JZ9-3油田部分注聚井由于长期注聚，导致堵塞日趋严重，注入压力高，达不到油藏配注要求。目前注聚井解堵剂主要是以氧化剂为主^[1-3]，常用的氧化解堵剂有二氧化氯类^[4-9]、过氧化物类^[10]及其他氧化剂^[11-12]等，但这类强氧化解堵剂稳定性差，容易造成安全事故。海上平台空间小，安全风险高，这类强氧化解堵剂难以推广。为此，根据JZ9-3油田注聚井堵塞物特征，研制了一种安全的解聚剂，可以有效降解现场垢样，在W井中应用取得了良好的效果。

1 实验部分 1.1 实验材料与仪器

(1) 实验材料

JZ9-3油田W井堵塞物、聚合物，由油田现场提供；过碳酰胺，工业级，由上海高明化工有限公司提供；高锰酸钾、过氧化氢、β-环糊精、次氯酸钠、过硫酸铵、过硼酸钠、过氧化氢酶、过氧化苯甲酰，分析纯，由国药集团化学试剂有限公司提供；稳定剂、缓蚀剂，工业品，由中海油田服务股份有限公司提供。

(2) 实验仪器

化学驱模拟实验装置，DHZ-50-180，由南通华兴石油仪器有限公司提供；Brookfield DV- Ⅲ黏度计，由美国博勒飞Brookfield公司提供；机械搅拌器，由青岛达芬仪器有限公司提供；电热鼓风干燥箱，DHG-9053A，由北京利康达圣科技有限公司提供；扫描电子电镜，S-4800，由日立公司提供；X-am 2000便携式气体检测仪，由德国德尔格公司提供。

1.2 实验方法

(1) 聚合物溶液配制及降黏率测试

取JZ9-3现场聚合物粉配制浓度为5 000 mg/L的聚合物溶液，测试聚合物溶液的初始黏度。然后在聚合物溶液中加入解聚剂，在60℃条件下放置12 h后，使用旋转黏度计测试其黏度。计算黏度损失率，计算公式如式(1)所示。

$ \varphi = \frac{{{\mu _0} - {\mu _1}}}{{{\mu _0}}} \times 100\% $

(1)

式中：φ为降黏率，%；μ₁为降解最终黏度，mPa · s；μ₀为初始黏度，mPa · s。

(2) 凝胶制备

采用有机铬交联剂和聚合物溶液制备凝胶。首先取5 000 mg/L的聚合物溶液，边搅拌边加入浓度为0.05%有机铬交联剂，直到形成高强度的凝胶。在冻胶中加入解聚剂，在60℃条件下测量冻胶黏度随时间的变化规律，计算最终黏度损失率，公式如式(1)所示。

(3) 活性氧含量测定

配制浓度为1%的氧化剂，加入0.5%稳定剂。取10 mL溶液于烧杯中，加入80 mL蒸馏水和15 mL浓度为3 mol/L的H₂SO₄，用高锰酸钾标准溶液(0.5 mol/L)滴定至微红色，记录滴定体积。活性氧质量分数按式(2)计算。

$ \omega = \frac{5}{2} \times cV \times \frac{{16.00}}{m} \times \frac{{100.00}}{{10.0}} \times 100\% $

(2)

式中：ω为活性氧质量分数，%；c为高锰酸钾标准溶液浓度，mol/L；V为滴定的高锰酸钾标准溶液体积，L；m为氧化剂质量，g。

(4) 堵塞物降解率测试

称取2 g烘干现场堵塞物，放入250 mL烧杯中，然后加入200 mL解聚剂溶液，在60 ℃下浸泡24 h后，将溶液进行过滤后烘干称重，计算堵塞物降解率，如式(3)。

$ \varphi = \frac{{{m_1} - {m_2}}}{{{m_1}}} \times 100\% $

(3)

式中：φ为溶蚀率，%；m₁为降解前堵塞物质量，g；m₂为降解后堵塞物质量，g。

(5) 一维填砂管评价解堵效果

将现场堵塞物与100目石英砂按照质量比1:10混合，填入填砂管；饱和油田模拟地层水，测原始水测渗透率k₁；以1.0 mL/min的速度反向注入2 PV解聚剂，然后关闭进口和出口端，在60 ℃下静置24 h；正向注入油田模拟地层水，测试填砂管解堵后的渗透率k2，计算渗透率恢复率，如式(4)所示。

$ C = \frac{{{k_2}}}{{{k_1}}} \times 100\% $

(4)

式中：C为渗透率恢复率，%；k₁为原始渗透率，10^-3 μm²；k₂为解堵后水测渗透率，10^-3 μm²。

2 结果与讨论 2.1 注聚井堵塞物分析

渤海JZ9-3油田W井实施注聚已有11年，长期注聚导致注入压力高，达不到油藏配注要求。从现场取堵塞物进行成分分析，聚合物含量27.35%，原油含量2.76%，酸可溶物含量4.14%，其他杂质含量2.25%，其余成分为水。图 1为W井堵塞物的表观图。从图 1(a)中可以看出，堵塞物为碎屑状软固体混合物，具有较强的弹性。从图 1(b)扫描电镜(SEM)中也可以看出，W井堵塞物主要表现为小的块状或片状聚合物的堆积，并能看到聚合物形成的网状结构，同时，堵塞物表面可以观察到细小的无机固体结晶。这些无机垢晶体主要是地层条件下流体混合产生的。因此，解聚剂的主剂以降解高强度聚合物为主。

2.2 解聚剂配方筛选 2.2.1 解聚剂主剂筛选

浓度为5 000 mg/L的聚合物溶液的初始黏度1 200 mPa · s，加入聚合物降解剂后，解聚剂降黏率结果如图 2所示。从图中可以看出，过氧化氢、过硫酸钾、过硫酸铵、次氯酸钠、过碳酰胺、过硼酸钠对高浓度聚合物溶液的降黏率均达到99%以上，具有良好的降解效果。

在聚合物溶液中加入交联剂形成凝胶的黏度为6 000 mPa · s，具有较好的黏弹性和挑挂性，加入聚合物降解剂后，解聚剂降黏率结果如图 3所示。从图中可以看出，过氧化氢、过硫酸铵、过碳酰胺和过硼酸钠对凝胶的降黏率均达到99%以上。过氧化氢和过硼酸钠的水溶液不稳定，易释放出氧气，存在安全隐患，而过碳酰胺的理论氧活性含量为16%，强于过硫酸铵的氧化性。而且过碳酰胺稳定性好，效用时间长，水溶液pH值近中性，无副作用，无毒无公害，选择过碳酰胺作为解聚剂主剂。

2.2.2 稳定剂筛选

为了控制氧化物的分解速度，延长氧化物作用时间，需要加入稳定剂来改变溶液中活性氧的释放速度。过碳酰胺溶液在不同温度下活性氧含量随时间的变化如图 4，在25 ℃条件下，活性氧释放缓慢，在70 h后仍保持50%以上氧活性；在60℃下活性氧含量很快降低，44 h的活性氧含量降低了50%，在44 h左右就基本失去活性，为了延长活性氧在地层条件下的作用时间，因此要加入稳定剂。加入稳定剂后，在60℃下活性氧含量释放缓慢，44 h时溶液依旧保持较高的活性氧含量，72 h左右活性氧含量大约在8 %。延缓溶液活性氧释放速率，不仅增加解聚剂的安全性，防止生成氧气溢出，还延长解堵剂与堵塞物作用时间，适合注聚井深部解堵。

2.3 解堵剂性能 2.3.1 现场堵塞物降解

通过以上实验，确定了安全解聚剂配方：3%过碳酰胺+0.5%稳定剂+1%缓蚀剂。解聚剂对渤海W井现场堵塞物的解除效果如图 5所示。

从图中可以看出，在4 h时，堵塞物胶团胀大，变得松软；在16 h时，堵塞物已被部分溶解；在32 h时，堵塞物中相互缠绕的聚合物基本完全降解，经过过滤，剩下少量无机固体和原油。剩余物经过烘干称重，计算溶蚀率为91.2%，说明解聚剂对现场聚合物垢样具有良好的降解能力。

2.3.2 一维物理模型驱替实验

通过一维填砂管模型模拟地层条件，进行解聚剂的解堵效果评价，注入压力曲线如图 6所示。从图中可以看出在解堵前水驱压力稳定在0.122 MPa左右，解堵后水驱压力稳定在0.041 MPa，解堵后注入压力大幅度减低。水测渗透率为139.22×10^-3 μm²，解堵后渗透率恢复至424.63×10^-3 μm²，最终渗透率恢复率为305%。说明注入解聚液后，堵塞物得以有效解除，地层渗透率有较大幅度提升，解聚剂具有良好效果。

2.3.3 安全性

(1) 腐蚀性评价

对解聚液进行腐蚀评价，溶液对N80钢片的腐蚀速度为1.14 g/m² · h，低于行业标准一级缓蚀剂指标要求。

(2) 产生氧气测试

取100 mL解聚剂溶液，置于高温高压反应釜里，在60 ℃下静置48 h，用四合一气体检测仪测试是否有氧气产生。测试结果显示，未检测出氧气，说明解聚剂溶液在48 h内没有氧气产生和溢出，保证现场施工的安全性。

3 现场应用

JZ9-3油田W井注聚已有11年，长期注聚导致注入压力高，达不到油藏配注要求。该井进行了一次解堵作业，作业后无效。解堵前日注聚量46.3 m³，日注水量227.6 m³，日注入总量274.6 m³，注入压力13.3 MPa。该井应用深部解堵剂进行解堵施工，共泵注解堵液150 m³，施工后关井24 h。解堵施工后恢复注聚，注入量由274 m³/d增加至390 m³/d，注入压力由13.3 MPa降至9.0 MPa，经过两个月仍然有效，说明该解堵剂对长期注聚井具有良好的解堵效果。

4 结论

(1) JZ9-3油田W井由于长期注聚，堵塞物具有较强的弹性，成分以聚合物为主。

(2) 过碳酰胺活性氧含量为16%，对高浓度聚合物溶液和凝胶均都具有良好的降解能力，加入稳定剂后，可以控制活性氧释放速率，提高解聚剂安全性，延长解聚剂有效作用时间，达到在储层深部解堵的效果。

(3) 解聚剂对现场堵塞物溶蚀率达到91.6%，解堵后渗透率恢复率达到305%，并具有低腐蚀速率，不产生氧气的特点，确保现场施工的安全。在现场注聚井解堵应用中取得了良好的效果。