延长注聚井解堵有效期技术研究鉴定报告(定稿)

1、注聚井解堵有效期技术研究技术总结报告目 录一、 概述二、 注聚井欠注原因分析三、 注聚井堵塞诊断及措施优化研究四、 化学剂配方的研制和评价五、 注聚井压裂固砂剂的研究六、 施工工艺的研究七、 现场试验及效果分析八、 经济效益及应用前景分析九、 结论和认识一、概述聚合物驱三次采油在大庆油田工业化应用规模已达到年产原油近1000万吨，对提高油田最终采收率、控制油田产量递减、改善油田高含水后期开发效果起到了重要作用。在聚驱开发过程中，随着聚合物累计注入量的增加，总体注入状况逐年变差，并且有相当一部分井的注入压力已经接近或达到油层的破裂压力（占总井数的20%以上）。据统计，采油一、二、三厂自99年以来

2、解堵增注的井次逐年增加，仅2001年解堵增注井次即达188口井，见图1。由于注入压力升高，吸液能力差，导致注入速度被迫下调。 近几年来，为解决上述问题，普遍采用普通的水力压裂和化学解堵措施，虽在一定程度上缓解了聚合物注不进去和注入压力上升的矛盾，但因欠注原因分析不清，措施盲目性较大，措施后增注量低、有效期短。统计大庆油田解堵增注措施井效果，有效期平均不超过3个月。为了搞清注聚井堵塞规律，延长措施有效期，于2001年立题开展该项目研究。通过两年的攻关，进行了聚驱注入井注入压力上升的主要原因分析及注聚井堵塞规律研究；通过对以往措施井动静态资料、连通情况及油层物性等参数的数据统计，应用神经网络，建立

3、了一套注聚井堵塞诊断及措施优化技术；根据注聚井近井地带堵塞物的成分分析，研制出新型注聚井解堵剂配方；为防止注聚井解堵后聚合物的再吸附，研究了注聚井油层保护技术，并研制出既能防止聚合物在油层孔隙表面的再吸附，又能通过竞争吸附将吸附在油层孔隙表面的聚合物驱替掉的油层保护剂配方。现场试验22口井，取得了明显的效果。项目完成指标情况见表1。表1 验收和完成指标一览表验收指标完成指标1.给出注聚井堵塞类型及诊断方法。2.室内实验，岩心恢复率达90%以上，化学解堵剂溶解聚合物堵塞物达95%。3.室内实验在地层温度、闭合压力下，固砂后岩心渗透率降低25%以下。4.解堵有效期达180天以上。5.现场试验16口

4、井，有效率达90%以上。1.完成注聚井堵塞原因及规律分析，研究出一套注聚井堵塞诊断及措施优化技术。2.室内实验，注聚井堵塞岩心恢复率达130%以上，化学解堵剂溶解聚合物堵塞物达99.5%。3.室内实验在地层温度45、闭合压力25MPa下，固砂后岩心渗透率降低3%以下。4.2001年现场试验6口井，5口井解堵有效期达180天以上，有效期最长已达310天。2002年现场试验11口井，到目前平均有效期已近4.5个月。5.现场试验17口井，到目前有效率达95%。图1 采油一、二、三厂历年注聚井解堵增注措施井次图二、注聚井欠注原因分析注聚井欠注主要表现为注入压力高、达不到配注、间歇注入等，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；三是地层连通条件差、渗透率低等。因此，欲解决注聚井的注入问题须针对其欠注原因，从根本入手，选择适当的解决措施，合理地进行治理。（一）注聚井堵塞原因分析及堵塞规律研究聚合物溶液从配制到进入地层驱替原油，要经过泵、地面管线、井口、井内油管、射孔炮眼、地层孔隙等，在每一个环节都有产生堵塞物或导致堵塞的可能。根据注聚井堵塞程度，可分为近井地带堵塞和油层深部滞留堵塞。要想研究注聚井堵塞机理、解堵剂及解堵工艺，首先应从堵塞物的分析和聚合物在岩石上的吸附规律入手。1.注聚井近井地带堵塞原因及堵塞规律分析1）井底返排物成分分析 三厂北2-5-P38井洗井时取了A、B两个

6、样，化验结果见表2和表3。表2 A样品（暗红色固体状）的主要成分序 号名 称质量百分比（%）1粘土及机械杂质33.02碳酸盐垢15.33硫酸盐垢11.74碱式碳酸铁9.75硫化铁6.76油2.47水份10.48有机物7.29分析损失物3.6该样品是在反洗井开始阶段排出的，主要存在于油套环空和油管内，其中粘土及机械杂质占33.0%，碳酸、硫酸盐垢铁占27.0%，硫化铁占6.7%。表3 B样品（黑绿色凝胶状）的主要成分序 号名 称质量百分比（%）1聚合物絮状物12.1（折合成干燥固体）2细菌及其排泄物5.03粘土及机械杂质8.04碳酸盐（钙、镁）6.55碱式碳酸铁3.26污油1.87硫化铁1.38

7、水份59.09分析损失物3.1 该样品是在反洗井最后阶段排出的，主要存在于射孔井段表面、近井地带的油层中。其中聚合物絮状物占12.1%，粘土及机械杂质占8.0%，硫化铁占1.3%。采油六厂喇6-2715井和喇6-2755井井底返排物的成份分析结果也与北2-5-P38井相似，聚合物的含量达到了1030%，粘土和机械杂质的含量达到了4065%，硫化铁的含量为215%。从井底返排物分析结果可以看出：注聚井井底及近井地带堵塞物的主要成分为聚合物絮状物、粘土及机械杂质、盐垢和硫化铁等。2）注聚井近井地带堵塞成因及规律研究 通过注聚井返排物分析知道，近井地带的堵塞物主要以聚合物絮状物、粘土及机械杂质成分最

8、多，下面主要研究这两种物质的成因及规律。（1）聚合物堵塞物的成因分析通过室内理论试验研究与现场试验认为，注聚井堵塞原因主要来源于两个方面。第一、聚合物的注入引起了注聚井堵塞，吸水能力下降，注入量减少。其原因有注入液浓度过高而引起的堵塞和注入聚合物质量问题造成的堵塞。第二、聚合物溶液变性造成堵塞。聚合物溶液是一种物理化学性质相对稳定的高分子化合物，在温度、PH值、盐度稳定和剪切很小的条件下，可以很稳定地保持原有性质。但是，做为高分子溶液，富含大量活性官能团，也存在对许多化学品的敏感性，造成局部或整体的变质或变性。为了进一步考察聚合物堵塞物成因，进行了定井跟踪取样和室内聚合物絮凝模拟实验。a.井口

9、注入聚合物溶液取样粘度分析为了研究井下絮凝物的来源，对3口井进行了井口取样测定粘度，结果见表4。表4 3口井井口聚合物溶液取样粘度测定结果 （mPa.s）井号软胶团粘度溶液粘度北3-J6-P3678036.5北3-J6-P3056030.4北3-4-P3283049.5从表4可以看出，3口井井口取出的样品中有聚合物软胶团存在，软胶团与正常聚合物溶液粘度相差很大。从北3-J6-P36井及北3-J6-P30井检查井口过滤器时发现，过滤器表面和内部都被大量黑色聚合物絮凝物和聚合物软胶团所包裹，过滤器严重损坏（更换期为一个月），已经失去其作用。这一现象表明，聚合物注入质量问题是导致近井地带堵塞的主要原

10、因之一。室内用井口取样的聚合物软胶团进行岩心伤害研究发现，这种聚合物软胶团在实验过程中注入很困难，它对岩心的渗透率伤害是非常严重的。如果这种软胶团与粘土、机械杂质搅在一块，对地层的伤害程度将进一步加剧，造成注聚井近井地带的堵塞。结果见图2。图2 有无“软胶团”情况下注入压力变化情况b.铁离子对聚合物絮凝物形成的作用 当聚合物溶液与地层水不配伍时，特别是遇到富含钙、镁离子的水时，粘度迅速下降，形成絮状沉淀，可堵塞地层。实践表明，若水中Fe3+浓度接近1mg/L就有堵塞的可能，若Fe3+浓度大于1mg/L，就可产生明显堵塞使注入压力上升。为此，对采油三厂部分堵塞注聚井的注入液与采出液进行了金属离子

11、检测，检测结果见表5。表5 部分堵塞井注入和采出液金属离子检测结果取样地点及水型铁离子（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从表5可知，堵塞井返排物中铁离子浓度一般都大于1mg/L，是注入液铁离子浓度的3倍，为了进一步确定铁离子对聚合物絮状沉淀的影响，室内用1600万分子量的聚合物干粉，配置成不同浓度的聚合物溶液，其中的铁离子浓度均为1mg/L，模拟地层条件，进行了聚合物-铁离子的配伍性试验，结果表明，当铁离子浓度

12、为1mg/L或大于1mg/L时，是聚合物产生絮凝沉淀的原因之一。结果见表6。表6 聚合物-铁离子的配伍性表组号HPAM（mg/l）FeCl3（mg）地层水（ml）现 象12000.550015天，少25000.550012天，多310000.55008天，大量注：观察到黄色悬浮物或絮状沉淀，并随着时间的增加，中心核颜色逐渐变深，外层是聚丙烯酰胺。c.硫化物对聚合物絮凝物形成的作用从井底堵塞物的成分分析看出，硫化物的含量也比较高。为搞清硫化物对聚合物絮凝物形成的作用，在室内进行了硫化铁、聚合物、油层岩石的配伍性实验，其中聚合物分子量为1600万。结果见表7。表7 聚合物-硫化铁-油层岩石的配伍性

13、组号HPAM（mg/l）FeS（g）地层水（ml）岩石（g）现象12000.150050第5天观察到少量絮状沉淀25000.150050第3天出现较多絮状沉淀310000.150050第2天出现大量絮状沉淀注：絮状沉淀外层为白色，内层为浅黄色，并随着时间增加，中心核颜色逐渐变深，外层是聚丙烯酰胺。从表7可见，硫化物是导致井底聚合物絮凝物形成的另一原因。聚合物浓度越高，硫化物的影响越严重。（2）注聚井颗粒运移对地层渗透率的伤害当化学上相容的可湿性流体的速度超过一个临界值时，此液流将导致严重的渗透率降低，渗透率降低的范围取决于流动面积、方向、速度以及岩心的渗透率和润湿性。由于注聚井注入的聚合物溶液

14、粘度较高，其对微粒具有很强的裹挟作用，加剧了地层孔隙中的颗粒运移。为此，在室内用采油三厂北2-6-检512井的天然岩心，以不同的注入流量，向岩芯注入分子量为1600万、浓度为1000mg/l的聚合物溶液，在各个注入流量下测定岩心的渗透率，结果见图3。图3 北2-6-检512井的天然岩心注聚速敏曲线从注入流量与渗透率的变化关系曲线上，可判断岩心对流速的敏感性，并找出其临界流量，计算出临界流速。由图3可见，聚驱的临界流量为0.30 mL/min，折算成临界流速为3.52m/d。按下式可得出从井筒流向地层过程中的流速分布：r =Q/（2） 式中：r流动半径，m； Q每米吸水油层的日实注量，m3/d；

15、 流速，m/d； 孔隙度，%。取注聚井日配注量12m3/m，地层孔隙度为25%，则其在不同注入半径处的流速分布见表8。表8 注聚井在不同注入半径处的流速分布表距井半径（m）0.51.01.52.02.53.0流速（m/d）15.297.655.103.823.062.55若取北2-6-检512井岩心测定的地层临界流速为3.52m/d，则其可能发生速敏的半径是2.17m。这为解堵半径的确定提供了依据。2.地层深部滞留堵塞及规律分析1）聚合物在岩石上的吸附量用紫外分光光度法测定的45下部分水解聚丙烯酰胺在石英砂（0.0764-0.154mm）上的静态吸附结果见图4。由图4可见：在HPAM浓度低于2

16、00mg/l时，HPAM的吸附量随浓度的增大而迅速增加；大于200mg/l以后，吸附量增加速度逐渐变缓，最终达到吸附平衡，吸附量不再随浓度的变化而变化。这结果能很好地吻合Langmuir等温吸附规律，表明HPAM在石英砂表面的吸附是单分子层吸附。图4 HPAM在石英砂上的等温吸附曲线(45)2）不同PV聚合物溶液对岩心的伤害程度聚合物在岩石表面的静态吸附一般是单分子层的，但在运动过程中，可能会出现分子链的相互缠绕、包容粘土颗粒运移等情况。因此，地层中聚合物吸附不但会使渗流孔道变窄，而且有可能堵塞孔道，显著降低地层的吸液能力。用1000mg/l浓度的聚丙烯酰胺溶液分别驱替不同渗透率的岩心，在45

17、条件下，驱替体积与岩心渗透率伤害程度的关系见图5。图5 驱替体积与岩心渗透率伤害程度的关系由图5可知，在注入量小于10PV以前，随着注入体积的增加，岩心伤害程度急剧增加；当注入体积大于10PV以后，岩心伤害程度增加缓慢，最后趋于一个常数。试验中四种渗透率岩心规律都一样，渗透率越高，相同注入体积条件下的伤害程度越低。从实验结果可知，聚合物吸附对岩心的伤害程度比较严重，如何防止近井地带聚合物的再吸附，是保证正常注聚，延长措施有效期的另一有效途径。3）聚合物滞留伤害半径的确定（1）室内物理模拟实验室内应用树脂胶结的均质人造岩心，渗透率为0.8m2，岩心规格为4.5×4.5×75c

18、m。通过多测点岩心驱替实验结果可以看出，在室内实验的条件下，注入压力正常升高和因“软胶团”堵塞而升高的变化情况是截然不同的。毋庸置疑，注入聚合物后，压力梯度以第一段为最高，即使没有“软胶团”堵塞，在近井地带的吸附、滞留会造成一定程度的渗透率降低，另外，由于近井地带的粘弹效应影响，也导致第一区间的压力梯度最高。但是，当有“软胶团”存在的情况下，压力曲线则随注入量的增加而急剧升高。矿场的实际情况应该包括因“软胶团”而造成堵塞的情况，所不同的是地层的过流面积相对较大，“软胶团”的堵塞并不至于造成压力的急剧升高。见图6、图7。10.3cm1段压差14.7cm12.5cm5段压差12.5cm4段压差12

19、.5cm3段压差12.5cm2段压差图6 特长模型测压点分布驱替方向示意图图7 模拟北二西聚驱各段压差动态变化曲线（2）数值模拟部分选择一注一采的部分井组模型(五点井网的1/4单元)。图8为模型示意图。模型平面均质，纵向上分五层，渗透率分别为68×10-3m2，184×10-3m2，361×10-3m2，716×10-3m2，2667×10-3m2，变异系数0.72。各层等厚，均为2米。选取两种注采井距， 150米、300米。图8 地质模型示意图方案的年注入速度均为0.2PV，水驱和聚合物驱方案的结束时间均为含水98%时终止，聚合物方案选择在含

20、水90%时注入，聚合物浓度为1000mg/L，段塞注入量为0.57PV，后继续注水到含水98%时结束。选择向量化隐式POLYMER模型软件，对两种井距的模型，取相同的等距网格(7.5m)，研究在注入过程中注入井与采出井主流线上各个网格节点的压力分布变化。图9、图10分别为井距150m、250m，在水驱阶段、开始注聚阶段、注聚0.4PV以及注聚结束时主流线上压力梯度变化曲线。从图中可以看出，水驱阶段，主流线上各个节点压力梯度变化不大，曲线一直保持平稳；注聚开始阶段，离注水井较近的区域，压力梯度变化大，随着离注水井距离的增大，压力梯度降至与水驱阶段相近，说明聚合物没有波及到这部分区域；注入0.4P

21、V聚合物阶段和注聚结束阶段，曲线的变化规律相同，曲线平稳段的压力梯度的明显高于水驱阶段，表明聚合物在主流线上已经突破，聚合物在地层中的吸附、滞留、捕集达到平衡。图9 井距150米，在水驱阶段、开始注聚、注聚0.4PV、注聚结束时主流线上压力梯度变化图050100150200250300050100150200250距注聚井距离(m)压力梯度(×10-3MPa)水驱压力 梯度注聚开始时压力梯度注聚结束时压力梯度注聚0.4PV时压力梯度图10 井距250米，在水驱阶段、开始注聚、注聚0.4PV、注聚结束时主流线上压力梯度变化图对比两个图可以看出，150m井距模型，压力梯度在离注水井40m

22、内变化大，压力梯度占主流线上总压力梯度的40%，40m以外压力梯度保持平稳；250m井距模型，压力梯度在离注水井50m内变化大，压力梯度占主流线上总压力梯度的39%，50m以外压力梯度保持平稳。由此可以得出，随井距的增大，压力梯度的主要变化区域增大，增大的幅度逐渐变小，即聚合物主要在此区域吸附、滞留和捕集，导致注入聚合物压力升高。通过模拟北二西聚驱油层条件所做的数值模拟，可以得出以下结论：对于注采井距为250m的开发区块，聚合物溶液的滞留主要集中在前40米，且前20m以内的滞留最突出。因此该范围内应作为解决聚合物滞留的主要目标。（二）注入速度对注入压力影响的室内研究注聚井注入压力升高是聚驱中的

23、正常规律，注聚后油层渗流阻力增加，注聚井压力上升是必然的。从工程角度考虑，注聚井表现欠注不一定是堵塞造成的，也可能是由于其它因素影响，如注入速度偏高、地质因素等。我们分别进行了不同聚合物分子量(1200-1600万、1600-1900万)、不同注入速度（1ml/min、3ml/min、6ml/min、9ml/min、12ml/min）下驱替不同渗透率岩心（500×10-3m2、800×10-3m2、1000×10-3m2）时注入压力的变化实验，通过实验可以得出以下认识（见图11、12、13）：1、聚合物分子量、注入浓度、注入速度、岩心渗透率对注入压力的影响均较大。

24、2、对于中渗透岩心（500×10-3m2），如注入1600-1900万分子量的聚合物，注入浓度为1000mg/L，注入速度不宜超过8.5ml/min，即110 m3/d。3、对于中渗透岩心（800×10-3m2），如注入1600-1900万分子量的聚合物，注入浓度为1000mg/L，注入速度不宜超过9ml/min，即120 m3/d。4、对于高渗透岩心（1000×10-3m2），如注入1600-1900万分子量的聚合物，注入浓度为1000mg/L，注入速度不宜超过15.5ml/min，即200m3/d。注：油层厚度按10.0m，破裂压力按13.0MPa计算。图11

25、 500×10-3m2渗透率岩心不同注入速度驱替实验图12 800×10-3m2渗透率岩心不同注入速度驱替实验 图13 1000×10-3m2渗透率岩心不同注入速度驱替实验三、注聚井堵塞诊断研究我们对一厂、二厂和三厂10个聚驱区块2000年和2001年施工的92口化学解堵井的地质状况和动静态资料进行了整理分析，分析的结果表明，影响化学解堵有效期的因素很多，现象很复杂，单一的地质因素和有效期的关系很难找到规律，例如：连通厚度、吸水厚度、渗透率，地层系数，视吸水指数等，这些因素与解堵有效期的关系均近似一条平行的直线，没有明显的规律，所以通过神经网络系统将各种因素加以科

26、学的分析，达到对聚驱注入井堵塞原因进行判断和对增注措施进行优化的目的。(一)化学解堵有效期相关因素的确定要想达到通过神经网络系统对化学解堵有效期进行预测的目的，就必须确定影响的因素。影响因素确定的准确性和全面性，将直接影响整个网络预测的准确性。1、化学解堵有效期理论计算公式的确定 为了正确分析影响化学解堵有效期的相关因素，我们首先定义了化学解堵有效期的理论计算公式：T=（Pj -Ph）/Vp，T化学解堵有效期 月；Pj解堵前注入压力 MPa；Ph解堵后注入压力 MPa；Vp解堵后压力上升速度 MPa/月；即解堵有效期决定于解堵前压力与解堵后压力的差和该井聚驱压力上升速度的比值，见图14。PPj

27、Ph T t图14 化学解堵有效期的定义2、相关因素分析从公式可以看出，解堵有效期与解堵的降压幅度和压力上升速度有关。压力上升速度Vp是地质状况和注入参数的综合函数。解堵前聚驱的压力上升速度Vp可以从该井的动态数据中算出。由于化学解堵主要是解除近井地带的堵塞物，对地层系数、连通情况等地质状况改善作用较小，所以解堵前后在注入条件（注入量、聚合物分子量、注入粘度和周围井生产状态）不变的情况下，压力上升速度的变化趋势相似。基于以上分析，我们对92口化学解堵井的动态资料进行了分析，计算出注聚后，压力上升阶段的平均压力上升速度Vp。并对解堵有效期与压力上升速度Vp的关系进行了归纳分析，结果见图15。图1

28、5 解堵有效期与压力上升速度Vp的关系曲线从图15我们可以看出，趋势线呈两面低中间高的波峰状，Vp小于0.15时，有效期较短；在0.150.3之间时，有效期较长，一般大于3个月；而大于0.3时，有效期再次变短。为了更好的分析该曲线，判断趋势的正确性、准确性以及地质参数与它的关系，我们将其分为三个区域进行分析，即Vp< 0.15（I）、0.15<Vp <0.3（II）和0.3<Vp（III）。在区域（I）中，共16口井，注聚时间最长，Vp 平均为0.124MPa/月，而且不存在压力忽然升高的现象，说明该区域的井压力上升主要是由于聚合物的吸附造成的。由于聚合物的吸附堵塞距离

29、较长，而目前化学解堵的处理半径较小（一般23m），所以对该区域井的解堵效果较差，即使初期效果也不明显，统计解堵初期降压仅为0.2MPa，其中无效的井占区间总井数的43.75%。以上数据说明，对该区域的井，应采取深部化学解堵提高（Pj -Ph）的值以达到延长有效期的目的。在区域（II）中，共40口井，Vp 平均为0.28 MPa/月。该区域的井压力上升大多存在拐点，占该区间总井数的56.7%。以上数据说明，该区域的井在注聚的某一阶段确实存在堵塞，使其注入压力突然上升，化学解堵解除堵塞后，可以使注入压力得到较大幅度的降低；同时这部分井的压力上升速度不大，所以可以获得较长的有效期。针对这一区域的井，

30、化学解堵已可取得较满意的效果，如果想进一步延长有效期，可采取进行解堵后期保护的方法。在区域中（III），共有36口井，注聚时间最短，Vp 平均为0.55 MPa/月。化学解堵对该区域井解堵的有效期分布也较复杂，02个月不等。对该区域井的地质数据和注入参数上的统计规律性也较差。我们分析，造成压力上升速度较快的原因可能有以下几种情况：1、注采井连通不好。该区域的36口井中，有17口井的连通不好，占到总井数的47.2%。而且这些井在聚驱投注前的平均注水量为133m3/d，投注后的平均注聚量为151m3/d，注入粘度和注入量的提高，致使地层能量急剧上升，而连通不好导致压力的传导速度较慢，使井筒附近的压

31、力急剧上升。由于该类井的压力升高并不是由于堵塞造成的，化学解堵并不能取得令人满意的效果，平均有效期仅为0.5个月。2、地层物性差。对于地层孔隙较小和渗透率较低的井注入聚合物，由于吸附作用使孔喉变得更小甚至被堵死，导致流动阻力的增大，在井筒反映为压力的迅速上升。我们统计该区域内13口井的主力吸液层渗透率较低，在0.35m2以下。对于该类井化学解堵中的氧化剂成分可以解除聚合物的吸附堵塞，初期可见到一定效果（平均降压0.5MPa），但由于后期注入时压力上升速度较快，仍无法保证较长的有效期。对该类井可以考虑采用压裂提高地层的导流能力的方法。(二)前馈型神经网络系统的建立通过以上分析，我们知道压力上升速

32、度、连通情况、地层渗透率、主要吸液层的有效厚度、注入液粘度和注入强度等6个因素是影响化学解堵有效期的主要因素。为了能准确的预测化学解堵有效期和选择有效的增注措施，我们在前面定性分析的基础上，建立了以上6个因素和相应分析结果为基础的多层前馈型神经网络系统。前馈型神经网络是由输入层、若干中间层（隐蔽层）和输出层构成，层内各单元间无连接，层间的连接是由输入层经中间层至输出层，信号一个方向流动。前馈型网络为无反馈有教师信号的网络，又称为阶层网络。前馈型神经网络主要是实现非线性映射功能，还具有推广和概括能力，即当输入模式不是学习样本时，网络也能给出与该输入最接近的输入样本对应的期望输出。神经网络是由输入

33、层、若干个隐蔽层和输出层组成。网络的输入、输出层维数应根据应用的具体要求来设计。输入层节点数目取决于数据源的维数。首先要确定正确的数据源，数据源中未经处理或者虚假的数据将妨碍对网络的正确的训练，所以要剔除那些无效的数据，确定数据源的合适数目。我们上面已进行了对影响化学解堵有效期的因素的分析，知道主要因素有6个，所以确定输入层的节点数为6。我们建立此网络的主要目的是预测化学解堵有效期、优化增注措施和判断堵塞类型，因此确定输出层的节点数为3。隐层数可以采用一个、两个或多个隐层来构造网络结构，隐层数多的网络映射功能增强，但是学习训练时间开销大。1989年Robert Hecht-Nielson证明了

34、任何在闭区间内一个连续函数都可以用一个隐层的网络来逼近，即一个三层的网络能够实现任意精度的由n维到 m维的非线性映射。所以我们选定由1个隐层来构造网络系统。基本结构见图16。图16 神经网络构造图（三）输入层和输出层节点数值的确定系统建立后，我们对输入层的6个因素进行了赋值定义，因为在前馈型神经网络中，输入层的节点数据应尽量赋予连续性较好的数值，这样整个网络的计算才能得到较准确的结果。1、Vp值可以通过动态数据算出聚驱后压力上升的平均速度替代。2、连通值Lt的确定较难，为此我们定义在92口井中连通程度最好的值为1，连通程度最差的值为0，将01分为91份，即每份之间的差值为0.01099，将92

35、口井按连通好坏排列分别加以赋值。3、主要吸液层的渗透率K可以从每口井的静态资料中获得。4、聚合物平均注入粘度µ也可从动态数据中算出。5、主要吸液层有效厚度D可以从每口井的吸水剖面解释图和静态数据中算出。6、注入强度Q可以从每口井的静态数据和动态数据中算出。这样定义以后，输入层中6个节点的数值就可以得到了。对输出层3个节点的定义相对简单一些，我们利用了前面分析的结果。1、有效期可以直接得到。2、最佳措施分为化学解堵（有效期6个月以上）、深部解堵、压裂、调整注入参数入等4种情况。3、堵塞类型分为胶团或杂质堵塞、吸附堵塞、油层物性差和连通不好等四种情况。（四）神经网络的训练和确定确定了输入

36、层和输出层节点数值后，我们选取了50口较典型的井对该神经网络进行了训练。我们知道，学习样本（解堵井井的数据）就是一个集合（Vpk，Ltk，Dk，k，µk，qk），k1，2，3，N，N为学习样本数。将学习样本（Vpk，Ltk，Dk，k，µk，qk）送入输入层，输入层不做任何处理而以全互联的方式传给隐层，隐层对输入数据经加权求和后，依据转移函数进行处理，直至输出层输出向量为与之对应的数据。经过50口井数据学习训练，得出了权值w和阈值，w和就确定了唯一的三层神经网络结构。再有新井需要解堵增注时，我们输入输入层四个节点的数值后进行运算，输出的值就是我们要预测的结果。从预测的结果来看

37、，只要待预测的解堵井的参数在样本集中的样本井的参数变化范围内，其预测的结果就较好，否则较差。同时，将样本集中的样本井的资料输入来预测，其结果与实际结果吻合很好（见图17），说明人工神经网络的拟合性能很好，训练的模型较为可靠、合理。图17 人工神经网络预测的化学解堵有效期与实际值对比图应用训练好的神经网络系统对22口聚驱欠注井进行了效果预测和措施优化。措施优化符合井数为21口，符合率为95.5%。由于数学模型是以2000-2001年的化学解堵效果为基础，并没有对单一化学解堵技术进行单独分析，该模型预测结果是以2000-2001年的化学解堵平均水平为前提的，所以化学解堵有效期的预测结果存在一定的偏

38、差。四、化学剂配方的研制和评价 上述研究表明，聚合物絮状物堵塞、粘土及机械杂质伤害、硫化铁堵塞、高浓度聚合物溶液的吸附滞留是造成油层损害的主要因素。因此针对注聚井堵塞因素，首先对解堵剂配方进行了针对性的研究，提高对聚合物絮凝物氧化降解能力和对粘土及机械杂质等的溶解能力，并使地层基质渗透率适当提高；其次适当加大处理半径，并注入油层保护剂，提高抵御再次伤害的能力。以此达到综合解堵油层、改善油层渗流条件的目的，满足不同井况的需求。（一）化学解堵剂配方研制和评价针对近井地带聚合物不溶物堵塞、无机堵塞物、死油和蜡质等堵塞物，研究确定了复合解堵剂配方。该解堵剂不但能氧化降解聚合物团块，还可以提高地层岩石基

39、质渗透率。1.解堵原理由于注聚井地层堵塞是由多种因素造成的，因此研究了具有多种解堵作用的复合型化学解堵剂。该解堵剂由聚合物降解剂、复合酸等多种成分组成。(1)聚合物降解剂是以强氧化剂为主要成分，它对各种细菌微生物、有机高分子聚合物均具有强的分解解离能力，与地层中聚合物引起的堵塞物（高粘度聚合物吸附、熟化不好的聚合物团块）发生反应，经过12小时，聚合物堵塞降解成水化小分子和胶态分散微凝胶，逐渐脱离岩石表面，被注入液体溶解和带走，从而疏通了近井地带孔道。(2)含有洗油溶剂的复合酸溶解无机堵塞物(泥浆、砂、粘土)及石蜡、沥青等有机团块，提高砂岩基质渗透率，以达到较好的综合解堵增注效果。2.聚合物堵塞

40、物溶解实验现场取样发现，近井地层堵塞物并非是一种熟化不好单一的聚合物鱼眼或团块，而是由聚合物、机械杂质以及蜡质等多种成分构成的粘弹性胶体（见图18）。靠单一的氧化剂达不到完全清除堵塞物的目的。因此以现场井返排物为研究对象，开展了复合解堵剂配方实验。实验结果见表9。图 18 北1-J6-P46井底聚合物团块堵塞物表9 北1-J6-P46井底聚合物团块堵塞物降解实验名称溶解时间（h）直观现象溶解率(%)降解剂4凝胶团块基本清除，上层溶液基本没有悬浮物，呈灰褐色，下层沉着有少量未溶解的凝胶团块及大量泥砂908凝胶团块完全清除，上层溶液没有悬浮物，呈灰褐色，下层沉着有大量泥砂99.5以上复合酸12把降

41、解剂溶液从烧杯中倒出，再把剩余泥砂和极少量聚合物胶团用清水冲洗后，放入100ml复合酸溶液中，12小时后，堵塞物基本清除。备注（1）溶解对象：井底返排物（2）降解剂用量200mL（3）返排物质量：60g（4）实验温度：45由表9可见：解堵剂配方对井底返排的聚合物絮凝物的氧化降解率可达99.5%以上，并可将机械杂质等其它堵塞物基本溶解。3.岩心流动模拟实验为了综合评价复合解堵剂的处理效果，采用天然岩心进行室内模拟实验。实验结果表明，复合解堵后岩心渗透率恢复率可达118146%。室内天然岩心模拟解堵实验结果见表10。表10 解堵剂室内岩芯模拟解堵效果表岩心编号岩心水相渗透率（10-3m2）岩芯堵塞

42、后结果降解处理后复合解堵后渗透率（10-3m2）伤害率（%）渗透率（10-3m2）恢复率（%）渗透率（10-3m2）恢复率（%）131.574.1128723.273.537.33118234.7116.315323.2867.050.6146346.938.182.734.974.464.9138481.246.24352.564.7105129注：聚合物分子量为1600万，聚合物浓度为1000mg/l，取心地点：三厂北2-6-检512井，岩心规格：2.5cm×2.5cm，实验温度：45。（二）油层保护剂配方研究由聚合物吸附滞留对岩心渗透率的伤害实验可知：随着聚合物注入体积的增加，

43、聚合物吸附对岩心的伤害越来越严重，解堵后为进一步保护油层，防止聚合物再吸附，研制了一种油层保护剂。该保护剂通过竞争吸附作用、螯合、屏蔽高价离子作用、疏水效应及吸附增溶作用，使其在油层孔隙表面形成超薄膜，既可以完全把吸附在岩石表面的聚合物驱替掉，又可防止聚合物再吸附，并且不影响聚合物段塞的驱油效果，从而达到恢复油层渗透率、降低注入压力的目的。室内用聚合物在岩屑上的静态吸附实验和岩心模拟实验评价保护剂的作用，所用聚合物分子量为1600万，聚合物溶液粘度为1000mg/l。其结果见表11、表12、表13和图19。表11 保护剂防止聚合物在岩屑上的静态吸附实验表聚合物吸附量（g/kg）吸附量降低%空白

44、样（岩屑+聚合物）10.01实验样（岩屑+保护剂+聚合物）0.6293.77静态吸附实验证实该保护剂具有很强的吸附性能，降低聚丙烯酰胺吸附量达93.77%。图19 保护剂防止聚合物吸附实验图表12 保护剂防止聚合物再吸附动态实验表名称岩心水相渗透率（10-3）注入保护剂溶液体积（PV）岩心水相渗透率（10-3）伤害率（%）注入聚合物溶液体积（PV）岩心水相渗透率（10-3）总伤害率（%）保护剂121.303084.90306053.1056.20空白样106.206025.7075.80表13 保护剂解除聚合物吸附堵塞动态实验表岩心号岩心水相渗透率（10-3）注入聚合物溶液体积（PV）岩心水相

45、渗透率（10-3）伤害率（%）注入保护剂溶液体积（PV）岩心水相渗透率（10-3）提高率（%）1102.206025.5575.003059.28132.00277.206016.0279.203042.46165.00369.886014.5979.103038.08161.00由表12、图19可见，与空白样相比，岩心注入保护剂后再注入60PV聚合物，总伤害可降低19.60个百分点。由表13可知，该油层保护剂具有驱替吸附在岩石表面聚合物的作用，其对岩心渗透率的提高率可达132.00165.00%。五、注聚井压裂固砂剂的研究注聚井普通压裂的有效期很短，平均仅2个月。分析造成聚合物注入井压裂失效

46、的原因有两个：一是聚合物溶液的粘度高、携砂能力强；二是聚合物注入井的注入压力较高，接近或有时超过破裂压力。以上两项因素结合起来就会造成压裂后裂缝处于半开启状态，高携砂能力的聚合物将支撑剂带入地层深部，造成井筒附近裂缝闭合，致使压裂失效。为了保证压裂效果，延长压裂有效期，进行了注聚井压裂固砂剂的研究。目前常用的固砂剂有核桃壳、用树脂类固砂剂固化的石英砂（固化温度45）、树脂予包砂及纤维。分别将核桃壳、用树脂类固砂剂固化的石英砂（固化温度45）、树脂予包砂和用纤维混好的石英砂按相同质量压制在导流能力测定仪的模具中，在常温、不同压力下（10MPa、20MPa、25 MPa、30MPa、40MPa）测

47、定模具中用不同固砂剂固砂的支撑剂的导流能力及渗透率。实验结果见表14、15，图20。表14 固砂剂导流能力试验数据对比表（um2.cm）压力（MPa）1020253040石英砂154.4283.4251.6433.8515.74树脂类固砂剂117.8274.0949.8631.8812.85纤维111.0667.8350.9233.2315.35核桃壳120.6556.0944.6525.308.14树脂予包砂123.5273.4151.0833.9125.18表15 固砂剂岩心渗透率损害试验试验数据对比表样品名称不同闭合压力下的渗透率（um2）及下降幅度（%）10MPa20 MPa25 MP

48、a30 MPa40 MPa渗透率下降幅度渗透率下降幅度渗透率下降幅度渗透率下降幅度渗透率下降幅度石英砂276.52158.92103.3368.0833.24树脂类固砂剂210.7723 .78140.4911.6097.565.5864.684.9927.8716.16纤维199.1827.96126.1920.59100.262.9767.990.1332.761.44核桃壳204.4826.05108.1631.9489.9612.9452.7222.5618.4844.40树脂予包砂222.1619.66139.9111.96101.152.1168.98-1.3256.58-70.2

49、0图20 固砂剂渗透率损害程度图老区油田注聚井主要油层的上覆地层压力一般在25MPa左右，从表14、15和图20可知，上覆岩压在25MPa时，纤维固砂剂和树脂予包砂对渗透率的损害都很低，性能较好，均可作为注聚井压裂用固砂剂。六、施工工艺研究（一）工艺技术路线1、根据地质条件、返排物分析结果及注聚情况分析堵塞因素，确定主要堵塞原因及堵塞半径。2、根据地层动静态资料及注聚井堵塞诊断技术，选择合理的措施工艺。3、根据堵塞半径及处理层厚度，合理设计处理规模。（二）施工工艺研究针对注聚井欠注原因及堵塞类型，根据措施诊断结果，将试验井地质及生产参数进行详细分析，研究形成了单一化学解堵和化学解堵与油层保护相

50、结合二种工艺技术。1、化学解堵工艺针对注聚过程中压力升高拐点明显或有多个拐点的井，判断其为近井地带堵塞，采用单一化学解堵施工工艺解堵施工。首先注入降解剂，用于解除由于聚合物引起的堵塞；然后注入复合酸，用于溶解机械杂质等无机物，并适当提高油层的基质渗透率，达到综合解堵的目的。2、化学解堵与油层保护相结合工艺针对注聚时间较长，注入过程中压力升高有拐点，已多次采用化学解堵措施且解堵有效期在2-3个月的井或化学解堵后降压幅度较低的井，虽然在措施诊断图中其位于区，但为了延长化学解堵有效期，应采取化学解堵与油层保护相结合工艺施工。首先注入化学解堵剂，用于解除近井地带的堵塞；然后注入油层保护剂，该保护剂既能

51、通过竞争吸附解除聚合物吸附滞留堵塞，又能防止聚合物再吸附，从而达到综合解堵，延长解堵有效期的目的。七、现场试验及效果分析该项目根据不同堵塞原因，结合注聚井的措施诊断技术，选择有针对性的现场施工工艺，于2001年-2002年共进行现场施工17口井，取得了较好的效果。其中先期试验的8口井有效期已超过6个月，最长已达10个月以上。从试验效果来看，有效率达94%，措施井施工后初期平均降压1.50MPa，并都能完成配注。措施效果见图21。图21 不同施工工艺现场试验效果图1、单一化学解堵井效果分析对于近井地带堵塞的井，采取化学解堵施工工艺，现场试验13口井，这些井位于措施诊断图中的区，地层物性较好，连通

52、较好，其主要表现为近井堵塞。解堵井施工后有效率92.30%，初期平均降压1.34MPa，效果明显，有效期最长的已达10个月以上。效果见表16。以西J3-P4井为例，该井与3口井连通，连通性好。应用注聚井堵塞诊断软件,分别输入参数（Vp=0.22MPa/月、连通值为0.662、地层渗透率为0.475m2、注入量为130 m3/d、注入粘度33.30mPa.s、有效厚度为12.10m），得出该井为近井地带胶团堵塞，适用的措施为化学解堵。2001年11月3日进行了化学解堵施工，施工前从返排物中发现有大量的聚合物絮凝物、细菌产物等堵塞物，因此施工时又相应调整了解堵剂配方，并加大了处理半径（处理半径为3

53、m），施工后初期降压1.66MPa，有效期已达10个月，效果明显。见图22、23。图22 西J3-P4井解堵前后动态曲线图23 西J3-P4井解堵前后吸水指示曲线表16 化学解堵施工工艺现场注聚井解堵效果表井号施工日期日配注(m3/d)施工前施工后初期初期对比目前对比（至11月）有效期（月）油压(MPa)溶液(m3)油压(MPa)溶液(m3)增注(m3)降压(MPa)增注(m3)降压(MPa)南1-J6-P13601.3.1917512.1016011.07175151.036.5南1-J6-P13501.3.2127511.201929.84291991.367南1-J5-P13601.9.1928611.3916511.6425590-0.257南2-1-P3701