延長注聚井解堵有效期技術(shù)研究鑒定報告(定稿)

1、注聚井解堵有效期技術(shù)研究技術(shù)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(xué)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(jì)效益及應(yīng)用前景分析九、 結(jié)論和認(rèn)識一、概述聚合物驅(qū)三次采油在大慶油田工業(yè)化應(yīng)用規(guī)模已達(dá)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(dāng)一部分井的注入壓力已經(jīng)接近或達(dá)到油層的破裂壓力（占總井?dāng)?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(dá)188口井，見圖1。由于注入壓力升高，吸液能力差，導(dǎo)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(xué)解堵措施，雖在一定程度上緩解了聚合物注不進(jìn)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(guān)，進(jìn)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(yīng)用神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)，建立

3、了一套注聚井堵塞診斷及措施優(yōu)化技術(shù)；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(hù)技術(shù)，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(hù)劑配方。現(xiàn)場試驗22口井，取得了明顯的效果。項目完成指標(biāo)情況見表1。表1 驗收和完成指標(biāo)一覽表驗收指標(biāo)完成指標(biāo)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(fù)率達(dá)90%以上，化學(xué)解堵劑溶解聚合物堵塞物達(dá)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(dá)180天以上。5.現(xiàn)場試驗16口

4、井，有效率達(dá)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(shù)。2.室內(nèi)實驗，注聚井堵塞巖心恢復(fù)率達(dá)130%以上，化學(xué)解堵劑溶解聚合物堵塞物達(dá)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(dá)180天以上，有效期最長已達(dá)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(dá)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(dá)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(dāng)?shù)慕鉀Q措施，合理地進(jìn)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(jìn)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(jī)理、解堵劑及解堵工藝，首先應(yīng)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(jī)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(jī)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(jī)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(xì)菌及其排泄物5.03粘土及機(jī)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(jī)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(dá)到了1030%，粘土和機(jī)械雜質(zhì)的含量達(dá)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(jī)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(jī)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(rèn)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(xué)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(tuán)，也存在對許多化學(xué)品的敏感性，造成局部或整體的變質(zhì)或變性。為了進(jìn)一步考察聚合物堵塞物成因，進(jìn)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(jìn)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(tuán)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(tuán)存在，軟膠團(tuán)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(tuán)所包裹，過濾器嚴(yán)重?fù)p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(dǎo)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(tuán)進(jìn)行巖心傷害研究發(fā)現(xiàn)，這種聚合物軟膠團(tuán)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(yán)重的。如果這種軟膠團(tuán)與粘土、機(jī)械雜質(zhì)攪在一塊，對地層的傷害程度將進(jìn)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(tuán)”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(dāng)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(jìn)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(jìn)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(jìn)行了聚合物-鐵離子的配伍性試驗，結(jié)果表明，當(dāng)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(jìn)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(dǎo)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(yán)重。（2）注聚井顆粒運移對地層滲透率的傷害當(dāng)化學(xué)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(dǎo)致嚴(yán)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(qiáng)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(guān)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(dá)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(guān)系見圖5。圖5 驅(qū)替體積與巖心滲透率傷害程度的關(guān)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(dāng)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(yán)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(yīng)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4.54.575cm。通過多測點巖心驅(qū)替實

18、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(tuán)”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(tuán)”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(yīng)影響，也導(dǎo)致第一區(qū)間的壓力梯度最高。但是，當(dāng)有“軟膠團(tuán)”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(yīng)該包括因“軟膠團(tuán)”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(tuán)”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12.5cm3段壓差12.5

19、cm2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6810-3m2，18410-3m2，36110-3m2，71610-3m2，266710-3m2，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

20、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0.4PV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

21、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(dá)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

22、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(dǎo)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(yīng)作為解決聚合物滯留的主要目標(biāo)。（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

23、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(jìn)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（50010-3m2、80010-3m2、100010-3m2）時注入壓力的變化實驗，通過實驗可以得出以下認(rèn)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。2、對于中滲透巖心（50010-3m2），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.

24、5ml/min，即110 m3/d。3、對于中滲透巖心（80010-3m2），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（100010-3m2），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 50010-3m2滲透率巖心不同注入速度驅(qū)替實驗圖12 80010-3m2滲透率巖心不同注入速度驅(qū)替實驗 圖13 100010-3m2滲透率巖心不同注入速度驅(qū)替實驗三

25、、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(xué)解堵井的地質(zhì)狀況和動靜態(tài)資料進(jìn)行了整理分析，分析的結(jié)果表明，影響化學(xué)解堵有效期的因素很多，現(xiàn)象很復(fù)雜，單一的地質(zhì)因素和有效期的關(guān)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(guān)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(luò)系統(tǒng)將各種因素加以科學(xué)的分析，達(dá)到對聚驅(qū)注入井堵塞原因進(jìn)行判斷和對增注措施進(jìn)行優(yōu)化的目的。(一)化學(xué)解堵有效期相關(guān)因素的確定要想達(dá)到通過神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)對化學(xué)解堵有效期進(jìn)行預(yù)測的目的，就必須確定影響的因素。影響因素確定的準(zhǔn)確性和

26、全面性，將直接影響整個網(wǎng)絡(luò)預(yù)測的準(zhǔn)確性。1、化學(xué)解堵有效期理論計算公式的確定 為了正確分析影響化學(xué)解堵有效期的相關(guān)因素，我們首先定義了化學(xué)解堵有效期的理論計算公式：T=（Pj -Ph）/Vp，T化學(xué)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。PPjPh T t圖14 化學(xué)解堵有效期的定義2、相關(guān)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(guān)。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

27、的動態(tài)數(shù)據(jù)中算出。由于化學(xué)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?；谝陨戏治觯覀儗?2口化學(xué)解堵井的動態(tài)資料進(jìn)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(guān)系進(jìn)行了歸納分析，結(jié)果見圖15。圖15 解堵有效期與壓力上升速度Vp的關(guān)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

28、變短。為了更好的分析該曲線，判斷趨勢的正確性、準(zhǔn)確性以及地質(zhì)參數(shù)與它的關(guān)系，我們將其分為三個區(qū)域進(jìn)行分析，即Vp 0.15（I）、0.15Vp 0.3（II）和0.310北3-J6-P3601.9.2712013.80116間 注13.6011710.206.5北2-6-P3202.4.118014.0081間注13.1079-20.90-20.507北2-J5-P2602.7.1610014.3080間 注12.8096161.50200.604北3-J5-P4702.8.910014.40100間 注12.4098-22.0000.903北2-4-SP5102.9.188012.50100

29、10.1098-22.4001.202中4-新2002.9.26011.9040間 注10.7757171.13200.602中41-P1702.9.712011.901159.1711502.7301.002北3-4-P4002.9.2216014.70154間 注12.6016062.10-542.302平均12.9711.63211.341.182、化學(xué)解堵與油層保護(hù)相結(jié)合井效果分析對于注聚時間較長，地層存在較嚴(yán)重的吸附滯留堵塞，并同時伴有近井地帶堵塞，已采取多次化學(xué)解堵，但有效期較短的井，雖然其位于診斷圖中的區(qū)，但為延長有效期，我們采取了化學(xué)解堵與油層保護(hù)相結(jié)合施工工藝，于2002年3月現(xiàn)場試驗2口井，有效期已達(dá)6個月。2002年7月現(xiàn)場試驗2口井，有效期已達(dá)4個月，并繼續(xù)有效。解堵井施工后初期取得較好的效果，平均降壓2.00MPa。效果見表17。以北3-J5-P35井為例，該井自98年10月注聚以來，壓力一直緩慢上升，至2000年4月注入壓力已接近破裂壓力，