本发明属于油田开发实验领域，具体涉及一种化学驱油田注采井堵塞模拟与解堵评价的实验方法。
背景技术：
随着油田开发时间的延长，无论是注入井还是生产井，堵塞问题是普遍存在的，其吸水指数或产能指数都会有明显下降，对于化学驱油田堵塞成因更是多方面的，如高分子驱油体系、泥质、乳液聚集、油中重质组分沉积、钻完井污染、颗粒运移、水质和注采方式改变等都会导致降低注采井近井地带的渗透能力，不同程度的制约着注入井与生产井的正常运行，因此，处理地层恢复近井地带渗透性就成为油田开发过程中改善注入井作业质量、提高油井产量、维持稳产高产和提高采收率的重要措施之一。鉴于不同的堵塞成因使得堵塞特征也是多样化的，化学驱油田注采井堵塞物成分包含有机高分子物质、岩石矿物、无机垢沉淀和油品中沉积的重质组分等，为及早识别堵塞以缓解其对生产的影响，需要对不同特征的堵塞物进行模拟并开展不同方式的解堵评价实验。
技术实现要素：
针对上述问题，本发明的目的是提供一种可简便模拟有机堵塞物及开展不同解堵方式效果评价的实验方法。
化学驱油田注采井有机堵塞物主要包含岩石矿物、油品中沉积的重质组分和有机高分子物质的一种或多种，因此，采用石英砂来模拟岩石矿物，采用稠油来模拟重质组分，采用聚丙烯酰胺或目标油田应用聚合物来模拟有机高分子物质。
为实现模拟有机堵塞物目的，本发明采取以下技术方案：
1)对石英砂进行预处理，即，采用硅烷偶联剂对石英砂表面改性得到改性石英砂，使其由水湿改成油湿界面；
2)将稠油与所述改性石英砂混合，在目标油藏温度下静置老化，得到油砂；
3)将所述油砂与高粘度的聚丙烯酰胺或目标油田应用聚合物溶液混合，得到实验所需堵塞物样品。
上述技术方案，步骤1)中，所述石英砂可为40～80目的石英砂；
所述硅烷偶联剂可选自下述至少一种：乙烯基三(β-甲氧基乙氧基)硅烷、异丁基三乙氧基硅烷、γ-氨丙基三乙氧基硅烷，具体可为乙烯基三(β-甲氧基乙氧基)硅烷。
步骤2)中，所述稠油可为50℃下粘度5000-10000mPa.s的稠油，具体可为50℃下粘度8000mPa.s的稠油。
所述稠油与改性石英砂的质量比为1:3～1:20，具体可为1:9。
所述目标油藏温度为45-70℃，具体可为65℃。
所述静置老化的时间为24-48h，具体可为24h。
上述步骤2)中，由于稠油的粘度大，可先将稠油与少量煤油或甲苯混合稀释后再与所述改性石英砂充分均匀混合，最后脱去煤油或甲苯。
可通过索式抽提萃取对油砂中的准确含油量进行测定。
所述油砂的含油量为5％-25％，具体可为7.8％(即100g油砂含稠油7.8g)。
上述步骤3)中，堵塞物中的有机高分子物质其性能与注入过程中的驱油体系性能差异较大，粘弹性更强，因此选用高粘度的聚丙烯酰胺或目标油田应用聚合物溶液来模拟高粘弹性物质。
所述高粘度的聚丙烯酰胺溶液具体可为粘度10000mPa.s(40℃)的普通部分水解聚丙烯酰胺溶液。
所述将油砂与高粘度的聚丙烯酰胺或目标油田应用聚合物溶液混合的操作为：将高粘度的聚丙烯酰胺或目标油田应用聚合物溶液在平板上均匀涂抹一小薄层，将油砂撒于小薄层上，然后倾倒(掉落的油砂可继续撒于未覆盖的小薄层)，最后将粘附的油砂颗粒剥离，搅拌，混合均匀，重复上述操作直至油砂中所含的高粘物溶液含量达到要求。
重复操作时，撒的油砂是上一步得到的含有高粘物的油砂，重复操作的目的是让油砂中高粘物的含量增加。
上述所得的堵塞物样品是有机高分子物质包裹着重质组分再包裹岩石矿物的形态，可根据需求获得重质组分包裹岩石矿物、重质组分包裹有机高分子物质、有机高分子物质包裹岩石矿物、有机高分子物质包裹重质组分、重质组分包裹着有机高分子物质再包裹岩石矿物的堵塞物形态。
通过上述方法获得的模拟堵塞物均属于本发明的保护范围。
所述模拟堵塞物可为有机高分子物质包裹着重质组分再包裹岩石矿物、重质组分包裹岩石矿物、重质组分包裹有机高分子物质、有机高分子物质包裹岩石矿物、有机高分子物质包裹重质组分、重质组分包裹着有机高分子物质再包裹岩石矿物的形态。
获得不同形态的堵塞物后，为实现不同解堵方式效果评价目的，本发明采取以下技术方案：采用一维填砂模型，一端用干净石英砂装填，另一端用制得的模拟堵塞物装填，由干净石英砂端恒速注水，待压力稳定，记录压力和流量数据，然后由堵塞物端按实验方案注入解堵体系，关闭浸泡一段时间后，打开阀门继续由干净石英砂端恒速注水，待压力稳定，实验结束，记录压力数据并计算对比前后渗透率。
本发明由于采取以上技术方案，其具有以下优点：1、本发明可根据堵塞物组分与比例灵活获得不同形式堵塞物。2、本发明提出的重质组分与高粘有机物质与石英砂混合方式不仅避免了混合不均问题，还克服了重质组分或高粘有机物质通过填砂模型饱和方式注入较难问题。3、本发明可开展多种方式解堵或增效采油的效果评价，进而获得不同方法解堵效果或增效采油数据或量化对比各参数之间的效果数据，为油田提供了可靠的评价平台。
附图说明
图1为本发明实施例2的工作流程图。
具体实施方式
下面通过具体实施例对本发明进行说明，但本发明并不局限于此。
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法；下述实施例中所用的试剂、材料等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
实施例1、有机堵塞物的模拟
首先选用40～80目的石英砂，采用浓度0.5％的乙烯基三(β-甲氧基乙氧基)硅烷偶联剂水溶液，在90℃下搅拌45min对石英砂表面改性，由水湿改成油湿界面；然后将粘度8000mPa.s稠油(50℃)与甲苯稀释剂按体积比9:1混合稀释降粘后，再取50g稀释油与450g改性石英砂充分均匀混合，70℃放置通风橱中6h除去稀释剂，然后在目标油藏温度65℃静置老化24h后，称取5g油砂通过索式抽提萃取获得三次石英砂中平均含油量7.8％(误差<5％)；将粘度10000mPa.s(40℃)普通部分水解聚丙烯酰胺(分子量2000万)溶液(质量浓度8000ppm)升至80℃均匀涂抹在平板上一小薄层，称取100g上述油砂撒于小薄层上然后倾倒，掉落的油砂可继续撒于未覆盖的小薄层，最后剥离粘附的油砂颗粒在90℃下进行充分搅拌混合，为获得实验所需堵塞物样品，该过程重复两次，由称重法算得油砂中所含高粘物溶液含量19.2％。
上述仅用于说明本实施例，其中各组分比例和堵塞物形态可根据实际需求有所变化。
实施例2
如图1所示，首先采用干净石英砂填制一维填砂模型，完成后注水进行初始渗透率测定，由A端至B端以1mL/min恒速注水，待压力稳定，计算得初始渗透率D1为234mD；然后将实施例1制得的模拟堵塞物，从B端装填置换1/3干净石英砂，由A端至B端继续用1mL/min恒速注水，待压力稳定，计算得堵塞后渗透率D2为136mD；按解堵剂(主要成分是生物酶，质量含量1％)与堵塞物体积比1：2由B端注入解堵体系，浸泡72h后，再次由A端至B端用1mL/min恒速注水，待压力稳定，计算得解堵后渗透率D3为216mD。堵塞后岩心渗透率仅为初始值的58.1％，通过解堵体系作用后，对岩心渗透性改善效果明显，解堵后岩心渗透率恢复至初始值的92.3％。
上述仅用于说明本实施例，其中堵塞物可置换100％的干净石英砂，置换比例可以根据实验方案调整，另外，该模型不仅限于渗透性恢复实验评价，也可用于计算解堵增效采油实验评价。