一种低渗透油井复合解水锁工艺制造技术

本发明专利技术属于石油化工技术领域，具体涉及一种低渗透油井复合解水锁工艺。该工艺具体包括以下步骤：试验油井的筛选；化学解水锁剂的筛选；激活剂的筛选；化学解水锁剂和激活剂配伍性评价；化学解水锁剂和激活剂的复配；复配体系注入量的确定；现场注入工艺确定；现场试验以及效果的评价。本发明专利技术具有成本低、见效快和有效期长以及油藏适用范围广，既适合低渗透油井解水锁，又适合低渗透油藏注水增注及改性；同时本发明专利技术具有现场试验效果好和投入产出比高的特点，渗透率提高率达80％以上、单井增油500t以上、投入产出比大于1∶10。

A compound water release lock technology for low permeability oil well

【技术实现步骤摘要】
一种低渗透油井复合解水锁工艺
本专利技术属于石油化工
，具体涉及一种低渗透油井复合解水锁工艺。
技术介绍
在钻井、完井、修井开采作业过程中，都会出现外来相在多孔介质滞留的现象。水锁伤害是外来流体侵入储层后由于毛管力的作用难以返排，使储层的含水饱和度增加，油相渗透率降低造成的，从典型的油水两相相渗曲线可知，水相饱和度略有增加，油相的相对渗透率将迅速降低。低渗透储层由于具有孔喉细小，进入储层的水不易排出，研究表明，水锁伤害是低渗透储层最主要的伤害形式，损害率一般为70％-90％，因此只有研制出合适的低渗透油藏解水锁剂才能有效的提高低渗透油藏油井产能。目前低渗透油井水锁主要采用压裂或是加入化学解水锁剂，其中压裂成本较高，而且部分油藏层薄，不适合采用压裂的方式；化学解水锁剂具有见效快、解水锁效果好的优点，但具有价格偏高、有效期较短的缺点。微生物解水锁方法主要是利用微生物及其代谢产物改变油藏界面润湿性，使亲油储层变为弱亲水，使束缚水流出，降低原油的启动压力。微生物解水锁方法具有持效性强、有效期长的优点，但由于注入激活剂激活油藏内的微生物需要一定的时间，因此，微生物解水锁见效相对滞后。中国专利申请CN107142098A公开了一种解水锁剂及其制备方法，所述解水锁剂至少包括如下组分：经脂肽生物表面活性剂改性而获得的第一改性纳米二氧化硅、经氟碳表面活性剂改性而获得的第二改性纳米二氧化碳、以及乙二醇和水，其中，所述第一改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.1～0.5％，所述第二改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.5～1.0％，所述乙二醇的重量百分比为10～30％，余量为水，并且所述第一改性纳米二氧化硅、所述第二改性纳米二氧化硅、所述乙二醇和水通过所述解水锁剂的注入设备按比例注入且各组分在所述注入设备中混合以形成所述解水锁剂，但其不能保持长期有效提高气井储层气液有效渗透率。中国专利申请CN105733543B公开了一种解除低含水油井水锁伤害的解水锁剂，由原始粒度为15-30nm的纳米二氧化硅和乙二醇一丁醚构成，其中纳米二氧化硅占总重量的1％-5％。当解水锁剂与水的体积大于1∶1时，在6小时内解水锁剂通过增溶水相和油相，可将油水两相变为一相，从而消除两相渗流阻力，而纳米二氧化硅可以增强岩石表面的亲水性，使得流离水吸附到岩石表面形成水膜，从而增大油相相对渗透率，降低油相渗流的启动压力。对于发生水锁伤害的油井，根据洗井作业过程中记录的洗井液漏失量，通过油套环空向地层中注入与漏失水量相同体积的解水锁剂，关井6小时以上再开井生产可有效的解除低含水油井的水锁伤害，但不能保持长期有效提高油井有效渗透率。
技术实现思路
本专利技术针对现有技术的不足而提供一种低渗透油井复合解水锁工艺，将化学解水锁剂和微生物解水锁剂有效地结合，并根据油井水锁程度，确定合理的注入工艺。该方法解除水锁的同时改变储层润湿性，提高原油的流动性，具有成本低、见效快、有效期长、投入产出比高和解水锁效果好的优点，油井解水锁后渗透率提高率达50％以上，单井增油200t以上，投入产出比大于1∶10。本专利技术公开了一种低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，该工艺具体包括以下步骤：1、试验油井的筛选试验油井的筛选，具体筛选标准如下：油藏温度＜90℃、地层水矿化度＜100000mg/L、油藏渗透率＞10mD，原油的粘度＜10000mPa.s，水锁伤害率＞50％。2、化学解水锁剂的筛选取100mL试验油井的地层水，然后加入化学解水锁剂，测定界面张力和渗透率提高率，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳化学解水锁剂配方。3、激活剂的筛选取100mL试验油井的地层水，然后加入激活剂，油藏温度下培养5～15d，然后测定其界面张力和渗透率提高率，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳激活剂配方。4、化学解水锁剂和激活剂配伍性评价取100mL试验油井的地层水，然后添加上述筛选出化学解水锁剂和激活剂各1ml形成复配体系，静置20～30min后测量复配体系中沉淀物的量，筛选出沉淀量≤0.5g的复配体系。5、化学解水锁剂和激活剂的复配化学解水锁剂和激活剂的复配，具体步骤如下：将化学解水锁剂和激活剂按照不同质量比加入到带搅拌的容器中，混合均匀形成复配体系；将容器加热至试验油井的油藏温度，恒温培养5～15d后测定界面张力和渗透率提高率，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最优复配体系。6、复配体系注入量的确定复配体系的注入量为试验油井洗井液的漏失量。7、现场注入工艺确定首先向试验油井的油套环空注入上述复配体系，其次注入50～100t液态二氧化碳，注入后关井5～10d后开井生产。所述的复配体系注入速度为8-10m3/h，所述的液态二氧化碳注入速度为10-15t/h。8、现场试验以及效果的评价按照上述步骤确定的工艺进行现场试验，现场试验后进行试验效果的评价，考察试验油井的渗透率提高率、单井增油量以及投入产出比。所述的渗透率提高率S由以下公式确定：式中：S-渗透率提高率，％；k1-注入2％KCl盐水水锁后的渗透率，10-3μm2；k2-注入1％解水锁剂后的渗透率，10-3μm2。所述的化学解水锁剂为表面活性剂和增溶剂组成；其中，表面活性剂为有机硅类表面活性剂或羧酸盐表面活性剂；增溶剂为乙二醇丁醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇乙醚中的一种；所述的表面活性剂和增溶剂的质量浓度分别为0.3-0.5％、0.1-0.3％。所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成，其中碳源为葡萄糖或玉米浆干粉，氮源为硝酸钾或蛋白胨、磷源为磷酸氢二钾或磷酸氢二钠。所述的碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为1-3％、0.1-0.5％、0.02-0.05％。本专利技术采用化学解水锁剂和微生物解水锁剂相结合的方式，首先利用化学解水锁剂见效快的特点，能够保证复配体系刚注入油藏时就能很快起到解除水锁伤害的效果，提高低渗透油井原油流动性；然后利用微生物解水锁剂相对滞后和有效期长的特点，在化学降凝剂解水锁剂效果变差时微生物解水锁剂开始见效，能长期解除低渗透油井水锁伤害；同时利用二氧化碳扩大波及体积的作用，本专利技术的复配体系可以解除油藏的深部水锁。微生物解水锁剂还能起到改变储层润湿性的作用，使油藏从亲油变为弱亲水性，更有利于原油的流通。本专利技术充分利用化学解水锁剂见效快以及微生物解水锁剂见效相对滞后、有效期长、改变储层润湿性的特点，不仅能够有效地解决低渗透油井的水锁的问题、大幅度地提高作用的有效期，而且大幅度地降低了投资成本。同时，有效地解决了单一化学解水锁剂成本高和微生物解水锁剂见效慢的问题。本专利技术与现有技术相比具有如下优点和有益效果：(1)本专利技术具有成本低、见效快和有效期长的特点，有利于现场推广与应用；(2)本专利技术所采用的复配体系，具有来源广，价格低廉，配伍性能好，不伤害地层，不影响后续开采与污水处理的问题；(3)本专利技术具有油藏本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，该工艺具体包括以下步骤：/n(1)试验油井的筛选；/n(2)化学解水锁剂的筛选；/n(3)激活剂的筛选；/n(4)化学解水锁剂和激活剂配伍性评价；/n(5)化学解水锁剂和激活剂的复配；/n(6)复配体系注入量的确定；/n(7)现场注入工艺确定；/n(8)现场试验以及效果的评价。/n

【技术特征摘要】
1.一种低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，该工艺具体包括以下步骤：
(1)试验油井的筛选；
(2)化学解水锁剂的筛选；
(3)激活剂的筛选；
(4)化学解水锁剂和激活剂配伍性评价；
(5)化学解水锁剂和激活剂的复配；
(6)复配体系注入量的确定；
(7)现场注入工艺确定；
(8)现场试验以及效果的评价。


2.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的试验油井的筛选，具体筛选标准如下：油藏温度＜90℃、地层水矿化度＜100000mg/L、油藏渗透率＞10mD，原油的粘度＜10000mPa.s，水锁伤害率＞50％。


3.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的化学解水锁剂的筛选，具体步骤如下：取100mL试验油井的地层水，然后加入化学解水锁剂，测定界面张力和渗透率提高率，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳化学解水锁剂配方。


4.根据权利要求1或3所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的化学解水锁剂为表面活性剂和增溶剂组成。


5.根据权利要求4所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的表面活性剂和增溶剂的质量浓度分别为0.3-0.5％、0.1-0.3％。


6.根据权利要求4所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的表面活性剂为有机硅类表面活性剂或羧酸盐表面活性剂，增溶剂为乙二醇丁醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇乙醚中的一种。


7.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的激活剂的筛选，具体步骤如下：取100mL试验油井的地层水，然后加入激活剂，油藏温度下培养5～15d，然后测定其界面张力和渗透率提高率，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳激活剂配方。


8.根据权利要求1或7所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成，其中碳源为葡萄糖或玉米浆干粉，氮源为硝酸钾或蛋白胨、磷源为磷酸氢二钾或磷酸氢二钠。


9.根据权利要求8所述的...

【专利技术属性】
技术研发人员：林军章，吴晓玲，李彩风，汪刚跃，冯云，赵凤敏，徐登霆，陈琼瑶，于丹丹，张吉星，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司，中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司石油工程技术研究院，
类型：发明
国别省市：北京;11