压裂复合解堵在三元复合驱井应用及效果分析

（大庆油田第三采油厂工程技术大队，黑龙江 大庆 163113）

摘  要：三元复合驱油液主要由表面活性剂组成，三元液中应用大量碱，与地层复杂环境的反应，会造成油层岩石的骨架和胶结构严重伤害，油层渗透率降低、注入压力下降、油水井结垢严重。压裂工艺采取造长缝，加大规模等方式可在一定程度上缓解三元井的注入困难，采出变差的问题，但存在有效期短，压裂效果受结垢困扰的问题。探索将三元清垢解堵与压裂造缝进行有效结合，充分发挥两者各自的工艺优势，清“旧”垢、造“新”缝，解除近井及远端不同程度的堵塞问题，形成压裂复合解堵技术，达到沟通新的剩余油、延长措施有效期、有效控制单井措施成本的目的。在压裂施工的同时，采取解堵工艺，探索先压后解、先解后压、解压解以及三元注入井与采出井对应采取增产增注措施的等方式，形成一套适合三元复合驱增产增注的压裂清垢复合解堵技术。

关键词：压裂；解堵；复合

三元复合驱是通过在注入水中加入一定量的表面活性剂、碱和高相对分子质量的聚合物，大幅度降低油水界面张力，增加注入水的黏度，从而降低油水流度比，扩大油层宏观和微观波及体积，进一步驱替水驱残余油，大幅度降低剩余油饱和度，提高驱油效率和原油采收率。界面张力越低，降低剩余油饱和度的幅度越大，提高驱油效率和采收率的幅度就越大。三元复合驱在油田开发一段时间以后会在抽油杆、抽油泵及管线和储层中大量结垢，严重影响油田的生产。

1 三元驱井堵塞的原因

三元驱井垢成分分析：从我厂垢样分析后发现，垢样的晶体主要是碳酸钙、硫酸钡和微量的铝－二氧化硅晶体。垢样的元素组成主要是硅、钙、铝、铁、钾和硫。

结垢理论分析：在注三元复合液的过程中，垢的形成过程可描述为：水溶液—溶解度—过饱和溶液—晶体析出—晶体生长—结垢。

2 压裂解堵工艺原理

压裂工艺采取造长缝，加大规模等方式可在一定程度上缓解三元井的注入困难，采出变差的问题，但存在有效期短，压裂效果受结垢困扰的问题。探索将三元清垢解堵与压裂造缝进行有效结合，充分发挥两者各自的工艺优势，清“旧”垢、造“新”缝，解除近井及远端不同程度的堵塞问题，形成压裂复合解堵技术，达到沟通新的剩余油、延长措施有效期、有效控制单井措施成本的目的。

3 解堵剂室内试验

3.1 解堵剂与我厂垢样室内试验

选取三口井垢样进行室内试验，1#号垢样：三元驱；2#号垢样：压后自返；3#号垢样：非三元井。分别将垢样浸泡在30ml解堵剂中密封，然后将其置于45℃水浴恒温观察并记录。加入解堵剂后立即观察，1#号垢样表面布满细泡(接触即反应)，2#号、3#号垢样表面有少许气泡（反应缓慢）。

实验结果：24h后观察发现，不同垢样现象不同。1#号垢样：1h观察垢样已经开始分解并有白色粉末状物质出现，24h后垢样几乎全部分解，白色粉末状物质增加。2#号垢样：1h后垢样表面有少许气泡,24h后垢样几乎全部分散在解堵剂中。3#号垢样：1h后垢样表面有少许气泡，24h后垢样有部分变软。24h后将样品烘干，干燥冷却至室温称重并记录。通过烘干记录发现垢样质量并未减少，但是1#、2#垢样都以粉末状分散于解堵剂中，3#垢样变软分散。

3.2  解堵剂与我厂常用胍胶基液室内试验

在压裂液基液中加入同等重量的解堵剂（1:5）或清水，置于40℃水浴中，粘度变化见表15。加入解堵剂溶液基液粘度与加入相应量清水的基液粘度一样，无明显变化。

表1  不同浓度解堵剂缓蚀实验

4  压裂复合解堵时机优化

4.1  压裂时机选择

三元驱井选择压裂，通常是垢的污染深度大，注入井注入压力高、注入量无法达到配注时；采油井产液量下降。当注入体积大于2PV时，堵塞基本可达到全井。三元注入体积≤0.25PV时，采取常规压裂工艺和施工规模，基本可满足增注增产需求；当0.25PV ＜注入体积＜0.47PV，采取大砂量压裂（裂缝半径突破35m）等优化工艺，可实现降压增注增产，但同时面临有效期短问题；当注入体积≥0.47PV，因三元油层的结垢问题，现有成熟压裂工艺已不能完成阶段增产要求，成为制约三元注入井后期增注的瓶颈。因此，注入体积超过0.47PV的井在进行压裂时，可考虑使用压裂复合解堵工艺，提高措施的有效性。

4.2  泵注程序优化

由于施工目的位置的不同，泵注的程序有所区分。裂缝前端的解堵的原则是减少解堵剂在裂缝附近的滤失和消耗，尽可能的被输送到裂缝前端，在裂缝前端形成一个解堵区域。近井的解堵原则是消除炮眼及近井地层的污染，注入压力必须保持低于地层破裂压力，使解堵剂在近井地带充分滤失。因此，施工排量根据目的位置有所区别。裂缝前端解堵时解堵剂的泵注排量越高越好，以减少解堵剂在裂缝处的滤失；近井解堵时解堵剂的排量越低越好，以增加解堵剂在近井的滤失，提高近井解堵的波及体积。

远端解堵泵注程序：压开裂缝后，保持注入速度泵注解堵剂，然后实施加砂压裂。

5  效果评价

化学驱压裂复合解堵工艺共计施工25口井，压裂缝长25-35m，解堵半径1-3m。

5.1  三元驱注入井压裂复合解堵井

三元注入井在作业期间，发现部分井井筒及管柱污染严重，作业管柱起下困难，即使可以完成压裂施工准备，压后胶团也难以起出。三元注入井应用压裂解堵5口，措施后初期平均日增注8.5m3，注入压力下降2.6MPa。

典型井：BX-361-E112为北二东三元重复压裂注入井，该井配注35m3。压前注入压力持续上升至13.1MPa，顶破裂压力完不成配注，日注入量降低至24m3，采用压裂复合解堵工艺施工。施工层数3层5缝，共使用压裂液378m3，解堵剂74.8m3，加入石英砂6651m3，每层压后采用化学固砂剂缝口。该井压后注入压力下降至11.8MPa，日注达到配注，并长期保持配注，有效期已经达到224天。

5.2  三元驱采出井压裂解堵

已实施20口井，平均单井加入解堵剂10方，采油井20口中11口为重复压裂井，压裂初期单井平均增油为7.63t/d，主要为有8口井压后无法正常起抽，其中1口压后管柱拔不动转修，1口压后压力大自喷，6口压后10天内杆跟不上无法正常起抽。固砂关井由72小时变为36小时，目前正常起抽12天无异常。另有1口压后1个月上调参后日产油由初期7.3t/d（日增油2.77t/d）上升至13.8t/d（日增油9.27t/d））。

通过在三元驱注入井、采出井的现场试验，该解堵剂对于三元垢具有较好的溶解作用，配合压裂施工，能够提高措施井的注入井，降低注入压力，延长有效期。

6  经济效益分析

在三元注入井采用压裂复合解堵技术现场试验5口，措施后初期平均日增注18m3，注入压力下降4.7MPa，最长有效期达25天仍持续有效，并有三口井已经提高配注。

所有试验井截止目前，计产的25口井平均有效期112天。其中压裂施工结束不到3个月的井16口，压裂施工超过3个月的井共计9口，平均有效期达196天，继续有效6口，失效3口井的平均有效期126天。该解堵剂目前价格为10500元/吨，施工中三元井用量在15吨左右，聚驱井用量在10吨左右，单井增加费用在5-10万之间。

7  结论及认识

(1) 压裂复合解堵技术施工难度小，连续性强，措施后的注入压力下降明显，增注效果显著。压裂解堵剂能够降解聚合物垢的粘度，溶解三元驱垢，可作为井筒处理剂、近井解堵剂、压裂解堵剂

(2) 压裂复合解堵技术将化学解堵工艺与压裂工艺有机结合，实现了化学驱压裂解堵一体化施工，开启了化学驱增产增注技术的新思路。

参考文献：

[l] 白群山.萨南开发区压裂支撑剂的设计优化及应用[J]，2013.12.

[2] 曲艺 三元复合驱压裂防碱固砂技术试验[J].2014.12.