延長注聚井解堵有效期技術研究鑒定報告(定稿)

1、注聚井解堵有效期技術研究技術總結(jié)報告目 錄一、 概述二、 注聚井欠注原因分析三、 注聚井堵塞診斷及措施優(yōu)化研究四、 化學劑配方的研制和評價五、 注聚井壓裂固砂劑的研究六、 施工工藝的研究七、 現(xiàn)場試驗及效果分析八、 經(jīng)濟效益及應用前景分析九、 結(jié)論和認識一、概述聚合物驅(qū)三次采油在大慶油田工業(yè)化應用規(guī)模已達到年產(chǎn)原油近1000萬噸，對提高油田最終采收率、控制油田產(chǎn)量遞減、改善油田高含水后期開發(fā)效果起到了重要作用。在聚驅(qū)開發(fā)過程中，隨著聚合物累計注入量的增加，總體注入狀況逐年變差，并且有相當一部分井的注入壓力已經(jīng)接近或達到油層的破裂壓力（占總井數(shù)的20%以上）。據(jù)統(tǒng)計，采油一、二、三廠自99年以來

2、解堵增注的井次逐年增加，僅2001年解堵增注井次即達188口井，見圖1。由于注入壓力升高，吸液能力差，導致注入速度被迫下調(diào)。 近幾年來，為解決上述問題，普遍采用普通的水力壓裂和化學解堵措施，雖在一定程度上緩解了聚合物注不進去和注入壓力上升的矛盾，但因欠注原因分析不清，措施盲目性較大，措施后增注量低、有效期短。統(tǒng)計大慶油田解堵增注措施井效果，有效期平均不超過3個月。為了搞清注聚井堵塞規(guī)律，延長措施有效期，于2001年立題開展該項目研究。通過兩年的攻關，進行了聚驅(qū)注入井注入壓力上升的主要原因分析及注聚井堵塞規(guī)律研究；通過對以往措施井動靜態(tài)資料、連通情況及油層物性等參數(shù)的數(shù)據(jù)統(tǒng)計，應用神經(jīng)網(wǎng)絡，建立

3、了一套注聚井堵塞診斷及措施優(yōu)化技術；根據(jù)注聚井近井地帶堵塞物的成分分析，研制出新型注聚井解堵劑配方；為防止注聚井解堵后聚合物的再吸附，研究了注聚井油層保護技術，并研制出既能防止聚合物在油層孔隙表面的再吸附，又能通過競爭吸附將吸附在油層孔隙表面的聚合物驅(qū)替掉的油層保護劑配方?，F(xiàn)場試驗22口井，取得了明顯的效果。項目完成指標情況見表1。表1 驗收和完成指標一覽表驗收指標完成指標1.給出注聚井堵塞類型及診斷方法。2.室內(nèi)實驗，巖心恢復率達90%以上，化學解堵劑溶解聚合物堵塞物達95%。3.室內(nèi)實驗在地層溫度、閉合壓力下，固砂后巖心滲透率降低25%以下。4.解堵有效期達180天以上。5.現(xiàn)場試驗16口

4、井，有效率達90%以上。1.完成注聚井堵塞原因及規(guī)律分析，研究出一套注聚井堵塞診斷及措施優(yōu)化技術。2.室內(nèi)實驗，注聚井堵塞巖心恢復率達130%以上，化學解堵劑溶解聚合物堵塞物達99.5%。3.室內(nèi)實驗在地層溫度45、閉合壓力25MPa下，固砂后巖心滲透率降低3%以下。4.2001年現(xiàn)場試驗6口井，5口井解堵有效期達180天以上，有效期最長已達310天。2002年現(xiàn)場試驗11口井，到目前平均有效期已近4.5個月。5.現(xiàn)場試驗17口井，到目前有效率達95%。圖1 采油一、二、三廠歷年注聚井解堵增注措施井次圖二、注聚井欠注原因分析注聚井欠注主要表現(xiàn)為注入壓力高、達不到配注、間歇注入等，造成欠注的原因

5、主要有：一是堵塞造成；二是注入速度偏高；三是地層連通條件差、滲透率低等。因此，欲解決注聚井的注入問題須針對其欠注原因，從根本入手，選擇適當?shù)慕鉀Q措施，合理地進行治理。（一）注聚井堵塞原因分析及堵塞規(guī)律研究聚合物溶液從配制到進入地層驅(qū)替原油，要經(jīng)過泵、地面管線、井口、井內(nèi)油管、射孔炮眼、地層孔隙等，在每一個環(huán)節(jié)都有產(chǎn)生堵塞物或?qū)е露氯目赡?。根?jù)注聚井堵塞程度，可分為近井地帶堵塞和油層深部滯留堵塞。要想研究注聚井堵塞機理、解堵劑及解堵工藝，首先應從堵塞物的分析和聚合物在巖石上的吸附規(guī)律入手。1.注聚井近井地帶堵塞原因及堵塞規(guī)律分析1）井底返排物成分分析 三廠北2-5-P38井洗井時取了A、B兩個

6、樣，化驗結(jié)果見表2和表3。表2 A樣品（暗紅色固體狀）的主要成分序 號名 稱質(zhì)量百分比（%）1粘土及機械雜質(zhì)33.02碳酸鹽垢15.33硫酸鹽垢11.74堿式碳酸鐵9.75硫化鐵6.76油2.47水份10.48有機物7.29分析損失物3.6該樣品是在反洗井開始階段排出的，主要存在于油套環(huán)空和油管內(nèi)，其中粘土及機械雜質(zhì)占33.0%，碳酸、硫酸鹽垢鐵占27.0%，硫化鐵占6.7%。表3 B樣品（黑綠色凝膠狀）的主要成分序 號名 稱質(zhì)量百分比（%）1聚合物絮狀物12.1（折合成干燥固體）2細菌及其排泄物5.03粘土及機械雜質(zhì)8.04碳酸鹽（鈣、鎂）6.55堿式碳酸鐵3.26污油1.87硫化鐵1.38

7、水份59.09分析損失物3.1 該樣品是在反洗井最后階段排出的，主要存在于射孔井段表面、近井地帶的油層中。其中聚合物絮狀物占12.1%，粘土及機械雜質(zhì)占8.0%，硫化鐵占1.3%。采油六廠喇6-2715井和喇6-2755井井底返排物的成份分析結(jié)果也與北2-5-P38井相似，聚合物的含量達到了1030%，粘土和機械雜質(zhì)的含量達到了4065%，硫化鐵的含量為215%。從井底返排物分析結(jié)果可以看出：注聚井井底及近井地帶堵塞物的主要成分為聚合物絮狀物、粘土及機械雜質(zhì)、鹽垢和硫化鐵等。2）注聚井近井地帶堵塞成因及規(guī)律研究 通過注聚井返排物分析知道，近井地帶的堵塞物主要以聚合物絮狀物、粘土及機械雜質(zhì)成分最

8、多，下面主要研究這兩種物質(zhì)的成因及規(guī)律。（1）聚合物堵塞物的成因分析通過室內(nèi)理論試驗研究與現(xiàn)場試驗認為，注聚井堵塞原因主要來源于兩個方面。第一、聚合物的注入引起了注聚井堵塞，吸水能力下降，注入量減少。其原因有注入液濃度過高而引起的堵塞和注入聚合物質(zhì)量問題造成的堵塞。第二、聚合物溶液變性造成堵塞。聚合物溶液是一種物理化學性質(zhì)相對穩(wěn)定的高分子化合物，在溫度、PH值、鹽度穩(wěn)定和剪切很小的條件下，可以很穩(wěn)定地保持原有性質(zhì)。但是，做為高分子溶液，富含大量活性官能團，也存在對許多化學品的敏感性，造成局部或整體的變質(zhì)或變性。為了進一步考察聚合物堵塞物成因，進行了定井跟蹤取樣和室內(nèi)聚合物絮凝模擬實驗。a.井口

9、注入聚合物溶液取樣粘度分析為了研究井下絮凝物的來源，對3口井進行了井口取樣測定粘度，結(jié)果見表4。表4 3口井井口聚合物溶液取樣粘度測定結(jié)果 （mPa.s）井號軟膠團粘度溶液粘度北3-J6-P3678036.5北3-J6-P3056030.4北3-4-P3283049.5從表4可以看出，3口井井口取出的樣品中有聚合物軟膠團存在，軟膠團與正常聚合物溶液粘度相差很大。從北3-J6-P36井及北3-J6-P30井檢查井口過濾器時發(fā)現(xiàn)，過濾器表面和內(nèi)部都被大量黑色聚合物絮凝物和聚合物軟膠團所包裹，過濾器嚴重損壞（更換期為一個月），已經(jīng)失去其作用。這一現(xiàn)象表明，聚合物注入質(zhì)量問題是導致近井地帶堵塞的主要原

10、因之一。室內(nèi)用井口取樣的聚合物軟膠團進行巖心傷害研究發(fā)現(xiàn)，這種聚合物軟膠團在實驗過程中注入很困難，它對巖心的滲透率傷害是非常嚴重的。如果這種軟膠團與粘土、機械雜質(zhì)攪在一塊，對地層的傷害程度將進一步加劇，造成注聚井近井地帶的堵塞。結(jié)果見圖2。圖2 有無“軟膠團”情況下注入壓力變化情況b.鐵離子對聚合物絮凝物形成的作用 當聚合物溶液與地層水不配伍時，特別是遇到富含鈣、鎂離子的水時，粘度迅速下降，形成絮狀沉淀，可堵塞地層。實踐表明，若水中Fe3+濃度接近1mg/L就有堵塞的可能，若Fe3+濃度大于1mg/L，就可產(chǎn)生明顯堵塞使注入壓力上升。為此，對采油三廠部分堵塞注聚井的注入液與采出液進行了金屬離子

11、檢測，檢測結(jié)果見表5。表5 部分堵塞井注入和采出液金屬離子檢測結(jié)果取樣地點及水型鐵離子（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從表5可知，堵塞井返排物中鐵離子濃度一般都大于1mg/L，是注入液鐵離子濃度的3倍，為了進一步確定鐵離子對聚合物絮狀沉淀的影響，室內(nèi)用1600萬分子量的聚合物干粉，配置成不同濃度的聚合物溶液，其中的鐵離子濃度均為1mg/L，模擬地層條件，進行了聚合物-鐵離子的配伍性試驗，結(jié)果表明，當鐵離子濃度

12、為1mg/L或大于1mg/L時，是聚合物產(chǎn)生絮凝沉淀的原因之一。結(jié)果見表6。表6 聚合物-鐵離子的配伍性表組號HPAM（mg/l）FeCl3（mg）地層水（ml）現(xiàn) 象12000.550015天，少25000.550012天，多310000.55008天，大量注：觀察到黃色懸浮物或絮狀沉淀，并隨著時間的增加，中心核顏色逐漸變深，外層是聚丙烯酰胺。c.硫化物對聚合物絮凝物形成的作用從井底堵塞物的成分分析看出，硫化物的含量也比較高。為搞清硫化物對聚合物絮凝物形成的作用，在室內(nèi)進行了硫化鐵、聚合物、油層巖石的配伍性實驗，其中聚合物分子量為1600萬。結(jié)果見表7。表7 聚合物-硫化鐵-油層巖石的配伍性

13、組號HPAM（mg/l）FeS（g）地層水（ml）巖石（g）現(xiàn)象12000.150050第5天觀察到少量絮狀沉淀25000.150050第3天出現(xiàn)較多絮狀沉淀310000.150050第2天出現(xiàn)大量絮狀沉淀注：絮狀沉淀外層為白色，內(nèi)層為淺黃色，并隨著時間增加，中心核顏色逐漸變深，外層是聚丙烯酰胺。從表7可見，硫化物是導致井底聚合物絮凝物形成的另一原因。聚合物濃度越高，硫化物的影響越嚴重。（2）注聚井顆粒運移對地層滲透率的傷害當化學上相容的可濕性流體的速度超過一個臨界值時，此液流將導致嚴重的滲透率降低，滲透率降低的范圍取決于流動面積、方向、速度以及巖心的滲透率和潤濕性。由于注聚井注入的聚合物溶液

14、粘度較高，其對微粒具有很強的裹挾作用，加劇了地層孔隙中的顆粒運移。為此，在室內(nèi)用采油三廠北2-6-檢512井的天然巖心，以不同的注入流量，向巖芯注入分子量為1600萬、濃度為1000mg/l的聚合物溶液，在各個注入流量下測定巖心的滲透率，結(jié)果見圖3。圖3 北2-6-檢512井的天然巖心注聚速敏曲線從注入流量與滲透率的變化關系曲線上，可判斷巖心對流速的敏感性，并找出其臨界流量，計算出臨界流速。由圖3可見，聚驅(qū)的臨界流量為0.30 mL/min，折算成臨界流速為3.52m/d。按下式可得出從井筒流向地層過程中的流速分布：r =Q/（2） 式中：r流動半徑，m； Q每米吸水油層的日實注量，m3/d；

15、 流速，m/d； 孔隙度，%。取注聚井日配注量12m3/m，地層孔隙度為25%，則其在不同注入半徑處的流速分布見表8。表8 注聚井在不同注入半徑處的流速分布表距井半徑（m）0.51.01.52.02.53.0流速（m/d）15.297.655.103.823.062.55若取北2-6-檢512井巖心測定的地層臨界流速為3.52m/d，則其可能發(fā)生速敏的半徑是2.17m。這為解堵半徑的確定提供了依據(jù)。2.地層深部滯留堵塞及規(guī)律分析1）聚合物在巖石上的吸附量用紫外分光光度法測定的45下部分水解聚丙烯酰胺在石英砂（0.0764-0.154mm）上的靜態(tài)吸附結(jié)果見圖4。由圖4可見：在HPAM濃度低于2

16、00mg/l時，HPAM的吸附量隨濃度的增大而迅速增加；大于200mg/l以后，吸附量增加速度逐漸變緩，最終達到吸附平衡，吸附量不再隨濃度的變化而變化。這結(jié)果能很好地吻合Langmuir等溫吸附規(guī)律，表明HPAM在石英砂表面的吸附是單分子層吸附。圖4 HPAM在石英砂上的等溫吸附曲線(45)2）不同PV聚合物溶液對巖心的傷害程度聚合物在巖石表面的靜態(tài)吸附一般是單分子層的，但在運動過程中，可能會出現(xiàn)分子鏈的相互纏繞、包容粘土顆粒運移等情況。因此，地層中聚合物吸附不但會使?jié)B流孔道變窄，而且有可能堵塞孔道，顯著降低地層的吸液能力。用1000mg/l濃度的聚丙烯酰胺溶液分別驅(qū)替不同滲透率的巖心，在45

17、條件下，驅(qū)替體積與巖心滲透率傷害程度的關系見圖5。圖5 驅(qū)替體積與巖心滲透率傷害程度的關系由圖5可知，在注入量小于10PV以前，隨著注入體積的增加，巖心傷害程度急劇增加；當注入體積大于10PV以后，巖心傷害程度增加緩慢，最后趨于一個常數(shù)。試驗中四種滲透率巖心規(guī)律都一樣，滲透率越高，相同注入體積條件下的傷害程度越低。從實驗結(jié)果可知，聚合物吸附對巖心的傷害程度比較嚴重，如何防止近井地帶聚合物的再吸附，是保證正常注聚，延長措施有效期的另一有效途徑。3）聚合物滯留傷害半徑的確定（1）室內(nèi)物理模擬實驗室內(nèi)應用樹脂膠結(jié)的均質(zhì)人造巖心，滲透率為0.8m2，巖心規(guī)格為4.5×4.5×75c

18、m。通過多測點巖心驅(qū)替實驗結(jié)果可以看出，在室內(nèi)實驗的條件下，注入壓力正常升高和因“軟膠團”堵塞而升高的變化情況是截然不同的。毋庸置疑，注入聚合物后，壓力梯度以第一段為最高，即使沒有“軟膠團”堵塞，在近井地帶的吸附、滯留會造成一定程度的滲透率降低，另外，由于近井地帶的粘彈效應影響，也導致第一區(qū)間的壓力梯度最高。但是，當有“軟膠團”存在的情況下，壓力曲線則隨注入量的增加而急劇升高。礦場的實際情況應該包括因“軟膠團”而造成堵塞的情況，所不同的是地層的過流面積相對較大，“軟膠團”的堵塞并不至于造成壓力的急劇升高。見圖6、圖7。10.3cm1段壓差14.7cm12.5cm5段壓差12.5cm4段壓差12

19、.5cm3段壓差12.5cm2段壓差圖6 特長模型測壓點分布驅(qū)替方向示意圖圖7 模擬北二西聚驅(qū)各段壓差動態(tài)變化曲線（2）數(shù)值模擬部分選擇一注一采的部分井組模型(五點井網(wǎng)的1/4單元)。圖8為模型示意圖。模型平面均質(zhì)，縱向上分五層，滲透率分別為68×10-3m2，184×10-3m2，361×10-3m2，716×10-3m2，2667×10-3m2，變異系數(shù)0.72。各層等厚，均為2米。選取兩種注采井距， 150米、300米。圖8 地質(zhì)模型示意圖方案的年注入速度均為0.2PV，水驅(qū)和聚合物驅(qū)方案的結(jié)束時間均為含水98%時終止，聚合物方案選擇在含

20、水90%時注入，聚合物濃度為1000mg/L，段塞注入量為0.57PV，后繼續(xù)注水到含水98%時結(jié)束。選擇向量化隱式POLYMER模型軟件，對兩種井距的模型，取相同的等距網(wǎng)格(7.5m)，研究在注入過程中注入井與采出井主流線上各個網(wǎng)格節(jié)點的壓力分布變化。圖9、圖10分別為井距150m、250m，在水驅(qū)階段、開始注聚階段、注聚0.4PV以及注聚結(jié)束時主流線上壓力梯度變化曲線。從圖中可以看出，水驅(qū)階段，主流線上各個節(jié)點壓力梯度變化不大，曲線一直保持平穩(wěn)；注聚開始階段，離注水井較近的區(qū)域，壓力梯度變化大，隨著離注水井距離的增大，壓力梯度降至與水驅(qū)階段相近，說明聚合物沒有波及到這部分區(qū)域；注入0.4P

21、V聚合物階段和注聚結(jié)束階段，曲線的變化規(guī)律相同，曲線平穩(wěn)段的壓力梯度的明顯高于水驅(qū)階段，表明聚合物在主流線上已經(jīng)突破，聚合物在地層中的吸附、滯留、捕集達到平衡。圖9 井距150米，在水驅(qū)階段、開始注聚、注聚0.4PV、注聚結(jié)束時主流線上壓力梯度變化圖050100150200250300050100150200250距注聚井距離(m)壓力梯度(×10-3MPa)水驅(qū)壓力 梯度注聚開始時壓力梯度注聚結(jié)束時壓力梯度注聚0.4PV時壓力梯度圖10 井距250米，在水驅(qū)階段、開始注聚、注聚0.4PV、注聚結(jié)束時主流線上壓力梯度變化圖對比兩個圖可以看出，150m井距模型，壓力梯度在離注水井40m

22、內(nèi)變化大，壓力梯度占主流線上總壓力梯度的40%，40m以外壓力梯度保持平穩(wěn)；250m井距模型，壓力梯度在離注水井50m內(nèi)變化大，壓力梯度占主流線上總壓力梯度的39%，50m以外壓力梯度保持平穩(wěn)。由此可以得出，隨井距的增大，壓力梯度的主要變化區(qū)域增大，增大的幅度逐漸變小，即聚合物主要在此區(qū)域吸附、滯留和捕集，導致注入聚合物壓力升高。通過模擬北二西聚驅(qū)油層條件所做的數(shù)值模擬，可以得出以下結(jié)論：對于注采井距為250m的開發(fā)區(qū)塊，聚合物溶液的滯留主要集中在前40米，且前20m以內(nèi)的滯留最突出。因此該范圍內(nèi)應作為解決聚合物滯留的主要目標。（二）注入速度對注入壓力影響的室內(nèi)研究注聚井注入壓力升高是聚驅(qū)中的

23、正常規(guī)律，注聚后油層滲流阻力增加，注聚井壓力上升是必然的。從工程角度考慮，注聚井表現(xiàn)欠注不一定是堵塞造成的，也可能是由于其它因素影響，如注入速度偏高、地質(zhì)因素等。我們分別進行了不同聚合物分子量(1200-1600萬、1600-1900萬)、不同注入速度（1ml/min、3ml/min、6ml/min、9ml/min、12ml/min）下驅(qū)替不同滲透率巖心（500×10-3m2、800×10-3m2、1000×10-3m2）時注入壓力的變化實驗，通過實驗可以得出以下認識（見圖11、12、13）：1、聚合物分子量、注入濃度、注入速度、巖心滲透率對注入壓力的影響均較大。

24、2、對于中滲透巖心（500×10-3m2），如注入1600-1900萬分子量的聚合物，注入濃度為1000mg/L，注入速度不宜超過8.5ml/min，即110 m3/d。3、對于中滲透巖心（800×10-3m2），如注入1600-1900萬分子量的聚合物，注入濃度為1000mg/L，注入速度不宜超過9ml/min，即120 m3/d。4、對于高滲透巖心（1000×10-3m2），如注入1600-1900萬分子量的聚合物，注入濃度為1000mg/L，注入速度不宜超過15.5ml/min，即200m3/d。注：油層厚度按10.0m，破裂壓力按13.0MPa計算。圖11

25、 500×10-3m2滲透率巖心不同注入速度驅(qū)替實驗圖12 800×10-3m2滲透率巖心不同注入速度驅(qū)替實驗 圖13 1000×10-3m2滲透率巖心不同注入速度驅(qū)替實驗三、注聚井堵塞診斷研究我們對一廠、二廠和三廠10個聚驅(qū)區(qū)塊2000年和2001年施工的92口化學解堵井的地質(zhì)狀況和動靜態(tài)資料進行了整理分析，分析的結(jié)果表明，影響化學解堵有效期的因素很多，現(xiàn)象很復雜，單一的地質(zhì)因素和有效期的關系很難找到規(guī)律，例如：連通厚度、吸水厚度、滲透率，地層系數(shù)，視吸水指數(shù)等，這些因素與解堵有效期的關系均近似一條平行的直線，沒有明顯的規(guī)律，所以通過神經(jīng)網(wǎng)絡系統(tǒng)將各種因素加以科

26、學的分析，達到對聚驅(qū)注入井堵塞原因進行判斷和對增注措施進行優(yōu)化的目的。(一)化學解堵有效期相關因素的確定要想達到通過神經(jīng)網(wǎng)絡系統(tǒng)對化學解堵有效期進行預測的目的，就必須確定影響的因素。影響因素確定的準確性和全面性，將直接影響整個網(wǎng)絡預測的準確性。1、化學解堵有效期理論計算公式的確定 為了正確分析影響化學解堵有效期的相關因素，我們首先定義了化學解堵有效期的理論計算公式：T=（Pj -Ph）/Vp，T化學解堵有效期 月；Pj解堵前注入壓力 MPa；Ph解堵后注入壓力 MPa；Vp解堵后壓力上升速度 MPa/月；即解堵有效期決定于解堵前壓力與解堵后壓力的差和該井聚驅(qū)壓力上升速度的比值，見圖14。PPj

27、Ph T t圖14 化學解堵有效期的定義2、相關因素分析從公式可以看出，解堵有效期與解堵的降壓幅度和壓力上升速度有關。壓力上升速度Vp是地質(zhì)狀況和注入?yún)?shù)的綜合函數(shù)。解堵前聚驅(qū)的壓力上升速度Vp可以從該井的動態(tài)數(shù)據(jù)中算出。由于化學解堵主要是解除近井地帶的堵塞物，對地層系數(shù)、連通情況等地質(zhì)狀況改善作用較小，所以解堵前后在注入條件（注入量、聚合物分子量、注入粘度和周圍井生產(chǎn)狀態(tài)）不變的情況下，壓力上升速度的變化趨勢相似。基于以上分析，我們對92口化學解堵井的動態(tài)資料進行了分析，計算出注聚后，壓力上升階段的平均壓力上升速度Vp。并對解堵有效期與壓力上升速度Vp的關系進行了歸納分析，結(jié)果見圖15。圖1

28、5 解堵有效期與壓力上升速度Vp的關系曲線從圖15我們可以看出，趨勢線呈兩面低中間高的波峰狀，Vp小于0.15時，有效期較短；在0.150.3之間時，有效期較長，一般大于3個月；而大于0.3時，有效期再次變短。為了更好的分析該曲線，判斷趨勢的正確性、準確性以及地質(zhì)參數(shù)與它的關系，我們將其分為三個區(qū)域進行分析，即Vp< 0.15（I）、0.15<Vp <0.3（II）和0.3<Vp（III）。在區(qū)域（I）中，共16口井，注聚時間最長，Vp 平均為0.124MPa/月，而且不存在壓力忽然升高的現(xiàn)象，說明該區(qū)域的井壓力上升主要是由于聚合物的吸附造成的。由于聚合物的吸附堵塞距離

29、較長，而目前化學解堵的處理半徑較?。ㄒ话?3m），所以對該區(qū)域井的解堵效果較差，即使初期效果也不明顯，統(tǒng)計解堵初期降壓僅為0.2MPa，其中無效的井占區(qū)間總井數(shù)的43.75%。以上數(shù)據(jù)說明，對該區(qū)域的井，應采取深部化學解堵提高（Pj -Ph）的值以達到延長有效期的目的。在區(qū)域（II）中，共40口井，Vp 平均為0.28 MPa/月。該區(qū)域的井壓力上升大多存在拐點，占該區(qū)間總井數(shù)的56.7%。以上數(shù)據(jù)說明，該區(qū)域的井在注聚的某一階段確實存在堵塞，使其注入壓力突然上升，化學解堵解除堵塞后，可以使注入壓力得到較大幅度的降低；同時這部分井的壓力上升速度不大，所以可以獲得較長的有效期。針對這一區(qū)域的井，

30、化學解堵已可取得較滿意的效果，如果想進一步延長有效期，可采取進行解堵后期保護的方法。在區(qū)域中（III），共有36口井，注聚時間最短，Vp 平均為0.55 MPa/月。化學解堵對該區(qū)域井解堵的有效期分布也較復雜，02個月不等。對該區(qū)域井的地質(zhì)數(shù)據(jù)和注入?yún)?shù)上的統(tǒng)計規(guī)律性也較差。我們分析，造成壓力上升速度較快的原因可能有以下幾種情況：1、注采井連通不好。該區(qū)域的36口井中，有17口井的連通不好，占到總井數(shù)的47.2%。而且這些井在聚驅(qū)投注前的平均注水量為133m3/d，投注后的平均注聚量為151m3/d，注入粘度和注入量的提高，致使地層能量急劇上升，而連通不好導致壓力的傳導速度較慢，使井筒附近的壓

31、力急劇上升。由于該類井的壓力升高并不是由于堵塞造成的，化學解堵并不能取得令人滿意的效果，平均有效期僅為0.5個月。2、地層物性差。對于地層孔隙較小和滲透率較低的井注入聚合物，由于吸附作用使孔喉變得更小甚至被堵死，導致流動阻力的增大，在井筒反映為壓力的迅速上升。我們統(tǒng)計該區(qū)域內(nèi)13口井的主力吸液層滲透率較低，在0.35m2以下。對于該類井化學解堵中的氧化劑成分可以解除聚合物的吸附堵塞，初期可見到一定效果（平均降壓0.5MPa），但由于后期注入時壓力上升速度較快，仍無法保證較長的有效期。對該類井可以考慮采用壓裂提高地層的導流能力的方法。(二)前饋型神經(jīng)網(wǎng)絡系統(tǒng)的建立通過以上分析，我們知道壓力上升速

32、度、連通情況、地層滲透率、主要吸液層的有效厚度、注入液粘度和注入強度等6個因素是影響化學解堵有效期的主要因素。為了能準確的預測化學解堵有效期和選擇有效的增注措施，我們在前面定性分析的基礎上，建立了以上6個因素和相應分析結(jié)果為基礎的多層前饋型神經(jīng)網(wǎng)絡系統(tǒng)。前饋型神經(jīng)網(wǎng)絡是由輸入層、若干中間層（隱蔽層）和輸出層構成，層內(nèi)各單元間無連接，層間的連接是由輸入層經(jīng)中間層至輸出層，信號一個方向流動。前饋型網(wǎng)絡為無反饋有教師信號的網(wǎng)絡，又稱為階層網(wǎng)絡。前饋型神經(jīng)網(wǎng)絡主要是實現(xiàn)非線性映射功能，還具有推廣和概括能力，即當輸入模式不是學習樣本時，網(wǎng)絡也能給出與該輸入最接近的輸入樣本對應的期望輸出。神經(jīng)網(wǎng)絡是由輸入

33、層、若干個隱蔽層和輸出層組成。網(wǎng)絡的輸入、輸出層維數(shù)應根據(jù)應用的具體要求來設計。輸入層節(jié)點數(shù)目取決于數(shù)據(jù)源的維數(shù)。首先要確定正確的數(shù)據(jù)源，數(shù)據(jù)源中未經(jīng)處理或者虛假的數(shù)據(jù)將妨礙對網(wǎng)絡的正確的訓練，所以要剔除那些無效的數(shù)據(jù)，確定數(shù)據(jù)源的合適數(shù)目。我們上面已進行了對影響化學解堵有效期的因素的分析，知道主要因素有6個，所以確定輸入層的節(jié)點數(shù)為6。我們建立此網(wǎng)絡的主要目的是預測化學解堵有效期、優(yōu)化增注措施和判斷堵塞類型，因此確定輸出層的節(jié)點數(shù)為3。隱層數(shù)可以采用一個、兩個或多個隱層來構造網(wǎng)絡結(jié)構，隱層數(shù)多的網(wǎng)絡映射功能增強，但是學習訓練時間開銷大。1989年Robert Hecht-Nielson證明了

34、任何在閉區(qū)間內(nèi)一個連續(xù)函數(shù)都可以用一個隱層的網(wǎng)絡來逼近，即一個三層的網(wǎng)絡能夠?qū)崿F(xiàn)任意精度的由n維到 m維的非線性映射。所以我們選定由1個隱層來構造網(wǎng)絡系統(tǒng)?；窘Y(jié)構見圖16。圖16 神經(jīng)網(wǎng)絡構造圖（三）輸入層和輸出層節(jié)點數(shù)值的確定系統(tǒng)建立后，我們對輸入層的6個因素進行了賦值定義，因為在前饋型神經(jīng)網(wǎng)絡中，輸入層的節(jié)點數(shù)據(jù)應盡量賦予連續(xù)性較好的數(shù)值，這樣整個網(wǎng)絡的計算才能得到較準確的結(jié)果。1、Vp值可以通過動態(tài)數(shù)據(jù)算出聚驅(qū)后壓力上升的平均速度替代。2、連通值Lt的確定較難，為此我們定義在92口井中連通程度最好的值為1，連通程度最差的值為0，將01分為91份，即每份之間的差值為0.01099，將92

35、口井按連通好壞排列分別加以賦值。3、主要吸液層的滲透率K可以從每口井的靜態(tài)資料中獲得。4、聚合物平均注入粘度µ也可從動態(tài)數(shù)據(jù)中算出。5、主要吸液層有效厚度D可以從每口井的吸水剖面解釋圖和靜態(tài)數(shù)據(jù)中算出。6、注入強度Q可以從每口井的靜態(tài)數(shù)據(jù)和動態(tài)數(shù)據(jù)中算出。這樣定義以后，輸入層中6個節(jié)點的數(shù)值就可以得到了。對輸出層3個節(jié)點的定義相對簡單一些，我們利用了前面分析的結(jié)果。1、有效期可以直接得到。2、最佳措施分為化學解堵（有效期6個月以上）、深部解堵、壓裂、調(diào)整注入?yún)?shù)入等4種情況。3、堵塞類型分為膠團或雜質(zhì)堵塞、吸附堵塞、油層物性差和連通不好等四種情況。（四）神經(jīng)網(wǎng)絡的訓練和確定確定了輸入

36、層和輸出層節(jié)點數(shù)值后，我們選取了50口較典型的井對該神經(jīng)網(wǎng)絡進行了訓練。我們知道，學習樣本（解堵井井的數(shù)據(jù)）就是一個集合（Vpk，Ltk，Dk，k，µk，qk），k1，2，3，N，N為學習樣本數(shù)。將學習樣本（Vpk，Ltk，Dk，k，µk，qk）送入輸入層，輸入層不做任何處理而以全互聯(lián)的方式傳給隱層，隱層對輸入數(shù)據(jù)經(jīng)加權求和后，依據(jù)轉(zhuǎn)移函數(shù)進行處理，直至輸出層輸出向量為與之對應的數(shù)據(jù)。經(jīng)過50口井數(shù)據(jù)學習訓練，得出了權值w和閾值，w和就確定了唯一的三層神經(jīng)網(wǎng)絡結(jié)構。再有新井需要解堵增注時，我們輸入輸入層四個節(jié)點的數(shù)值后進行運算，輸出的值就是我們要預測的結(jié)果。從預測的結(jié)果來看

37、，只要待預測的解堵井的參數(shù)在樣本集中的樣本井的參數(shù)變化范圍內(nèi)，其預測的結(jié)果就較好，否則較差。同時，將樣本集中的樣本井的資料輸入來預測，其結(jié)果與實際結(jié)果吻合很好（見圖17），說明人工神經(jīng)網(wǎng)絡的擬合性能很好，訓練的模型較為可靠、合理。圖17 人工神經(jīng)網(wǎng)絡預測的化學解堵有效期與實際值對比圖應用訓練好的神經(jīng)網(wǎng)絡系統(tǒng)對22口聚驅(qū)欠注井進行了效果預測和措施優(yōu)化。措施優(yōu)化符合井數(shù)為21口，符合率為95.5%。由于數(shù)學模型是以2000-2001年的化學解堵效果為基礎，并沒有對單一化學解堵技術進行單獨分析，該模型預測結(jié)果是以2000-2001年的化學解堵平均水平為前提的，所以化學解堵有效期的預測結(jié)果存在一定的偏

38、差。四、化學劑配方的研制和評價 上述研究表明，聚合物絮狀物堵塞、粘土及機械雜質(zhì)傷害、硫化鐵堵塞、高濃度聚合物溶液的吸附滯留是造成油層損害的主要因素。因此針對注聚井堵塞因素，首先對解堵劑配方進行了針對性的研究，提高對聚合物絮凝物氧化降解能力和對粘土及機械雜質(zhì)等的溶解能力，并使地層基質(zhì)滲透率適當提高；其次適當加大處理半徑，并注入油層保護劑，提高抵御再次傷害的能力。以此達到綜合解堵油層、改善油層滲流條件的目的，滿足不同井況的需求。（一）化學解堵劑配方研制和評價針對近井地帶聚合物不溶物堵塞、無機堵塞物、死油和蠟質(zhì)等堵塞物，研究確定了復合解堵劑配方。該解堵劑不但能氧化降解聚合物團塊，還可以提高地層巖石基

39、質(zhì)滲透率。1.解堵原理由于注聚井地層堵塞是由多種因素造成的，因此研究了具有多種解堵作用的復合型化學解堵劑。該解堵劑由聚合物降解劑、復合酸等多種成分組成。(1)聚合物降解劑是以強氧化劑為主要成分，它對各種細菌微生物、有機高分子聚合物均具有強的分解解離能力，與地層中聚合物引起的堵塞物（高粘度聚合物吸附、熟化不好的聚合物團塊）發(fā)生反應，經(jīng)過12小時，聚合物堵塞降解成水化小分子和膠態(tài)分散微凝膠，逐漸脫離巖石表面，被注入液體溶解和帶走，從而疏通了近井地帶孔道。(2)含有洗油溶劑的復合酸溶解無機堵塞物(泥漿、砂、粘土)及石蠟、瀝青等有機團塊，提高砂巖基質(zhì)滲透率，以達到較好的綜合解堵增注效果。2.聚合物堵塞

40、物溶解實驗現(xiàn)場取樣發(fā)現(xiàn)，近井地層堵塞物并非是一種熟化不好單一的聚合物魚眼或團塊，而是由聚合物、機械雜質(zhì)以及蠟質(zhì)等多種成分構成的粘彈性膠體（見圖18）。靠單一的氧化劑達不到完全清除堵塞物的目的。因此以現(xiàn)場井返排物為研究對象，開展了復合解堵劑配方實驗。實驗結(jié)果見表9。圖 18 北1-J6-P46井底聚合物團塊堵塞物表9 北1-J6-P46井底聚合物團塊堵塞物降解實驗名稱溶解時間（h）直觀現(xiàn)象溶解率(%)降解劑4凝膠團塊基本清除，上層溶液基本沒有懸浮物，呈灰褐色，下層沉著有少量未溶解的凝膠團塊及大量泥砂908凝膠團塊完全清除，上層溶液沒有懸浮物，呈灰褐色，下層沉著有大量泥砂99.5以上復合酸12把降

41、解劑溶液從燒杯中倒出，再把剩余泥砂和極少量聚合物膠團用清水沖洗后，放入100ml復合酸溶液中，12小時后，堵塞物基本清除。備注（1）溶解對象：井底返排物（2）降解劑用量200mL（3）返排物質(zhì)量：60g（4）實驗溫度：45由表9可見：解堵劑配方對井底返排的聚合物絮凝物的氧化降解率可達99.5%以上，并可將機械雜質(zhì)等其它堵塞物基本溶解。3.巖心流動模擬實驗為了綜合評價復合解堵劑的處理效果，采用天然巖心進行室內(nèi)模擬實驗。實驗結(jié)果表明，復合解堵后巖心滲透率恢復率可達118146%。室內(nèi)天然巖心模擬解堵實驗結(jié)果見表10。表10 解堵劑室內(nèi)巖芯模擬解堵效果表巖心編號巖心水相滲透率（10-3m2）巖芯堵塞

42、后結(jié)果降解處理后復合解堵后滲透率（10-3m2）傷害率（%）滲透率（10-3m2）恢復率（%）滲透率（10-3m2）恢復率（%）131.574.1128723.273.537.33118234.7116.315323.2867.050.6146346.938.182.734.974.464.9138481.246.24352.564.7105129注：聚合物分子量為1600萬，聚合物濃度為1000mg/l，取心地點：三廠北2-6-檢512井，巖心規(guī)格：2.5cm×2.5cm，實驗溫度：45。（二）油層保護劑配方研究由聚合物吸附滯留對巖心滲透率的傷害實驗可知：隨著聚合物注入體積的增加，

43、聚合物吸附對巖心的傷害越來越嚴重，解堵后為進一步保護油層，防止聚合物再吸附，研制了一種油層保護劑。該保護劑通過競爭吸附作用、螯合、屏蔽高價離子作用、疏水效應及吸附增溶作用，使其在油層孔隙表面形成超薄膜，既可以完全把吸附在巖石表面的聚合物驅(qū)替掉，又可防止聚合物再吸附，并且不影響聚合物段塞的驅(qū)油效果，從而達到恢復油層滲透率、降低注入壓力的目的。室內(nèi)用聚合物在巖屑上的靜態(tài)吸附實驗和巖心模擬實驗評價保護劑的作用，所用聚合物分子量為1600萬，聚合物溶液粘度為1000mg/l。其結(jié)果見表11、表12、表13和圖19。表11 保護劑防止聚合物在巖屑上的靜態(tài)吸附實驗表聚合物吸附量（g/kg）吸附量降低%空白

44、樣（巖屑+聚合物）10.01實驗樣（巖屑+保護劑+聚合物）0.6293.77靜態(tài)吸附實驗證實該保護劑具有很強的吸附性能，降低聚丙烯酰胺吸附量達93.77%。圖19 保護劑防止聚合物吸附實驗圖表12 保護劑防止聚合物再吸附動態(tài)實驗表名稱巖心水相滲透率（10-3）注入保護劑溶液體積（PV）巖心水相滲透率（10-3）傷害率（%）注入聚合物溶液體積（PV）巖心水相滲透率（10-3）總傷害率（%）保護劑121.303084.90306053.1056.20空白樣106.206025.7075.80表13 保護劑解除聚合物吸附堵塞動態(tài)實驗表巖心號巖心水相滲透率（10-3）注入聚合物溶液體積（PV）巖心水相

45、滲透率（10-3）傷害率（%）注入保護劑溶液體積（PV）巖心水相滲透率（10-3）提高率（%）1102.206025.5575.003059.28132.00277.206016.0279.203042.46165.00369.886014.5979.103038.08161.00由表12、圖19可見，與空白樣相比，巖心注入保護劑后再注入60PV聚合物，總傷害可降低19.60個百分點。由表13可知，該油層保護劑具有驅(qū)替吸附在巖石表面聚合物的作用，其對巖心滲透率的提高率可達132.00165.00%。五、注聚井壓裂固砂劑的研究注聚井普通壓裂的有效期很短，平均僅2個月。分析造成聚合物注入井壓裂失效

46、的原因有兩個：一是聚合物溶液的粘度高、攜砂能力強；二是聚合物注入井的注入壓力較高，接近或有時超過破裂壓力。以上兩項因素結(jié)合起來就會造成壓裂后裂縫處于半開啟狀態(tài)，高攜砂能力的聚合物將支撐劑帶入地層深部，造成井筒附近裂縫閉合，致使壓裂失效。為了保證壓裂效果，延長壓裂有效期，進行了注聚井壓裂固砂劑的研究。目前常用的固砂劑有核桃殼、用樹脂類固砂劑固化的石英砂（固化溫度45）、樹脂予包砂及纖維。分別將核桃殼、用樹脂類固砂劑固化的石英砂（固化溫度45）、樹脂予包砂和用纖維混好的石英砂按相同質(zhì)量壓制在導流能力測定儀的模具中，在常溫、不同壓力下（10MPa、20MPa、25 MPa、30MPa、40MPa）測

47、定模具中用不同固砂劑固砂的支撐劑的導流能力及滲透率。實驗結(jié)果見表14、15，圖20。表14 固砂劑導流能力試驗數(shù)據(jù)對比表（um2.cm）壓力（MPa）1020253040石英砂154.4283.4251.6433.8515.74樹脂類固砂劑117.8274.0949.8631.8812.85纖維111.0667.8350.9233.2315.35核桃殼120.6556.0944.6525.308.14樹脂予包砂123.5273.4151.0833.9125.18表15 固砂劑巖心滲透率損害試驗試驗數(shù)據(jù)對比表樣品名稱不同閉合壓力下的滲透率（um2）及下降幅度（%）10MPa20 MPa25 MP

48、a30 MPa40 MPa滲透率下降幅度滲透率下降幅度滲透率下降幅度滲透率下降幅度滲透率下降幅度石英砂276.52158.92103.3368.0833.24樹脂類固砂劑210.7723 .78140.4911.6097.565.5864.684.9927.8716.16纖維199.1827.96126.1920.59100.262.9767.990.1332.761.44核桃殼204.4826.05108.1631.9489.9612.9452.7222.5618.4844.40樹脂予包砂222.1619.66139.9111.96101.152.1168.98-1.3256.58-70.2

49、0圖20 固砂劑滲透率損害程度圖老區(qū)油田注聚井主要油層的上覆地層壓力一般在25MPa左右，從表14、15和圖20可知，上覆巖壓在25MPa時，纖維固砂劑和樹脂予包砂對滲透率的損害都很低，性能較好，均可作為注聚井壓裂用固砂劑。六、施工工藝研究（一）工藝技術路線1、根據(jù)地質(zhì)條件、返排物分析結(jié)果及注聚情況分析堵塞因素，確定主要堵塞原因及堵塞半徑。2、根據(jù)地層動靜態(tài)資料及注聚井堵塞診斷技術，選擇合理的措施工藝。3、根據(jù)堵塞半徑及處理層厚度，合理設計處理規(guī)模。（二）施工工藝研究針對注聚井欠注原因及堵塞類型，根據(jù)措施診斷結(jié)果，將試驗井地質(zhì)及生產(chǎn)參數(shù)進行詳細分析，研究形成了單一化學解堵和化學解堵與油層保護相

50、結(jié)合二種工藝技術。1、化學解堵工藝針對注聚過程中壓力升高拐點明顯或有多個拐點的井，判斷其為近井地帶堵塞，采用單一化學解堵施工工藝解堵施工。首先注入降解劑，用于解除由于聚合物引起的堵塞；然后注入復合酸，用于溶解機械雜質(zhì)等無機物，并適當提高油層的基質(zhì)滲透率，達到綜合解堵的目的。2、化學解堵與油層保護相結(jié)合工藝針對注聚時間較長，注入過程中壓力升高有拐點，已多次采用化學解堵措施且解堵有效期在2-3個月的井或化學解堵后降壓幅度較低的井，雖然在措施診斷圖中其位于區(qū)，但為了延長化學解堵有效期，應采取化學解堵與油層保護相結(jié)合工藝施工。首先注入化學解堵劑，用于解除近井地帶的堵塞；然后注入油層保護劑，該保護劑既能

51、通過競爭吸附解除聚合物吸附滯留堵塞，又能防止聚合物再吸附，從而達到綜合解堵，延長解堵有效期的目的。七、現(xiàn)場試驗及效果分析該項目根據(jù)不同堵塞原因，結(jié)合注聚井的措施診斷技術，選擇有針對性的現(xiàn)場施工工藝，于2001年-2002年共進行現(xiàn)場施工17口井，取得了較好的效果。其中先期試驗的8口井有效期已超過6個月，最長已達10個月以上。從試驗效果來看，有效率達94%，措施井施工后初期平均降壓1.50MPa，并都能完成配注。措施效果見圖21。圖21 不同施工工藝現(xiàn)場試驗效果圖1、單一化學解堵井效果分析對于近井地帶堵塞的井，采取化學解堵施工工藝，現(xiàn)場試驗13口井，這些井位于措施診斷圖中的區(qū)，地層物性較好，連通

52、較好，其主要表現(xiàn)為近井堵塞。解堵井施工后有效率92.30%，初期平均降壓1.34MPa，效果明顯，有效期最長的已達10個月以上。效果見表16。以西J3-P4井為例，該井與3口井連通，連通性好。應用注聚井堵塞診斷軟件,分別輸入?yún)?shù)（Vp=0.22MPa/月、連通值為0.662、地層滲透率為0.475m2、注入量為130 m3/d、注入粘度33.30mPa.s、有效厚度為12.10m），得出該井為近井地帶膠團堵塞，適用的措施為化學解堵。2001年11月3日進行了化學解堵施工，施工前從返排物中發(fā)現(xiàn)有大量的聚合物絮凝物、細菌產(chǎn)物等堵塞物，因此施工時又相應調(diào)整了解堵劑配方，并加大了處理半徑（處理半徑為3

53、m），施工后初期降壓1.66MPa，有效期已達10個月，效果明顯。見圖22、23。圖22 西J3-P4井解堵前后動態(tài)曲線圖23 西J3-P4井解堵前后吸水指示曲線表16 化學解堵施工工藝現(xiàn)場注聚井解堵效果表井號施工日期日配注(m3/d)施工前施工后初期初期對比目前對比（至11月）有效期（月）油壓(MPa)溶液(m3)油壓(MPa)溶液(m3)增注(m3)降壓(MPa)增注(m3)降壓(MPa)南1-J6-P13601.3.1917512.1016011.07175151.036.5南1-J6-P13501.3.2127511.201929.84291991.367南1-J5-P13601.9.1928611.3916511.6425590-0.257南2-1-P3701