CN103436244A - 复合解堵剂及应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵的方法 - Google Patents

Abstract

复合解堵剂及应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵的方法，它涉及一种复合解堵剂及复合解堵的方法。本发明解决了聚合物驱过程中聚合物在多孔介质内会发生堵塞导致注聚困难，并且直接使用解堵剂，会出现解堵剂优先进入未堵塞地层又不能使被堵塞地层充分解堵的技术问题。暂堵剂由表活剂与促冻剂组成。复合解堵剂由主剂和引发剂组成。本发明先采用暂堵剂，封堵住未堵塞地层，让后续注入的大剂量低粘度解堵剂较多地选择性进入需解堵地层，然后关井2-3天，让解堵剂与堵塞物充分反应，从而达到解堵的目的。

Description

复合解堵剂及应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵的方法

本申请是申请日为2013.2.28、申请号为201310064765.7、发明名称为“暂堵剂、复合解堵剂及应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵的方法”的发明专利的分案申请。

技术领域

本发明涉及一种复合解堵剂及复合解堵的方法。

背景技术

聚合物驱油在大面积现场推广应用中，很多注聚井出现了注入困难的问题，主要表现为注入压力上升，不能按配比完成配注，有些井甚至停注，严重影响了聚驱效果和综合经济效益。普通的水力压裂和化学解堵措施，虽在一定程度上缓解聚合物注不进去和注入压力上升的矛盾，但存在增注量低、有效期短的问题。近几年的统计数据表明，无论是压裂还是化学解堵效果都较差，都不能满足注聚井措施改造的要求，影响了聚驱开发的整体经济效益。而且，压裂措施存在施工成本较高，施工后会造成油井含水上升速度过快及对固井质量差的井易造成窜槽等问题。

研究表明，聚合物吸附和滞留作用以及聚合物溶胀不充分产生的近井及炮眼的堵塞，是导致注聚困难的重要因素。另外，在聚合物驱过程中，由于注入介质的变化，储层伤害与水驱时不同。聚合物可通过化学吸附和机械捕集而在多孔介质内发生滞留，造成孔道过流断面减小、液流阻力增加。当聚合物分子尺寸即线团回旋半径与岩石孔道半径中值不匹配时，聚合物在多孔介质内会发生堵塞现象。除此之外，污水矿化度、细菌等因素在一定程度上会加剧聚合物的堵塞。

目前，油田上使用过氧化氢等氧化剂及无机解堵剂用于注聚井解堵，见到一定效果。室内实验表明：在众多过氧化物中，过氧化氢稀溶液对聚合物及其衍生堵塞物的氧化降解的效果最好。但过氧化氢是一种不稳定的化合物，在现场应用中易于环境中的弱还原剂（如：亚铁离子、硫化氢等)发生反应，失去活性，不能达到有效的氧化、降解聚合物和其衍生堵塞物堵塞的目的。如遇到酸，会发生强烈的反应，迅速分解而放出氧气，造成火灾或爆炸。

基于以上原因，开展了适用于解除油藏聚合物堵塞的复合解堵技术研究。国内开展聚驱的油藏往往都是层内渗透率差异较大的。在出现注聚困难时，直接使用解堵剂，会出现解堵剂优先进入未堵塞地层，既造成解堵剂的浪费，又不能使被堵塞地层充分解堵。

发明内容

本发明的目的是为了解决聚合物驱过程中聚合物在多孔介质内会发生堵塞导致注聚困难，并且直接使用解堵剂，会出现解堵剂优先进入未堵塞地层又不能使被堵塞地层充分解堵的技术问题，提供了一种暂堵剂、复合解堵剂及应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵的方法。

暂堵剂按照质量份数由1-11份季铵盐表活剂与1-2份促冻剂组成，所述的季铵盐表活剂是十二烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵及二十二烷基三甲基氯化铵中的两种；所述的促冻剂是柠檬酸钠、KCl、KBr、2-羟基丙烷-1,2,3-三羧酸钠、邻－羟基苯甲酸钠或NH₄Cl。

暂堵剂按照质量份数由1-9份季铵盐表活剂、1.5-2.5份甜菜碱表活剂与1-2份促冻剂组成，所述的季铵盐表活剂是十二烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵或二十二烷基三甲基氯化铵；所述的甜菜碱表活剂是十八烷基甜菜碱；所述的促冻剂是柠檬酸钠、KCl、KBr、2-羟基丙烷-1,2,3-三羧酸钠、邻－羟基苯甲酸钠或NH₄Cl。

复合解堵剂按照质量份数由2-3份主剂1、2-3份主剂2和1.5-2.5份引发剂组成，所述主剂1是过氧化苯甲酰或过氧化苯甲酸；主剂2是次氯酸钠或次氯酸；所述的引发剂是盐酸、醋酸或者柠檬酸。

应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵的方法如下：

在45℃、平衡压力为4-8MPa的条件下注入5m³-10m³暂堵剂段塞，然后再在平衡压力为2-10MPa的条件下再注入10m³-30m³解堵剂主段塞，然后关井2-3天，即完成应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵。

本发明先采用暂堵剂，封堵住未堵塞地层，让后续注入的大剂量低粘度解堵剂较多地选择性进入需解堵地层，然后关井2-3天，让解堵剂与堵塞物充分反应，从而达到解堵的目的。

由于暂堵剂的主要成分是阳离子表面活性剂，在遇见水或油后，会逐渐破解。其中的季铵盐作为粘土稳定剂已广泛应用于石油钻采工艺中，具有吸附能力强，耐温、耐酸、耐冲刷的特点，可以长期稳定粘土，有效地恢复地层渗透率。所以，这种暂堵剂既可以发挥暂堵作用，又可以恢复地层的渗透率。

一般表面活性剂在水溶液中形成的胶束呈球状，不能使溶液增粘。但本发明中使用的季铵盐或甜菜碱表活剂属于粘弹性表面活性剂(Viscoelastic Surfactant，简称VES)，具有亲水基团和长链疏水基团，当表面活性剂浓度超过临界胶束浓度(CMC)值时，疏水基长链伸入水相，使黏弹性表面活性剂分子聚集，形成以长链疏水基团为内核、亲水基团向外伸人溶剂的球形胶束；当表面活性剂的浓度继续增加且改变溶液组成时（加盐或加助表面活性剂），表面活性剂胶束占有的空间变小，胶束之间的排斥作用增加，此时球形胶束开始变形，合并成为占用空间更小的线状或棒状胶束；棒状胶束之间会进一步合并成更长的蠕虫状胶束，这些蠕虫状胶束之间由于疏水基团的作用会自动纠缠在一起，形成空间交联网络结构，类似于交联的长链聚合物形成的网状结构。

在中当化学剂总浓度增大至2%（如图4所示）以上时出现形成网状结构阶段。当化学剂总浓度增大至13%以上时出现网状结构消解，这是由于表活剂浓度过高，胶束被破坏，蠕虫状结构坍塌，凝胶反而水化了。

另外，这种蠕虫状胶束结构的形成依赖的是溶液中溶质分子之间通过非共价键（静电、氢键、疏水缔合效应等）发生相互作用，形成分子间的聚集结构，这种聚集结构可以随剪切扰动变大或变小甚至完全拆散，当剪切扰动消除后，聚集体又重新恢复的一种溶液。在这些溶液中，由于分子间聚集体的形成，因此溶液流变性将不完全取决于溶质分子在流场中的形态与水动力学尺寸，更多取决于超分子聚集体的形态、尺寸与聚集强度。因此这种暂堵剂在井口和管柱中高速注入时的粘弹性并不十分高，但是当进入地层后，流速大幅度降低，则粘弹性快速恢复，产生暂堵作用。

暂堵剂使用的季铵盐作为粘土稳定剂已广泛应用于石油钻采工艺中，具有吸附能力强，耐温、耐酸、耐冲刷的特点，可以长期稳定粘土，有效地恢复地层渗透率。所以，这种暂堵剂既可以发挥暂堵作用，又可以恢复地层的渗透率。

附图说明

图1是实验一中暂堵剂的表观粘度图；

图2是实验一中暂堵剂的粘弹性曲线，图中◆表示弹性模量（G’），■表示粘性模量（G”），

表示复合粘度（η^*）；

图3是实验二的暂堵剂的黏温关系曲线和实验三的暂堵剂的黏温关系曲线，图中

表示实验二的暂堵剂的黏温关系曲线，

表示实验三的暂堵剂的黏温关系曲线；

图4是实验四暂堵剂的表观黏度曲线和实验五暂堵剂的表观黏度曲线，图中

表示实验四暂堵剂的表观黏度曲线，

实验五暂堵剂的表观黏度曲线；

图5是实验八中不同的复合解堵剂质量浓度的混合液的表观黏度曲线，

表示复合解堵剂质量浓度为5%的混合液的表观黏度曲线，

表示复合解堵剂质量浓度为10%的混合液的表观黏度曲线；

图6是实验九中的溶液达到90%降粘率所需反应时间与温度关系曲线。

具体实施方式

本发明技术方案不局限于以下所列举具体实施方式，还包括各具体实施方式间的任意组合。

具体实施方式一：本实施方式暂堵剂按照质量份数由1-11份季铵盐表活剂与1-2份促冻剂组成，所述的季铵盐表活剂是十二烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵及二十二烷基三甲基氯化铵中的两种；所述的促冻剂是柠檬酸钠、KCl、KBr、2-羟基丙烷-1,2,3-三羧酸钠、邻－羟基苯甲酸钠或NH₄Cl。

具体实施方式二：本实施方式与具体实施方式一不同的是所述暂堵剂按照质量份数由6份季铵盐表活剂与1.5份促冻剂组成。其它与具体实施方式一相同。

具体实施方式三：本实施方式暂堵剂按照质量份数由1-9份季铵盐表活剂、1.5-2.5份甜菜碱表活剂与1-2份促冻剂组成，所述的季铵盐表活剂是十二烷基三甲基氯化铵、十六烷基三甲基氯化铵、十八烷基三甲基氯化铵或二十二烷基三甲基氯化铵；所述的甜菜碱表活剂是十八烷基甜菜碱；所述的促冻剂是柠檬酸钠、KCl、KBr、2-羟基丙烷-1,2,3-三羧酸钠、邻－羟基苯甲酸钠或NH₄Cl。

具体实施方式四：本实施方式与具体实施方式三不同的是暂堵剂按照质量份数由4份季铵盐表活剂、2份甜菜碱表活剂与1.5份促冻剂组成。其它与具体实施方式三相同。

具体实施方式五：本实施方式复合解堵剂按照质量份数由2-3份主剂1、2-3份主剂2和1.5-2.5份引发剂组成，所述主剂1是过氧化苯甲酰或过氧化苯甲酸；主剂2是次氯酸钠或次氯酸；所述的引发剂是盐酸、醋酸或者柠檬酸。

本实施方式中所述的过氧化苯甲酰、过氧化苯甲酸、次氯酸钠、次氯酸盐酸、醋酸和柠檬酸均为市售。

具体实施方式六：本实施方式与具体实施方式五不同的是复合解堵剂按照质量份数由2.5份主剂1、2.5份主剂2和2份引发剂组成。其它与具体实施方式五相同。

具体实施方式七：应用权利要求1所述的暂堵剂和权利要求5所述的复合解堵剂复合解堵的方法如下：

在45℃、平衡压力为4-8MPa的条件下注入5m³-10m³暂堵剂段塞，然后再在平衡压力为2-10MPa的条件下再注入10m³-30m³解堵剂主段塞，然后关井2-3天，即完成应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵。

具体实施方式八：应用权利要求3所述的暂堵剂和权利要求5所述的复合解堵剂复合解堵的方法如下：

在45℃、平衡压力为4-8MPa的条件下注入5m³-10m³暂堵剂段塞，然后再在平衡压力为2-10的条件下再注入10m³-30m³解堵剂主段塞，然后关井2-3天，即完成应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵。

采用下述实验验证本发明方法：

实验一：

本实验中暂堵剂由5质量份十八烷基三甲基氯化铵、1质量份二十二烷基三甲基氯化铵和1.5质量份邻－羟基苯甲酸钠组成。

在45℃下测定暂堵剂粘弹性关系见图1和图2。由图1可见，形成的冻胶是接近于假塑性流体，但是无法进行对数回归表观粘度与剪切速率的关系，使用乘幂关系回归得到y=7654.1x^-0.745；在45℃和10～200s^-1下其表观粘度为1150～150mPa·s。所以，暂堵剂体系冻胶与聚合物溶液（假塑性流体，表观粘度与剪切速率符合对数回归关系）和聚合物凝胶（以弹性为主，难以用表观粘度表征）的流变性均有区别。

实验二：

本实验中暂堵剂由4质量份十八烷基三甲基氯化铵、2质量份二十二烷基三甲基氯化铵和1.5质量份邻－羟基苯甲酸钠组成。

实验三：

本实验中暂堵剂由4质量份十八烷基三甲基氯化铵、2质量份十八烷基甜菜碱和1.5质量份邻－羟基苯甲酸钠组成。

在45℃、剪切速率为7.3S^-1的条件下分别测试实验二的暂堵剂的黏温关系曲线和实验三的暂堵剂的黏温关系曲线，结果如图3。

实验四：

本实验中暂堵剂由2质量份十八烷基三甲基氯化铵、1质量份二十二烷基三甲基氯化铵和0.75质量份邻－羟基苯甲酸钠组成。

实验五：

本实验中暂堵剂由2质量份三甲基氯化铵、1质量份十八烷基甜菜碱和0.75质量份邻－羟基苯甲酸钠组成。

在45℃、剪切速率为7.3S^-1的条件下分别测试实验四的暂堵剂的黏温关系曲线和实验五的暂堵剂的黏温关系曲线，结果如图4。

实验六：

本实验中复合解堵剂由2.5质量份过氧化苯甲酰、2.5质量份HClO和2质量份引发剂组成。

本实验中使用大庆的清水分别配制质量浓度为5%的过氧化氢溶液、次氯酸钠溶液、过硫酸铵溶液、过硼酸钠溶液、硫酸亚铁溶液作为聚合物的解堵剂。

使用大庆清水配制质量浓度为0.6%的HPAM（聚丙烯酰胺，分子量1900万、固含量89.1%、水解度23.6%）溶液。

为了对比不同解堵剂对聚丙烯酰胺的降粘效果，分别取质量浓度为0.6%的HPAM溶液和质量浓度为5%的解堵剂溶液按质量比1:1配制成混合液，然后在45℃下恒温，定期测定混合液的表观黏度，实验结果见表1（在45℃下，质量浓度为2.5%的解堵剂与质量浓度为0.3%的HPAM溶液体系的表观黏度与作用时间的关系）。

表1

由表1可见，这几种解堵剂对聚合物溶液均具有一定的降粘效果，随着氧化时间的增长，聚合物的黏度逐渐减小，但下降趋势越来越平缓，至一定值后不再变化。在众多过氧化物中，过氧化氢稀溶液对聚合物及其衍生堵塞物的氧化降解能力强，能在短时间内将聚合物溶液黏度降至很低。但过氧化氢是一种不稳定的化合物，在现场应用中易与环境中的弱还原剂(如：亚铁离子、硫化氢等)发生反应，失去活性，从而达不到有效氧化、降解聚合物和其衍生物堵塞的目的。同时如遇到酸，会发生强烈的反应，迅速分解而放出氧气，造成火灾或爆炸。浓度超过10％的过氧化氢运输也较困难，现场配制也具有一定危险性。

硫酸亚铁也能在很短的时间内将聚合物溶液黏度降至很低。但是，在地层中引入硫酸盐和含铁盐，其反应产物硫酸根和铁离子会造成地层伤害。表现为硫酸盐还原菌滋生，结垢现象变严重；铁离子含量增加，导致设备腐蚀变严重，也影响后续化学驱的效果。

实验结果说明复合解堵剂对聚合物及其衍生堵塞物的综合降解能力非常强，能在短时间内将聚合物溶液黏度降至很低。所以，复合解堵剂可以作为更优秀的聚合物解堵剂用于化学驱油藏的解堵。

实验七：

本实验中复合解堵剂由2.5质量份过氧化苯甲酰、2.5质量份HClO和2质量份引发剂组成。

本实验使用大庆清水配制HPAM（分子量1900万、固含量89.1%、水解度23.6%）质量浓度为0.25%、复合解堵剂质量浓度为2.5%-15%的混合液，在45℃下恒温，监测混合液表观黏度，取降黏率达到90%的时间作为引发反应，完成解堵的时间，结果见表2。表2可见，在酸浓度范围为0.5-2.5%时，盐酸的引发效果比乙酸的更快些，但是浓度应该选择在2%左右。

表2

实验八：

本实验中复合解堵剂由2.5质量份过氧化苯甲酰、2.5质量份HClO和2质量份HCl组成。

使用大庆清水分别配制不同浓度的复合解堵剂溶液。另外再使用大庆清水配制0.5%PAM+0.3%乳酸铬溶胶，在45℃下，约2h后溶液形成凝胶，再恒温一天。

分别取凝胶与不同浓度复合解堵剂（引发剂HCl着急了浓度为2%）溶液按质量比1:1配制成混合液，在45℃下恒温，监测混合液中凝胶块消解的时间，结果见表3。由表3可见，在2.5%-15%的复合解堵剂浓度范围，在16h内均看完全溶解聚合物凝胶。

表3

使用大庆清水配制质量浓度为0.5%的HPAM溶液，分别取两种浓度复合解堵剂溶液与聚合物溶液按质量比1:1配制成混合液，在45℃下恒温，监测混合液表观黏度与时间关系，结果见图5。由图5可见，在5-10%的复合解堵剂浓度范围，随着反应时间延长，聚合物降解幅度增大，在1h后溶液的降黏率达到80%以上。

上述实验结果说明，复合解堵剂对聚合物驱中引发地层堵塞的聚合物和其衍生物具有很强的破坏作用，可以在较短时间内消解堵塞。

实验九：

本实验中复合解堵剂由2.5质量份过氧化苯甲酸、2.5质量份HClO和2质量份HCl组成。

使用大庆清水配制HPAM质量浓度为0.25%、复合解堵剂质量浓度为5%的溶液，然后在温度位20℃-80℃内，降黏率达到90%的时间约为：35-8h（实验结果如图6），实验结果说明随着温度升高，解堵降粘效果增强，所需作用时间变短。

实验十：

本实验中复合解堵剂由2.5质量份过氧化苯甲酸、2.5质量份HClO和2质量份HCl组成。

本实验进行岩心解堵实验，实验方法如下：

采用充填半胶结石英砂岩心进行解堵试验（表4）。岩心尺寸Φ2.54×30cm，气相渗透率（kg）为703mD。岩心抽真空2.5～3.0h后饱和地层水，以0.879m/d（18cm³/h）的达西速度注入测水相渗透率（kg）为635mD。在45℃下，再以0.879m/d（18cm³/h）的达西速度注入0.5%（质量浓度）PAM+0.3%（质量浓度）乳酸铬溶胶约1PV，监测注入压力变化，测定阻力系数（Fr）。放入45℃的恒温箱，成胶并老化一天。然后再以0.879m/d（18cm³/h）的达西速度换注大庆地层水，监测注入压力变化，取此过程的最高压力计算获得突破压力梯度（单位：MPa/m）。继续水驱至达到注入压力平衡，计算残余阻力系数，结果见表4。此时岩心中的情况可以模拟聚合物驱注入产生的油藏堵塞现象，可以利用来测试解堵剂的解堵效果。

注入1PV复合解堵剂，在45℃下关井1d。第二天，再使用继续水驱至达到注入压力平衡，计算解堵后水相渗透率为303mD，实验结果说明复合解堵剂有效地降解了聚合物凝胶，疏通了岩心，基本恢复了地层的渗透率。

表4

实验十一：

本实验中暂堵剂由4质量份十八烷基三甲基氯化铵、2质量份二十二烷基三甲基氯化铵和1.5质量份邻－羟基苯甲酸钠组成。

本实验进行岩心暂堵消解实验，方法如下：

采用充填半胶结石英砂岩心进行解堵试验（表5）。岩心尺寸Φ2.55×30.1cm，气相渗透率（kg）为486mD。岩心抽真空2.5～3.0h后饱和地层水，以0.879m/d（18cm3/h）的达西速度注入测水相渗透率（k_w）为413mD。在45℃下，再以0.879m/d（18cm3/h）的达西速度在岩心中注入暂堵剂凝胶液约1PV。暂堵剂形成的注入压力梯度可高至42mPa/m，对后续注入其它化学剂形成很高阻力。所以，在笼统注入的情况下进行油藏聚合物解堵作业，需先采用暂堵剂，封堵住未堵塞地层，让后续注入的大剂量低粘度解堵剂较多地选择性进入需解堵地层，然后关井2—3天，让解堵剂与堵塞物充分反应，从而达到解堵的目的。

为了考察暂堵剂的自然消解，再以高位槽方式恒压（1.5m水柱）从岩心出口换注地层水，监测注入过程的流量变化。如果暂堵剂破胶消解，岩心将解堵疏通，实验结果是在约32h后突破见水。转为以0.879m/d（18cm3/h）的达西速度注水，注入压力慢慢降低，岩心逐渐恢复原来的渗透率，达到约360mD。说明暂堵剂基本不会对地层渗透率产生伤害。

表5

岩心管编号	半胶结3#
		岩心尺寸（cm）	Φ2.55×30.1
Kg（mD）	486
		孔隙度（%）	32.2
水相渗透率Kw（mD）	413
		地层水注入压力（MPa）	0.0071
暂堵剂注入阻力系数Fr	1773
		暂堵剂注入压力（MPa）	12.59
恒压水驱突破时间（h）	32
		解堵后注入压力（MPa）	0.0092
残余阻力系数Frr	1.15
		解堵后水相渗透率（mD）	360

实验十一：

本实验中暂堵剂由4质量份十八烷基三甲基氯化铵、2质量份二十二烷基三甲基氯化铵和1.5质量份邻－羟基苯甲酸钠组成。

本实验中复合解堵剂由3份过氧化苯甲酸、3份HClO和2份HCl组成。

本实验进行双管平行岩心聚合物解堵实验，实验方法如下：

采用充填半胶结石英砂岩心7#和8#进行解堵实验（表6）。岩心尺寸Φ2.54×30cm，为了模拟油藏不同层系的渗透率变异，二者气相渗透率（kg）差值约3倍，分别为1256mD和415mD。两个岩心均分别抽真空2.5～3.0h后饱和地层水，以0.879m/d（18cm³/h）的达西速度注入测水相渗透率（kg），分别为1179mD和389mD。

然后将两个岩心并联，在45℃下，再以0.879m/d（36cm³/h）的达西速度注入0.5%PAM+0.3%乳酸铬溶胶约1PV（99.3mL），监测注入压力变化，测定和记录两个岩心出口的流出物体积。在实验中，高渗岩心/低渗岩心分别进入了85.4mL和13.9mL溶胶，显然大部分聚合物溶胶根据“指进”原理进入了高渗透层。

把两个岩心管都放入45℃的恒温箱，成胶并老化一天。然后再并联以0.879m/d（36cm³/h）的达西速度换注大庆地层水，监测注入压力变化，获得此过程凝胶突破见水的最高压力为1.325MPa（见表6），但是，仅半胶结岩心7#（低渗）中的凝胶被突破，说明岩心中的凝胶量少，且胶强度弱；而高渗岩心仍然被凝胶堵死。继续水驱至达到注入压力平衡，低渗岩心中流动通畅，注入压力降低至0.155MPa。此时岩心中的情况可以模拟在具有渗透率极差的油藏中聚合物驱注入产生的油藏堵塞现象，可以利用来测试暂堵效应和解堵剂的解堵效果。

为了让复合解堵剂也能进入被聚合物凝胶封堵死的并联岩心高渗部分，先注入暂堵剂45mL。在45℃下，这种暂堵剂凝胶的粘度可以达到2000mPa.s，暂堵剂注入压力为8MPa。由表可见，大部分暂堵剂进入了流动通畅的并联岩心低渗部分，约为42mL；此时，并联岩心高渗部分的凝胶也被突破，出现流动，暂堵剂进入了约3mL。显然，暂堵剂使并联岩心低渗部分的流动阻力大幅度提高。

再注入约0.5PV复合解堵剂，约有34.25mL复合解堵剂进入并联岩心高渗部分；15.4mL复合解堵剂进入并联岩心低渗部分。实际上，还有很多孔隙空间被聚合物凝胶占据，多注复合解堵剂无益，会直接流出岩心。在45℃下关井1d，让复合解堵剂与聚合物充分反应，使其降解。第二天，两个岩心解除并联关系，分别使用地层水驱至达到注入压力平衡。由表可见，解堵后半胶结岩心7#（低渗）的水相渗透率恢复为124.1mD；半胶结岩心8#（高渗）的水相渗透率恢复为78.8mD。

实验结果说明复合解堵剂能有效地降解聚合物凝胶，但是，半胶结岩心8#（高渗）的很多孔隙空间被聚合物凝胶占据，进入的复合解堵剂量较少，还不能完全疏通岩心。所以，再并联两个岩心，注入约0.5PV复合解堵剂，约有22mL复合解堵剂进入并联岩心高渗部分；28mL复合解堵剂进入并联岩心低渗部分。在45℃下关井1d，让复合解堵剂与残余的聚合物充分反应。第二天，两个岩心解除并联关系，分别使用地层水驱至达到注入压力平衡。半胶结岩心7#（低渗）的水相渗透率变为247mD；半胶结岩心8#（高渗）的水相渗透率为556mD，基本恢复了地层的渗透率。实验结果也说明对注聚井的复合解堵剂处理应该分为多次，恢复渗透率的效果可能更好。实际操作时，完成第一天的暂堵—复合解堵剂注入后，关井反应一天。再开井，注入另一个复合解堵剂段塞，再关井反应一天。然后恢复正常注入，这样可能更能有效解除注聚井的堵塞问题。

表6

以上实验中所用的大庆油田的污水、大庆清水和地层水的矿物组成如下表：

表7

矿物组成	污水	清水	地层水
				氯化钠/g/L	1.9	0.133	3.489
氯化钾/g/L	0.011	0	0.02
				氯化钙/g/L	0.035	0.022	0.064
MgCl2·6H2O/g/L	0.143	0.061	0.262
				硫酸钠/g/L	0.062	0.043	0.114
碳酸氢钠/g/L	1.544	/	2.829
				碳酸钠/g/L	/	0.05	/

以上实验中所用聚丙烯酰胺样品两种，分别为：HPAM（分子量1900万、固含量89.1%、水解度23.6%）和PAM（分子量1000万、固含量89%、水解度4%），均为北京恒聚公司工业产品。HPAM适用于聚合物驱，而PAM适用于制备聚合物凝胶进行弱凝胶调驱。为了模拟聚合物中不溶物造成的地层堵塞，使用HPAM粉剂样品放置在110℃下恒温加热8h，使样品中的聚合物分子发生进一步的交联反应，形成网状或体型结构，便可获得仅会溶胀而不溶于水的聚丙烯酰胺胶体样品。

Claims (3)

1.复合解堵剂，其特征在于复合解堵剂按照质量份数由2-3份主剂1、2-3份主剂2和1.5-2.5份引发剂组成，所述主剂1是过氧化苯甲酰或过氧化苯甲酸；主剂2是次氯酸钠或次氯酸；所述的引发剂是盐酸、醋酸或者柠檬酸。

2.根据权利要求1所述的复合解堵剂，其特征在于复合解堵剂按照质量份数由2.5份主剂1、2.5份主剂2和2份引发剂组成。

3.应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵的方法，其特征在于应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵的方法如下：

在45℃、平衡压力为4-8MPa的条件下注入5m³-10m³暂堵剂段塞，然后再在平衡压力为2-10MPa的条件下再注入10m³-30m³解堵剂主段塞，然后关井2-3天，即完成应用暂堵剂和复合解堵剂复合解堵。

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