李志坪，周长顺，刘怡君，邰 龙，马驷驹，吕勇胜，周 莉，张大磊，周亚亚

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏 银川 750001）

随着油田的逐年开发，井筒及地层由于原油中蜡质沥青质等重质成分吸附沉积、措施所用聚合物及其吸附滞留、无机沉积物堵塞，导致老井出现不同程度的堵塞产降。以土酸、缓速酸、复合酸为主的酸化解堵工艺适应性逐步下降，已无法满足油藏开发的需求。在低油价情况下，急需开展以短期解堵、长期抑垢为目标，针对产量微降井的低成本复合解堵技术研究及应用，同时开展注入工艺和施工参数优化，完善解堵液配方，形成适应不同油藏堵塞类型的解堵技术体系[1-3]。

1 堵塞物分析

1.1 堵塞机理发生变化

通过现场取样及室内实验分析（表1），堵塞物由传统的无机物向有机、无机物并存转变（蜡质、沥青质、水井调剖用聚合物类堵剂）。

表1 井筒堵塞物

堵塞物分析：

（1）成分：沥青质、胶质、无机物碎屑。

（2）流动性：加热到190 ℃时可以流动，有别于前期单井堵塞物。

（3）形态：有机体多呈集合体形式出现，以游离态吸附于无机质表面，以充填、嵌入或包裹方式共存。

1.2 酸化后含水率上升，效果变差

现用解堵液体系成分仍以盐酸为主，在解除无机物堵塞的同时，会破坏岩石骨架结构和胶结物；对于高含水率井，反而会疏通流水通道，引起含水率上升（X2井）。

1.3 多次酸化后，效益变差

酸化解堵作为“短平快”小型措施，目前日增油效益与施工周期、单井投入不匹配。2021年实施85 口井，单井日增油较2016年由1.17 t 下降到0.48 t，含水率上升16.8%，投入产出比由1.79 下降到0.73。

2 解堵方法研究

2.1 常规解堵措施

2.1.1 酸化解堵 利用盐酸、氢氟酸溶蚀砂岩地层中石英、黏土矿物、碳酸盐垢等堵塞物，恢复地层孔隙渗流通道，使低渗及堵塞油层得到有效疏通，见图1。

图1 酸化示意图

技术特点：（1）处理半径小，反应快；（2）H+消耗后pH 值升高，易形成CaF2沉淀，造成二次伤害；（3）酸性、除垢性强，但有效期较短。

2.1.2 表面活性剂解堵 针对乳化堵塞、有机物堵塞，利用堵剂破乳、清防蜡、黏土矿物防膨及防水锁作用机理，实现井筒清洁、近井解堵。

技术特点：（1）可结合检泵或不动管柱作业，施工成本大大降低；（2）药剂成本仅2 万元，费用低；（3）适合乳化堵塞和有机物堵塞，生产动态表现为液量短期下降型效果好。

2.2 低成本复合解堵

2.2.1 机理研究 立足油井堵塞类型，综合考虑短期除垢、长期抑垢两种目标，采用降黏、溶解、降解等手段清除堵塞物，利用分散、络合原理防止堵塞物的二次聚集，延长解堵有效期。

针对有机物堵塞：利用强剥离型长链表面活性剂降低基质黏度、提高乳化运移效率，增强对蜡质、沥青质的剥离效果。

针对无机物堵塞：利用强溶解性无机解堵液酸溶、络合作用解除无机物堵塞，避免二次沉淀；同时加入缓蚀剂、铁离子稳定剂减少对井下管柱的腐蚀。

针对复合堵塞：通过段塞式注入，充分发挥单项解堵剂性能，解除有机垢对无机垢的包裹保护作用。

（1）活性分子渗透传质：胶束状态分散到溶液中，快速吸附到介质表面，进行扩散传质剥离。

（2）胶束吸附、包裹：堵剂乳液中活性亲油基吸附，改变表面界面活性，形成新胶束溶液返出。

2.2.2 室内评价

（1）有机类降黏率测试：沥青质+1.5%解堵剂，扫描电镜下结构紧密、表面平整光滑，加入1.5%解堵剂后，表现为结构松散、表面粗糙且布满小孔。黏度由2 400 mPa·s 下降到1 000 mPa·s，溶蚀性较好。

（2）有机类溶蚀率测试见表2：在解堵剂（HJD-1）浓度2%条件下，24 h 溶蚀率为26.30%；10%条件下，24 h 溶蚀率可达49.50%。

表2 解堵剂浓度对溶蚀率的影响

（3）有机类洗油率测试：在50 ℃，解堵剂浓度2%条件下，1 h 后油砂表面光亮，洗油率为70.43%。

在50 ℃，解堵剂浓度5%条件下，油砂表面油污在30 min 被清洗掉，50 min 后表面光亮，洗油率达到75%。相比于2%浓度，洗油率提高6%左右。

在50 ℃，解堵剂浓度10%条件下，40 min 左右油砂表面变光亮，油污被清洗掉，50 min 被清洗完全。

测试结果表明：油砂表面清洗效果明显，洗油率达到78%以上，清洗效果理想。另外解堵剂浓度继续增大，清洗效果增长变化不明显。

（4）无机类溶蚀率测试：随着解堵剂浓度和试验温度的增加，溶蚀率逐渐增加；随着时间的增加，溶蚀率前期增加趋势较快，后期逐渐平缓。

（5）复合类溶蚀率测试见表3：随着解堵剂浓度和时间的增加，复合类溶蚀率逐渐增加；浓度10%时，24 h溶蚀率达到66.40%。

表3 解堵剂浓度对溶蚀率的影响

2.3 注入方案优化设计

在全面进行地质研究、生产动态分析基础上，综合考虑油藏工程、工艺技术及经济指标，保证采用合理的技术手段，按照最佳经济效益的方案试验。

2.3.1 选区选井原则

（1）油藏条件：油层发育好，储层连通好，具有扩大试验基础；

（2）开发现状：在水驱驱替系统建立较完善，注采能力强，油水井对应关系好的区域实施。

（3）油井动态：近期产降、堵塞特征明显。

2.3.2 注入段塞设计

（1）解堵剂用量见图2：按照“解除包裹保护作用、有机无机同步解堵”的技术思路，考虑解除井筒内壁及近井地带3～5 m 堵塞物；采用圆柱体积公式近似计算解堵剂用量，优化堵剂用量为15～45 m3。

图2 不同射孔段解堵剂优化用量图版

（2）注入排量：基于暂堵酸化、体积压裂的思路，采用较大排量泵注以减少解堵液滤失、提高阻力较高的小孔道、基质的解堵效果，增大近井地带渗透性。

注入压力：考虑老套管承压能力，优化浅层≤15 MPa；三叠系≤20 MPa；

注入排量：考虑不同油藏深度、与水层接触情况、初期改造规模等，优化浅层，一般0.4 m3/h；A2 油藏0.7 m3/min。

（3）段塞设计：段塞设计以垢样室内分析为基础，考虑解除有机、无机复合堵塞物，优化为（HJD-1+SJD-1）两段塞，最大程度发挥单项解堵剂功效。针对A1 等致密、无机物堵塞（硫酸盐）严重储层，优化为（SJD-1+HJD-1+SJD-1）三段塞，预处理管壁及炮眼。

3 现场试验及效果评价

3.1 现场试验

共实施320 口，单井日增油0.36 t，全年累计增油达到1.5×104t，对比酸化单井投入由14 万元下降到5万元，投入产出比由0.73 上升到2.14。

3.2 工艺适应性分析

3.2.1 含水率阶段 低成本解堵提液效果与含水率阶段无关，低含水率井（＜60%）增油效果更好；但控含水率效果不明显，见图3。

图3 含水率阶段提液-增油效果统计图

3.2.2 施工压力 以施工停泵压力反映地层能量，从实施效果表明：停泵压力越高，提液增油效果越明显，有倒吸现象井效果较差，见图4。

图4 A1 油藏施工停泵压力-解堵效果统计图

3.2.3 措施历史 从实施效果看（图5），3年内未实施酸化、压裂等增产措施的井实施表面活性剂效果更好，近1年以内实施过增产措施的井，表面活性剂有效率仅20%。

图5 措施历史-解堵效果统计图

3.2.4 作业方式 目前按照动管柱与不动管柱两种方式实施（图6），从实施效果看，动管柱与不动管柱增油效果基本一致。建议结合井筒状况对长期未检泵井实施动管柱施工，进一步净化井筒。

图6 作业方式-实施效果对比柱状图

4 取得的认识

（1）与酸化解堵相比较，低成本复合解堵技术能减少储层伤害，有效解除有机、无机复合堵塞。

（2）低成本复合解堵技术针对能量有保障、短期内堵塞井效果较好；对物性差、长时间低产井效果差，可在A1、A2、A3 油藏适度推广，但要严格选井。

（3）在多次酸化后效果差、措施增产压力大的情况下，低成本复合解堵技术提出了堵塞井治理的新思路，探索了冬季不利天气下措施作业的高效施工模式，具有良好的推广前景和潜力。