深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法技术

本发明专利技术涉及油田酸化作业技术领域，是一种深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，按下述步骤进行：第一步，变排量脉冲式注入预处理段塞；第二步，注入活性水隔离段塞；第三步，变排量脉冲式注入酸处理段塞；第四步，低排量注入后置润湿段塞。本发明专利技术所述方法适用于深层砂砾岩稠油油藏注水井酸化增注，通过多级段塞变排量脉冲注入，使近井地带微裂缝张开或压开极短人工裂缝；并通过水基聚驱降粘乳化酸体系、复合深穿透螯合酸解堵体系变排量脉冲注入，有效解除有机及无机污染堵塞，解决深层砂砾岩稠油油藏常规酸化处理半径短、储层有机污染矛盾突出、有机与无机污染矛盾并存的难题，提高酸化增注效果。

【技术实现步骤摘要】
深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法
本专利技术涉及油田酸化作业
，是一种深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法。
技术介绍
酸化工艺是解决地层堵塞并恢复地层渗透率的主要措施，其作用机理可以简单理解为利用酸液腐蚀的特性，通过其在地层中各细小裂缝以及孔隙中的流动所产生一系列化学反应来达到对油水井周围各种影响渗透率的固体颗粒以及杂质进行溶解，从而降低其对于地层渗透率危害，使地层渗透性得以恢复提高并打通其通道的作用。鲁克沁二叠系稠油油藏注水井构造属于近物源沉积，储层砂砾岩发育，局部地区泥砾含量极高（30%），储层具有强水（速）敏、原油粘度高、油水乳化严重及连通性差等特征，在用的常规酸化工艺酸化增注效果差，多年来解堵增注技术问题未得到解决，严重影响油田上产稳产。亟需研发一种新的解堵增注工艺技术，使之能够有效解除深层稠油油藏注水井有机、无机堵塞，提高鲁克沁二叠系超深稠油油藏注水井酸化有效率及酸化效果。
技术实现思路
本专利技术提供了一种深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解除深层稠油油藏注水井有机、无机堵塞，提高鲁克沁二叠系超深稠油油藏注水井酸化有效率及酸化效果。本专利技术的技术方案是通过以下措施来实现的：一种深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，按下述步骤进行：第一步，变排量脉冲式注入预处理段塞；第二步，注入活性水隔离段塞；第三步，变排量脉冲式注入酸处理段塞；第四步，低排量注入后置润湿段塞。下面是对上述专利技术技术方案的进一步优化或/和改进：上述第一步中，预处理段塞的排量控制在100L/min至200L/min，每5立方米至10立方米进行变排量脉冲注入；预处理段塞按照1.0%至3.0%水基聚驱降粘防蜡剂、1.0%至2.0%粘稳剂与余量的水配制而成。上述水基聚驱降粘防蜡剂为甲基环氧乙烷与环氧乙烷磷酸酯的聚合物。上述水基聚驱降粘防蜡剂采用重烷基酚聚氧乙烯磷酸酯或多烷基聚氧乙烯苯磺酸盐或乙氧基化烷基硫酸钠。上述第三步中，酸处理段塞包括前置酸、主体酸和后置酸，前置酸按照10%至15%盐酸、3%至5%缓蚀剂、1%至3%粘稳剂、1%至3%铁稳剂和余量的水配制而成，主体酸按照5%至10%盐酸、2%至5%氢氟酸、4%至6%氟硼酸、4%至5%多氢酸、3%至4%缓蚀剂、1%至2%粘稳剂、1%至2%铁稳剂和余量的水配制而成，后置酸按照5%至8%盐酸、1%至3%缓蚀剂、1%至2%粘稳剂、1%至2%铁稳剂和余量的水配制而成。上述第三步中，依序变排量注入前置酸、主体酸和后置酸，前置酸、主体酸和后置酸的排量均控制范围为100L/min至200L/min，每5立方米至10立方米变排量脉冲注入。上述第四步中，后置润湿段塞按照0.6%至0.8%表活剂分子膜、1%至3%粘稳剂和余量的水配置而成，后置润湿段塞的注入排量为20L/min至50L/min。上述表活剂分子膜为三季铵盐阳离子表面活性剂；或/和，粘稳剂为二甲基二烯丙基氯化铵，缓蚀剂为酮醛胺缩聚物，铁稳剂为氮川三乙酸铵。上述第二步中，活性水隔离段塞为活性水，活性水的排量控制范围为100L/min至200L/min，注入活性水隔离段塞10立方米至20立方米。本专利技术所述方法适用于深层砂砾岩稠油油藏注水井酸化增注，通过多级段塞变排量脉冲注入，使近井地带微裂缝张开或压开极短人工裂缝；并通过水基聚驱降粘乳化酸体系、复合深穿透螯合酸解堵体系变排量脉冲注入，有效解除有机及无机污染堵塞，解决深层砂砾岩稠油油藏常规酸化处理半径短、储层有机污染矛盾突出、有机与无机污染矛盾并存的难题，提高酸化增注效果。具体实施方式本专利技术不受下述实施例的限制，可根据本专利技术的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。本专利技术中所提到各种化学试剂和化学用品如无特殊说明，均为现有技术中公知公用的化学试剂和化学用品；本专利技术中的百分数如没有特殊说明，均为质量百分数；本专利技术中的溶液若没有特殊说明，均为溶剂为水的水溶液，例如，盐酸溶液即为盐酸水溶液；本专利技术中的常温、室温一般指15℃到25℃的温度，一般定义为25℃。下面结合实施例对本专利技术作进一步描述：实施例1：深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，按下述步骤进行：第一步，变排量脉冲式注入预处理段塞；第二步，注入活性水隔离段塞；第三步，变排量脉冲式注入酸处理段塞；第四步，低排量注入后置润湿段塞。预处理段塞产生的剪切外力冲洗近井石表面残余有机质，使酸岩充分接触，注入后关井≥2小时，有效解除有机堵塞。注入活性水隔离段塞的作用在于活性水隔离段塞冲洗，防止预处理段塞与酸处理段塞中的酸反应生成絮状物沉淀。通过变排量脉冲式注入酸处理段塞，使近井地带储层微破裂，达到均衡布酸缓慢溶蚀，实现储层深部解堵。注入后置润湿段塞的作用在于改变近井地带岩石润湿性，降低近井地带水相渗流阻力。实施例2：作为上述实施例的优化，第一步中，预处理段塞的排量控制在100L/min至200L/min，每5立方米至10立方米进行变排量脉冲注入；预处理段塞按照1.0%至3.0%水基聚驱降粘防蜡剂、1.0%至2.0%粘稳剂与余量的水配制而成。实施例3：作为上述实施例2的优化，水基聚驱降粘防蜡剂为甲基环氧乙烷与环氧乙烷磷酸酯的聚合物。优选的，水基聚驱降粘防蜡剂采用重烷基酚聚氧乙烯磷酸酯或多烷基聚氧乙烯苯磺酸盐或乙氧基化烷基硫酸钠。实施例4：作为上述实施例的优化，第三步中，酸处理段塞包括前置酸、主体酸和后置酸，前置酸按照10%至15%盐酸、3%至5%缓蚀剂、1%至3%粘稳剂、1%至3%铁稳剂和余量的水配制而成，主体酸按照5%至10%盐酸、2%至5%氢氟酸、4%至6%氟硼酸、4%至5%多氢酸、3%至4%缓蚀剂、1%至2%粘稳剂、1%至2%铁稳剂和余量的水配制而成，后置酸按照5%至8%盐酸、1%至3%缓蚀剂、1%至2%粘稳剂、1%至2%铁稳剂和余量的水配制而成。多氢酸可以为有机磷酸。实施例5：作为上述实施例的优化，第三步中，依序变排量注入前置酸、主体酸和后置酸，前置酸、主体酸和后置酸的排量均控制范围为100L/min至200L/min，每5立方米至10立方米变排量脉冲注入。实施例6：作为上述实施例的优化，第四步中，后置润湿段塞按照0.6%至0.8%表活剂分子膜、1%至3%粘稳剂和余量的水配置而成，后置润湿段塞的注入排量为20L/min至50L/min。实施例7：作为上述实施例6的优化，表活剂分子膜为三季铵盐阳离子表面活性剂；或/和，粘稳剂为二甲基二烯丙基氯化铵，缓蚀剂为酮醛胺缩聚物，铁稳剂为氮川三乙酸铵。酮醛胺缩聚物为现有公知作为酸化缓蚀剂的物质，其可以采用六和公司生产的的酸化缓蚀剂酮醛胺缩聚物LHSH-1，也可以采用其它酮醛胺缩聚物。实施例8：作为上述实施例的优化，第二步中，活性水隔离段塞为活性水，活性水的排量控制范围为100L/min至200L/min，注入活性水隔离段塞10立方米至20立本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，其特征在于按下述步骤进行：第一步，变排量脉冲式注入预处理段塞；第二步，注入活性水隔离段塞；第三步，变排量脉冲式注入酸处理段塞；第四步，低排量注入后置润湿段塞。/n

【技术特征摘要】
1.一种深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，其特征在于按下述步骤进行：第一步，变排量脉冲式注入预处理段塞；第二步，注入活性水隔离段塞；第三步，变排量脉冲式注入酸处理段塞；第四步，低排量注入后置润湿段塞。


2.根据权利要求1所述的深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，其特征在于第一步中，预处理段塞的排量控制在100L/min至200L/min，每5立方米至10立方米进行变排量脉冲注入；预处理段塞按照1.0%至3.0%水基聚驱降粘防蜡剂、1.0%至2.0%粘稳剂与余量的水配制而成。


3.根据权利要求2所述的深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，其特征在于水基聚驱降粘防蜡剂为甲基环氧乙烷与环氧乙烷磷酸酯的聚合物。


4.根据权利要求1或2或3所述的深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，其特征在于第三步中，酸处理段塞包括前置酸、主体酸和后置酸，前置酸按照10%至15%盐酸、3%至5%缓蚀剂、1%至3%粘稳剂、1%至3%铁稳剂和余量的水配制而成，主体酸按照5%至10%盐酸、2%至5%氢氟酸、4%至6%氟硼酸、4%至5%多氢酸、3%至4%缓蚀剂、1%至2%粘稳剂、1%至2%铁稳剂和余量的水配制而成，后置酸按照5%至8%盐酸、1%至3%缓蚀剂、1%至2%粘稳剂、1%至2%铁稳剂和余量的水配制而成；或/和，水基聚驱降粘防蜡剂采用重烷基酚聚氧乙烯磷酸酯或多烷基聚氧乙烯苯磺酸盐或乙氧基化烷基硫酸钠。


5.根据权利要求4所述的深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，其...

【专利技术属性】
技术研发人员：郑波，李一朋，沈彬彬，李鹏程，鲍黎，邓有根，张永国，岳翰林，
申请(专利权)人：中国石油天然气集团有限公司，中国石油集团西部钻探工程有限公司，
类型：发明
国别省市：北京;11