渤海某油田弱氧化復(fù)合解堵技術(shù)研究及應(yīng)用

李 虎，代向輝，張延旭，周 錚

（中海石油（中國）有限公司蓬勃作業(yè)公司，天津 300450）

酸化是注水井降壓增注的常用手段[1]，隨著油田開發(fā)進入中后期，單一的酸化解堵措施已難以解決所有的污染問題[2]。其主要原因是隨著注聚、修井、提高采收率等多種措施的應(yīng)用，外來流體中的化學(xué)劑與儲層礦物以及流體相互作用，對儲層產(chǎn)生嚴(yán)重污染，影響注水效果。這些污染來源主要有聚合物（HPAM 系列）、固相微粒、有機質(zhì)、腐蝕產(chǎn)物等，通常這些污染物不是以單一形式存在，而是多種物質(zhì)交聯(lián)在一起形成復(fù)雜的堵塞物[3]，常規(guī)酸液體系難以有效溶解此類復(fù)雜堵塞物。對2020 年渤海某油田部分聚合物污染井酸化效果統(tǒng)計（見表1），在進行調(diào)剖和換管柱期間堵漏后，酸化效果較歷次平均值相比均出現(xiàn)了不同程度的下降，這說明隨著生產(chǎn)的進行單一酸化措施難以有效解除聚合物對注水井的傷害。分析認(rèn)為：聚合物阻止了酸液與無機垢接觸；酸液難以有效降解聚合物。針對該問題，本文開發(fā)出一種注水井弱氧化復(fù)合解堵技術(shù)，可有效解除注水井的聚合物污染堵塞。

表1 2020 年渤海某油田受聚合物污染注水井酸化效果統(tǒng)計

1 注水井儲層聚合物污染機理

針對受聚合物污染的注水井堵塞原因及機理，行業(yè)已開展了大量的研究[4]，堵塞原因及堵塞機理主要有以下幾個方面：（1）聚合物吸附滯留。“網(wǎng)狀”大分子聚合物溶液極易在多孔介質(zhì)吸附滯留，堵塞近井地帶；（2）聚合物相對分子質(zhì)量與儲層孔喉尺寸不匹配；（3）地層微粒運移；（4）細(xì)菌及其代謝產(chǎn)物的黏膠與金屬離子結(jié)合吸附堵塞地層；（5）無機物。地層的黏土、機械雜質(zhì)及無機鹽，同時與聚合物形成的膠團協(xié)同吸附堵塞；（6）聚合物溶解性不好形成魚眼和軟膠團。上述污染互相疊加，便會在注水井儲層形成較難解除的復(fù)合堵塞物，嚴(yán)重降低注水能力（見圖1）。

圖1 復(fù)合堵塞物

2 實驗材料及方法

2.1 實驗材料

HPAM；弱氧化解堵劑PO-01；FeCl3；HCl；HBF4；HF；NH4F；酸液添加劑；40～80 目的石英砂；環(huán)氧樹脂；復(fù)合堵塞物（圖1，聚合物含量38%、油相32%、無機物30%）；N80 鋼片；烏氏黏度計；玻璃具塞瓶；BROOKFIELD DV-Ⅱ型黏度計；巖心機；水浴鍋。

2.2 實驗方法

氧化解堵劑可導(dǎo)致聚合物骨架斷裂[5]，但氧化解堵劑安全性難以控制，本文采用弱氧化解堵劑與酸液的協(xié)同作用，對上述復(fù)雜堵塞物進行處理。利用弱氧化體系使復(fù)合堵塞物中的聚合物氧化、降解分散，從而將復(fù)合堵塞物的無機成分暴露在酸液中，達到最佳溶解效果。

2.2.1 弱氧化解堵劑降解HPAM 性能評價 配制0.8%HPAM 水溶液放置24 h；在室溫條件下測試HPAM溶液初始黏度；然后稱取100 g HPAM 水溶液于具塞瓶內(nèi)，加入4 g PO-01，攪拌均勻；取3 個平行樣置于65 ℃恒溫水浴0.5 h、1 h、2 h；在室溫下快速測試降解后樣品黏度。降黏率η 按式（1）[6]計算：

式中：η－降黏率，%；μ0－HPAM 溶液原始黏度，mPa·s；μ－HPAM 溶液降黏后黏度，mPa·s。

2.2.2 弱氧化解堵劑溶復(fù)雜堵塞物性能評價 HPAM復(fù)雜堵塞物制備：首先配制0.8% HPAM 水溶液放置24 h，然后將0.8% HPAM 與0.5% FeCl3水溶液混合攪拌均勻，靜置30 min，取出混合后的團狀絮狀物即為1份HPAM 復(fù)雜堵塞物。

PO-01 降解HPAM 復(fù)雜堵塞物能力測試：取1 份HPAM 復(fù)雜堵塞物置于具塞瓶內(nèi)，然后加入50 mL 的4% PO-01，將具塞瓶置于65 ℃恒溫水浴，記錄模擬復(fù)雜堵塞物完全消失的時間。

PO-01 降解含聚復(fù)雜堵塞物能力測試：稱取5 g含聚復(fù)雜堵塞物置于具塞瓶（3 個平行樣進行實驗），再分別量取1% PO-01、4% PO-01、8% PO-01 水溶液20 mL 加入瓶中。將樣品瓶置于65 ℃恒溫水浴，觀察實驗現(xiàn)象，記錄含聚復(fù)雜堵塞物完全消失的時間。

2.2.3 弱氧化解堵劑綜合性能評價 緩蝕性能評價：采用掛片失重法在65 ℃水浴，測試N80 鋼片在4%PO-01 水溶液中腐蝕速率。

PO-01 與酸液配伍性評價：將0.8% HPAM 與4%PO-01 水溶液按體積1：1 混合置于65 ℃恒溫水浴12 h；再將降解后溶液與12%HCl、8%HBF4、3%HF、6%NH4F按1：1 混合置于65 ℃恒溫水浴12 h；觀察實驗現(xiàn)象。

2.2.4 弱氧化解堵劑+酸液巖心驅(qū)替實驗 模擬傷害巖心制備：將40～80 目的石英砂與含聚復(fù)雜堵塞物按質(zhì)量20:1 均勻混合；然后將混合后的石英砂加入環(huán)氧樹脂膠結(jié)劑；快速用巖心機壓制石英砂成型；將制備巖心自然風(fēng)干。用制備好的巖心進行巖心驅(qū)替實驗，實驗內(nèi)容（見表2）。

表2 巖心驅(qū)替實驗

3 實驗結(jié)果及分析

3.1 弱氧化解堵劑降解HPAM 能力評價

PO-01 對0.8%HPAM 降解數(shù)據(jù)（見表3），4% PO-01 可使0.8% HPAM 黏度降低99.95%，這表明PO-01能有效降解HPAM。

表3 4% PO-01 對0.8%HPAM 溶液降黏結(jié)果（65 ℃）

3.2 弱氧化解堵劑的溶垢能力評價

PO-01 對HPAM 復(fù)雜堵塞物降解過程（見圖2），65 ℃下，4% PO-01 可將HPAM 復(fù)雜堵塞物在2 h 內(nèi)降解完全。PO-01 對含聚復(fù)雜堵塞物降解過程（見圖3），實驗結(jié)果顯示PO-01 濃度越高對復(fù)雜堵塞物溶解能力越強，溶解時間越長效果越好，4% PO-01、8%PO-01 最終在24 h 可將復(fù)雜堵塞物有效分散。HPAM堵塞物比含聚堵塞物更易降解，這說明儲層堵塞物的成分復(fù)雜，處理困難，因此有必要從垢的復(fù)雜組分進行多方面解堵。

圖2 HPAM 復(fù)雜堵塞物降解過程

圖3 含聚復(fù)雜堵塞物降解過程

3.3 弱氧化解堵劑綜合性能評價

3.3.1 緩蝕性能 腐蝕速率實驗結(jié)果（見表4），在腐蝕實驗后N80 鋼片表面光滑平整，無點蝕、坑蝕，N80鋼片在4% PO-01 水溶液的腐蝕速率約為0 g/（m2·h）。這表明PO-01 施工時不會對管柱造成腐蝕。

表4 N80 鋼片在4% PO-01 溶液的腐蝕速率（65 ℃）

3.3.2 與酸液配伍性 PO-01 降解HPAM 后溶液與酸液配伍結(jié)果（見圖4），降解后的溶液與酸液混合后無分層和沉淀產(chǎn)生，PO-01 與常見酸液配伍性良好。

圖4 PO-01 降解HPAM 后溶液與酸液配伍性實驗

3.4 弱氧化解堵劑+酸液巖心驅(qū)替實驗

巖心流動實驗結(jié)果（見表5 和圖5）。實驗結(jié)果表明，5 組實驗巖心最終滲透率都得到了一定改善，但改善倍比不同：（1）僅酸液解堵改善倍比為1.12，僅PO-01 溶液解堵改善倍比為1.16，兩者同時使用改善倍比為1.25、1.39。這表明多重解堵協(xié)同作用能更有效解除注水井聚合物堵塞；（2）3#巖心解堵倍比（1.18）優(yōu)于1#巖心（1.16），這表明靜置反應(yīng)有助于PO-01 分解堵塞物；（3）4#巖心解堵倍比（1.39）優(yōu)于5#巖心（1.25），這表明解堵過程先破壞聚合物堵塞優(yōu)于先考慮無機堵塞；（4）推薦注水井解堵注液順序為“聚合物解堵→關(guān)井反應(yīng)→酸液”。

圖5 巖心驅(qū)替滲透率變化過程圖

表5 巖心滲透率改善倍比

4 弱氧化復(fù)合解堵現(xiàn)場應(yīng)用

4.1 現(xiàn)場應(yīng)用效果

采用弱氧化復(fù)合解堵技術(shù)在該油田進行了現(xiàn)場應(yīng)用，現(xiàn)已成功應(yīng)用6 井次，單井措施效果（見表6）。解堵效果良好，6 口注水井措施后視吸水指數(shù)有較大改善，措施后視吸水指數(shù)較措施前增加0.93～2.65 倍，平均增加1.58 倍，充分說明弱氧化復(fù)合解堵技術(shù)能有效解堵聚合物傷害井。

表6 弱氧化復(fù)合解堵效果統(tǒng)計

4.2 典型井應(yīng)用效果

近年來D41 井歷次措施前后注水能力對比統(tǒng)計（見表7），可見該井多輪次常規(guī)酸化效果越來越差，2020 年10 月調(diào)剖后酸化無效。2020 年12 月采用弱氧化復(fù)合酸化解堵，措施后視吸水指數(shù)初增倍數(shù)2.65，解堵增注效果顯著。

表7 D41 井歷次措施前后注水能力對比

5 結(jié)論

針對注水井調(diào)剖及換管柱作業(yè)所存在的聚合物污染問題，從堵塞機理分析，研發(fā)出一種弱氧化解堵劑PO-01，采用PO-01 與酸液對渤海某油田注水井進行復(fù)合解堵。

室內(nèi)實驗與現(xiàn)場應(yīng)用表明：

（1）渤海某油田注水井調(diào)剖、修井、提高采收率等多種措施的應(yīng)用，使儲層傷害因素日益復(fù)雜，單一酸化措施難以實現(xiàn)有效解堵；

（2）4% PO-01 溶液可使0.8% HPAM 黏度降低99.95%，PO-01 能有效降解HPAM；

（3）巖心流動實驗結(jié)果表明，多重解堵協(xié)同作用能有效解除注水井的傷害，推薦解堵順序為“氧化降解-關(guān)井反應(yīng)-酸化”；

（4）采用弱氧化復(fù)合解堵措施進行了6 口注水井現(xiàn)場應(yīng)用，措施后視吸水指數(shù)較措施前平均增加1.58倍，證明弱氧化復(fù)合解堵技術(shù)能有效解堵受聚合物傷害的注水井。