海上油气田开发生产环保要求较高，为减少生产污水排放，自2008年8月以来先后将NHX油田3口井转为回注井，实施生产污水回注。由于平台水处理能力有限，回注水中悬浮物含量、粒径、含油量等指标均高于注水水质标准^[1]，尤其溶解性H₂S的含量高达4 800 μL/L，对注水管柱腐蚀影响大。2011年9月现场测试表明NHX-7井在相同的井口注入压力下注水量下降55%，NHX-12b井注水量下降40%，并且有进一步恶化的趋势。随着老油田含水率的上升和周边新油田的投产，需要回注的污水量逐渐增多，若回注能力进一步下降，将难以满足节能减排的要求，且回注井注水压力升高，存在造成地层破裂、渗漏引发海洋环境污染的隐患，为此急需展开回注井解堵增注研究。目前，油水井解堵增注方法在国内成功应用的主要有振动解堵^[2]、脉冲解堵^[3]、高压水射流解堵^[4]等物理方法，酸化解堵^[5]、表面活性剂解堵^[6]、热化学解堵^[7]、复合化学解堵^[8]等化学方法，以及物理-化学复合解堵^[9]、生物解堵等^{[10, 11]}多项技术。不同技术的特点和适用性不同，而各个油藏的特征和伤害机理也不尽相同。基于海上作业的经济性与高风险性双重考虑，同时结合本区地质油藏特征及储层伤害机理分析，综合研究确定采用复合化学解堵方式^[12]，其作业成本低、风险小、针对性强、投入产出比高，与其它工艺措施相比，优势明显。若成功实施，则真正意义上实现海上油田生产的小投入、高回报。

根据井筒内堵塞物能谱和X-衍射分析结果（表 1和图 1），同时，考虑到回注污水中固相颗粒含量和腐蚀性溶解气H₂S含量高的特点，综合分析认为：回注井近井地带的堵塞物主要为管柱腐蚀产物、回注水中携带的泥质和粉细砂以及少量的有机质沉积。

图 1(Figure 1)

图 1 NHX-12b井井筒堵塞物能谱分析结果

表 1(Table 1)

表 1 NHX-12b井井筒堵塞物及其质量分数

表 1 NHX-12b井井筒堵塞物及其质量分数

针对生产水回注井堵塞原因，采用有机解堵液ZSJ-Y和无机解堵液ZSJ-W复合解堵的方式实现增注。有机解堵液作为前置液，解除有机质沉积造成的堵塞；无机解堵液作为后置液，解除无机物堵塞，扩大渗流通道，增加注水量。

有机解堵液选用了经过化学处理得到的高闪点（大于100 ℃）、强溶解性的复合溶剂型有机物作为有机解堵液ZSJ-Y。无机解堵液ZSJ-W中添加垢转化剂用来溶解腐蚀产物、无机垢、黏土矿物等；添加了渗透剂，起到有效剥离、加速溶解的作用；优选黏土稳定剂，用来稳定黏土矿物，抑制水化膨胀，防止黏土矿物分散运移；添加铁离子稳定剂，用来稳定铁离子，防止二次沉淀伤害；优选缓蚀剂，减缓腐蚀速率，保护井下管柱及设备；添加复合表面活性剂，起到防乳破乳和降低界面张力的作用。

考虑到海上油田作业安全的要求，有机解堵液选用了闪点大于100 ℃、强溶解性的复合溶剂型有机物作为有机解堵液，有机解堵液对NHX油田原油沉积物及沥青的溶解情况，见表 2。

表 2(Table 2)

表 2 有机解堵液（ZSJ-Y）和0#柴油对模拟有机堵塞物溶解性评价

表 2 有机解堵液（ZSJ-Y）和0#柴油对模拟有机堵塞物溶解性评价

从表 2可以看出：有机解堵液（ZSJ-Y）对NHX原油和沥青的溶解率明显高于0#柴油，对于有机沉积物具有较好的溶解能力。

对于构建的无机解堵液（ZSJ-W），参考行业标准开展了溶蚀性、铁离子稳定性、黏土稳定性、缓蚀性、配伍性以及综合解堵性能评价实验。评价实验结果表明：无机解堵液对无机堵塞物的溶蚀率达到100%，实验结果见表 3。

表 3(Table 3)

表 3 无机解堵液（ZSJ-W）对无机堵塞物溶解性能评价结果

表 3 无机解堵液（ZSJ-W）对无机堵塞物溶解性能评价结果

参照石油天然气行业标准SY/T6571—2003《酸化用铁离子稳定剂性能评定方法》进行评价，从测定数据可知，无机解堵液中铁离子稳定剂稳定Fe³⁺量为2 033mg/g，具有较好的铁离子稳定能力，满足现场实施要求，结果见表 4。

表 4(Table 4)

表 4 无机解堵液（ZSJ-W）对铁离子稳定性能评价结果

表 4 无机解堵液（ZSJ-W）对铁离子稳定性能评价结果

采用测试CEC值法和高温膨胀法对无机解堵液（ZSJ-W）稳定黏土能力进行了评价，膨润土和储层岩屑经无机解堵液处理后，膨胀率明显降低，表明解堵液可有效抑制储层黏土膨胀，具有较好的黏土稳定能力，评价结果见表 5和表 6。

表 5(Table 5)

表 5 储层温度75℃下6 h内无机解堵液（ZSJ-W）处理前后CEC测定结果

表 5 储层温度75℃下6 h内无机解堵液（ZSJ-W）处理前后CEC测定结果

表 6(Table 6)

表 6 无机解堵液（ZSJ-W）处理前后不同时间内岩屑膨胀率变化

表 6 无机解堵液（ZSJ-W）处理前后不同时间内岩屑膨胀率变化

参照石油天然气行业标准SY/T 5405—1996 《酸化用缓蚀剂性能评价方法及评价指标》，开展缓蚀性能评价，结果表明：100%无机解堵液在75℃×24 h对N80钢材的腐蚀速度为0.9502g/m² · h，小于石油行业标准（推荐指标为≤ 2~4 g/m² · h），能够满足现场施工要求，实验结果见表 7。

表 7(Table 7)

表 7 不同浓度下无机解堵液（ZSJ-W）24 h腐蚀性能评价结果

表 7 不同浓度下无机解堵液（ZSJ-W）24 h腐蚀性能评价结果

配伍性实验结果表明：无机解堵液与地层水、原油以及有机解堵液以不同比例混合，均未出现混浊、乳化、沉淀现象，表明配伍性良好，能够满足现场实施要求；现场回注水污染后的岩心，经有机解堵液（ZSJ-Y）和无机解堵液（ZSJ-W）的复合解堵，三块岩心渗透率恢复值均大于102.36%，具有较好的解堵效果，见表 8。

表 8(Table 8)

表 8 综合解堵效果评价实验数据

表 8 综合解堵效果评价实验数据

选取NHX-12b井为目标井，以有机解堵液作为前置液，解除有机质沉积堵塞；无机解堵液（ZSJ-W）用于解除无机堵塞物造成的堵塞伤害，处理半径设计为1.2 m，用量设计为75 m³；有机解堵液用量按无机解堵液的1/3量来设计，用量为25 m³；注入有机解堵液浸泡4 h后，再注入无机解堵液，浸泡4 h，恢复注水，现场施工曲线见图 2。

图 2(Figure 2)

图 2 NHX-12b井现场施工曲线

NHX-12b井解堵后注水量从解堵前的874 m³/ d增加到解堵后1 530 m³/d（图 3），同等压力条件下，日增注量656 m³；视吸水指数从解堵前的161.3 m ³/d · MPa，提高到解堵后的232.6 m³/d · MPa，提高44.2%。2013年累积实现增注16.8×10⁴m³，取得较好的解堵增注效果。

图 3(Figure 3)

图 3 NHX-12b井解堵增注前后注水量变化

（1）回注水质和回注水中溶解性H₂S对注水管柱腐蚀的影响，是造成回注井近井地带储层伤害的主要原因。

（2）针对性提出有机和无机复合解堵的思路，并构建了高效有机解堵剂ZSJ-Y和无机解堵剂ZSJ-W。ZSJ-Y具有高效、高闪点的特性；ZSJ-W具有腐蚀速率低，解堵后岩心渗透率恢复高的特点。

（3）首次成功应用于NHX-12b井，日增注量656 m³，视吸水指数从解堵前的161.3 m³/d · MPa，提高到解堵后的232.6 m³/d · MPa，提高44.2%，取得了较好的解堵增注效果，并为后期类似回注井的解堵增注提供了借鉴。