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注聚井解堵有效期技术研究技术总结报告1目录一、概述二、注聚井欠注原因分析三、注聚井堵塞诊断及措施优化研究四、化学剂配方的研制和评价五、注聚井压裂固砂剂的研究六、施工工艺的研究七、现场试验及效果分析八、经济效益及应用前景分析九、结论和认识2一、概述聚合物驱三次采油在大庆油田工业化应用规模已达到年产原油近1000万吨，对提高油田最终采收率、控制油田产量递减、改善油田高含水后期开发效果起到了重要作用。在聚驱开发过程中，随着聚合物累计注入量的增加，总体注入状况逐年变差，并且有相当一部分井的注入压力已经接近或达到油层的破裂压力（占总井数的20%以上）。据统计，采油一、二、三厂自99年以来解堵增注的井次逐年增加，仅2001年解堵增注井次即达188口井，见图1。由于注入压力升高，吸液能力差，导致注入速度被迫下调。近几年来，为解决上述问题，普遍采用普通的水力压裂和化学解堵措施，虽在一定程度上缓解了聚合物注不进去和注入压力上升的矛盾，但因欠注原因分析不清，措施盲目性较大，措施后增注量低、有效期短。统计大庆油田解堵增注措施井效果，有效期平均不超过3个月。为了搞清注聚井堵塞规律，延长措施有效期，于2001年立题开展该项目研究。通过两年的攻关，进行了聚驱注入井注入压力上升的主要原因分析及注聚井堵塞规律研究；通过对以往措施井动静态资料、连通情况及油层物性等参数的数据统计，应用神经网络，建立了一套注聚井堵塞诊断及措施优化技术；根据注聚井近井地带堵塞物的成分分析，研制出新型注聚井解堵剂配方；为防止注聚井解堵后聚合物的再吸附，研究了注聚井油层保护技术，并研制出既能防止聚合物在油层孔隙表面的再吸附，又能通过竞争吸附将吸附在油层孔隙表面的聚3合物驱替掉的油层保护剂配方。现场试验22口井，取得了明显的效果。项目完成指标情况见表1。表1验收和完成指标一览表验收指标完成指标1.给出注聚井堵塞类型及诊断方法。2.室内实验，岩心恢复率达90%以上，化学解堵剂溶解聚合物堵塞物达95%。3.室内实验在地层温度、闭合压力下，固砂后岩心渗透率降低25%以下。4.解堵有效期达180天以上。5.现场试验16口井，有效率达90%以上。1.完成注聚井堵塞原因及规律分析，研究出一套注聚井堵塞诊断及措施优化技术。2.室内实验，注聚井堵塞岩心恢复率达130%以上，化学解堵剂溶解聚合物堵塞物达99.5%。3.室内实验在地层温度45℃、闭合压力25MPa下，固砂后岩心渗透率降低3%以下。4.2001年现场试验6口井，5口井解堵有效期达180天以上，有效期最长已达310天。2002年现场试验11口井，到目前平均有效期已近4.5个月。5.现场试验17口井，到目前有效率达95%。5井次6井次14井次44井次42井次68井次188井次1995199619971998199920002001图1采油一、二、三厂历年注聚井解堵增注措施井次图二、注聚井欠注原因分析注聚井欠注主要表现为注入压力高、达不到配注、间歇注入等，造成欠注的原因主要有：一是堵塞造成；二是注入速度偏高；三是地4层连通条件差、渗透率低等。因此，欲解决注聚井的注入问题须针对其欠注原因，从根本入手，选择适当的解决措施，合理地进行治理。（一）注聚井堵塞原因分析及堵塞规律研究聚合物溶液从配制到进入地层驱替原油，要经过泵、地面管线、井口、井内油管、射孔炮眼、地层孔隙等，在每一个环节都有产生堵塞物或导致堵塞的可能。根据注聚井堵塞程度，可分为近井地带堵塞和油层深部滞留堵塞。要想研究注聚井堵塞机理、解堵剂及解堵工艺，首先应从堵塞物的分析和聚合物在岩石上的吸附规律入手。1.注聚井近井地带堵塞原因及堵塞规律分析1）井底返排物成分分析三厂北2-5-P38井洗井时取了A、B两个样，化验结果见表2和表3。表2A样品（暗红色固体状）的主要成分序号名称质量百分比（%）1粘土及机械杂质33.02碳酸盐垢15.33硫酸盐垢11.74碱式碳酸铁9.75硫化铁6.76油2.47水份10.48有机物7.29分析损失物3.6该样品是在反洗井开始阶段排出的，主要存在于油套环空和油管内，其中粘土及机械杂质占33.0%，碳酸、硫酸盐垢铁占27.0%，硫化铁占6.7%。5表3B样品（黑绿色凝胶状）的主要成分序号名称质量百分比（%）1聚合物絮状物12.1（折合成干燥固体）2细菌及其排泄物5.03粘土及机械杂质8.04碳酸盐（钙、镁）6.55碱式碳酸铁3.26污油1.87硫化铁1.38水份59.09分析损失物3.1该样品是在反洗井最后阶段排出的，主要存在于射孔井段表面、近井地带的油层中。其中聚合物絮状物占12.1%，粘土及机械杂质占8.0%，硫化铁占1.3%。采油六厂喇6-2715井和喇6-2755井井底返排物的成份分析结果也与北2-5-P38井相似，聚合物的含量达到了10～30%，粘土和机械杂质的含量达到了40～65%，硫化铁的含量为2～15%。从井底返排物分析结果可以看出：注聚井井底及近井地带堵塞物的主要成分为聚合物絮状物、粘土及机械杂质、盐垢和硫化铁等。2）注聚井近井地带堵塞成因及规律研究通过注聚井返排物分析知道，近井地带的堵塞物主要以聚合物絮状物、粘土及机械杂质成分最多，下面主要研究这两种物质的成因及规律。（1）聚合物堵塞物的成因分析通过室内理论试验研究与现场试验认为，注聚井堵塞原因主要来源于两个方面。6第一、聚合物的注入引起了注聚井堵塞，吸水能力下降，注入量减少。其原因有注入液浓度过高而引起的堵塞和注入聚合物质量问题造成的堵塞。第二、聚合物溶液变性造成堵塞。聚合物溶液是一种物理化学性质相对稳定的高分子化合物，在温度、PH值、盐度稳定和剪切很小的条件下，可以很稳定地保持原有性质。但是，做为高分子溶液，富含大量活性官能团，也存在对许多化学品的敏感性，造成局部或整体的变质或变性。为了进一步考察聚合物堵塞物成因，进行了定井跟踪取样和室内聚合物絮凝模拟实验。a.井口注入聚合物溶液取样粘度分析为了研究井下絮凝物的来源，对3口井进行了井口取样测定粘度，结果见表4。表43口井井口聚合物溶液取样粘度测定结果（mPa.s）井号软胶团粘度溶液粘度北3-J6-P3678036.5北3-J6-P3056030.4北3-4-P3283049.5从表4可以看出，3口井井口取出的样品中有聚合物软胶团存在，软胶团与正常聚合物溶液粘度相差很大。从北3-J6-P36井及北3-J6-P30井检查井口过滤器时发现，过滤器表面和内部都被大量黑色聚合物絮凝物和聚合物软胶团所包裹，过滤器严重损坏（更换期为一个月），已经失去其作用。这一现象表明，聚合物注入质量问题是导致7近井地带堵塞的主要原因之一。室内用井口取样的聚合物软胶团进行岩心伤害研究发现，这种聚合物软胶团在实验过程中注入很困难，它对岩心的渗透率伤害是非常严重的。如果这种软胶团与粘土、机械杂质搅在一块，对地层的伤害程度将进一步加剧，造成注聚井近井地带的堵塞。结果见图2。图2有无“软胶团”情况下注入压力变化情况b.铁离子对聚合物絮凝物形成的作用当聚合物溶液与地层水不配伍时，特别是遇到富含钙、镁离子的水时，粘度迅速下降，形成絮状沉淀，可堵塞地层。实践表明，若水中Fe3+浓度接近1mg/L就有堵塞的可能，若Fe3+浓度大于1mg/L，就可产生明显堵塞使注入压力上升。为此，对采油三厂部分堵塞注聚井的注入液与采出液进行了金属离子检测，检测结果见表5。4.43.854.13.683.83.121.4110.10.21.654.5702468101222.22.42.62.833.2累积注入量（PV）压差（10-1MPa）无软胶团有软胶团8表5部分堵塞井注入和采出液金属离子检测结果取样地点及水型铁离子（mg/L）北3-2-P45井注入聚合物0.44北3-2-P45井返排物1.83北3-5-P36井注入聚合物1.66北3-5-P36井返排物5.17北3-J6-P34井注入聚合物0.19北3-J6-P34井返排物0.56从表5可知，堵塞井返排物中铁离子浓度一般都大于1mg/L，是注入液铁离子浓度的3倍，为了进一步确定铁离子对聚合物絮状沉淀的影响，室内用1600万分子量的聚合物干粉，配置成不同浓度的聚合物溶液，其中的铁离子浓度均为1mg/L，模拟地层条件，进行了聚合物-铁离子的配伍性试验，结果表明，当铁离子浓度为1mg/L或大于1mg/L时，是聚合物产生絮凝沉淀的原因之一。结果见表6。表6聚合物-铁离子的配伍性表组号HPAM（mg/l）FeCl3（mg）地层水（ml）现象12000.550015天，少25000.550012天，多310000.55008天，大量注：观察到黄色悬浮物或絮状沉淀，并随着时间的增加，中心核颜色逐渐变深，外层是聚丙烯酰胺。c.硫化物对聚合物絮凝物形成的作用从井底堵塞物的成分分析看出，硫化物的含量也比较高。为搞清硫化物对聚合物絮凝物形成的作用，在室内进行了硫化铁、聚合物、油层岩石的配伍性实验，其中聚合物分子量为1600万。结果见表7。9表7聚合物-硫化铁-油层岩石的配伍性组号HPAM（mg/l）FeS（g）地层水（ml）岩石（g）现象12000.150050第5天观察到少量絮状沉淀25000.150050第3天出现较多絮状沉淀310000.150050第2天出现大量絮状沉淀注：絮状沉淀外层为白色，内层为浅黄色，并随着时间增加，中心核颜色逐渐变深，外层是聚丙烯酰胺。从表7可见，硫化物是导致井底聚合物絮凝物形成的另一原因。聚合物浓度越高，硫化物的影响越严重。（2）注聚井颗粒运移对地层渗透率的伤害当化学上相容的可湿性流体的速度超过一个临界值时，此液流将导致严重的渗透率降低，渗透率降低的范围取决于流动面积、方向、速度以及岩心的渗透率和润湿性。由于注聚井注入的聚合物溶液粘度较高，其对微粒具有很强的裹挟作用，加剧了地层孔隙中的颗粒运移。为此，在室内用采油三厂北2-6-检512井的天然岩心，以不同的注入流量，向岩芯注入分子量为1600万、浓度为1000mg/l的聚合物溶液，在各个注入流量下测定岩心的渗透率，结果见图3。图3北2-6-检512井的天然岩心注聚速敏曲线10012014016018020000.10.20.30.40.50.6流量（ml/min）渗透率（10-3×um2）10从注入流量与渗透率的变化关系曲线上，可判断岩心对流速的敏感性，并找出其临界流量，计算出临界流速。由图3可见，聚驱的临界流量为0.30mL/min，折算成临界流速为3.52m/d。按下式可得出从井筒流向地层过程中的流速分布：r=Q/（2πυφ）式中：r——流动半径，m；Q——每米吸水油层的日实注量，m3/d；υ——流速，m/d；φ——孔隙度，%。取注聚井日配注量12m3/m，地层孔隙度为25%，则其在不同注入半径处的流速分布见表8。表8注聚井在不同注入半径处的流速分布表距井半径（m）0.51.01.52.02.53.0流速（m/d）15.297.655.103.823.062.55若取北2-6-检512井岩心测定的地层临界流速为3.52m/d，则其可能发生速敏的半径是2.17m。这为解堵半径的确定提供了依据。2.地层深部滞留堵塞及规律分析1）聚合物在岩石上的吸附量用紫外分光光度法测定的45℃下部分水解聚丙烯酰胺在石英砂（0.0764-0.154mm）上的静态吸附结果见图4。由图4可见：在HPAM浓度低于200mg/l时，HPAM的吸附量随浓度的增大而迅速增加；大于200mg/l以后，吸附量增加速度逐渐变缓，11最终达到吸附平衡，吸附量不再随浓度的变化而变化。这结果能很好地吻合Langmuir等温吸附规律，表明HPAM在石英砂表面的吸附是单分子层吸附。R2=0.9985020406080100120050100150200250300350400450500聚合物(HPAM)浓度(mg/l)石英砂上吸附量（μg/g)图4HPAM在石英砂上的等温吸附曲线(45℃)2）不同PV聚合物溶液对岩心的伤害程度聚合物在岩石表面的静态吸附一般是单分子层的，但在运动过程中，可能会出现分子链的相互缠绕、包容粘土颗