长链断裂为多个小分子短链，降低堵塞物粘度，提高近井地带流动性，从而解除聚合物类堵塞。对于堵塞物中强氧化剂无法解除的无机类堵塞，最方便最有效的方法是使用酸液溶解无机堵塞物，提高伤害区域储层渗透率。通过室内静态评价实验，测试不同解堵剂对高浓度弱凝胶体系和注入形成的反排液的降解效果。取不同浓度的聚合物凝胶以及模拟注入形成的返排液作为地层堵塞物，如图2，按固定比例将其与解堵剂混合，密封后置于60℃的水浴锅中反应，12h后测定溶液粘度。实验结果见表2。

图2 模拟地层堵塞物照片Fig.2 Picture of simulated formation plugging material

表2 不同酸液降解模拟堵塞物实验结果Tab.2 Experimental results of different acid degradation simulation of plugging material

表2 结果表明，甲酸、乙酸、过硫酸盐和自制氧化剂均能较有效降解3种模拟地层堵塞物，对不同浓度弱凝胶体系的降粘率为85%～91%，对模拟返排液的降粘率可以达到74%～87%左右，（NH4）2S2O8和氧化剂YH-1对不同体系降粘率最高。单独使用HCl等无机酸对3种模拟地层堵塞物的降解能力较差。

2.3 深穿透复合解堵

对于堵塞深度较大、油层特性较差和优势渗流通道发育的井，可采用分层深穿透增压解堵工艺。采用低压泵注清洗液，优先解除近井储层堵塞；高压泵注降阻压裂液并提高施工排量和压力，在储层污染带中形成具有一定尺寸的人工裂缝，扩大改造半径，并为扩孔液进入深部储层提供通道；高压泵注缓释、缓速、高鳌合性能扩孔液，使其沿人工裂缝进入储层深部以解除深部聚合物堵塞，改善储层深部的孔隙通道，同时延伸裂缝，增加泄流面积，降低地层渗流阻力。

测试自主研发扩孔液对弱凝胶体系的降粘率，在60℃条件下，配制5000×10-6现场在用弱凝胶体系，并与自主研发扩孔液混合，测试不同时间体系粘度，结果见表3。

表3 扩孔液对聚合物溶液的降解结果Tab.3 Degradation of polymer solution by reaming solution

表3 实验结果表明，在反应0.5h后降解率可以达到99%以上，2h后体系粘度降至1.8mPa·s，降粘率达99.7%，降解效果较好。

结合现场井筒返排堵塞物成分分析结果，配制模拟弱凝胶堵塞物，测试扩孔液对弱凝胶体系的降粘率，实验结果见图3。

图3 扩孔液对交联聚合物降解实验Fig.3 Degradation of cross-linked polymers by reaming fluid

由图3实验结果表明，反应期间体系pH值维持10.1，扩孔液与模拟聚合物垢样恒温反应3h后，模拟弱凝胶胶团垢样消失，残余部分红色絮状物，12h后红色絮状物基本消失。数值模拟结果表明，采用深穿透解堵技术在L油田储层条件下，采用2m3·min-1排量下注入30mPa·s降阻压裂液及扩孔液模拟50m2裂缝形态，储层解堵长度可以达到12m以上，可以有效解决储层深部堵塞问题。

3 结论

（1）海上L油田弱凝胶注入井的堵塞物成分主要为水和聚合物凝胶，分别占比49.78%和31.29%，酸可溶物含量8.57%，泥质含量4.72%。扫描电镜成像显示堵塞物为具有一定交联结构的聚合物凝胶包裹黏土颗粒和无机晶核形成的复杂结构，部分结构还有原油包裹。这些具有较高强度的堵塞注入管柱、筛网以及近井地带储层。

（2）结合L油田储层条件，采用电加热解堵工艺100～120℃高温处理72h，解堵效率可达40%～50%。自制氧化剂YH-1对弱凝胶体系和模拟堵塞物降解率达87%～92%。深穿透解堵工艺扩孔体系对模拟聚合物垢样降解率达99%，储层解堵长度可以达到12m以上，可以较好地改善中低渗储层堵塞问题。