專利名稱：一種析蠟型油藏開采方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明涉及一種原油的開采方法，尤其是一種析蠟型油藏開采方法。
背景技術(shù)：
目前，在原油生產(chǎn)開采中，不可避免地開采析蠟型油藏。該類析蠟型油藏或者因 為原始溫度小于等于該油藏蘊藏原油的析蠟溫度，所蘊藏的原油在油藏原始條件下已經(jīng)產(chǎn) 生或析出蠟晶；或者雖然該類析蠟型油藏原始溫度高于該油藏蘊藏原油的析蠟溫度，但其 所蘊藏的原油在油藏中滲流時會因為輕烴、天然氣的汽化吸熱而導(dǎo)致原油溫度低于其析蠟 溫度，原油在滲流過程中產(chǎn)生或析出蠟晶；或者雖然該類析蠟型油藏原始溫度高于該油藏 蘊藏原油的析蠟溫度，但因為外來流體的溫度低于該類析蠟型油藏所蘊藏原油的析蠟溫度 而導(dǎo)致原油在油層中產(chǎn)生或析出蠟晶；換言之，該類析蠟型油藏的最大特征是可能因為 自身原始溫度低于其所蘊藏原油的析蠟溫度而導(dǎo)致原油在油層中析出蠟晶，也可能因為開 采該類析蠟型油藏過程本身而不可避免的導(dǎo)致原油在油層中析出蠟晶；因此該類析蠟型油 藏中的原油極易在油層中產(chǎn)生或析出蠟晶，所產(chǎn)生或析出蠟晶極易造成油藏或油井附近油 層的堵塞，或者導(dǎo)致原油在油層中的粘度增加，從而影響原油在油層中的流動(滲流)，影 響油井正常生產(chǎn)；如果不采取有效的方法，該類油層析蠟型油藏開采難度極大，開采成本高 昂，嚴(yán)重時會導(dǎo)致整個油藏?zé)o法正常開采，造成大量能源浪費與經(jīng)濟損失?，F(xiàn)有開采析蠟型油藏的方法有動力液法、蒸汽法、微生物法、井底電磁法、油層電 熱法、波法、人工地震法、壓裂法、藥劑法、注水法等方法，均有不同的缺陷。動力液法是將在地面產(chǎn)生的高壓高溫原油作為動力液注入油井，利用動力液的能 量和油井中的射流泵、水力活塞泵等水力機械把井筒中的原油提升至地面，防止原油在井 筒中析蠟?zāi)獭Ｓ捎谠摲椒ㄖ荒軐恿σ鹤⑷胗途?，不能將將動力液注入油層中，只?解決井筒問題，不能解決析蠟型油藏深部油層中的原油析蠟問題，而且成本高昂，因此國內(nèi) 目前沒有在析蠟型油藏開采中大規(guī)模推廣應(yīng)用該方法。蒸汽法是將高溫高壓蒸汽注入油層，利用蒸汽自身的熱量加熱析蠟型油藏，利用熱力將油層中析出的蠟晶熔化，降低原油粘度。該方法直接用于析蠟型油藏存在以下缺陷 一是受油層地質(zhì)條件復(fù)雜性嚴(yán)重制約，注入蒸汽困難大；二是對于那些高溫會對油層產(chǎn)生 不良影響的析蠟型油藏即熱敏性嚴(yán)重的析蠟型油藏難以大量使用高溫高壓蒸汽；三是在整 個采油過程中必須保持整個析蠟型油藏溫度和原油溫度一直遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于原油的析蠟溫度，為 此不僅要消耗大量蒸汽，而且因為油藏?zé)崛輼O大，散熱損失嚴(yán)重且不可避免，油藏溫度很難 得到保證；四是蒸汽法工藝復(fù)雜，蒸汽溫度、干度與油藏溫度場控制困難；五是該方法要求 蒸汽的溫度越高越好，蒸汽溫度越高，相應(yīng)費用越低，低于200°C的蒸汽不僅成本高而且效 果較差，而蒸汽溫度高則會導(dǎo)致普通油井井筒熱脹冷縮現(xiàn)象嚴(yán)重，會對普通油井井身結(jié)構(gòu) 造成極大破壞，生產(chǎn)試驗證明很難將200°C以上的高溫蒸汽直接用于普通油井；六是為了 解決生產(chǎn)蒸汽時水的結(jié)垢問題，必須對產(chǎn)生蒸汽的水進(jìn)行專門軟化，導(dǎo)致蒸汽生產(chǎn)費用大 幅增加；七是蒸汽的產(chǎn)生需要消耗大量能源，而且必須采用專門的熱采油井結(jié)構(gòu)設(shè)計，會導(dǎo)致油井鉆井、固井、完井等油井建設(shè)費用成倍增加，從而導(dǎo)致采油成本大幅上升，能耗大幅增加。因此，該方法雖然在國內(nèi)稠油開采中得到了大規(guī)模應(yīng)用，在析蠟型油藏也進(jìn)行過試 驗，但卻無法實現(xiàn)實用化，難以推廣應(yīng)用。公開資料表明遼河油田靜35塊屬于析蠟型油藏，該區(qū)塊的生產(chǎn)試驗證明該區(qū) 塊的普通油井應(yīng)用蒸汽法向油井中注入200°C以上的高溫蒸汽，會導(dǎo)致油井井口膨脹升高 1-2米，會對油井套管、固井段造成不可逆的極大破壞，嚴(yán)重的會導(dǎo)致套管嚴(yán)重變形、油井報 廢，無法在該區(qū)塊推廣應(yīng)用。微生物法是將微生物注入析蠟型油藏，利用微生物能夠消耗、分解石蠟的作用降 低原油含蠟量，解決原油在油層中的析蠟問題。該方法直接用于析蠟型油藏存在以下缺陷 一是受油層地質(zhì)條件復(fù)雜性嚴(yán)重制約，微生物在析蠟型油藏中存活率、繁殖率低下，導(dǎo)致微 生物消耗蠟分子能力有限，因此該方法對于含蠟量高的原油作用有限；二是微生物需要很 長的繁殖期才能有效降低油藏中原油的含蠟量并進(jìn)而降低其析蠟溫度，因此該方法會導(dǎo)致 油井有效生產(chǎn)時間大幅減少。因此，該方法單獨用于析蠟型油藏很難實用化，國內(nèi)目前還沒 有成功的應(yīng)用實例。公開資料表明遼河油田靜35塊屬于析蠟型油藏，該區(qū)塊的生產(chǎn)試驗證明微生 物在該油藏油層中很難快速繁殖，不能有效解決原油在油層中的析蠟問題，無法在該區(qū)塊 推廣應(yīng)用。井底電磁法、油層電熱法是將電能轉(zhuǎn)化為熱能，利用熱能加熱油藏，利用熱力將油 層中析出的蠟晶熔化，降低原油粘度。由于該方法需要消耗大量電能，很難保證油藏溫度高 于熔蠟溫度，需要復(fù)雜的配套技術(shù)，實施、管理難度大，成本高昂，投入產(chǎn)出比低，因此國內(nèi) 一般將該方法作為井底解堵措施使用，很難直接將其大規(guī)模用于析蠟型油藏開采，國內(nèi)目 前還沒有成功的應(yīng)用實例。公開資料表明遼河油田靜35塊屬于析蠟型油藏，該區(qū)塊的生產(chǎn)試驗證明井底 電磁法、油層電熱法不能有效保證該區(qū)塊油藏溫度高于熔蠟溫度，不能有效熔化其油層中 的蠟晶，不能有效解決原油在油層中的析蠟問題，無法在該區(qū)塊推廣應(yīng)用。波法是將電能轉(zhuǎn)化為聲能或微波，利用其特性處理油層，解決原油在油層中的析 蠟問題。由于該方法需要消耗大量電能，需要復(fù)雜的配套技術(shù)，實施、管理難度大，國內(nèi)目前 還沒有在析蠟型油藏成功進(jìn)行現(xiàn)場試驗，且因其成本高昂，投入產(chǎn)出比低，國內(nèi)目前很難直 接將其用于析蠟型油藏開采。公開資料表明遼河油田靜35塊屬于析蠟型油藏，該區(qū)塊的生產(chǎn)試驗證明波法 不能不能有效解決原油在油層中的析蠟問題，無法在該區(qū)塊推廣應(yīng)用。人工地震法是將其他能量轉(zhuǎn)化為地震波輸入油層，利用其特性處理油層，解決原 油在油層中的析蠟問題。由于該方法不能有效解決原油在油層中的析蠟問題，國內(nèi)目前還 沒有在析蠟型油藏成功進(jìn)行現(xiàn)場試驗，且因其成本高昂，投入產(chǎn)出比低，國內(nèi)目前很難直接 將其用于析蠟型油藏開采。公開資料表明遼河油田靜35塊屬于析蠟型油藏，該區(qū)塊的生產(chǎn)試驗證明人工 地震法不能有效解決原油在油層中的析蠟問題，無法在該區(qū)塊推廣應(yīng)用。壓裂法是一種常規(guī)采油技術(shù)，是通過改造油層將原油開采出來。由于該法不能有 效解決原油在油層中的析蠟問題，只能作為配套技術(shù)使用，國內(nèi)目前還沒有用其單獨進(jìn)行析蠟型油藏開采的先例。 藥劑法是將表面活性劑、降凝劑、降粘劑等化學(xué)藥劑加入油井井筒中，以防止原油 在在井筒中結(jié)蠟、凝固，改善原油在井筒中的流動狀態(tài)。由于該方法沒有將化學(xué)藥劑有效加 入油層中，也沒有涉及、解決將化學(xué)藥劑加入油層的問題，也沒有指明將化學(xué)藥劑有效加入 油層的具體技術(shù)方案，因此該方法只能解決油井井筒問題，不能解決析蠟型油藏油層中的 原油析蠟問題；由于原油在油層中的流動屬于微觀滲流或毛細(xì)管流動，而在井筒中的流動 則屬于宏觀大管徑流動，二者屬于不同的技術(shù)領(lǐng)域，差異巨大；因此，本領(lǐng)域的技術(shù)人員不 能利用該藥劑法和公開資料解決析蠟型油藏油層中的原油析蠟問題，也不能從該藥劑法和 公開資料中得到有效解決析蠟型油藏油層中原油析蠟問題的啟示。因此，國內(nèi)目前還沒有 用該方法成功進(jìn)行析蠟型油藏開采的先例，沒有在析蠟型油藏開采中大規(guī)模推廣應(yīng)用該方 法。公開資料表明遼河油田靜35塊屬于析蠟型油藏，但目前沒有明確的公開資料表 明將化學(xué)藥劑加入該區(qū)塊油層中能夠有效解決該區(qū)塊油層中原油析蠟的問題，也沒有將化 學(xué)藥劑加入該區(qū)塊油層中解決其油層中原油析蠟問題的公開技術(shù)方案可供參考；目前，該 區(qū)塊還沒有用藥劑法解決其油層中原油析蠟問題的生產(chǎn)試驗先例，也沒有在該區(qū)塊推廣應(yīng) 用該方法。注水法是一種常規(guī)采油技術(shù)，是利用常溫水或100°C以下的熱水提高油層壓力能 量，將油層中的原油驅(qū)替出來。該方法直接用于析蠟型油藏存在以下缺陷1)該方法所用的水在地面的最高溫度不超過100°C，在進(jìn)入油層時因地面、井筒 散熱損失最高水溫已經(jīng)低于100°c ；由于油層中的孔隙度很難超過30%，且熔蠟是一個吸熱 過程，會進(jìn)一步降低水溫；有關(guān)計算表明該熱水進(jìn)入油層后很難保證油層溫度高于熔蠟 溫度，不能有效熔化油層中的蠟晶。2)該方法所用的水沒有降低原油析蠟溫度的功能，當(dāng)其在油層中的溫度低于原油 析蠟點時，不能抑制蠟晶長大、堵塞油層孔隙；相反，如果進(jìn)入油藏的水溫低于油層中原油 的析蠟溫度，會進(jìn)一步加劇原油析蠟問題。因此，盡管該方法已經(jīng)在普通油藏中大規(guī)模應(yīng)用，但該方法不能有效解決析蠟型 油藏油層中原油的析蠟問題，國內(nèi)目前還沒有成功將其直接用于析蠟型油藏開采的先例。以遼河油田靜35塊為例。公開資料表明遼河油田靜35塊屬于析蠟型油藏，平均孔隙度20% ；其東部原油 含蠟量24%，凝固點37°C，開井油層溫度39. 870C，關(guān)井34天后實測溫度43. 27°C，析蠟溫 度為42°C，熔蠟溫度55°C ；其西部原油含蠟量33%，原始溫度平均約54°C，凝固點50°C，析 蠟溫度為54°C，熔蠟溫度60°C。理論計算表明按照流量5噸/小時，用普通注水方式注水，地面100°C的熱水到 達(dá)井口的溫度約97°C，到達(dá)井底的溫度約80°C ；如果80°C熱水進(jìn)入東部油層，最高可提高油層溫度4°C，將油層溫度由39. 87 V 提高至44. 87°C，仍低于其熔蠟溫度10. 13°C，因此該熱水不可能將油層溫度提高至熔蠟溫 度，即使不考慮熔蠟吸熱問題，該80°C熱水也不能有效熔化油層中的蠟晶，更不能有效抑制 蠟晶繼續(xù)長大、堵塞油層孔隙；如果80°C熱水進(jìn)入西部油層，最高可提高油層溫度2°C，將油層溫度由54°C提高至56°C，仍低于其熔蠟溫度4°C，因此該熱水不可能將油層溫度提高至熔蠟溫度，即使不考 慮熔蠟吸熱問題，該80°C熱水也不能有效熔化油層中的蠟晶，更不能有效抑制蠟晶繼續(xù)長 大、堵塞油層孔隙。該區(qū)塊的生產(chǎn)試驗證明采用地面井口水溫90°C的注水法不能有效解決該區(qū)塊 原油在油層中的析蠟問題，不能在該區(qū)塊推廣應(yīng)用該方法?？傊?，上述方法在開采析蠟型油藏時的綜合效果都不太理想。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明要解決的技術(shù)問題是提供一種析蠟型油藏開采方法，該開采方法能夠有效 解決原油在油層中的析蠟問題，能夠有效開采析蠟型油藏，大幅降低析蠟型油藏開采成本， 延長油井生產(chǎn)周期，增加油井產(chǎn)量，提高油藏最終采收率，且實施容易，安全可靠，經(jīng)濟效益
顯者ο本發(fā)明中的“析蠟型油藏”主要特征是油藏內(nèi)部(又稱油層)原始溫度小于等于 該油藏所蘊藏原油的析蠟溫度；或者油藏內(nèi)部(又稱油層)原始溫度雖然高于該油藏所蘊 藏原油的析蠟溫度，但在滲流時其溫度會小于等于該油藏所蘊藏原油的析蠟溫度，原油在 該油藏中滲流時能夠析出蠟晶；或者油藏內(nèi)部(又稱油層)原始溫度雖然高于該油藏所蘊 藏原油的析蠟溫度，但不超過該油藏所蘊藏原油析蠟溫度10°c ；或者油井開井采油時井底 或/和井底附近油層的實測溫度已經(jīng)小于等于該油藏所蘊藏原油的析蠟溫度；或者油井關(guān) 井停止采油后井底或/和井底附近油層的實測溫度雖然高于該油藏所蘊藏原油的析蠟溫 度，但不超過該油藏所蘊藏原油析蠟溫度5°c ；或者能夠在油井或/和注水井附近油層中析 出(或產(chǎn)生)蠟晶的油藏。本發(fā)明中的“滲流”是指流體(如原油、油水混合物、氣體等)在油藏(油層)中 的流動過程，可以是指流體在油藏砂粒間隙(孔隙)中的流動，也可以是指流體在油藏巖縫 (縫隙)中的流動。本發(fā)明中的“凝固點”是指在規(guī)定條件下，原油失去流動性的溫度，屬于原油的物 性參數(shù)之一，又稱凝固溫度，簡稱凝點。本發(fā)明中的“熔蠟溫度”是指在規(guī)定條件下，原油中的蠟晶完全熔化、消失的溫 度，屬于原油的物性參數(shù)之一，又稱熔蠟點。本發(fā)明中的“析蠟溫度”是指在規(guī)定條件下，原油中形成或產(chǎn)生蠟晶的溫度，有時 也俗稱為粘溫曲線的拐點，屬于原油的物性參數(shù)之一，又稱析蠟點。本發(fā)明中的“原始溫度”是指油藏內(nèi)部(又稱油層)開發(fā)、采油前的原始地層溫 度，屬于油藏的物性數(shù)據(jù)之一。本發(fā)明中的“實測溫度”是指用現(xiàn)有方法測量獲得的油井井底或/和井底附近油層的溫度。本發(fā)明中的“熱流體”是指溫度為30 200°C的熱水或水蒸汽或熱水、水蒸汽混 合物；所述的熱水可以是清水，也可以是油田污水，也可以是清水、油田污水任意混合的混 合物。本發(fā)明中的“油田污水”是指來源于油藏、油層、油井的含油污水，可以是經(jīng)過污 水處理措施處理過的含油污水，也可以是直接從油井產(chǎn)物中分離出的含油污水；可以是同一油藏的含油污水，也可以是不同油藏的混合含油污水。
本發(fā)明中的“不良化學(xué)反應(yīng)”是指能夠在溶液中發(fā)生陰、陽離子結(jié)合的化學(xué)反應(yīng) (如陽離子表面活性劑與陰離子表面活性劑之間的結(jié)合反應(yīng)、陽離子聚丙烯酰胺與陰離子 聚丙烯酰胺之間的結(jié)合反應(yīng)、陰離子聚丙烯酰胺與鐵鋁等金屬離子之間的結(jié)合或交聯(lián)反應(yīng) 等等)；也指產(chǎn)生沉淀、氣體的化學(xué)反應(yīng)；也指反應(yīng)劇烈且反應(yīng)速度、溫升難以控制的化學(xué) 反應(yīng)；也指能夠分解有機合成高分子的化學(xué)反應(yīng)(如過氧化物與高分子表面活性劑之間的 斷鏈分解反應(yīng)、過氧化氫與聚丙烯酰胺之間的斷鏈分解反應(yīng)等)。本發(fā)明中“液體”的是指呈液態(tài)的流體，可以是指呈液態(tài)的水溶液、有機溶液、乳 化液、懸濁液，也可以是指熔融狀態(tài)的流體或熔融液體。本發(fā)明中的“發(fā)泡劑”是指水溶性陰離子表面活性劑、水溶性陽離子表面活性劑、 非離子表面活性劑、生物表面活性劑的任意一種或者是它們之間任意兩種或兩種以上任意 比例混合而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物或混合液體。本發(fā)明中的“油井”又稱生產(chǎn)油井或采油井，是指用來生產(chǎn)原油或原油、天然氣的 井；可以是指現(xiàn)有油井，也可以是指新建油井，也可以是指能夠用來生產(chǎn)原油或原油、天然 氣的“注水井”，不包括只能生產(chǎn)天然氣、水、少量液態(tài)輕烴的氣井；可以是指利用現(xiàn)有普通 完井方式完井的油井，也可以是指利用現(xiàn)有熱采完井方式完井的油井；一般是指套管和油 管齊全的油井，有時也指僅有套管的油井；公開資料和國內(nèi)油田實際生產(chǎn)表明本發(fā)明中 的“油井”可以根據(jù)具體采油生產(chǎn)需要轉(zhuǎn)換為本發(fā)明中的“注水井”(油田企業(yè)俗稱轉(zhuǎn)注)， 也可以由本發(fā)明中的“注水井”轉(zhuǎn)換而來，且該類“油井”、“注水井”之間的相互轉(zhuǎn)換是采油 生產(chǎn)中經(jīng)常發(fā)生的事情。本發(fā)明中的“注水井”又簡稱水井，是指用來向油藏(油層)中注水和/或注其 他流體的井；可以與本發(fā)明中的“油井”結(jié)構(gòu)相同，也可以不同，可以有完整的油管和套管， 也可以只有套管，有時也指用來向油藏(油層)中注水和/或注其他流體的油井；公開資料 和國內(nèi)油田實際生產(chǎn)表明“注水井”可以是直接建成的，也可以根據(jù)采油生產(chǎn)需要由本發(fā) 明中的“油井”轉(zhuǎn)換而成(油田企業(yè)俗稱轉(zhuǎn)注)，且該類轉(zhuǎn)注是采油生產(chǎn)中經(jīng)常發(fā)生的事情； 國內(nèi)油田實際生產(chǎn)表明本發(fā)明中的“注水井”也可以根據(jù)采油生產(chǎn)需要轉(zhuǎn)換為本發(fā)明中的 “油井”，而且該類轉(zhuǎn)換也是采油生產(chǎn)中經(jīng)常發(fā)生的事情。本發(fā)明中的“管柱”是指油井井下除套管外的油管、抽油桿、泵、井下工具等。本發(fā)明中的“化學(xué)劑”是指甲基萘、降粘劑、降凝劑、驅(qū)油劑、甲基萘液體、特種有 機液體、特種液體、特種熔融液體的任意一種或任意兩種或兩種以上任意比例混合而無不 良化學(xué)反應(yīng)的混合物。本發(fā)明中“化學(xué)劑”應(yīng)具備以下全部基本特征1)能夠降低含蠟原油析蠟點和/或凝固點和/或熔蠟點1°C以上的單質(zhì)(即單一 物質(zhì))或混合物，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)石蠟(或蠟晶)的單質(zhì)(即單一 物質(zhì))或混合物；2)常溫常壓下為液體或200°C以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在200°C以下制成液體；3)在本發(fā)明所述“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo) 準(zhǔn)的規(guī)定、要求。公開資料表明汽油、苯、四氯化碳、二硫化碳能夠在常溫常壓下溶化石蠟(或蠟晶)，但用于本發(fā)明所述的“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中，違反了有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求，不具備本發(fā)明中的“化學(xué)劑”應(yīng)具備的全部基本特征，因此不屬于本發(fā)明 中的“化學(xué)劑”。試驗表明能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)石蠟(或蠟晶)的單質(zhì)或混合物，均 能夠有效降低含蠟原油析蠟點1°C以上。試驗表明20%的甲基萘與降粘劑、降凝劑、驅(qū)油劑、甲基萘液體、特種有機液體、 特種液體、特種熔融液體的任意一種或任意兩種或兩種以上任意比例混合而無不良化學(xué)反 應(yīng)的混合物混合后，能夠有效降低含蠟原油析蠟點1°C以上。本發(fā)明中“甲基萘”是1-甲基萘、2-甲基萘、混合甲基萘中的任意一種或任何兩種 或兩種以上任意比例的混合物。本發(fā)明中“1-甲基萘”的基本特征是公開資料表明，本發(fā)明中“1-甲基萘”又稱為 α -甲基萘，分子式C11Hltl，常溫常壓下呈液態(tài)，熔點_22°C，不溶于水，溶于乙醇、乙醚等多數(shù) 有機溶劑；室內(nèi)試驗表明，其常溫常壓下與“混合甲基萘”互溶，能溶解2-甲基萘，與2-甲 基萘、“混合甲基萘”、原油不產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)；室內(nèi)試驗表明，其能夠溶于原油中；屬于商品， 能夠從市場上采購；本發(fā)明中“混合甲基萘”的基本特征是本發(fā)明中“混合甲基萘”通常簡稱(俗稱) 甲基萘，是以2-甲基萘、1-甲基萘為主的有機混合物，其2-甲基萘、1-甲基萘含量與具體 商品型號有關(guān)；常溫常壓下為油狀液體，不溶于水，溶于乙醇、乙醚；國內(nèi)目前沒有制定統(tǒng) 一產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)，其產(chǎn)品型號、質(zhì)量指標(biāo)等隨各生產(chǎn)企業(yè)的企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)不同而有所不同，一般商品 的2-甲基萘、1-甲基萘總含量彡50%，熔點低于-5°C ；室內(nèi)試驗表明，“混合甲基萘”常溫 常壓下與1-甲基萘互溶，能溶解2-甲基萘，與2-甲基萘、1-甲基萘、原油不產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)； 室內(nèi)試驗表明，“混合甲基萘”能夠溶于原油中；屬于商品，且商品型號眾多，能夠從市場上 采購；本發(fā)明中“2-甲基萘”的基本特征是公開資料表明，本發(fā)明中“2-甲基萘”又 稱為甲基萘，分子式C11Hltl ；常溫常壓下為白色至淺黃色單斜晶體或熔融狀固體，熔點 34. 60C ；不溶于水，溶于乙醇、乙醚等多數(shù)有機溶劑；室內(nèi)試驗表明，其常溫常壓下能溶于 1-甲基萘、“混合甲基萘”，能溶于溫度超過其熔點的熱原油，與1-甲基萘、“混合甲基萘”、 原油不產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)；屬于商品，能夠從市場上采購。本發(fā)明中的“降粘劑”是指能夠降低原油粘度的化學(xué)藥劑，它是下述物質(zhì)中的任 意一種或者是它們之間任意兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物1)以甲基萘液體為主要有效成分的油溶性降粘劑，如以甲基萘、雜醇油混合液體 為主要有效成分的油溶性降粘劑，能夠利用溶解稀釋原理降低原油粘度；由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第173頁第11_12 行所述可知醇、醇醚能夠溶解浙青質(zhì)；而由該《油田化學(xué)》第175頁第13-14行所述可知 浙青質(zhì)含量越高，油的粘度就越高；由公開資料可知雜醇油主要成分為異戊醇、丁醇、丙 醇和庚醇；因此，雜醇油能夠溶解浙青質(zhì)，能夠降低原油粘度；試驗表明甲基萘能夠溶解浙青質(zhì)，能夠有效降低國內(nèi)各大油田原油粘度；2)以表面活性劑為主要有效成分的降粘劑，如以水溶性陰離子表面活性劑為主要 有效成分的水溶性降粘劑液體，能夠利用乳化降粘原理降低原油粘度；
如石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第175頁倒數(shù)第 3-4行所述“可用乳化降粘法開采稠油。這一方法是將表面活性劑水溶液注到井下，使高 粘度的稠油變?yōu)榈驼扯鹊乃腿闋钜翰沙觥保?3)以特種有機液體為主要有效成分的油溶性降粘劑；如正丁醚、二甲苯、乙二醇 丁醚，能夠利用溶解稀釋原理降低原油粘度。由于乙二醇丁醚屬于醇醚的一種，因此能夠溶解浙青質(zhì)，能夠降低原油粘度。試驗表明正丁醚、二甲苯能夠溶解浙青質(zhì)，能夠有效降低國內(nèi)各大油田原油粘度。本發(fā)明中“降粘劑”應(yīng)具備以下全部基本特征1)能夠降低含蠟原油析蠟點和/或凝固點和/或熔蠟點1°C以上的單質(zhì)(即單一 物質(zhì))或混合物，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)石蠟(或蠟晶)的單質(zhì)(即單一 物質(zhì))或混合物；2)常溫常壓下為液體或200°C以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在200°C以下制成液體；3)在本發(fā)明所述“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo) 準(zhǔn)的規(guī)定、要求。試驗表明將現(xiàn)有降粘劑加入遼河油田靜35塊原油中，能夠有效降低該原油析蠟 點1°C以上。本發(fā)明中的“降凝劑”是指能夠降低原油凝固點的化學(xué)藥劑。本發(fā)明中的“降凝劑”應(yīng)具備以下全部基本特征1)能夠降低含蠟原油析蠟點和/或凝固點和/或熔蠟點1°C以上的單質(zhì)(即單一 物質(zhì))或混合物，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)石蠟(或蠟晶)的單質(zhì)(即單一 物質(zhì))或混合物；2)常溫常壓下為液體或200°C以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在200°C以下制成液體；3)在本發(fā)明所述“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo) 準(zhǔn)的規(guī)定、要求。試驗表明將現(xiàn)有降凝劑加入遼河油田靜35塊原油中，能夠有效降低該原油析蠟 點1°C以上。進(jìn)一步地，本發(fā)明的降凝劑是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間任意兩種或 兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物1)以甲基萘液體為主要有效成分的油溶性降凝劑，如以甲基萘、雜醇油混合液體 為主要有效成分的油溶性降凝劑，能夠通過共晶、扭曲晶核、溶蠟機理降低原油凝固點。由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第167頁第6_7 行所述可知稠環(huán)芳香烴能通過參加組成晶核即共晶，從而使晶核扭曲，不利于蠟晶的繼續(xù) 長大；由該《油田化學(xué)》第166頁倒數(shù)第1行可知甲基萘屬于稠環(huán)芳香烴；而由該《油田化 學(xué)》第255頁倒數(shù)第4-5行所述可知聚合物型降凝劑主鏈和/或支鏈的非極性部分可與 蠟分子共同結(jié)晶即共晶，而其極性部分則能使蠟晶晶型產(chǎn)生扭曲；因此，比較甲基萘與聚合 物型降凝劑對蠟晶的作用可知二者的作用機理是相似的；因此，甲基萘屬于降凝劑范疇。由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第174頁第3_5 行所述可知醇、醇醚能夠增加蠟與水的溶解度；由該《油田化學(xué)》第252頁倒數(shù)第2行所述可知原油的含蠟量越高，原油的凝固點也越高；因此，雜醇油能夠利用溶蠟機理降低原油凝固點°室內(nèi)試驗表明98%甲基萘、5%雜醇油混合液體能夠溶解商品石蠟和蠟燭，在靜 35塊原油中加入該混合液體10%能夠有效降低其凝固點1°C以上。2)以表面活性劑為主要有效成分的降凝劑或其液體，如以烷基磺酸鈉、烷基苯磺 酸鈉為主要有效成分的水溶性降凝劑液體，能夠利用在蠟晶表面吸附、使蠟不宜形成網(wǎng)狀 結(jié)構(gòu)的機理理降低原油凝固點。由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第255頁倒數(shù)第 6-8行所述可知“表面活性劑型原油降凝劑如石油磺酸鹽和聚氧乙烯烷基銨，它們是通過 在蠟晶表面吸附的機理，使蠟形成不宜遍及整個體系的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)而起降凝作用”；由中國石 油大學(xué)出版社1989年5月第1版、2006年8月第4次印刷的《采油化學(xué)》第31-33頁所述 可知烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸鈉都屬于石油磺酸鈉范疇；因此，烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸 鈉屬于降凝劑范疇。3)以特種有機液體為主要有效成分的油溶性降凝劑或其液體；如正丁醚、二甲 苯、乙二醇丁醚或其混合液體，能夠利用溶蠟原理降低原油凝固點。由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第173頁第8行 所述可知二甲苯是溶蠟量很大的溶劑；由公開資料可知正丁醚可用作蠟的萃取和精制 溶劑；由該《油田化學(xué)》第174頁第3-5行所述可知醇、醇醚能夠增加蠟與水的溶解度，而 乙二醇丁醚屬于醇醚的一種；由該《油田化學(xué)》第252頁倒數(shù)第2行所述可知原油的含蠟 量越高，原油的凝固點也越高；因此，正丁醚、二甲苯、乙二醇丁醚，能夠利用溶蠟原理降低 原油凝固點。試驗表明正丁醚、二甲苯、乙二醇丁醚任意一種或其混合液體均能夠溶解商品石 蠟和蠟燭，在靜35塊原油中加入10%均能夠有效降低其凝固點1°C以上。本發(fā)明中的“驅(qū)油劑”是指能夠提高原油采收率、將油層中的原油驅(qū)至油井的化 學(xué)藥劑。本發(fā)明中的“驅(qū)油劑”應(yīng)具備以下全部基本特征1)能夠降低含蠟原油析蠟點和/或凝固點和/或熔蠟點1°C以上的單質(zhì)(即單一 物質(zhì))或混合物，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)石蠟(或蠟晶)的單質(zhì)(即單一 物質(zhì))或混合物；2)常溫常壓下為液體或200°C以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在200°C以下制成液體；3)在本發(fā)明所述“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo) 準(zhǔn)的規(guī)定、要求。進(jìn)一步地，所述驅(qū)油劑是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間任意兩種或兩種 以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物1)以磺酸鹽型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以烷基磺酸鈉、烷基苯磺 酸鈉、石油磺酸鈉、烷基甲苯磺酸鈉為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。2)以羧酸鹽型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以脂肪酸鹽、石油羧酸鹽 為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。3)以聚醚型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以平平加型表面活性劑、OP型表面活性劑、吐溫(Tween)型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑。 4)以非離子_陰離子型兩性表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以聚氧乙烯 聚氧丙烯烷基醇醚磺酸鹽、聚氧乙烯聚氧丙烯烷基醇醚羧酸鹽、聚氧乙烯聚氧丙烯烷基醇 醚硫酸酯鹽、聚氧乙烯聚氧丙烯烷基醇醚磷酸酯鹽為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。5)以陽離子型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以氯化十二烷基芐基二甲 基銨、氯化十二烷基三甲基銨、氯化十二烷基銨為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。6)以非離子_陽離子型兩性表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑，如以烷基二甲 銨基乙酸內(nèi)鹽、烷基銨基丙酸內(nèi)鹽為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。由石油大學(xué)出版社2000年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第109-110頁所 述可知磺酸鹽型表面活性劑、羧酸鹽型表面活性劑、聚醚型表面活性劑、非離子_陰離子 型兩性表面活性劑屬于驅(qū)油劑范疇；陽離子型表面活性劑、非離子-陽離子型兩性表面活 性劑雖然存在在地層吸附損耗的缺陷，但仍然屬于驅(qū)油劑范疇。試驗表明將現(xiàn)有驅(qū)油劑加入遼河油田靜35塊原油中，能夠有效降低該原油析蠟 點1°C以上。本發(fā)明中的“甲基萘液體”是指含有甲基萘的液體。本發(fā)明中“甲基萘液體”應(yīng)具備以下全部基本特征1)能夠降低含蠟原油析蠟點和/或凝固點和/或熔蠟點1°C以上的單質(zhì)或混合 物，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)石蠟(或蠟晶)的單質(zhì)或混合物；2)常溫常壓下為液體或100°C以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在100°C以下制成液體；3)在本發(fā)明所述的“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè) 標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。進(jìn)一步地，所述甲基萘液體是下述液體中的任意一種或者是它們之間任意兩種或 兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物1)甲基萘、雜醇油混合液體；2)甲基萘、有機溶劑混合液體；3)甲基萘乳化液、懸濁液；4) 50°C以下呈液態(tài)的甲基萘液體；5) 100°C以下呈液態(tài)的甲基萘和稠環(huán)芳香烴混合液體；6) 100°C以下呈液態(tài)的甲基萘和稠環(huán)芳香烴衍生物混合液體；7) 100°C以下呈液態(tài)的甲基萘和聯(lián)苯混合液體；8) 50°C以下呈液態(tài)的甲基萘和原油混合液體；9)甲基萘和液體石油樹脂混合液體；10) 100°C以下呈液態(tài)的甲基萘和石油樹脂混合液體；11)甲基萘和有機液體混合液體；公開資料表明國內(nèi)市場上的商品煤焦油含有甲基萘、有機溶劑，屬于含有甲基萘 的液體，能夠降低含蠟原油析蠟點和/或凝固點和/或熔蠟點rc以上，具有甲基萘液體的 功能；但如果將煤焦油用于本發(fā)明所述的“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中，違反了有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、 行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求，不具備本發(fā)明中的“甲基萘液體”應(yīng)具備的全部基本特 征，因此不屬于本發(fā)明中的“甲基萘液體”。
試驗表明95%甲基萘與5%雜醇油的混合液體能夠有效降低遼河油田靜35塊原 油析蠟點1°C以上。試驗表明常溫下，混合甲基萘能夠與雜醇油或有機溶劑或液體石油樹脂或原油 以任意比例混溶；90%混合甲基萘能夠溶解10%萘或二甲基萘或聯(lián)苯或石油樹脂；混和甲 基萘能與吡啶、、喹啉、呋喃等雜環(huán)有機液體任意比例混溶。本發(fā)明中的“雜醇油”基本特征是來自發(fā)酵法制酒精的副產(chǎn) 品雜醇油、酒精法生 產(chǎn)丁二烯的副產(chǎn)物雜醇油中的任意一種或者是它們之間任意比例混配的混合物，常溫常壓 下呈液態(tài)；試驗表明其與1-甲基萘、混合甲基萘互溶，溶于原油，能夠溶解2-甲基萘；常溫 常壓下不與1-甲基萘、2-甲基萘、混合甲基萘、原油產(chǎn)生化學(xué)反應(yīng)；屬于商品，能夠從市場 上采購。本發(fā)明中的“特種有機液體”是指常溫下呈液態(tài)的有機物。本發(fā)明中“特種有機液體”應(yīng)具備以下全部基本特征1)能夠降低含蠟原油析蠟點和/或凝固點和/或熔蠟點1°C以上的單質(zhì)或混合 物，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)石蠟(或蠟晶)的單質(zhì)或混合物；2)常溫常壓下為液體或100°C以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在100°C以下制成液體；3)在本發(fā)明所述的“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè) 標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。公開資料表明汽油、苯、四氯化碳、二硫化碳均屬于常溫下呈液態(tài)的有機物，能夠 在常溫常壓下溶化石蠟(或蠟晶)，具有特種有機液體的功能；但如果將其用于本發(fā)明所述 的“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中，違反了有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求，不具 備本發(fā)明中的“特種有機液體”應(yīng)具備的全部基本特征，因此不屬于本發(fā)明中的“特種有機 液體”。進(jìn)一步地，特種有機液體是下述液體的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上 任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物1)醇類液體，如甲醇、異丁醇、辛醇等液體；2) 二醇衍生物液體，如乙二醇丁醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇乙醚等液體；3)醚類液體，如正丁醚、異丁醚、正辛醚等液體；4)酯類液體，如乙酸己酯、乙酸苯酯、苯甲酸甲酯等液體；5)酮類液體，如3-庚酮、2-辛酮、環(huán)戊酮等液體；6)芳烴類液體，如二甲苯、三甲苯、乙苯等液體；7)重芳烴液體，如混合重質(zhì)苯、碳九、碳十等液體；8)芳烴或芳烴衍生物含量大于5%的液體石油產(chǎn)品液體，如柴油、塑料裂解油、橡 膠裂解油等液體；9)烯烴液體，如14-烯、12-烯、環(huán)戊二烯、雙環(huán)戊二烯、芳香烯烴、苯乙烯、甲基苯 乙烯、對甲基苯乙烯等液體；10)溶劑油液體，如烷烴溶劑油、芳烴溶劑油、烯烴溶劑油等液體；11)石油樹脂副產(chǎn)品液體，如石油樹脂生產(chǎn)工藝形成的釜底殘留物；12)常溫下為液態(tài)的石油樹脂液體；13)雜醇油類液體；
14) 100°C以下呈液態(tài)的烴類自聚物液體；15) 50°C以下呈液態(tài)的甲基萘熔融液體； 16)含蠟量低于10%的原油；17)分子式中不含氯元素、硫元素的有機液體，如吡啶、喹啉、呋喃等雜環(huán)有機液 體；18) IOO0C以下呈液態(tài)的石油樹脂液體；19) 100°C以下呈液態(tài)的生物油脂、裂解生物油脂液體，如豆油、裂解動物油、生物 柴油等；公開資料表明醇、二醇衍生物能夠增加蠟與水的相互溶解度，因此能夠溶解石蠟 (或蠟晶)。石油大學(xué)出版社2007年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第170頁倒數(shù)第1_2 行曾述“原油中的膠質(zhì)、浙青質(zhì)本身就是防蠟劑”。試驗表明將二乙二醇丁醚加入遼河油田靜35塊原油中，能夠降低該原油析蠟點 1°C以上。試驗表明將含蠟量5%的原油加入遼河油田靜35塊原油中，能夠降低該原油析 蠟點1°C以上。本發(fā)明中的“特種液體”是指下述液體的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以 上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物1) IOO0C以下呈液態(tài)的表面活性劑液體；2) IOO0C以下呈液態(tài)的油溶或水溶性聚合物液體；3) IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴液體；4) IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物液體；5)常溫下呈液態(tài)的商品防蠟劑；6)常溫下呈液態(tài)的商品油基清蠟劑；7)常溫下呈液態(tài)的商品水基清蠟劑；8) IOO0C以下呈液態(tài)的石油樹脂液體；本發(fā)明中“特種液體”應(yīng)具備以下全部基本特征1)能夠降低含蠟原油析蠟點和/或凝固點和/或熔蠟點1°C以上的單質(zhì)或混合 物，或者能夠在常壓常壓下溶化(或溶解)石蠟(或蠟晶)的單質(zhì)或混合物；2)常溫常壓下為液體或100°C以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在100°C以下制成液體；3)在本發(fā)明所述的“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè) 標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。公開資料表明十六烷基磺酸鈉外觀為漿狀物，常溫下能夠溶于水中，屬于表面活 性劑型原油降凝劑范疇；聚丙烯酸酯是油溶性聚合物的一種，常溫下溶于溶劑，屬于聚合物 型原油降凝劑范疇；稠環(huán)芳香烴、稠環(huán)芳香烴衍生物能夠溶于溶劑，屬于防蠟劑范疇。試驗表明將十六烷基磺酸鈉液體加入靜35塊原油中，能降低該原油析蠟點1°C 以上。試驗表明將聚丙烯酸酯液體加入靜35塊原油中，能降低該原油析蠟點1°C以上。試驗表明將商品防蠟劑或水基清蠟劑或油基清蠟劑加入靜35塊原油中，均能降低該原油析蠟點1°C以上。室內(nèi)試驗表明將5%萘溶于95%雜醇油的混合液體或?qū)?%二甲基萘溶于95%雜醇油的混合液體加入遼河油田靜35塊原油中，均能夠降低該原油析蠟點1°C以上。本發(fā)明中的“特種熔融液體”:是指在200°C以下含有稠環(huán)芳香烴、稠環(huán)芳香烴衍生 物、油溶或水溶性聚合物、石油樹脂、表面活性劑任意一種或以上的熔融液體。本發(fā)明中“特種熔融液體”的基本特征是熔點低于200°C。進(jìn)一步地，所述的特種熔融液體包括下述任意一種或者是它們之間兩種或兩種以 上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物1) 2000C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴熔融液體；2) 200°C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物熔融液體；3) 200°C以下呈液態(tài)的油溶或水溶性聚合物熔融液體；4) 200 0C以下呈液態(tài)的表面活性劑熔融液體；5) 200°C以下呈液態(tài)的石油樹脂熔融液體；6) 2000C以下呈液態(tài)的烴類自聚物熔融液體。本發(fā)明中的“表面活性劑”是指那些少量存在就能大大降低表面張力的物質(zhì)。本發(fā)明中“表面活性劑”的基本特征是具有表面活性，能夠降低表面張力(或界 面張力)。進(jìn)一步地，所述表面活性劑是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間兩種或兩種 以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物1)水溶性陰離子表面活性劑，如烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸鈉、烷基三甲基氯化 胺、聚氧乙烯烷基苯酚醚羧酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚羧酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚磺酸 鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚磺酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚硫酸酯鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚硫 酸酯鈉鹽、結(jié)構(gòu)式為CnF2n+1C00Na的羧酸鈉型氟表面活性劑，其中η表示4 10的整數(shù)、結(jié)構(gòu) 式為C8F17CONH(CH2)5COONa的羧酸鈉型氟表面活性劑、結(jié)構(gòu)式為RfOC6H4COONa的羧酸鈉型氟 表面活性劑、結(jié)構(gòu)式為CnF2n+1S03Na磺酸鈉型氟表面活性劑，其中η表示5或7或9、結(jié)構(gòu)式為 C3F7(CH2)nSO3Na的磺酸鈉型氟表面活性劑，其中η表示5或7或9、結(jié)構(gòu)式為CnF2n+1C6H4S03H 的磺酸鈉型氟表面活性劑，其中η表示5或7或9、結(jié)構(gòu)式為C7F15CH2OSO3Na的硫酸酯鹽型氟 表面活性劑、結(jié)構(gòu)式為(CF3)2CF2(CH2)6OSO3Na的硫酸酯鹽型氟表面活性劑或結(jié)構(gòu)式為C8F17S O2NH (CH2) 3NH (CH2) 3NHCH2CH20S03Na的硫酸酯鹽型氟表面活性劑；2)水溶性陽離子表面活性劑，如氯化十二烷基芐基二甲基銨、氯化十二烷基三 甲基銨、氯化十二烷基銨；3)水溶性非離子表面活性劑，如聚氧乙烯烷基醇醚、聚氧乙烯烷基苯酚醚、聚氧 乙烯辛基苯酚醚-10、聚氧乙烯辛基苯酚醚-7、聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚、山梨糖醇酐單 羧酸酯聚氧乙烯醚、山梨糖醇酐單月桂酸酯；4)油溶性陰離子表面活性劑，如油溶性石油磺酸鈉、油溶性石油羧酸鈉、油溶性 石油磺酸鉀或石油磺酸銨；5)油溶性非離子表面活性劑，如=F(CF2)m(CH2)nH,其中m = 10或12，η = 8或12 或14或18或24、聚氧乙烯十八胺_7、月桂酰乙二醇胺、魚油酰乙二醇胺、聚氧乙烯烷基酰 胺、CiqF19O(CH2CH2O)23CiqqF19 或 C3FO (CF-CFO)1A,其中 η 表示 1 或 2，Ar 表示芳烴基；
6)生物表面活性劑及其溶液，如用生物工程或生物方法生產(chǎn)的具有表面活性作 用的生物制劑、培養(yǎng)液、水溶液、乳化液、懸濁液、干燥制成品等；7)兩性表面活性劑，如聚氧乙烯烷基醇醚硫酸酯鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚硫酸 酯銨鹽、聚氧乙烯烷基醇醚磷酸酯二鈉鹽、二(聚氧乙烯烷基醇醚)磷酸酯鉀鹽、聚氧乙烯 烷基醇醚羧酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚磺酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚硫酸酯鈉鹽、聚氧乙 烯烷基苯酚醚磷酸酯二鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚羧酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚磺酸鈉 鹽、氨基二硫代甲酸鹽、烷基二甲胺基乙酸內(nèi)鹽、烷基胺基丙酸內(nèi)鹽、雷米幫A ；8)高分子表面活性劑，如代號或代名的2020、2040、2060、2070、AE、AES、AEP、 AEC、AESO、APES、APEP、APEC、APESO、SP、BP、GP。本發(fā)明中的“油溶或水溶性聚合物”:是指在主鏈和/或支鏈上有可與蠟分子共同 結(jié)晶(共晶)的非極性部分，也有使蠟晶晶型扭曲的極性部分的聚合物。 本發(fā)明中的“油溶或水溶性聚合物”基本特征是能夠降低含蠟原油析蠟點和/或 凝固點和/或熔蠟點1°C以上。進(jìn)一步地，所述油溶或水溶性聚合物是烷基苯酚甲醛樹脂，聚丙烯酸酯，聚羧酸 乙烯酯，乙烯與羧酸乙烯酯共聚物，乙烯與羧酸丙烯酯共聚物，乙烯與丙烯酸酯共聚物，乙 烯與甲基丙烯酸酯共聚物，乙烯與順丁烯二酸酯共聚物，苯乙烯與順丁烯二酸酯共聚物， α -烯烴與順丁烯二酸酯共聚物，乙酸乙烯酯與丙烯酸酯共聚物，乙酸乙烯酯與順丁烯二酸 酯共聚物，乙烯、乙烯醇與羧酸乙烯酯共聚物，乙烯、丙烯酸與丙烯酸酯共聚物，乙烯、乙烯 基甲基醚與順丁烯二酸酯共聚物，乙烯、乙酸乙烯酯與順丁烯二酸酯共聚物，乙烯、羧酸乙 烯酯與丙烯磺酸鹽共聚物，乙烯、丙烯酸酯與丙烯磺酸鹽共聚物或丙烯酸酯、乙烯吡啶與丁 二醇雙丙烯酸酯共聚物中的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無 不良化學(xué)反應(yīng)的混合物；本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴液體”是指含有稠環(huán)芳香烴的液體。進(jìn)一步地，所述稠環(huán)芳香烴液體是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間兩種或 兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物1)稠環(huán)芳香烴、雜醇油混合液體及其乳化液、懸濁液；2)稠環(huán)芳香烴、有機溶劑混合液體及其乳化液、懸濁液；3)稠環(huán)芳香烴乳化液、懸濁液；4) IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴液體及其乳化液、懸濁液；5) IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴、聯(lián)苯混合液體及其乳化液、懸濁液；6) IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴、原油混合液體及其乳化液、懸濁液；7)稠環(huán)芳香烴、液體石油樹脂混合液體及其乳化液、懸濁液；10) IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴、石油樹脂混合液體及其乳化液、懸濁液；11)稠環(huán)芳香烴、有機液體混合液體極其乳化液、懸濁液。本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴衍生物液體”是指含有稠環(huán)芳香烴衍生物的液體。進(jìn)一步地，所述稠環(huán)芳香烴衍生物液體是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間 兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物1)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于雜醇油的混合液體；2)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于有機溶劑的混合液體；
3)稠環(huán)芳香烴衍生物乳化液、懸濁液；4) IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物液體；5) IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物、聯(lián)苯混合液體；6) 100°C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物、原油混合液體；7)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于液體石油樹脂的混合液體；10) IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物、石油樹脂混合液體； 11)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于有機液體的混合液體。本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴液體、稠環(huán)芳香烴衍生物液體”應(yīng)具備以下全部基本特 征1)能夠降低含蠟原油析蠟點和/或凝固點和/或熔蠟點1°C以上的單質(zhì)(即單一 物質(zhì))或混合物，或者能夠在常溫常壓下溶化(或溶解)石蠟(或蠟晶)的單質(zhì)(即單一 物質(zhì))或混合物；2)常溫常壓下為液體或100°C以下呈液體狀態(tài)，或者能夠在100°C以下制成液體；3)在本發(fā)明所述的“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè) 標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求。公開資料表明國內(nèi)市場上的商品煤焦油含有甲基萘、稠環(huán)芳香烴衍生物、有機溶 齊U，屬于含有稠環(huán)芳香烴、稠環(huán)芳香烴衍生物的液體，能夠降低含蠟原油析蠟點和/或凝固 點和/或熔蠟點l°c以上，具有稠環(huán)芳香烴液體、稠環(huán)芳香烴衍生物液體的功能；但如果將 煤焦油用于本發(fā)明所述的“析蠟型油藏”開采應(yīng)用中，違反了有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè) 標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定、要求，不具備本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴液體、稠環(huán)芳香烴衍生物液體”應(yīng)具備的 全部基本特征，因此不屬于本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴液體、稠環(huán)芳香烴衍生物液體”。室內(nèi)試驗表明稠環(huán)芳香烴、稠環(huán)芳香烴衍生物能夠溶于雜醇油、有機溶劑、有機 液體、液體石油樹脂、原油中；將10%稠環(huán)芳香烴溶于90%液體石油樹脂形成的稠環(huán)芳香 烴液體加入遼河油田靜35塊原油中，能夠有效降低該原油析蠟點1°C以上；將10%稠環(huán)芳 香烴衍生物溶于90%液體石油樹脂形成的稠環(huán)芳香烴衍生物液體加入遼河油田靜35塊原 油中，能夠有效降低該原油析蠟點1°C以上。本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴”是指萘、蒽、菲、苊、并四苯、芘、苯并苊中的任意一種或 者是它們之間任意兩種或兩種以上任意比例的混合物。本發(fā)明中的“稠環(huán)芳香烴衍生物”是指二甲基萘、萘酚、萘二酚、甲基菲、菲酚中的 任意一種或者是它們之間任意兩種或兩種以上任意比例的的混合物。公開資料表明稠環(huán)芳香烴、稠環(huán)芳香烴衍生物能夠溶于原油、溶劑，能夠參加組 成蠟晶晶核，抑制蠟晶長大過程，具有防蠟作用，屬于防蠟劑范疇。本發(fā)明中的“烴類自聚物”是指不飽和烴在自然狀態(tài)下通過自然自聚合而形成的 聚合物，屬于石油化工行業(yè)的副產(chǎn)物或廢棄物，如來自環(huán)戊二烯原料罐罐底的自聚環(huán)戊二 烯固形物。本發(fā)明中的“液體石油樹脂”是指常溫下呈液態(tài)的石油樹脂。本發(fā)明中的“防膨劑”是指胺鹽型陽離子表面活性劑、季銨鹽型陽離子表面活性 齊U、吡啶鹽型陽離子表面活性劑、鉀鹽、銨鹽、水溶性鋁鹽、水溶性鋯鹽、氨水、聚合氯化鋁清 水溶液、商品防膨劑的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物；所述陽離子型表面活性劑的基本特征是在水中能夠解離，解離后起活性作用的部分 是陽離子。本發(fā)明中的“特種氣體”是指天然氣、二氧化碳、氮氣、煉廠氣、煙道氣的任意一種 或任意兩種或兩種以上任意比例的混合物；為解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟 向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油 的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；所述的化學(xué)劑和熱流體能聯(lián)合協(xié)同作用，有效熔化(或溶化)油層中的蠟晶、降低 油層中原油的析蠟溫度或者在有效熔化(或溶化)油層中蠟晶、降低油層中原油析蠟溫度 的同時提高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流至油井。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng) 域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體各自的最小加入量、最大加入 量；所述的化學(xué)劑應(yīng)能保證其向油層中加入的應(yīng)用符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、 或企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠優(yōu) 選、確定所述化學(xué)劑的具體組分或具體商品；所述化學(xué)劑和熱流體能在油層中接觸并聯(lián)合協(xié)同作用，有效熔化(或溶化)油層 中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井。為達(dá)到前述目 標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的具體 方法、加入次序等具體技術(shù)方案，能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體在加入油層前是否需要混 合以及是否需要在地面或/和油井中混合，并能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體混合時所采用 的混合方式、混合比例等具體技術(shù)方案。公開資料表明目前國內(nèi)有很多成熟方法、設(shè)備能夠讓原油從油井中升至地面，如 可以用抽油機將原油從油井中提升至地面，也可以用電潛泵或螺桿泵將原油從油井中泵送 至地面。由流體力學(xué)可知由于油層中存在很高的壓力，將流體加入油層后，會增加油層的 壓力，；如果油層中的原油能夠流動(滲流)，且油井中的壓力低于油層壓力，油層中的原油 就能夠滲流進(jìn)油井中。進(jìn)一步的，為了正常、有效地開采析蠟型油藏，可以周期性地向油層中加入化學(xué)劑 和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油 順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；所述的化學(xué)劑和熱流體可以在地面或/和井下混合后加入油層中，也可以分別加 入油層中；所述井下是指油井地面以下部分，也可指注水井地面以下部分。進(jìn)一步的，為了將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，通過油井用現(xiàn)有方法(如泵送)將 化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層中，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層 中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法讓原油從油井中升至 地面；為了不動管柱而將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，可以通過油井套管用現(xiàn)有方法 (如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層中；
為了降低熱流體能耗，或為了在油井結(jié)構(gòu)承載能力范圍內(nèi)盡可能提高熱流體溫 度，或為了減少熱流體進(jìn)入油層前在油井中的熱損失和溫降，也可以通過油井油管用現(xiàn)有 方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層中；所述混合可以是指化學(xué)劑和熱流體在地面的混合，也可以是指化學(xué)劑和熱流體在 油井中的混合(如化學(xué)劑和熱流體交替進(jìn)入管線、油井后的自然混合)；所述混合應(yīng)能保證化學(xué)劑和熱流體在油層中有效接觸并聯(lián)合協(xié)同作用，有效熔化 (或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井。 為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體在 加入油層前是否需要混合以及是否需要在地面或/和油井中混合，并能夠確定所述化學(xué)劑 和熱流體混合時所采用的混合方式、混合比例等具體技術(shù)方案。進(jìn)一步的，為了減少熱流體和/或化學(xué)劑進(jìn)入油層前在油井中的熱損 失，保證熱 流體、化學(xué)劑進(jìn)入油層的溫度更高，先向油井套管中加入特種氣體，然后通過油井油管向油 層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度， 使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；所述特種氣體應(yīng)能保證有效降低熱流體、化學(xué)劑在油井中的熱損失。為達(dá)到前述 目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定所述特種氣體的最小加入量、最大 加入量。進(jìn)一步的，為了正常、有效地開采析蠟型油藏，也可以通過油井，周期性地向油層 中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使 油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法讓原油從油井中升至地面；所述的化學(xué)劑和熱流體可以在地面或/和油井中混合后加入油層中，也可以分別 加入油層中；所述的周期性可以是指固定周期的方式，也可以是指周期不定的方式。公開資料表明雖然油井控制的油層體積巨大，但因為油層中的壓力很高，如埋深 1000米的油層原始壓力一般在IOMPa左右，因此一次向油層中注入巨量的化學(xué)劑和熱流體 會使油層壓力很高，會大幅增加施工成本或?qū)е鹿に囋O(shè)備復(fù)雜化，如一次向壓力IOMPa油 層中注入10000噸化學(xué)劑和熱流體有可能使油層壓力超過50MPa，從而超過油井井口所能 承載的工作壓力或油層的破裂壓力；因此，應(yīng)分批次的或周期性地向油層中加入化學(xué)劑和 熱流體，在向油層中加入一定量的化學(xué)劑和熱流體后，再讓加入油層中的化學(xué)劑、熱流體與 原油“滲流返回”進(jìn)油井中并從油井中升到地面，在將原油開采出來的同時使油層的壓力得 以降低，然后再次向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，形成油田行業(yè)俗稱的“吞吐采油工藝”，才 能有效開采析蠟型油藏。進(jìn)一步的，為了防止一次向油層中加入化學(xué)劑和熱流體總量太大的弊端，將化學(xué) 劑和熱流體加入油井周圍油層中，再讓化學(xué)劑和熱流體伴隨油層中的原油滲流返回至該油 井并通過該油井升至地面，實現(xiàn)油井周圍油層的化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工 藝)，通過油井，用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入該油井周圍的油層中，以熔 化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱 流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面，以實現(xiàn)油井周圍油層的化學(xué) 劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)；
所述化學(xué)劑和熱流體可以在地面混合后加入油井周圍的油層中，也可以在油井中混合(如化學(xué)劑和熱流體交替進(jìn)入管線、油井后的自然混合)后加入油井周圍的油層中，也 可以分別加入油井周圍的油層中；所述原油和化學(xué)劑、熱流體混合物是在油層中自然混合而成的；所述原油和化學(xué)劑、熱流體可以在油層中共同滲流至油井，也可以不同時滲流或各自滲流至油井；所述的化學(xué)劑、熱流體可以全部滲流返回至油井，也可以部分滲流返回至油井而 在油層中殘留一部分；所述化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)是指通過油井將化學(xué)劑和熱 流體加入油層中，再讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升 至地面的采油方式(或工藝)；將化學(xué)劑和熱流體加入油層中即為俗稱的“吞”，讓化學(xué)劑、 熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面即為俗稱的“吐”；所述的化學(xué)劑和熱流體應(yīng)保證在加入油井周圍油層的應(yīng)用中不會壓穿油層，應(yīng)保 證不會將油層中的原油大量頂推進(jìn)非油層中。為了達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人 員通過現(xiàn)有方法能夠確定將所述化學(xué)劑和熱流體加入油層中的最大加入總量、最大加入壓 力。公開資料表明油層中的壓力很高，如埋深1000米的油層原始壓力一般在IOMPa 左右，而向油層中加入化學(xué)劑和熱流體則會增加油層壓力；因此，當(dāng)向油層中加入的化學(xué)劑 和熱流體總量達(dá)到一定范圍時，就很難再向油層中繼續(xù)加入化學(xué)劑和熱流體，或者再繼續(xù) 加入化學(xué)劑和熱流體會增加成本或?qū)е鹿に囋O(shè)備復(fù)雜化；而且，如果一次向油層中加入化 學(xué)劑和熱流體的總量太大，會將油層中的原油頂推至距離油井更遠(yuǎn)的油層甚至超出油井滲 流所能控制的范圍而難以再隨化學(xué)劑和熱流體返回油井，使油層中的原油無法開采出來； 嚴(yán)重的，如果一次向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的總量太大，可使油層中的壓力超過油層 巖石的破裂壓力，導(dǎo)致油層被壓穿，將原油從油層中頂推至非油層而損失掉，并給油層帶來 巨大的破壞，使原油開采無法再正常進(jìn)行；因此，向油層中加入一定量的化學(xué)劑和熱流體 后，需要讓油層中的化學(xué)劑、熱流體與原油“滲流返回”進(jìn)油井中并從油井中升到地面，在 將原油開采出來的同時使油層的壓力得以降低，然后才能再次向油層中加入化學(xué)劑和熱流 體，即油田行業(yè)俗稱的“吞吐采油工藝”；因此，為了有效開采析蠟型油藏，應(yīng)首先將油井周 圍油層中的原油開采出來。由流體力學(xué)可知由于油層中存在很高的壓力，從油井將化學(xué)劑和熱流體加入油 井周圍油層后，會增加油井周圍油層的壓力；如果油井中的壓力低于油層壓力，油層中的原 油就能夠向油井滲流，加入油層中的化學(xué)劑和熱流體也能夠滲流回油井；且原油和化學(xué)劑、 熱流體在向油井滲流的過程中會自然混合。進(jìn)一步的，為了利用化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)將油井控制油 層中的原油開采出來，進(jìn)而實現(xiàn)有效開采析蠟型油藏的目的，先用現(xiàn)有方法(如泵送)將化 學(xué)劑加入油井中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推 至該油井控制油層的預(yù)定位置，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫 度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地 面；然后重復(fù)這些步驟，按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井控制油層中的原油開采出來；也可以先將化學(xué)劑和其1-10倍的熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法(如泵送)加入油井中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué) 劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油 的析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油 井升至地面；然后重復(fù)這些步驟，按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井控制油層中的原油開采出 來；
也可以先將化學(xué)劑和熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法(如泵送)加 入油井中，再通過油井進(jìn)入到該油井控制油層的預(yù)定位置，以熔化(或溶化)油層中的蠟 晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至 該油井，再通過該油井升至地面；然后重復(fù)這些步驟，按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井控制 油層中的原油開采出來；也可以先用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑加入油井中，然后用特種氣體將化學(xué)劑 頂推進(jìn)油層中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至 該油井控制油層的預(yù)定位置，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫 度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地 面；然后重復(fù)這些步驟，按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井控制油層中的原油開采出來；也可以先將化學(xué)劑和其1-10倍的熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法 (如泵送)加入油井中，然后用特種氣體將化學(xué)劑、熱流體混合物頂推進(jìn)油層中，然后用現(xiàn) 有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定 位置，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油和化 學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面；然后重復(fù)這些步驟， 按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井控制油層中的原油開采出來；為了不動管柱而將化學(xué)劑、熱流體分別或/和混合后加入油井進(jìn)而推至油井控制 油層的預(yù)定位置，可以通過油井套管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和 混合后加入油井進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位置；為了降低熱流體能耗，或為了在油井結(jié)構(gòu)承載能力范圍內(nèi)盡可能提高熱流體溫 度，或為了減少熱流體進(jìn)入油層前在油井中的熱損失和溫降，也可以通過油井油管用現(xiàn)有 方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油井進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù) 定位置；為了減少熱流體和/或化學(xué)劑進(jìn)入油層前在油井中的熱損失，保證熱流體、化學(xué) 劑進(jìn)入油層的溫度更高，先向油井套管中加入特種氣體，然后通過油井油管將化學(xué)劑和熱 流體分別或/和混合后加入油層進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位置；所述化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)是指將化學(xué)劑和熱流體加入 油層中，再讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至油井并通過油井升至地面的采油 方式(或工藝)；將化學(xué)劑和熱流體加入油層中即為俗稱的“吞”，讓化學(xué)劑、熱流體與油層 中的原油滲流返回至油井并通過油井升至地面即為俗稱的“吐”；所述的油井控制油層是指以油井為中心、以油井間距一半為半徑范圍內(nèi)的油層， 也指油井設(shè)計控制范圍內(nèi)所控制的油層，其具體范圍、指標(biāo)等的設(shè)計是油田常用的成熟方 法；所述的預(yù)定位置是指預(yù)先設(shè)定的化學(xué)劑、熱流體應(yīng)該到達(dá)的油層位置，可以用油層處理半徑作為表示指標(biāo)，也可以用油層處理體積作為表示指標(biāo)；所述的油層處理半徑是 指以油井底部中心為圓點、化學(xué)劑與熱流體在油層中所能到達(dá)的半徑范圍；所述的油層處 理體積是指以油井中心為中心線、化學(xué)劑與熱流體在油層中所能到達(dá)的油層總體積。作為 本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法和油水井、油藏資料能夠確定所述預(yù)定位置、油層處理 半徑、油層處理體積的具體指標(biāo)、技術(shù)方案等；所述原油和化學(xué)劑、熱流體混合物是在油層中自然混合而成的；所述原油和化學(xué) 齊U、熱流體可以在油層中共同滲流，也可以不同時滲流或各自滲流；所述的化學(xué)劑、熱流體可以全部滲流返回至油井，也可以部分滲流返回至油井而 在油層中殘留一部分；所述油井間距是指兩口井之間的設(shè)計距離，屬于油田油井設(shè)計術(shù)語，其設(shè)定方 法、技術(shù)方案是油田常用的成熟方法；公開資料表明國內(nèi)油田的油井間距一般為100-500 米，也有少量油井的油井間距在該范圍之外。
公開資料表明油藏基本的開采方法是在油藏建造油井，用油井控制相應(yīng)的油層 范圍，然后通過油井將其控制油層中的原油開采出來，在國內(nèi)屬于成熟的方法；油井的建造 也屬于成熟的方法。公開資料表明油井與油層是連通的，油層中的原油能夠進(jìn)入油井；反之，將流體 加入油井中，也能通過油井進(jìn)入油層中。公開資料表明油井一般有油管和套管，油管在套管中，油管與套管間有環(huán)形空 間，油管與套管可以連通為連通管，也可以用封隔器封閉為不連通。公開資料表明動管柱屬于油井作業(yè)范疇，費用較高，因此不動管柱能夠降低施工 費用，節(jié)省采油成本。進(jìn)一步的，為了將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，也可以通過注水井用現(xiàn)有方法 (如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層中，以熔化(或溶化)油層中的蠟 晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法讓原油從 油井中升至地面；為了不動管柱而將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，也可以通過注水井套管用現(xiàn)有方 法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；為了降低熱流體能耗，或為了在注水井結(jié)構(gòu)承載能力范圍內(nèi)盡可能提高熱流體溫 度，或為了減少熱流體進(jìn)入油層前在注水井中的熱損失和溫降，也可以通過注水井油管用 現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；所述混合可以是指化學(xué)劑和熱流體在地面的混合，也可以是指化學(xué)劑和熱流體在 注水井中的混合(如化學(xué)劑和熱流體交替進(jìn)入管線、注水井后的自然混合)；所述混合應(yīng)能保證化學(xué)劑和熱流體在油層中有效接觸并聯(lián)合協(xié)同作用，有效熔化 (或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井。 為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定所述化學(xué)劑和熱流體在 加入油層前是否需要混合以及是否需要在地面或/和注水井中混合，并能夠確定所述化學(xué) 劑和熱流體混合時所采用的混合方式、混合比例等具體技術(shù)方案。進(jìn)一步的，為了減少熱流體和/或化學(xué)劑進(jìn)入油層前在注水井中的熱損失，保證 熱流體、化學(xué)劑進(jìn)入油層的溫度更高，先向注水井套管中加入特種氣體，然后通過注水井油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟 溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；所述特種氣體應(yīng)能保證有效降低熱流體、化學(xué)劑在注水井中的熱損失。為達(dá)到前 述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員通過現(xiàn)有方法能夠確定所述特種氣體的最小加入量、最 大加入量。進(jìn)一步的，為了正常、有效地開采析蠟型油藏，也可以通過注水井，周期性地向油 層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度， 使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面。；所述的化學(xué)劑和熱流體可以在地面或/和注水井中混合后加入油層中，也可以分別加入油層中；所述的周期性可以是指固定周期的方式，也可以是指周期不定的方式。公開資料表明雖然注水井控制的油層體積巨大，但因為油層中的壓力很高，一次 向油層中注入巨量的化學(xué)劑和熱流體會使油層壓力很高，會大幅增加施工成本或?qū)е鹿に?設(shè)備復(fù)雜化；因此，應(yīng)分批次的或周期性地向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，在向油層中加入 一定量的化學(xué)劑和熱流體后，再讓加入油層中的化學(xué)劑、熱流體與原油“滲流返回”進(jìn)油井 中并從油井中升到地面，在將原油開采出來的同時使油層的壓力得以降低，然后再次向油 層中加入化學(xué)劑和熱流體，形成油田行業(yè)俗稱的“吞吐采油工藝”，才能有效開采析蠟型油 藏。進(jìn)一步的，為了將注水井周圍油層中的剩余原油開采出來，進(jìn)而實現(xiàn)有效開采析 蠟型油藏的目的，先將注水井轉(zhuǎn)換為油井，然后用本發(fā)明中的前述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞 吐采油方式(或工藝)將注水井周圍油層中的剩余原油開采出來；所述的注水井應(yīng)具備讓原油升至地面(即采油)的條件，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人 員能夠用現(xiàn)有方法確定將所述注水井轉(zhuǎn)化為油井的具體生產(chǎn)方式、技術(shù)方案。公開資料表明由油井轉(zhuǎn)換為注水井的周圍油層中存在大量剩余原油，用普通注 水的方法很難將其開采出來；以靜35塊為例，該區(qū)塊的注水井雖然曾經(jīng)進(jìn)行過井口水溫 90°C的熱注試驗，但在熱注試驗結(jié)束前后的正常注水生產(chǎn)中所用的是正常的油田污水，其 井口水溫一般為40-50，已經(jīng)低于該區(qū)塊的原油析蠟溫度，因此進(jìn)入油層后會加劇蠟晶的形 成，必然會導(dǎo)致更多的原油剩余在油層中而無法采出，造成資源浪費；因此，將注水井周圍 油層中的剩余原油開采出來是必要的；由于注水井轉(zhuǎn)化為油井是成熟的方法，因此注水井 用本發(fā)明中前述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)的效果是可以預(yù)期的。由流體力學(xué)可知由于油層中存在很高的壓力，將化學(xué)劑和熱流體加入注水井周 圍油層后，會增加注水井周圍油層的壓力；如果注水井中的壓力低于油層壓力，油層中的原 油就能夠向注水井滲流，加入油層中的化學(xué)劑和熱流體也能夠滲流回注水井；且原油和化 學(xué)劑、熱流體在向注水井滲流的過程中會自然混合。進(jìn)一步的，為了將注水井控制油層中的原油開采出來，進(jìn)而實現(xiàn)有效開采析蠟型 油藏的目的，先將注水井轉(zhuǎn)換為油井，然后用本發(fā)明中前述化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合吞吐采油 方式(或工藝)將注水井控制油層中的原油開采出來；所述的注水井控制油層是指以注水井為中心、以注水井與油井間的油井間距一 半為半徑范圍內(nèi)的油層，也指注水井設(shè)計控制范圍內(nèi)所控制的油層，也可以指轉(zhuǎn)化為注水井的油井原來的油井控制油層，其具體范圍、指標(biāo)等的設(shè)計是油田常用的成熟方法；所述的注水井應(yīng)具備讓原油升至地面(即采油)的條件，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人 員能夠用現(xiàn)有方法確定將所述注水井轉(zhuǎn)化為油井的具體生產(chǎn)方式、技術(shù)方案。公開資料表明析蠟型油藏的采收率很低，以靜35塊為例，其15年多的采收率只 有3%，其設(shè)計最終采收率只有10%，其理論標(biāo)定最終采收率是20% ；因此，注水井無論是 由油井轉(zhuǎn)換而來還是新建的，所控制的油層中仍然還有80% -97%的原油，如果不開采出 來會造成資源浪費；由于注水井轉(zhuǎn)化為油井是成熟的方法，因此注水井用本發(fā)明中前述化 學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)的效果是可以預(yù)期的。進(jìn)一步的，為了利用化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式(或工藝)更經(jīng)濟有效地 開采析蠟型油藏，提高油藏最終采收率，本發(fā)明一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟 通過中心井，用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，熔化(或溶化)油層中 的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，并驅(qū)使油層中的原油順利滲流至中心井周圍的采油 井中，再讓原油從采油井中升至地面，以將油層中的原油開采出來；
為了不動管柱而將化學(xué)劑、熱流體加入油層中，可以通過油井套管用現(xiàn)有方法 (如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；為了降低熱流體能耗，或為了在油井結(jié)構(gòu)承載能力范圍內(nèi)盡可能提高熱流體溫 度，或為了減少熱流體進(jìn)入油層前在油井中的熱損失和溫降，也可以通過油井油管用現(xiàn)有 方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；為了減少熱流體和/或化學(xué)劑進(jìn)入油層前在油井中的熱損失，保證熱流體、化學(xué) 劑進(jìn)入油層的溫度更高，先向油井套管中加入特種氣體，然后通過油井油管將化學(xué)劑和熱 流體加入油層中；所述的特種氣體也可以周期性地加入油井套管中，以補充所述的特種氣 體進(jìn)入油層中的損耗；所述的中心井是指用來將化學(xué)劑和熱流體加入油層中的油井，可以是油井，也可 以是注水井，也可以是專門建造的化學(xué)劑和/或熱流體注入井，一般不用來生產(chǎn)原油；所述的采油井可以是指油井，也可以是指具備采油條件、能夠轉(zhuǎn)換為油井的注水 井，可以是指1 口井，也可以是指2 口和2 口以上的井；可以是按照現(xiàn)有油田開發(fā)技術(shù)方案 建成的井，也可以是反5點或反9點布置的油井；可以是生產(chǎn)油井，也可以是具備采油條件 的探井；所述中心井與采油井應(yīng)能夠通過油層連通；所述的化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式或工藝是指從中心井加入化學(xué)劑和熱 流體，讓化學(xué)劑、熱流體驅(qū)使油層中的原油滲流至采油井并通過采油井升至地面的采油方 式或工藝，讓化學(xué)劑、熱流體驅(qū)使油層中的原油滲流至采油井即為油田俗稱的“驅(qū)”；所述的化學(xué)劑和熱流體可以在地面或/和中心井中混合后加入油層中，也可以分 別或交替加入油層中；可以一直連續(xù)不斷的加入油層中，也可以根據(jù)生產(chǎn)需要隨時暫停加 入油層中或調(diào)整加入油層的具體時間；作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定所述 的化學(xué)劑和熱流體加入油層中的具體技術(shù)方案；所述的中心井應(yīng)能滿足中心井加入_采油井采出的化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油 方式或工藝的需要，滿足析蠟型油藏開采的需要，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方 法確定所述中心井在析蠟型油藏的具體地理位置及所需數(shù)量，能夠確定將化學(xué)劑和熱流體從中心井加入油層中的具體方法、技術(shù)方案，并能夠確定其與所述采油井的具體數(shù)量比例、 相對位置等技術(shù)方案；所述的采油井應(yīng)能滿足中心井加入_采油井采出的化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油 方式或工藝的需要，滿足析蠟型油藏開采的需要，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方 法確定所述采油井在析蠟型油藏的具體地理位置及所需數(shù)量，能夠確定其讓原油升至地面 的具體生產(chǎn)方式、技術(shù)方案，并能夠確定其與所述中心井的具體數(shù)量比例、相對位置等技術(shù)方案。公開資料表明水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)、蒸汽驅(qū)、表面活性劑驅(qū)、氣體驅(qū)等各種“驅(qū)”的采油方 法的采收率、最終采收率高于相應(yīng)“吞吐”的采油方法，因此化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油 方式的效果好于化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式是可以預(yù)期的。公開資料表明油層生產(chǎn)一段時間后，油層中的壓力比原始壓力低很多；注水生 產(chǎn)實踐表明油田污水能夠通過注水井滲流到其周圍的油井中；因此，中心井加入_采油井 采出的化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式能夠在實際生產(chǎn)中實施進(jìn)行是可以預(yù)期的。
公開資料表明目前油田注水方式一般采用反5點或反9點布置方式，即注水井 在中心，注水井周圍有5 口油井或9 口油井生產(chǎn)原油，注水井周圍有5 口油井的俗稱反5點 注水法，注水井周圍有9 口油井的俗稱反9點注水法；因此，利用中心井將化學(xué)劑和熱流體 加入油層中，利用中心井周圍的5 口或9 口采油井生產(chǎn)原油，與相應(yīng)的反5點注水法、反9 點注水法原理相似，因此其效果是可以預(yù)期的；也因此，1 口中心井對應(yīng)1 口或2 口或2 口 以上采油井的中心井加入-采油井采出的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式效果也是可以 預(yù)期的。公開資料表明探井也可以轉(zhuǎn)換為生產(chǎn)油井，是油田生產(chǎn)中成熟的方法和正常發(fā) 生的事情。進(jìn)一步的，為了提高油層的滲透率、孔隙度和滲流能力，更經(jīng)濟有效地開采析蠟型 油藏，先用現(xiàn)有方法對油層進(jìn)行酸化或/和壓裂，以提高油層的滲透率、孔隙度和滲流能 力；再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的 析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；所述的酸化是指油水井的酸處理，是采油生產(chǎn)中常用的一種成熟工藝方法，可以 應(yīng)用于油井，也可以應(yīng)用于注水井；所述的酸化可以周期性進(jìn)行，但公開資料表明所述的壓 裂在同一口油井或水井一般只進(jìn)行一次；所述的壓裂是指用壓力、壓裂液等將油層壓開并形成裂縫，是采油生產(chǎn)中常用的 一種成熟工藝方法，可以應(yīng)用于油井，也可以應(yīng)用于注水井；所述酸化、壓裂應(yīng)能保證其所用的物質(zhì)不與所述化學(xué)劑發(fā)生不良化學(xué)反應(yīng)。為達(dá) 到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述酸化、壓裂的技術(shù)方案， 并能夠確定其所用物質(zhì)的具體種類。公開資料表明所述酸化、壓裂均為成熟工藝方法，能夠各自獨立進(jìn)行或聯(lián)合進(jìn) 行，不會改變油層中的原油物性和油層溫度，不能熔化(或溶化)油層中析出的蠟晶，但能 夠提高油層的滲透率、孔隙度和滲流能力；因此，先對油層進(jìn)行酸化或/和壓裂，再向油層 中加入化學(xué)劑和熱流體，將更有利于原油滲流和析蠟型油藏的開采是可以預(yù)期的。進(jìn)一步的，為了防止化學(xué)劑大量進(jìn)入高滲透水層造成化學(xué)劑浪費，也為了讓化學(xué)劑更均勻地進(jìn)入同一油井或/和注水井中的不同滲透率油層或同一油層的不同滲透率部 位、孔隙中，并保證化學(xué)劑和熱流體能夠順利加入油層中，先向油井或/和注水井或/和油 層中試擠熱流體，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降 低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地 面； 所述的試擠是指對油井或/和注水井或/和油層進(jìn)行的實驗性或探索性或偵察 性的注水方法或過程，因此可以在每次向油井或/和注水井或/和油層中加入化學(xué)劑和熱 流體前進(jìn)行，公開資料表明所述的試擠是油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法，可以在每 次向油井或/和注水井或/和油層中加入化學(xué)劑和熱流體所述試擠應(yīng)能保證化學(xué)劑和熱流體順利加入油層中，減少化學(xué)劑浪費，讓化學(xué)劑 更均勻地進(jìn)入同一油井或/和注水井中的不同滲透率油層或同一油層的不同滲透率部位、 孔隙中，并符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng) 域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定具體的試擠技術(shù)方案，并能夠確定試擠所用熱流體的 溫度范圍及熱流體的最小試擠量、最大試擠量。所述試擠用的熱流體也可以含有防膨劑或/和表面活性劑，所含有的防膨劑應(yīng)能 夠有效降低熱流體進(jìn)入油層引起的粘土膨脹，并能夠保證不與所述化學(xué)劑產(chǎn)生不良化學(xué)反 應(yīng)；所含有的表面活性劑應(yīng)能夠有效降低熱流體與油層中的沙粒(或巖石)、原油的界面張 力，并能夠保證不與所述防膨劑、化學(xué)劑產(chǎn)生不良化學(xué)反應(yīng)。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域 普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述防膨劑或/和表面活性劑的具體組成以及其在熱 流體中的最小濃度、最大濃度。公開資料表明油藏油層具有復(fù)雜的地質(zhì)特性和非均質(zhì)性；以靜35塊為例，遼河 油田公開資料表明靜35塊儲層孔隙空間主要為粒間孔，孔喉半徑為2. 83微米，有少量溶 蝕孔和裂縫；孔隙類型為高滲大孔細(xì)喉不均勻型和中滲大孔細(xì)喉不均勻型，孔隙半徑一般 為5 50微米，平均為13微米；儲層孔喉均質(zhì)系數(shù)為0. 342，非均質(zhì)性嚴(yán)重，儲層孔隙度一 般17-24%，滲透率一般為200 2000X 10_3um2，滲透率變化范圍可達(dá)10余倍；生產(chǎn)井段長 度為50 150米，油層平均厚度24米，單層油層厚度0. 1 8米，單井油層層數(shù)3 25層， 平均泥巖夾層厚度3. 1米，有少量夾氣層和夾水層，大部分井有1層以上油水同層；因此，為 了防止化學(xué)劑大量進(jìn)入高滲透水層造成化學(xué)劑浪費，也為了讓化學(xué)劑更均勻地進(jìn)入同一油 井或/和注水井中的不同滲透率油層或同一油層的不同滲透率部位、孔隙中，并保證化學(xué) 劑和熱流體能夠順利加入油層中，需要在向油層中加入化學(xué)劑和熱流體前先向油層中試擠 熱流體。進(jìn)一步的，為了防止化學(xué)劑大量進(jìn)入高滲透率水層而浪費化學(xué)劑，讓化學(xué)劑更多 的進(jìn)入油層中，先向油層中加入有機溶劑，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶 化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓 原油從油井中升至地面；所述有機溶劑應(yīng)不溶于水，應(yīng)能夠在與水層或/和油層中的水接觸時形成有效的 液_液界面，應(yīng)能夠利用該液_液界面所形成的界面張力有效阻礙化學(xué)劑進(jìn)入水層中，并在 向油層加入的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、或企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求。為達(dá)到前 述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述有機溶劑的具體組成或物質(zhì)種類、最小加入量、最大加入量。公開資料表明水與不溶于水的有機溶劑如油，能夠形成油-水界面，產(chǎn)生界面張 力；由于油層中的空隙孔喉屬毛細(xì)管范疇，有關(guān)計算可以表明；處于其中的油-水界面所產(chǎn) 生的界面張力或毛細(xì)管力很大，能夠有效阻礙有油-水界面在毛細(xì)管中位移；因此，所述有 機溶劑與水層或/和油層中的水接觸時能夠形成有效的液_液界面，并利用該液_液界面 所形成的界面張力有效阻礙化學(xué)劑進(jìn)入水層中。進(jìn)一步的，為了防止熱流體導(dǎo)致油層中的粘土膨脹而增加原油滲流阻力，向油層 中加入化學(xué)劑、防膨劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟 溫度，降低熱流體加入油層中引起的粘土膨脹，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原 油從油井中升至地面；也可以先向油層中加入防膨劑，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體。所述防膨劑能有效降低熱流體加入油層中引起的粘土膨脹，并保證其在加入油層 的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、或企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定與要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作 為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述防膨劑的具體組成、具體商品種類，能 夠確定所述防膨劑加入油層的具體加入方法及與化學(xué)劑、熱流體加入次序等技術(shù)方案，并 能夠確定其最小加入量、最大加入量。
公開資料表明鉀鹽中的氯化鉀屬于防膨劑范疇，不與表面活性劑產(chǎn)生不良化學(xué) 反應(yīng)。進(jìn)一步的，為了提高油層壓力和熱流體的波及系數(shù)，先向油層中加入特種氣體或 泡沫液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原 油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；也可以先向油層中加入化學(xué)劑，再向油層中加入特種氣體或泡沫液和熱流體；也可以在向油層中加入化學(xué)劑或/和熱流體的同時，向油層中加入特種氣體或泡 沫液；也可以在向油層中加入化學(xué)劑或/和熱流體完畢后，向油層中加入特種氣體或泡 沫液。所述的泡沫液是指由特種氣體與發(fā)泡劑、水組成的泡沫液，所述的發(fā)泡劑優(yōu)選非 離子表面活性劑；所述的向油層中加入特種氣體或泡沫液是指向油層中加入特種氣體或泡沫液的 過程與方法，是油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法。所述特種氣體或泡沫液應(yīng)能有效提高油層壓力和熱流體的波及系數(shù)，應(yīng)保證不與 所述化學(xué)劑產(chǎn)生不良化學(xué)反應(yīng)，并在向油層加入的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企 業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述 特種氣體或泡沫液的具體組分、具體種類、加入溫度、最小加入壓力、最大加入壓力、最小加 入量、最大加入量，能夠確定所述泡沫液形成的具體方法、具體技術(shù)方案。公開資料表明向油層中加入特種氣體或泡沫液是油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工 藝方法，能夠各自獨立進(jìn)行或聯(lián)合進(jìn)行，所述泡沫液能夠有效提高熱流體的波及系數(shù)(參 見石油大學(xué)出版社2007年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第118頁倒數(shù)第10行所 述“由于泡沫的粘度大于水，所以它有大于水的波及系數(shù)”)，所述特種氣體能夠有效提高油層壓力；因此，先向油層中加入特種氣體或泡沫液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，將更 有利于原油滲流和析蠟型油藏的開采。公開資料表明陰離子表面活性劑與陽離子表面活性劑相遇能夠產(chǎn)生沉淀等不良 化學(xué)反應(yīng)，如果所述化學(xué)劑含有陰離子表面活性劑，所述泡沫液就不能含有陽離子表面活 性劑，反之亦然。進(jìn)一步的，為了提高油層壓力，先向油層中加入惰性氣體釋放劑水溶液，再向油層 中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，提 高油層壓力，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面；也可以先向油層中加入化學(xué)劑，再向油層中加入惰性氣體釋放劑和熱流體；所述惰性氣體釋放劑是指尿素、碳酸銨、碳酸氫銨、硝酸銨或亞硝酸銨的一種或 者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配的混合物；所述的惰性氣體釋放劑水溶液應(yīng)能在200°C下的高溫環(huán)境或油層中發(fā)生溫和的熱 分解反應(yīng)，釋放出惰性氣體，并在加入油層的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo) 準(zhǔn)的規(guī)定與要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定所述惰 性氣體釋放劑的具體組成，能夠確定所述惰性氣體釋放劑水溶液的最小濃度、最大濃度，能 夠確定所述惰性氣體釋放劑水溶液加入油層中的最小 加入量、最大加入量；所述惰性氣體釋放劑水溶液所含有亞硝酸銨和/或硝酸銨的最大含量不能超過 5%，所加入油層中的亞硝酸銨和/或硝酸銨純品最大加入量不能超過10噸。為達(dá)到前述 目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定所述惰性氣體釋放劑含有亞硝酸銨和 /或硝酸銨的最大含量、最小含量，并能夠確定含有亞硝酸銨和/或硝酸銨的所述惰性氣體 釋放劑的最大加入量、最小加入量；所述的熱流體也可以含有惰性氣體釋放劑和/或防膨劑；所述的化學(xué)劑也可以含有惰性氣體釋放劑，也可以不含惰性氣體釋放劑；公開資料表明亞硝酸銨晶體在受熱時反應(yīng)加快，在60°C以上時能夠爆炸；硝酸 銨能夠在110°C以上分解成亞硝酸銨；因此，濃度10%以上的亞硝酸銨、硝酸銨水溶液具有 危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求，不屬于本發(fā)明所述的惰性 氣體釋放劑范疇。進(jìn)一步的，為了利用液態(tài)二氧化碳提高油層壓力，降低油層中的原油粘度，先向油 層中加入特種化學(xué)劑，再向油層中加入液態(tài)二氧化碳，再向油層中加入熱流體，以熔化(或 溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后 讓原油從油井中升至地面；也可以在向油層中加入化學(xué)劑或/和熱流體的同時，向油層中加入液態(tài)二氧化 碳；也可以在向油層中加入化學(xué)劑(或特種化學(xué)劑)或/和熱流體的同時，向油層中 或/和熱流體中加入特種氣體；為了降低液態(tài)二氧化碳在油井、油層中汽化降溫產(chǎn)生的危害，也可以先向油層中 加入熱流體，提高油井和油層溫度，再向油井中加入液態(tài)二氧化碳和化學(xué)劑，再向油井中加 入熱流體；為了防止熱流體與液態(tài)二氧化碳接觸在油井中結(jié)冰，也可以先用特種氣體將液態(tài)二氧化碳推入油層中，再向油井中加入特種化學(xué)劑和熱流體；也可以在向油層中加入熱流體的同時，向油層中或/和熱流體中加入泡沫液；所述特種化學(xué)劑是指凝固點低于_18°C、含水量小于0. 5%的化學(xué)劑；所述液態(tài)二氧化碳、特種化學(xué)劑也可以以任意比例同時加入油井或注水井中；所述液態(tài)二氧化碳為商品；所述液態(tài)二氧化碳應(yīng)能有效提高油層壓力，有效降低油層中的原油粘度，并在向 油層加入的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目的， 作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述液態(tài)二氧化碳的最小加入壓力、最大加 入壓力、最小加入量、最大加入量。石油大學(xué)出版社2007年7月第1版第1次印刷的《油田化學(xué)》第134頁第13行表 明“二氧化碳可溶于油，使油降粘”；因此，向油層中加入液態(tài)二氧化碳、化學(xué)劑和熱流體， 將更有利于原油滲流和析蠟型油藏的開采。 進(jìn)一步的，為了發(fā)揮微生物與化學(xué)劑、熱流體的聯(lián)合協(xié)同作用，更有效地降低原油 在油層中的析蠟溫度，先向油層中加入微生物液體，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔 化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油 井，后讓原油從油井中升至地面；也可以先向油層中加入化學(xué)劑，再向油層中加入微生物液體和熱流體；所述化學(xué)劑和/或熱流體也可以含有微生物液體，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠 用現(xiàn)有方法確定其含有微生物液體的最小含量、最大含量；所述微生物液體也可以含有表面活性劑或/和防膨劑，所述的表面活性劑或/和 防膨劑應(yīng)不能有效抑制、殺滅微生物；所述微生物液體是指含活細(xì)菌或其他活微生物的水溶液或其他液體；所述微生物液體應(yīng)能在油層中有效存活繁殖并有效消耗石蠟分子或/和能夠制 造出生物表面活性劑。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定微 生物具體名稱、微生物液體的具體組成，能夠確定其向油層中加入的最小量、最大量。所述熱流體的溫度應(yīng)保證不能有效抑制、殺滅微生物，所述化學(xué)劑應(yīng)保證不能有 效抑制、殺滅微生物。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定熱流 體的溫度范圍，能夠確定所述化學(xué)劑的具體組成。公開資料表明自然界存在眾多噬蠟細(xì)菌，從油井井場含油污泥中分離出的高效 噬蠟細(xì)菌，能夠有效消耗蠟分子；國內(nèi)外大量實驗表明微生物能夠在油層中繁殖、存活， 能夠生成生物表面活性劑，已經(jīng)在國內(nèi)外非析蠟型油藏生產(chǎn)中得到推廣應(yīng)用；因此，將所述 微生物液體與所述化學(xué)劑和熱流體聯(lián)合應(yīng)用于析蠟型油藏開采中，其所具有的聯(lián)合協(xié)同效 果是可以預(yù)期的。進(jìn)一步的，為了更有效的降低原油在油層中的析蠟溫度，先向油層中加入過氧化 物水溶液，再向油層油層中加入化學(xué)劑和熱流體；也可以先向油層加入化學(xué)劑，再向油層中加入過氧化物水溶液和熱流體；所述的過氧化物是指過甲酸、過氧化二異丙苯、過氧化二苯甲酰、過氧化甲乙酮、 過氧化苯甲酸叔丁酯、過氧化環(huán)己酮、過氧化叔丁醇、過氧化羥基異丙苯、過氧化氫、過氧化 鈉、過氧化尿素、過硫酸鈉或過碳酸鈉的任意一種或任意兩種或兩種以上任意比例的混合物。所述過氧化物水溶液最高濃度不超過3 % ； 所述的過氧化物能保證其能在油層中分解出自由氧或能夠破壞浙青質(zhì)分子、蠟分 子碳鏈或能夠破壞浙青質(zhì)相、蠟晶的結(jié)構(gòu)，其在添加進(jìn)化學(xué)劑和/或熱流體應(yīng)用中應(yīng)符合 有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人 員用現(xiàn)有方法能夠確定所述過氧化物的具體組成、最小加入量、最大加入量。公開資料表明所述過氧化物具有強烈的氧化性，能夠有效破浙青質(zhì)相、蠟晶的結(jié) 構(gòu)，能夠被油層中的微量重金屬離子催化反應(yīng)；因此，濃度5%以上的過氧化物水溶液具有 危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求。室內(nèi)試驗表明將含量2%的過氧化物水溶液加入靜35塊原油中，能夠?qū)⒌驮撛?油析蠟溫度l°c以上。進(jìn)一步的，為了將非流體狀的化學(xué)劑加入油層中，先用現(xiàn)有方法將所述非流體狀 的化學(xué)劑制成溫度低于或等于熱流體溫度的液體(或乳化液、懸濁液)，然后再向油層中加 入該液體(或乳化液、懸濁液)和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原 油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，后讓原油從油井中升至地面；所述的非流體狀的化學(xué)劑是指在現(xiàn)場施工溫度下呈固形物的化學(xué)劑；所述的液體溫度應(yīng)低于或等于熱流體溫度并在該溫度下具有良好的流動性，作為 本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述液體(或乳化液、懸濁液)的制成溫度，并 能夠確定其是否需要保溫以及相應(yīng)的保溫或伴熱保溫技術(shù)方案。為解決上述技術(shù)問題，本發(fā)明一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟通過油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井套管或/和油管，向近井地帶油層中 加入1-10噸化學(xué)劑和10-100噸熱流體，以解除近井地帶油層堵塞，使油層深部的原油能夠 順利滲流進(jìn)油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井，再用現(xiàn)有方法讓原油從油井或/和能 夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井中升至地面；進(jìn)一步的，也可以通過油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井套管或/和油管，向 近井地帶油層中加入1-10噸常溫下呈液態(tài)的甲基萘、甲基萘液體、特種有機液體的任意一 種或兩種或兩種以上任意比例混合的混合物和50-10000標(biāo)準(zhǔn)立方米特種氣體，用特種氣 體將該混合物推入油層中，以解除近井地帶油層堵塞，使油層深部的原油能夠順利滲流進(jìn) 油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井，再用現(xiàn)有方法讓原油從油井或/和能夠進(jìn)行采油 生產(chǎn)的注水井中升至地面；進(jìn)一步的，化學(xué)劑和熱流體也可以在地面或油井套管或/和油管混合后加入油層 中；所述化學(xué)劑的地面溫度應(yīng)高于25°C，可以在熱流體前加入油層中；所述的熱流體地面溫度應(yīng)高于80°C，加入油井套管或/和油管的流量應(yīng)大于5噸 /小時；所述的化學(xué)劑或/和熱流體也可以含有1-10噸有效濃度不超過50%的防膨劑。所述化學(xué)劑和熱流體應(yīng)能聯(lián)合作用，有效熔化或溶化近井地帶由蠟晶或/和浙青 質(zhì)等形成的有機物，并在向近井地帶油層加入的應(yīng)用中應(yīng)符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、或行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、 或企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定與要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述化學(xué)劑的具體組成、種類，能夠確定所述化學(xué)劑、熱流體在地面的優(yōu)選溫度、最高溫度。由于本發(fā)明所述化學(xué)劑和熱流體能夠有效降低油層中的蠟晶熔蠟溫度，二者聯(lián)合 作用能夠有效熔化(或溶化)油層中的蠟晶；由于本發(fā)明所述常溫下呈液態(tài)的甲基萘、甲基 萘液體、特種有機液體的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合的混合物能夠有效溶化 蠟晶，且進(jìn)入油層后不會形成凝固；因此本領(lǐng)域普通技術(shù)人員根據(jù)本發(fā)明所述技術(shù)方案和 實驗數(shù)據(jù)能夠預(yù)期其解除油井近井地帶蠟晶或/和浙青質(zhì)等有機物堵塞油層的效果。進(jìn)一步的，為了防止所述的熱流體與油層中的水化學(xué)不相容而產(chǎn)生沉淀物堵塞油 層孔隙，或者為了防止所述的熱流體在油井或/注水井或/和油層中嚴(yán)重結(jié)垢，或者為了防 止所述的熱流體在加熱升溫設(shè)備管線中嚴(yán)重結(jié)垢，先將熱流體在加熱前或/和加熱后進(jìn)行 防垢處理，然后再加入油井或/注水井或/油層中；所述熱流體進(jìn)行處理后應(yīng)能保證其與油層中的水混合不會產(chǎn)生沉淀物堵塞油層 孔隙，不會在油井或/注水井、設(shè)備、管線、油層中嚴(yán)重結(jié)垢。為達(dá)到前述目的，本領(lǐng)域普通 技術(shù)人員能夠確定對熱流體進(jìn)行防垢處理的具體技術(shù)方案。
進(jìn)一步的，所述熱流體可以在加入油井和/或注水井和/或/油層前用現(xiàn)有加熱 方法加熱至Iio 200°C，以提高或保持熱流體溫度，如用加熱爐加熱、電加熱方法、電磁加 熱方法、微波(或超聲波)加熱方法；加熱爐加熱所用的燃料優(yōu)選生物質(zhì)能、天然氣、壓縮天 然氣、煤。進(jìn)一步的，所述熱流體可以在加入油井和/或注水井和/或/油層后用現(xiàn)有加熱 方法加熱至Iio 200°C，以提高或保持熱流體溫度，如用井筒電加熱方法、集膚效應(yīng)電加 熱方法、井底電加熱方法、井筒或井底電磁加熱方法、井筒或井底微波(或超聲波)加熱方法。進(jìn)一步的，為了保持所述化學(xué)劑在加入油井和/或注水井或/和油層時呈液態(tài)，所 述化學(xué)劑可以在加入油井和/或注水井前和/或后用現(xiàn)有加熱方法加熱，以提高或保持化 學(xué)劑溫度及其流動性；所述化學(xué)劑用現(xiàn)有加熱方法加熱時應(yīng)符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、 企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)要求，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定具體的加熱方法。進(jìn)一步的，為了保證向油層中順利加入化學(xué)劑和熱流體，先進(jìn)行洗井、通井、更換 管柱、維修等作業(yè)前期準(zhǔn)備工作，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體；所述的洗井是指用水或熱流體清洗、替換油井或/和注水井油管、套管中原油的 綜合性工作，屬于油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法或工作內(nèi)容；所述的通井是指用通井規(guī)疏通油井或/和注水井套管、油管等任一或綜合性工 作，屬于油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法或工作內(nèi)容；所述的更換管柱是指更換油井或/和注水井的油管、抽油桿、抽油泵、井下工具 等任一或綜合性工作，屬于油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法或工作內(nèi)容；所述的維修是指對油井或/和注水井、抽油機及其井場設(shè)備、流程、設(shè)施進(jìn)行的 任一或綜合性工作，屬于油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法或工作內(nèi)容；所述的作業(yè)前期準(zhǔn)備工作應(yīng)能保證向油層中順利加入化學(xué)劑和熱流體，并符合有 關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員 用現(xiàn)有方法能夠確定所述作業(yè)前期準(zhǔn)備工作的具體內(nèi)容、具體技術(shù)方案。
進(jìn)一步的，為了防止所述熱流體導(dǎo)致油層中的粘土膨脹而增加原油滲流阻力，所 述的熱流體也可以含有防膨劑；所述防膨劑應(yīng)能有效防止熱流體在油層中引起的粘土膨脹。為達(dá)到前述目的，作 為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述防膨劑的具體組成、具體商品種類，并 能夠確定所述防膨劑在熱流體中的最小含量、最大含量。進(jìn)一步的，為了提高所述熱流體所含有的熱能及其在油層中的溫度，降低熱流體進(jìn)入油層前的熱損失，更有效的熔化(或溶化)油層中的蠟晶，所述的熱流體也可以含有能 夠發(fā)生熱化學(xué)反應(yīng)的熱能釋放劑；所述的熱能釋放劑是指亞硝酸鹽或/和硝酸鹽與氯化銨、尿素、碳酸銨、碳酸氫 銨中任意一種或兩種或兩種以上混合的混合物。所述的熱能釋放劑能在所述熱流體中發(fā)生溫和而有效的放熱反應(yīng)，釋放熱量，能 有效提高所述熱流體所含有的熱能及其進(jìn)入油層的溫度，并保證其與熱流體在加入油層應(yīng) 用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通技術(shù) 人員利用現(xiàn)有方法能夠確定所述熱能釋放劑的具體組分及組分間的相互配比組成，能夠確 定熱能釋放劑在熱流體中的最小含量、最大含量，并能夠確定所述熱能釋放劑加入油層中 的最小加入量、最大加入量。所述亞硝酸鹽和/或硝酸鹽在熱流體中的最大含量不能超過5%，所加入油層中 的亞硝酸鹽和/或硝酸鹽純品最大加入量不能超過10噸。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普 通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定含有亞硝酸鹽和/或硝酸鹽在熱流體的最大含量、最小含 量，并能夠確定亞硝酸鹽和/或硝酸鹽加入油層中的最大加入量、最小加入量；公開資料表明亞硝酸鹽中的亞硝酸銨晶體在受熱時反應(yīng)加快，在60°C以上時能 夠爆炸；硝酸銨能夠在110°C以上分解成亞硝酸銨；因此，濃度10%以上的亞硝酸銨、硝酸 銨水溶液具有危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求，不屬于本發(fā) 明所述的惰性氣體釋放劑范疇。進(jìn)一步的，為了更有效的提高油層壓力，所述熱流體也可以含有惰性氣體釋放 劑；所述惰性氣體釋放劑是指尿素、碳酸銨、碳酸氫銨、硝酸銨或亞硝酸銨的一種或 者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配的混合物；所述的惰性氣體釋放劑應(yīng)能在200°C下的高溫環(huán)境或油層中發(fā)生溫和的熱分解反 應(yīng)，釋放出惰性氣體，并在加入油層的應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī) 定與要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定所述惰性氣體 釋放劑的具體組成，能夠確定所述惰性氣體釋放劑在熱流體中的最小濃度、最大濃度，并能 夠確定所述惰性氣體釋放劑加入油層中的最小加入量、最大加入量；所述亞硝酸銨和/或硝酸銨在熱流體中的最大含量不能超過5%，所加入油層中 的亞硝酸銨和/或硝酸銨純品最大加入量不能超過10噸。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域普 通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定含有亞硝酸銨和/或硝酸銨在熱流體的最大含量、最小含 量，并能夠確定亞硝酸銨和/或硝酸銨加入油層中的最大加入量、最小加入量；公開資料表明亞硝酸銨晶體在受熱時反應(yīng)加快，在60°C以上時能夠爆炸；硝酸 銨能夠在110°C以上分解成亞硝酸銨；因此，濃度10%以上的亞硝酸銨、硝酸銨水溶液具有危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求，不屬于本發(fā)明所述的惰性 氣體釋放劑范疇。
進(jìn)一步的，為了降低所述熱流體在油層中與原油、巖石、砂粒間的界面張力，所述 的熱流體也可以含有表面活性劑(或表面活性劑液體)；所述的表面活性劑應(yīng)能有效降低熱流體與原油、巖石、砂粒間的界面張力，應(yīng)保證 其不與所述化學(xué)劑產(chǎn)生不良化學(xué)反應(yīng)，并保證所述含有表面活性劑的熱流體向油層加入的 應(yīng)用中符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目標(biāo)，作為本領(lǐng)域 普通技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述表面活性劑的具體組成、具體類型，并能夠確定所 述表面活性劑在熱流體中的最小含量、最大含量；公開資料表明陰離子表面活性劑與陽離子表面活性劑相遇能夠產(chǎn)生沉淀等不良 化學(xué)反應(yīng)，如果所述化學(xué)劑含有陰離子表面活性劑，所述表面活性劑及含該表面活性劑的 熱流體就不能含有陽離子表面活性劑，反之亦然。進(jìn)一步的，為了更有效的降低原油的析蠟溫度、粘度，所述化學(xué)劑和/或熱流體也 可以含有濃度不超過5%的過氧化物。所述的過氧化物是指過甲酸、過氧化二異丙苯、過氧化二苯甲酰、過氧化甲乙酮、 過氧化苯甲酸叔丁酯、過氧化環(huán)己酮、過氧化叔丁醇、過氧化羥基異丙苯、過氧化氫、過氧化 鈉、過氧化尿素、過硫酸鈉或過碳酸鈉的任意一種或任意兩種或兩種以上任意比例的混合 物。所述的化學(xué)劑含有過氧化物時，不能含有高分子表面活性劑和聚合物。所述的過氧化物應(yīng)能在油層中分解出自由氧或能夠破壞浙青質(zhì)分子、蠟分子碳鏈 或能夠破壞浙青質(zhì)相、蠟晶的結(jié)構(gòu)，應(yīng)在添加進(jìn)化學(xué)劑和/或熱流體并加入油層的應(yīng)用中 應(yīng)符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。為達(dá)到前述目的，作為本領(lǐng)域普通 技術(shù)人員用現(xiàn)有方法能夠確定所述過氧化物是否能夠或允許加入所述化學(xué)劑和/或熱流 體中，能夠確定所述過氧化物的具體組成及其在所述化學(xué)劑和/或熱流體最小含量、最大 含量，并能夠確定所述過氧化物加入油層中的最小量、最大量。公開資料表明所述過氧化物具有強烈的氧化性，能夠有效破浙青質(zhì)相、蠟晶的結(jié) 構(gòu)，能夠被油層中的微量重金屬離子催化反應(yīng)；因此，濃度5%以上的過氧化物水溶液具有 危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求。室內(nèi)試驗表明將含量2%的過氧化物水溶液加入靜35塊原油中，能夠?qū)⒌驮撛?油析蠟溫度l°c，并能夠降低其粘度10%以上。本發(fā)明具有如下有益效果本發(fā)明能夠有效解決原油在油層中的析蠟問題，能夠 有效開采析蠟型油藏，大幅降低析蠟型油藏開采成本，延長油井生產(chǎn)周期，增加油井產(chǎn)量， 提高油藏最終采收率，且實施容易，安全可靠，經(jīng)濟效益顯著。
具體實施例方式實施例1一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，它們?nèi)?化了油層中的蠟晶，同時降低了油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井， 然后將原油從油井中提升至地面。
所述化學(xué)劑是混合甲基萘；所述熱流體是95 100°C油田污水。以靜35-31-41井應(yīng)用本發(fā)明為例遼河油田的公開資料表明靜35-31-41井屬于靜35塊東部油井，于1994年5月 16日建成投產(chǎn)，因產(chǎn)液量低、含水高關(guān)井，2006年10月重新開井，日產(chǎn)液1-2噸/日，含水 100%，累計產(chǎn)水190噸，2007年6月前因油層供液不足一直無法正常生產(chǎn)，采用隔2天開井 采油12小時的間歇生產(chǎn)方法，平均日產(chǎn)液0.7噸/日，平均日產(chǎn)油0.4噸/日，至2007年 6月底累計采油100噸左右，產(chǎn)液400噸左右；生產(chǎn)分析和有關(guān)計算表明該井開井生產(chǎn)時，其周圍油層的溫度已經(jīng)低于析蠟溫 度，已經(jīng)在油層中析蠟，所析蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油 層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液不足，油井無法正常生產(chǎn)，只能采用間 歇生產(chǎn)方式；為了提高油層的供液能力，使油層中的原油順利滲流至油井，讓油井正常生產(chǎn)，該 井于2007年6月27日應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為先用高壓泵先向該井套 管中擠注(俗稱反擠)20噸混合甲基萘，然后再向該井套管中擠注(俗稱反擠)95 100°C 油田污水600噸，利用該污水將套管中的混合甲基萘推入油層中并與其在油層中混合，利 用混合甲基萘與95 100°C油田污水的聯(lián)合協(xié)同 作用熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低 油層中原油的析蠟溫度，同時提高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流至油井。再用該 井及其現(xiàn)有采油方法將進(jìn)入油井中的原油提升至地面；公開資料表明混合甲基萘20°C密度大于水，因此將其加入油井套管中后，能夠 用污水將其推入油層中；室內(nèi)試驗和公開資料表明該井原油樣品的熔蠟溫度為55°C ；混合甲基萘在40°C 能夠熔化商品石蠟或蠟燭；在該井40°C原油樣品中加入10%混合甲基萘，能夠降低該井原 油凝固點22°C，降低其析蠟點irC，說明40°C下混合甲基萘已經(jīng)將蠟晶有效熔化或溶化； 由此可知混合甲基萘能夠?qū)⒃摼蜆拥娜巯灉囟扔?5°C降至40°C，降低熔蠟溫度15°C ；有關(guān)計算表明將95 100°C油田污水600噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑 10米內(nèi)的油層溫度提高4°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在45°C以上，高于混合甲基萘熔化 (或溶化)蠟晶的溫度5°C以上；由此可知95 100°C油田污水能夠為混合甲基萘熔化 (或溶化)蠟晶創(chuàng)造熱力條件；因此，混合甲基萘與95 100°C油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?0 米內(nèi)油層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點、析蠟點；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案7天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井生產(chǎn)初 期實際油樣40°C粘度為160mPa. S，不到遼河油田公開資料所述50°C原始粘度的50%，50°C 粘度為30mPa. S，不到遼河油田公開資料所述50°C原始粘度的9%，析蠟溫度為32°C，比遼 河油田公開資料所述靜35塊東部原油析蠟溫度42°C低10°C ；該井生產(chǎn)6個月時的實際 油樣40°C粘度為280mPa.S，不到遼河油田公開資料所述50°C原始粘度的78%，50°C粘度 為150mPa. S，不到遼河油田公開資料所述50°C原始粘度的42%，析蠟溫度為35°C，比遼河 油田公開資料所述靜35塊東部原油析蠟溫度42°C低7。C ；該井生產(chǎn)12個月時的實際油樣 40°C原油粘度為490mPa，50°C的原油粘度為260mPa. S，仍不到遼河油田公開資料所述50°C 原始粘度的78%，析蠟溫度為40°C，比遼河油田公開資料所述靜35塊東部原油析蠟溫度42 0CjS 2 0C ；該生產(chǎn)試驗結(jié)果表明該井采用本發(fā)明所述技術(shù)方案后，油層滲流供液能力得到 大幅提高，增產(chǎn)效果極其顯著，有效時間超過了 13個月；平均產(chǎn)液量由試驗前的0.7噸/天 增加至6.2噸/日，產(chǎn)油量由試驗前的0.4噸/日增加至1.9噸/日；試驗期間累計生產(chǎn)原 油750噸，累計凈增產(chǎn)原油590噸；扣除試驗加入的600噸水量后，平均凈增液量5. 5噸/ 日，凈增產(chǎn)油量1.5噸/日；有效解決了該井自建成以來一直無法連續(xù)正常生產(chǎn)的難題。公開資料表明酸化、壓裂均為成熟工藝方法，無論是各自獨立進(jìn)行還是聯(lián)合進(jìn) 行，都能夠有效提高油層的滲透率、孔隙度和滲流能力；而該生產(chǎn)實驗已經(jīng)表明化學(xué)劑與熱 流體能夠有效熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中的原油粘度；因此，先對油層進(jìn)行 酸化或/和壓裂，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，將使油層中的原油滲流更容易；因此， 將酸化或/和壓裂與化學(xué)劑和熱流體聯(lián)合用于析蠟型油藏的開采效果是可以預(yù)期的。公開資料表明自然界存在眾多噬蠟細(xì)菌，從油井井場含油污泥中分離出的高效 噬蠟細(xì)菌，能夠有效消耗蠟分子；國內(nèi)外大量實驗表明微生物能夠忍受油層環(huán)境下的高 溫環(huán)境，可在油層中繁殖、存活，能夠生成生物表面活性劑，已經(jīng)在國內(nèi)外非析蠟型油藏生 產(chǎn)中得到推廣應(yīng)用；由于生物表面活性劑屬于所述化學(xué)劑范疇或其組分之一；由于微生物 所起的作用是在油層原油環(huán)境中；因此，只要所述的熱流體和化學(xué)劑不能有效抑制、殺滅微 生物，無論微生物液體是按照其在化學(xué)劑和熱流體前還是后的順序加入加入油層中，其與 與所述化學(xué)劑和熱流體聯(lián)合應(yīng)用 于析蠟型油藏開采中的效果都是可以預(yù)期的。實施例2重復(fù)實施例1，其不同之處在于，在向油層中加入化學(xué)劑和熱流體之前，先采取了 洗井、通井、更換管柱、維修等作業(yè)前期準(zhǔn)備工作步驟以靜35-30-38井應(yīng)用本發(fā)明為例。由該井資料可知，其原油凝固點為50°C，油井停產(chǎn)后其油管、套管中的原油可能 會凝固，從而導(dǎo)致通過油井套管或油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的技術(shù)方案無法實 施；據(jù)此，可以在油井停產(chǎn)后，用80°C以上的油田污水洗井，將80°C油田污水加入該井套管 中，然后讓其從油管中出來進(jìn)入地面工藝流程中，從而用油田污水將油井油管、套管中的原 油替換出來，即可讓通過油井套管或油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的技術(shù)方案順利實 施；由于該井油管中有空心抽油桿和抽油泵，空心桿內(nèi)還有電熱線，油管與套管之間 環(huán)形空間可能有封隔器，因此如果通過該井油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體會因為抽油 泵固定凡爾的阻擋而無法實施，還會因為抽油桿與井口之間無法高壓密封而無法實施；而 如果通過該井套管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，可能會因為油管與套管之間環(huán)形空間有 封隔器阻擋而無法實施；據(jù)此，必須通過所述更換管柱這一作業(yè)前期準(zhǔn)備工作解決相應(yīng)問 題，才能使向油層中加入化學(xué)劑和熱流體的技術(shù)方案得以順利實施；因作業(yè)前期準(zhǔn)備工作 屬于油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員完全能夠預(yù)期并按照 現(xiàn)有方法完成該作業(yè)前期準(zhǔn)備工作。實施例3
一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了防止一次向油層中加入化學(xué)劑 和熱流體總量太大的弊端，將化學(xué)劑和熱流體加入油井周圍油層中，再讓化學(xué)劑和熱流體伴隨油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面，實現(xiàn)油井周圍油層的化學(xué) 劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)，通過油井，用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱 流體加入該油井周圍的油層中，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫 度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地 面，以實現(xiàn)油井周圍油層的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)； 所述化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)是指通過油井將化學(xué)劑和熱 流體加入油層中，再讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升 至地面的采油方式(或工藝)；將化學(xué)劑和熱流體加入油層中即為俗稱的“吞”，讓化學(xué)劑、 熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面即為俗稱的“吐”；由流體力學(xué)可知由于油層中存在很高的壓力，從油井將化學(xué)劑和熱流體加入油 井周圍油層后，會增加油井周圍油層的壓力；如果油井中的壓力低于油層壓力，油層中的原 油就能夠向油井滲流，加入油層中的化學(xué)劑和熱流體也能夠滲流回油井；且原油和化學(xué)劑、 熱流體在向油井滲流的過程中會自然混合；因此，通過油井，用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué) 劑和熱流體加入該油井周圍的油層中，能夠?qū)崿F(xiàn)油井周圍油層的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐 采油方式(或工藝)；以D3-X7井應(yīng)用本發(fā)明為例所述的化學(xué)劑是由50%聚丙烯酸酯溶解于50%混合二甲苯中制成的化學(xué)劑混 合物；所述熱流體是60 70°C清水；公開資料表明D3_X7井屬于富拉爾基油田，富拉爾基油田位于齊齊哈爾市，平均 埋藏深度450米，六十年代就已經(jīng)探明近2000萬噸的地質(zhì)儲量，但探明幾十年來一直采用 蒸汽吞吐采油工藝進(jìn)行試驗開發(fā)，由于該采油工藝的采油成本超過了所產(chǎn)原油的經(jīng)濟價 值，導(dǎo)致該油田一直沒有工業(yè)開發(fā)價值，自探明幾十年來數(shù)次上馬又下馬，一直無法得到有 效開發(fā)；D3-X7井屬于富拉爾基油田生產(chǎn)油井，于2007年9月建成后，用普通采油方法不能 生產(chǎn)原油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350°C高溫蒸汽1100噸，理論計算表明為此 需要燒掉燃料油66噸，實際用燃料油70噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量200 噸，累計開采原油60噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸 汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井 閑置；實際檢測表明該井周圍油層溫度20°C，所產(chǎn)原油樣品20°C粘度IlOOOmP. s，析蠟 溫度23°C ；因此，該井周圍油層溫度低于原油析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析蠟，所析蠟晶 嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井， 從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；為了解決該井周圍油層的供液困難問題，使該井周圍油層中的原油順利滲流至油 井，讓該油井正常生產(chǎn)，該井于2008年1月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為先 將50%聚丙烯酸酯溶解于50%混合二甲苯中制成化學(xué)劑混合物，再通過該油井套管，用高 壓泵按照10-15噸/小時的流量將化學(xué)劑混合物20噸和60 70°C清水500噸加入該井周 圍的油層中，讓其在油層中與原油自然混合，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、水的混合物順利滲流返回至該油井，再通過該 生產(chǎn)油井提升至地面； 室內(nèi)試驗表明該井原油樣品的熔蠟溫度為28°C ；所述化學(xué)劑混合物在22°C能夠 熔化商品石蠟或蠟燭；在該井22°C原油樣品中加入10%所述化學(xué)劑混合物，能夠降低該井 原油凝固點10°C，降低其析蠟點8°C，說明22°C下所述化學(xué)劑混合物已經(jīng)將蠟晶有效熔化 (或溶化)；由此可知所述化學(xué)劑混合物能夠?qū)⒃摼蜆拥娜巯灉囟扔?8°C降至22°C，降 低熔蠟溫度6°C ；有關(guān)計算表明將60 70°C清水500噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑12米 內(nèi)的油層溫度提高5°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在25V以上，高于所述化學(xué)劑混合物熔 化(或溶化)蠟晶的溫度3°C以上；由此可知60 70°C清水能夠為所述化學(xué)劑混合物熔 化(或溶化)蠟晶創(chuàng)造熱力條件；因此，所述化學(xué)劑混合物與60 70°C清水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?2 米內(nèi)油層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點、析蠟點；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井生產(chǎn)3個 月時的實際油樣20°C原油粘度150mP. s，是該井原油原始粘度的1.4%，析蠟溫度為15°C， 比其原始析蠟溫度降低8 °C。該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年7月底累計產(chǎn)液量 500噸，累計開采原油300噸，經(jīng)濟效益極其顯著。該井的實際施工數(shù)據(jù)表明用高壓泵按照10-15噸/小時的流量將化學(xué)劑混合物 20噸和60 70°C清水500噸加入該井周圍的油層中時，其井口最高壓力為5_7MPa，即使計 算上油井中的液柱壓力，該井油層中的最高壓力也不會達(dá)到13MPa;而富拉爾基油田的公 開資料表明該井下油層的破裂壓力為20MPa以上；因此，用高壓泵按照10-15噸/小時的 流量將化學(xué)劑混合物20噸和60 70°C清水500噸加入該井周圍的油層中時，不會壓穿該 井油層，不會將油層中的原油頂推進(jìn)非油層中。富拉爾基油田公開資料和該井的資料表明D3_X7井油管-套管環(huán)形空間沒有封 隔器，油層埋深不到1000米；計算表明，熱流體以10-15噸/小時的流量加入油層中時在該 井環(huán)形空間中的溫降不會超過10°C，因此該井能夠直接利用套管(實際是套管和油管之間 的環(huán)形空間)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中；由于動管柱屬于油井作業(yè)范疇，費用較高；因 此，該井采用不動管柱的施工方法，能夠降低施工費用，節(jié)省采油成本，經(jīng)濟效益顯著。實施例4一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了將非流體狀的化學(xué)劑加入油層中， 先將所述非流體狀的化學(xué)劑制成溫度低于或等于熱流體溫度的液體，然后再向油層中加入 該液體和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中 的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原油從油井中提升至地面。所述化學(xué)劑是2-甲基萘；所述熱流體是95 100°C油田污水。所述的化學(xué)劑液體溫度應(yīng)低于或等于熱流體溫度并在該溫度下具有良好的流動 性，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠利用現(xiàn)有方法確定所述液體的制成溫度，并能夠確定其 是否需要保溫以及相應(yīng)的保溫或伴熱保溫技術(shù)方案。以靜35-30-38井應(yīng)用本發(fā)明為例。
遼河油田的公開資料表明靜35-30-38井屬于靜35塊西部油井，于1995年1月建成投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液15噸/日，日產(chǎn)油13噸/日，含水13%，2009年8月前因油層供液 不足一直無法正常生產(chǎn)，平均日產(chǎn)液0.5噸/日，平均日產(chǎn)油0.3噸/日。生產(chǎn)分析和有關(guān)計算表明該井開井生產(chǎn)時，其周圍油層的溫度已經(jīng)低于析蠟溫 度，已經(jīng)在油層中析蠟，所析蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油 層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液不足，油井無法正常生產(chǎn)。為了提高油層的供液能力，使油層中的原油順利滲流至油井，讓油井正常生產(chǎn)，該 井于2009年8月24日應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為先用加熱的方法將2-甲 基萘加熱至40°C熔化為液態(tài)2-甲基萘備用；然后用高壓泵和95 100°C油田污水50噸清 洗該井油、套管并預(yù)熱其套管附近地層，對地層建立不低于38°C的溫度場；然后用高壓泵 同時向該井套管中擠注(俗稱反擠)20噸2-甲基萘和95 100°C油田污水100噸，利用熱 該污水保持2-甲基萘的溫度在油井套管中的溫度高于其凝固點，以防止2-甲基萘在該井 套管中凝固；然后再向該井套管中擠注(俗稱反擠)95 100°C油田污水500噸，利用該污 水將套管中的2-甲基萘推入油層中并與其在油層中混合，利用2-甲基萘與95 100°C油 田污水的聯(lián)合協(xié)同作用熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，同時提 高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流至油井，再用該井及其現(xiàn)有采油方法將進(jìn)入油 井中的原油提升至地面。由公開資料可知2_甲基萘密度比水大，計算表明其100°C的密度與100°C油田污 水差別很??；由于油田污水進(jìn)入油井套管后是一種紊流流動狀態(tài)，能夠與液態(tài)2-甲基萘在 套管中不斷混合，因此用油田污水能夠?qū)⒁簯B(tài)2-甲基萘推入油層中。室內(nèi)試驗和公開資料表明該井原油樣品的熔蠟溫度為60°C;2-甲基萘在50°C能 夠熔化商品石蠟或蠟燭；在該井50°C原油樣品中加入10%混合甲基萘，能夠降低該井原油 凝固點12°C，降低其析蠟點8°C，說明50°C下2-甲基萘已經(jīng)將蠟晶有效熔化(或溶化)；由 此可知2_甲基萘能夠?qū)⒃摼蜆拥娜巯灉囟扔?0°C降至50°C，降低熔蠟溫度10°C。計算表明將95 100°C油田污水600噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑7米 內(nèi)的油層溫度提高2°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在56°C以上，高于2-甲基萘熔化(或溶 化)蠟晶的溫度6°C以上；由此可知95 100°C油田污水能夠為2-甲基萘熔化(或溶化) 蠟晶創(chuàng)造熱力條件。因此，2-甲基萘與95 100°C油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?米 內(nèi)油層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點、析蠟點。該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井生產(chǎn)初 期實際油樣50°C粘度為IlmPa. S，不到其50°C原始粘度的0. 5%，析蠟溫度為40°C，比遼河 油田公開資料所述靜35塊西部原油析蠟溫度54°C低14°C ；該井生產(chǎn)4個月時的實際油樣 50°C粘度為550mPa. S，不到其50°C原始粘度的14%，析蠟溫度為45°C，比遼河油田公開資 料所述靜35塊東部原油析蠟溫度54°C低9°C ；該井生產(chǎn)8個月時的實際油樣50°C原油粘 度為700mPa. S，仍其50°C原始粘度的18%，析蠟溫度為50°C，比遼河油田公開資料所述靜 35塊東部原油析蠟溫度54°C低4°C。該生產(chǎn)試驗結(jié)果表明該井采用本發(fā)明所述技術(shù)方案后，油層滲流供液能力得到 大幅提高，增產(chǎn)效果極其顯著，有效時間超過了 8個月；平均產(chǎn)液量由試驗前的0.5噸/天增加至7噸/日，產(chǎn)油量由試驗前的0.3噸/日增加至4.2噸/日；試驗期間累計生產(chǎn)原油 1020噸，累計凈增產(chǎn)原油約750噸；扣除試驗加入的600噸水量后，平均凈增液量4. 5噸/ 日，凈增產(chǎn)油量3.9噸/日；有效解決了該井自建成以來一直無法連續(xù)正常生產(chǎn)的難題。實施例5
一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了利用化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采 油方式(或工藝)將油井控制油層中的原油開采出來，進(jìn)而實現(xiàn)有效開采析蠟型油藏的目 的，先用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑加入油井中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加 入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置，以熔化(或溶化)油層中 的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返 回至該油井，再通過該油井升至地面；然后重復(fù)這些步驟，按這些步驟循環(huán)進(jìn)行，以將油井 控制油層中的原油開采出來；所述化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)是指通過油井將化學(xué)劑和熱 流體加入油層中，再讓化學(xué)劑、熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升 至地面的采油方式(或工藝)；將化學(xué)劑和熱流體加入油層中即為俗稱的“吞”，讓化學(xué)劑、 熱流體與油層中的原油滲流返回至該油井并通過該油井升至地面即為俗稱的“吐”；所述的油井控制油層是指以油井為中心、以油井間距一半為半徑范圍內(nèi)的油層， 也指油井設(shè)計控制范圍內(nèi)所控制的油層，其具體范圍、指標(biāo)等的設(shè)計是油田常用的成熟方 法；所述的DX-7井油井控制油層是指距離油井中心50米范圍內(nèi)的油層；所述的預(yù)定位置是指預(yù)先設(shè)定的化學(xué)劑、熱流體應(yīng)該到達(dá)的油層位置，可以用油 層處理半徑作為表示指標(biāo)，也可以用油層處理體積作為表示指標(biāo)；所述的油層處理半徑是 指以油井底部中心為圓點、化學(xué)劑與熱流體在油層中所能到達(dá)的半徑范圍；所述的油層處 理體積是指以油井中心為中心線、化學(xué)劑與熱流體在油層中所能到達(dá)的油層總體積；所述原油和化學(xué)劑、熱流體混合物是在油層中自然混合而成的；所述原油和化學(xué) 齊U、熱流體可以在油層中共同滲流；所述的化學(xué)劑、熱流體可以全部滲流返回至油井，也可以部分滲流返回至油井而 在油層中殘留一部分；所述油井間距是指兩口井之間的設(shè)計距離，屬于油田油井設(shè)計術(shù)語，其設(shè)定方 法、技術(shù)方案是油田常用的成熟方法；公開資料表明國內(nèi)油田的油井間距一般為100-500 米；所述富拉爾基油井間距為100米；公開資料表明油藏基本的開采方法是在油藏建造油井，用油井控制相應(yīng)的油層 范圍，然后通過油井將其控制油層中的原油開采出來，在國內(nèi)屬于成熟的方法；油井的建造 也屬于成熟的方法；公開資料表明油井與油層是連通的，油層中的原油能夠進(jìn)入油井；反之，將流體 加入油井中，也能通過油井進(jìn)入油層中；公開資料表明油井一般有油管和套管，油管在套管中，油管與套管間有環(huán)形空 間，油管與套管可以連通為連通管，也可以用封隔器封閉為不連通；公開資料表明動管柱屬于油井作業(yè)范疇，費用較高，因此不動管柱能夠降低施工 費用，節(jié)省采油成本；所述化學(xué)劑是重量比80%混合二甲苯、10%甲醇、10%油溶性石油磺酸鈉的混合物；所述熱流體是95 100°C清水；所述的DX-7井預(yù)定位置為第一次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的油層處理半徑為12米，油層處理體積為900立方米；第二次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的油層處理半徑為17 米，油層處理體積為1800立方米；第三次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的油層處理半徑為21 米，，油層處理體積為2800立方米；以DX-7井應(yīng)用本發(fā)明為例公開資料表明DX_7井屬于富拉爾基油田，富拉爾基油田位于齊齊哈爾市，平均 埋藏深度450米，六十年代就已經(jīng)探明近2000萬噸的地質(zhì)儲量，但探明幾十年來一直采用 蒸汽吞吐采油工藝進(jìn)行試驗開發(fā)，由于該采油工藝的采油成本超過了所產(chǎn)原油的經(jīng)濟價 值，導(dǎo)致該油田一直沒有工業(yè)開發(fā)價值，自探明幾十年來數(shù)次上馬又下馬，一直無法得到有 效開發(fā)；該井2007年9月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原油；采用蒸汽吞吐采油方法， 向油層注入350°C高溫蒸汽1100噸，理論計算表明為此需要燒掉燃料油66噸，實際用燃料 油70噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量300噸，累計開采原油47噸，所產(chǎn)原油不 足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟價值， 該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；實際檢測表明該井周圍油層溫度20°C，所產(chǎn)原油樣品20°C粘度IlOOOmP. s，析蠟 溫度23°C ；因此，該井周圍油層溫度低于原油析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析蠟，所析蠟晶 嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井， 從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；為了解決該井所控制油層的供液困難問題，使該井控制油層中的原油順利滲流至 油井，讓該油井正常生產(chǎn)，該井于2008年1月第一次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù) 方案為先將80%混合二甲苯、10%甲醇、10%油溶性石油磺酸鈉混合成化學(xué)劑混合物，再 用高壓泵向該井套管中擠注(俗稱反擠)10噸該化學(xué)劑混合物，然后再向該井套管中擠注 (俗稱反擠)95 100°C清水500噸，利用該清水將套管中的和已經(jīng)進(jìn)入油層的化學(xué)劑混合 物頂推至距離該井中心12米的預(yù)定位置(即以油井為中心、油層處理半徑12米范圍內(nèi)的 油層中)，利用該化學(xué)劑混合物與95 100°C清水的聯(lián)合協(xié)同作用熔化(或溶化)油層處 理半徑12米范圍內(nèi)油層中的蠟晶(即相當(dāng)于熔化或溶化900立方米油層體積中的蠟晶)， 降低油層中原油的析蠟溫度，同時提高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流返回至該 油井，再用該井及其現(xiàn)有采油方法將進(jìn)入油井中的原油提升至地面；室內(nèi)試驗表明由80%混合二甲苯、10%甲醇、10%油溶性石油磺酸鈉混合成的 化學(xué)劑混合物雖然密度比水小很多，但與水混合時能夠形成較穩(wěn)定的乳化液；由于清水 進(jìn)入油井套管后是一種紊流流動狀態(tài)，能夠與該化學(xué)劑混合物在套管中不斷混合乳化，因 此盡管清水溫度較高，不利于乳化液穩(wěn)定，但用清水仍然能夠?qū)⒃摶瘜W(xué)劑混合物推入油層 中；室內(nèi)試驗表明該井原油樣品的熔蠟溫度為28°C ；所述化學(xué)劑混合物在25°C能夠 熔化商品石蠟或蠟燭；在該井25°C原油樣品中加入10%所述化學(xué)劑混合物，能夠降低該井 原油凝固點10°C，降低其析蠟點8°C，說明25°C下所述化學(xué)劑混合物已經(jīng)將蠟晶有效熔化 (或溶化)；由此可知所述化學(xué)劑混合物能夠?qū)⒃摼蜆拥娜巯灉囟扔?8°C降至25°C，降低熔蠟溫度3°C ；計算表明將95 100°C清水500噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑12米內(nèi) 的油層溫度提高8°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在25°C以上，高于所述化學(xué)劑混合物熔化 (或溶化)蠟晶的溫度3°C以上；由此可知95 100°C清水能夠為所述化學(xué)劑混合物熔化 (或溶化)蠟晶創(chuàng)造熱力條件；因此，所述化學(xué)劑混合物與95 100°C清水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?12米內(nèi)油層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點、析蠟點；該井第一次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井 生產(chǎn)3個月時的實際油樣20°C原油粘度180mP. s，是該井原油原始粘度的1. 6%，析蠟溫度 為16°C，比其原始析蠟溫度降低7°C ；該井第一次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年6月底累計產(chǎn) 液量600噸，累計開采原油360噸，經(jīng)濟效益極其顯著；
由于2008年6月始該井油層中的原油滲流難度增加，供液能力不足，該井產(chǎn)液量 降至0. 5噸/日，產(chǎn)油量降至0. 3噸/日，油井產(chǎn)油能力已經(jīng)很低，為此該井于2008年6月 10日第二次重復(fù)應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案與第一次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試 驗的技術(shù)方案步驟基本一樣，所不同的是第二次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的具體技術(shù)方案 數(shù)據(jù)有所不同，其技術(shù)方案為先將80%混合二甲苯、10%甲醇、10%油溶性石油磺酸鈉混 合成化學(xué)劑混合物，再用高壓泵向該井套管中擠注(俗稱反擠)10噸該化學(xué)劑混合物，然后 再向該井套管中擠注(俗稱反擠)95 100°C清水1000噸，利用該清水將套管中的和已經(jīng) 進(jìn)入油層的化學(xué)劑混合物頂推至距離該井中心17米的預(yù)定位置(即以油井為中心、油層處 理半徑17米范圍內(nèi)的油層中)，利用該化學(xué)劑混合物與95 100°C清水的聯(lián)合協(xié)同作用熔 化(或溶化)油層處理半徑17米范圍內(nèi)油層中的蠟晶(即相當(dāng)于熔化或溶化1800立方米 油層體積中的蠟晶)，降低油層中原油的析蠟溫度，同時提高油層壓力，以便使油層中的原 油順利滲流返回至該油井，再用該井及其現(xiàn)有采油方法將進(jìn)入油井中的原油提升至地面；該井第二次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案5天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井 生產(chǎn)3個月時的實際油樣20°C原油粘度150mP. s，是該井原油原始粘度的1. 4%，析蠟溫度 為15°C，比其原始析蠟溫度降低8°C ；該井第二次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)7個月，至2009年1月底累計產(chǎn) 液量1300噸，累計開采原油500噸，經(jīng)濟效益極其顯著；由于2009年1月底該井油層中的原油滲流難度增加，供液能力不足，該井產(chǎn)液量 降至0. 5噸/日，產(chǎn)油量降至0. 35噸/日，油井產(chǎn)油能力已經(jīng)很低，為此該井于2009年1 月25日第三次重復(fù)應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案與第一次、第二次應(yīng)用本發(fā)明 進(jìn)行生產(chǎn)試驗的技術(shù)方案步驟基本一樣，所不同的是第三次應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行生產(chǎn)試驗的具 體技術(shù)方案數(shù)據(jù)有所不同，其技術(shù)方案為先將80%混合二甲苯、10%甲醇、10%油溶性石 油磺酸鈉混合成化學(xué)劑混合物，再用高壓泵向該井套管中擠注(俗稱反擠)10噸該化學(xué)劑 混合物，然后再向該井套管中擠注(俗稱反擠)95 100°C清水1500噸，利用該清水將套管 中的和已經(jīng)進(jìn)入油層的化學(xué)劑混合物頂推至距離該井中心21米的預(yù)定位置(即以油井為 中心、油層處理半徑21米范圍內(nèi)的油層中)，利用該化學(xué)劑混合物與95 100°C清水的聯(lián) 合協(xié)同作用熔化(或溶化)油層處理半徑21米范圍內(nèi)油層中的蠟晶(即相當(dāng)于熔化或溶化2800立方米油層體積中的蠟晶)，降低油層中原油的析蠟溫度，同時提高油層壓力，以便 使油層中的原油順利滲流返回至該油井，再用該井及其現(xiàn)有采油方法將進(jìn)入油井中的原油 提升至地面；該井第三次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案5天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井 生產(chǎn)3個月時的實際油樣20°C原油粘度120mP. s，是該井原油原始粘度的1. 1%，析蠟溫度 為14°C，比其原始析蠟溫度降低9°C ；該井第三次應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)9個月，至2009年9月底累計產(chǎn) 液量1600噸，累計開采原油550噸，經(jīng)濟效益極其顯著；由于2009年9月底該井油層中的原油滲流難度增加，供液能力不足，該井產(chǎn)液量 降至0. 5噸/日，產(chǎn)油量降至0. 2噸/日，油井產(chǎn)油能力已經(jīng)很低，為此該井于2009年8月 第四次重復(fù)應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案與前三次應(yīng)用類似，即每次應(yīng)用本發(fā) 明技術(shù)方案時，向該井油層中加入的化學(xué)劑混合物均為10噸，而所加入的95 100°C清水 量則是在前次應(yīng)用本發(fā)明技術(shù)方案向油層中加入水量的基礎(chǔ)上再增加500噸以上，以防止 該井油層能量虧空。如此周期性反復(fù)應(yīng)用本發(fā)明技術(shù)方案，即可將化學(xué)劑混合物和95 100°C清水周 期性加入DX-7井控制油層中，將該井控制油層中的原油開采出來，直至該井所屬或所控制 油層(即距離DX-7井中心50米范圍內(nèi)的油層)中的原油開采完畢為止。 該生產(chǎn)試驗結(jié)果表明DX_7井周期性反復(fù)應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后，有效的解 決了該井控制油層自然滲流供液困難、油井無法正常生產(chǎn)的難題，增產(chǎn)增效效果極其顯著， 能使該井所處的富拉爾基油田實現(xiàn)所采原油經(jīng)濟價值大于采油成本的工業(yè)開采目標(biāo)，首次 使該油田具備了工業(yè)開發(fā)價值和經(jīng)濟價值。DX-7井的生產(chǎn)試驗和室內(nèi)試驗表明化學(xué)劑和熱流體的聯(lián)合協(xié)同作用能夠有效 熔化(或溶化)該井油層中的蠟晶；由于化學(xué)劑和熱流體無論在地面、油井中是否混合、力口 入順序如何，其進(jìn)入油層后都會自然混合；由于從油管中向油層中加入熱流體能使其進(jìn)入 油層的溫度更高；因此，化學(xué)劑和熱流體無論在地面、油井中是否混合、加入順序如何、如何 加入均不會從本質(zhì)上不影響其聯(lián)合協(xié)同作用的效果；因此，本發(fā)明中的其它如“先將化學(xué)劑 和其1-10倍的熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法(如泵送)加入油井中，然后 用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的 預(yù)定位置”、“先將化學(xué)劑和熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法(如泵送)加入 油井中，再通過油井進(jìn)入到該油井控制油層的預(yù)定位置”、“先用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué) 劑加入油井中，然后用特種氣體將化學(xué)劑頂推進(jìn)油層中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流 體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置”、“先將化學(xué)劑和其 1-10倍的熱流體在地面或/和油井中混合后用現(xiàn)有方法(如泵送)加入油井中，然后用特 種氣體將化學(xué)劑、熱流體混合物頂推進(jìn)油層中，然后用現(xiàn)有方法(如泵送)將熱流體加入油 井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置”、“通過油井油管用現(xiàn)有方法 (如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油井進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位 置”、“先向油井套管中加入特種氣體，然后通過油井油管將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合 后加入油層進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位置”等方法的效果均能預(yù)期。實施例6
一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了利用化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式(或工藝)更經(jīng)濟有效地開采析蠟型油藏，提高油藏最終采收率，通過中心井，用現(xiàn) 有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層 中原油的析蠟溫度，并驅(qū)使油層中的原油順利滲流至中心井周圍的采油井中，再讓原油從 采油井中升至地面，以將油層中的原油開采出來；為了減少熱流體進(jìn)入油層前在油井中的熱損失，保證熱流體進(jìn)入油層的溫度更 高，先向中心井套管中加入氮氣至套管壓力3. 5 4MPa止，然后通過中心井油管將化學(xué)劑 和熱流體加入油層中；所述中心井套管中的的氮氣壓力降至2MPa時即將向其中補充氮氣 至套管壓力重新達(dá)到壓力3. 5 4MPa止，以補充氮氣進(jìn)入油層中的損耗；所述的中心井是指D5-2注水井，用來將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，不用來生 產(chǎn)原油；所述的采油井是指D5-X3、D5_X5油井，用來生產(chǎn)原油；所述D5-2注水井與D5-X3、D5-X5油井夠通過油層連通；所述的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式或工藝是指從D5-2注水井加入化學(xué)劑 和熱流體，讓化學(xué)劑、熱流體驅(qū)使油層中的原油滲流至D5-X3、D5-X52 口油井并通過D5-X3、 D5-X52 口油井升至地面的采油方式或工藝，讓化學(xué)劑、熱流體驅(qū)使油層中的原油滲流至采 油井即為油田俗稱的“驅(qū)”；所述的化學(xué)劑和熱流體一直連續(xù)不斷的交替加入D5-2注水井中，然后在該井中 混合后進(jìn)入油層；所述的D5-2注水井滿足中心井加入_采油井采出的化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合驅(qū)油采 油方式或工藝的需要，滿足析蠟型油藏開采的需要；所述的D5-X3、D5_X5油井滿足中心井加入-采油井采出的化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合驅(qū) 油采油方式或工藝的需要，滿足析蠟型油藏開采的需要；所述化學(xué)劑是由20%商品水溶性降凝劑、20%混合甲基萘、20%商品油溶性驅(qū)油 齊IJ、20 %商品油基清蠟劑、20 %液體石油樹脂混合而成的化學(xué)劑混合物；所述熱流體是70 80°C油田污水；所述的70 80°C油田污水含0. 5%商品生物表面活性劑，能夠有效降低該油田污 水在油層中與原油、巖石、砂粒間的界面張力；所述的D5-X3井、D5-X5井在D5-2兩邊對稱的位置，與D5-2井的設(shè)計油井間距均 為 100 ；公開資料表明水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)、蒸汽驅(qū)、表面活性劑驅(qū)、氣體驅(qū)等各種“驅(qū)”的采油方 法的采收率、最終采收率高于相應(yīng)“吞吐”的采油方法，因此化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油 方式的效果好于化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式是可以預(yù)期的；富拉爾基油田的生產(chǎn)實踐表明D5_2注水井加入-D5-X3、D5-X5油井采出的化學(xué) 劑熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式能夠在實際生產(chǎn)中實施進(jìn)行是可以預(yù)期的；以D5-2作為注水井、D5-X3、D5_X5作為生產(chǎn)油井的井組應(yīng)用本發(fā)明為例D5-2井屬于富拉爾基油田，于2007年9月建成。由于富拉爾基油油層埋深平均 450米，沒有伴生氣，天然能量低，原始油層壓力不到5MPa，因此可以用注水方法補充地層 能量。該井原設(shè)計為油井，因用普通采油方法不能生產(chǎn)原油，于建成后的2007年10月轉(zhuǎn)注(即轉(zhuǎn)成注水井)，日注常溫地表清水量為50方/日，注水壓力8 lOMPa，注水溫度9 10°C，有效設(shè)計注水范圍為D5-2井、D5-X5井、D5-X3井所控制的油層范圍，累計有效注水 60天合計3000方，受益采油井D5-X5井、D5-X3井均見水，但卻沒有原油產(chǎn)出，表明該注水 措施沒有實際有益效果，為此該井于2008年1月停止注水，關(guān)井閑置；D5-X3井、D5-X5井均屬于富拉爾基油田，均于2007年10月建成，用普通采油方法 不能生產(chǎn)原油，采用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟價值，與D5-2井組成1對2的注水-采 油開發(fā)井組后沒有獲得任何注采效果，該井遂停止；分析表明D5_2井因為已經(jīng)進(jìn)行了 60天合計3000方的注水，油井近井地帶的原 油飽和度已經(jīng)比D5-X3井、D5-X5井，因此作為中心井是合理的；而D5-X3井、D5-X5井雖 然均見水，但卻沒有原油產(chǎn)出，表明D5-X3井、D5-X5井與D5-2井間的油層原油已經(jīng)嚴(yán)重析 蠟或已經(jīng)在油層中凝固，因此從D5-2井所注入的常溫地表水無法驅(qū)動油層中的原油進(jìn)入 D5-X3井、D5-X5井而只能讓該2 口井出水；為了化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合驅(qū)油采油方式(或工藝)將該井組所控制的油層中的原 油開采出來，該井組于2008年2月 7月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗。其技術(shù)方案為首 先，關(guān)閉D5-X3井、D5-X5井井口工藝；然后，先用現(xiàn)有方法將商品熱敏封隔器下入D5-2注 水井下400米處的油管-套管環(huán)形空間中，以阻止油井下部的熱流體上升至套管上部造成 熱流體熱損失，再用油田專用氮氣車向該井環(huán)形空間中 注入3000 5000標(biāo)準(zhǔn)立方米氮氣， 讓其套壓達(dá)到3. 5 4MPa，以有效降低熱流體在油井中的熱損失；然后，先用高壓泵向該井 油管中注入由20%商品水溶性降凝劑、20%混合甲基萘、20%商品油溶性驅(qū)油劑、20%商品 油基清蠟劑、20%液體石油樹脂混合而成的化學(xué)劑混合物20噸，再用高壓泵向該井油管中 以30噸/日的流量注入含0. 5%商品生物表面活性劑的70 75°C油田污水500噸；然后， 不斷重復(fù)向該井油管中注入20噸化學(xué)劑混合物和500噸含0. 5%商品生物表面活性劑的 70 75°C油田污水的步驟，并在期間用油田專用氮氣車在該井套管壓力降至2MPa時向套 管中補充氮氣，以保證該井套管中的氮氣壓力保持在2 4MPa之間；讓該化學(xué)劑混合物和 該油田污水在D5-2井至D5-X3井、D5-X5井之間的油層中自然混合，熔化(或溶化)油層中 的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，并驅(qū)使油層中的原油順利滲流至D5-X3井、D5-X5井； 當(dāng)D5-X3井、D5-X5井的油管或套管壓力由OMPa升至0. 5MPa時，啟動D5-X3井、D5-X5井的 抽油機，將原油提升至地面。試驗表明所述化學(xué)劑混合物與所述油田污水能夠混合成乳化液，因此盡管所述 油田污水溫度70-75°C會影響乳化液的穩(wěn)定性，但因為二者在油管中的流動為紊流狀態(tài)，因 此其能夠在D5-2井油管中不斷混合乳化并進(jìn)入油層中；試驗表明該井原油樣品的熔蠟溫度為28°C;在28°C該井原油樣品中加入10%所 述化學(xué)劑混合物，能夠降低其析蠟點5°C，降低其熔蠟溫度至23°C ；計算表明將70 75°C油田污水500噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑10米 內(nèi)的油層溫度提高5°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在25°C以上，高于該井原油樣品的熔蠟 溫度2°C以上；由此可知70 75°C的油田污水能夠熔化(或溶化)油層中的蠟晶；因為所述化學(xué)劑混合物、70 75°C油田污水不斷通過D5_2井油管進(jìn)入D5_2井 至D5-X3井、D5-X5井之間油層中，因此化學(xué)劑和與70 80°C的油田污水所到之處均能通 過聯(lián)合協(xié)同作用，熔化(或溶化)油層中析出的蠟晶，有效降低其原油的析蠟點；當(dāng)化學(xué)劑和70 75°C油田污水與油層中的原油從D5-2井滲流到達(dá)D5-X3井、D5-X5井后，D5-2井、D5-X3井、D5-X5井所控制油層中的蠟晶即被全部融化了 ；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案11天后，D5-X3井、D5-X5井油壓由零增至0. 5MPa, 為此啟動D5-X3井、D5-X5井抽油機生產(chǎn)，初期生產(chǎn)10天內(nèi)，該2 口井合計日產(chǎn)水量40噸 /日，生產(chǎn)15天后開始見油；生產(chǎn)20天后2 口井合計日產(chǎn)油1噸/日，合計日產(chǎn)液25噸/ 日；生產(chǎn)26天后2 口井合計日產(chǎn)油4噸/日，合計產(chǎn)液27噸/日；實際試驗檢測表明該 井生產(chǎn)30天時的實際油樣20°C原油粘度210mP. s,是該井原油原始粘度的2%，析蠟溫度為 19°C，比其原始析蠟溫度降低4°C ；該3 口井組應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后連續(xù)正常生產(chǎn)了 12個月后仍然能夠正常 生產(chǎn)，至2008年11月底累計向D5-2井加入化學(xué)劑混合物400噸，加入熱流體11000噸； D5-X3井、D5-X5井2 口井累計合計產(chǎn)液量13000噸，累計開采原油6000噸，經(jīng)濟效益極其顯著。
本實施例中的實驗已經(jīng)表明通過油井油管用現(xiàn)有方法(如泵送)將化學(xué)劑和熱 流體加入油層中是可行的；由于探井轉(zhuǎn)換為生產(chǎn)油井是油田生產(chǎn)中成熟的方法，因此在探 井上應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案的效果是可以預(yù)期的。本實施例中的實驗已經(jīng)表明采用1 口中心井、2 口采油井的化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合 驅(qū)油采油方式(或工藝)能夠有效地開采析蠟型油藏，因此采用國內(nèi)油田通行的注水井在 中心，注水井周圍有5 口油井或9 口油井即反5點或反9點布置方式應(yīng)用化學(xué)劑_熱流體 聯(lián)合驅(qū)油采油方式(或工藝)開采析蠟型油藏效果是可以預(yù)期的。本實施例中的實驗已經(jīng)表明70 75°C熱流體已經(jīng)能夠與所述化學(xué)劑發(fā)揮出良 好的協(xié)同作用；由于熱流體在進(jìn)入油井和/或注水井和/或/油層前所用的加熱爐加熱、電 加熱方法、電磁加熱方法、微波(或超聲波)加熱方法自身是成熟的，在加入油井和/或注 水井和/或/油層后所用的井筒電加熱方法、集膚效應(yīng)電加熱方法、井底電加熱方法、井筒 或井底電磁加熱方法、井筒或井底微波(或超聲波)加熱方法自身也是成熟的；因此，將所 述熱流體在加入油井和/或注水井和/或/油層前用現(xiàn)有加熱方法加熱至110 200°C及 在加入油井和/或注水井和/或/油層后用現(xiàn)有加熱方法加熱至110 200°C的效果都是 可以預(yù)期的。實施例7一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟先將熱流體在加熱前或/和加熱后用 現(xiàn)有方法進(jìn)行防垢處理，然后再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的 蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原油 從油井中提升至地面。先處理熱流體目的是為了防止所述的熱流體與油層中的水化學(xué)不 相容而產(chǎn)生沉淀物堵塞油層孔隙，或者為了防止所述的熱流體在油井或/和油層中嚴(yán)重結(jié) 垢，或者為了防止所述的熱流體在加熱升溫設(shè)備管線中嚴(yán)重結(jié)垢；所述熱流體進(jìn)行防垢處理后能保證其與油層中的水混合不會產(chǎn)生沉淀物堵塞油 層空隙，不會在油井、設(shè)備、管線、中油層中嚴(yán)重結(jié)垢，為達(dá)到前述目的，本領(lǐng)域普通技術(shù)人 員能夠確定對熱流體進(jìn)行處理的具體技術(shù)方案。公開資料表明受復(fù)雜地質(zhì)條件影響，油藏中的水有的屬于碳酸氫鈉水型，有的屬 于氯化鈣水型，有的屬于硫酸鈉水型，有的屬于碳酸氫鈉_碳酸鈉水型，其礦化度一般都在2000mg/L以上，有的甚至高達(dá)100000mg/L以上；由化學(xué)知識可知如果將氯化鈣水型油田 污水加入硫酸鈉水型或碳酸氫鈉-碳酸鈉水型油層中，就可能產(chǎn)生硫酸鈣、碳酸鈣沉淀；如 果將氯化鈣水型油田污水加入碳酸氫鈉水型油層中，雖然不會產(chǎn)生沉淀物，但由于碳酸氫 根在壓力降低、溫度升高時會轉(zhuǎn)化為碳酸根離子，會與鈣離子在管線、油井、設(shè)備中形成水 垢；以將100°C氯化鈣水型或鈣離子含量很高的油田污水作為熱流體加入硫酸鈉水型 油層中為例；為了防止鈣離子與硫酸根離子在油層中接觸混合產(chǎn)生沉淀或結(jié)垢，可以先用以下 技術(shù)方案處理氯化鈣水型或鈣離子含量很高的油田污水先向氯化鈣水型或鈣離子含量很 高的油田污水中投加由氫氧化鈉、碳酸鈉各50%制成的復(fù)合堿或堿水，除去該污水中的鈣 離子，然后再用鹽酸將該污水的PH值調(diào)整至原始值，然后加熱至100°C ；然后再將該100°C 污水作為熱流體加入硫酸鈉水型油層中；以將100°C鎂離子、鐵離子含量很高的清水作為熱流體加入油層中為例。為了防止鎂離子、二價鐵離子在加熱設(shè)備、管線、油井、油層中沉淀或結(jié)垢，可以先 用以下技術(shù)方案處理鎂離子、二價鐵離子含量很高的清水先用現(xiàn)有曝氣、錳砂除鐵方法除 去水中的鐵離子，再向水中投加由氫氧化鈉、碳酸鈉各50%制成的復(fù)合堿或堿水，除去該污 水中的鎂離子，然后再用鹽酸將水的PH值調(diào)整至原始值，然后加熱至100°C ；然后再將該 100°C污水作為熱流體加入油層中。 實施例8一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了保持所述化學(xué)劑在加入油井時呈 液態(tài)，所述化學(xué)劑可以在加入油井前和/或后用現(xiàn)有加熱方法加熱，以提高或保持化學(xué)劑 溫度及其流動性；所述化學(xué)劑用現(xiàn)有加熱方法加熱時應(yīng)有關(guān)符合國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè) 標(biāo)準(zhǔn)要求，作為本領(lǐng)域普通技術(shù)人員能夠用現(xiàn)有方法確定具體的加熱方法。以所述化學(xué)劑是熔融萘液為例。公開資料表明萘的熔點為80. 5°C，為了保證熔融萘液加入油井時不凝固，具有 良好的流動性，可以采用以下技術(shù)方案先將熔融萘液用防爆電加器熱加熱至100°c，然后 和1倍以上的100°c水一起加入油井中。實施例9—種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了減少熱流體和/或化學(xué)劑進(jìn)入油 層前在油井中的熱損失，保證熱流體、化學(xué)劑進(jìn)入油層的溫度更高，先向油井套管中加入氮 氣、天然氣、氣態(tài)二氧化碳、煉廠氣、煙道氣的任意一種或任意兩種或兩種以上以任意比例 混合的混合物，然后通過油井油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中 的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原 油從油井中提升至地面。以靜35-31-31井應(yīng)用本發(fā)明為例遼河油田的公開資料表明靜35-31-31井屬于靜35塊西部油井，于1995年7月 建成投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液28.5噸/日，日產(chǎn)油27.9噸/日，含水2%，生產(chǎn)1個月后產(chǎn)液量、產(chǎn) 油量急速下滑，至2009年8月底平均日產(chǎn)液降至1. 2噸/日，平均日產(chǎn)油降至0. 2噸/日， 油層供液明顯不足，導(dǎo)致該井無法正常生產(chǎn)，
生產(chǎn)分析和有關(guān)計算表明該井開井生產(chǎn)時，其周圍油層的溫度已經(jīng)低于析蠟溫 度，已經(jīng)在油層中析蠟，所析蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流空隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油 層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層供液不足，產(chǎn)液量急劇下滑，油井無法正常生產(chǎn)。為了提高油層的供液能力，使油層中的原油順利滲流至油井，讓油井正常生產(chǎn)，該 井于2009年9月1日應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為先用現(xiàn)有方法將該井中 的抽油泵、抽油桿取出，用現(xiàn)有氮氣車向該井套管中擠注(俗稱反擠)氮氣3000 5000 標(biāo)準(zhǔn)立方米，至套管中的氣壓超過3MPa為止；然后用高壓泵向該井油管中擠注(俗稱正 擠)20噸由40%山梨糖醇酐單月桂酸酯、20%雜醇油、20%甲醇、20%生物表面活性劑透明 水溶液體混合而成的化學(xué)劑混合物，再向該井油管中擠注120 130°C油田污水600噸，利 用該污水將油管中的化學(xué)劑混合物推入油層中并與其在油層中混合，利用化學(xué)劑混合物與 110 120°C油田污水的聯(lián)合協(xié)同作用熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析 蠟溫度，同時提高油層壓力，以便使油層中的原油順利滲流至油井，再用該井及其現(xiàn)有采油 方法將進(jìn)入油井中的原油提升至地面。
由公開資料可知山梨糖醇酐單月桂酸酯是乳化劑，生物表面活性劑透明水溶液 也有乳化作用，因此所述化學(xué)劑混合物有良好的乳化能力；由于油田污水進(jìn)入油井油管后 是一種紊流流動狀態(tài)，能夠與化學(xué)劑混合物在油管中不斷混合、乳化，因此盡管該油田污水 溫度高達(dá)120 130°C，會影響乳化液的穩(wěn)定性，但仍然能夠用該油田污水將所述化學(xué)劑混 合物推入油層中。室內(nèi)試驗和公開資料表明該井原油樣品的熔蠟溫度為60°C，在該井60°C原油樣 品中加入10%所述化學(xué)劑混合物，能夠降低該井原油凝固點8°C，降低其析蠟點5°C，說明 60°C下所述化學(xué)劑混合物已經(jīng)將蠟晶有效熔化(或溶化)。計算表明將120 130°C油田污水600噸通過該井油管加入油層中，能夠使該井 周圍半徑7米內(nèi)的油層溫度提高10°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在62°C以上，高于該井原 油樣品的熔蠟溫度2°C以上；由此可知120 130°C油田污水能夠熔化該井油層中的蠟晶。因此，所述化學(xué)劑混合物與120 130°C油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車?半徑7米內(nèi)油層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的析蠟點。該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案5天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井生產(chǎn)初 期實際油樣析蠟溫度為50°C，比遼河油田公開資料所述靜35塊西部原油析蠟溫度54°C低 40C ；該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣析蠟溫度為52°C，比遼河油田公開資料所述靜35塊東 部原油析蠟溫度54°C低2°C ；該井生產(chǎn)6個月時的實際油樣析蠟溫度為53°C，比遼河油田 公開資料所述靜35塊東部原油析蠟溫度54°C低1°C。該生產(chǎn)試驗結(jié)果表明該井采用本發(fā)明所述技術(shù)方案后，油層滲流供液能力得到 大幅提高，增產(chǎn)效果極其顯著，有效時間超過了 6個月仍然有效，預(yù)計其有效期可達(dá)7個月 以上；平均產(chǎn)液量由試驗前的1. 2噸/天增加至8. 5噸/日，平均產(chǎn)油量由試驗前的0. 2噸 /日增加至1.6噸/日；至2010年3月5日已經(jīng)累計生產(chǎn)原油290噸，累計凈增產(chǎn)原油約 240噸；至2010年3月5日產(chǎn)液量仍在3. 5噸/日以上，產(chǎn)油量仍在0. 9 1噸/日，預(yù)計 該生產(chǎn)試驗還能生產(chǎn)原油30噸以上，還能凈增原油20噸以上；扣除試驗加入的600噸水量 后，平均凈增液量5.2噸/日，凈增產(chǎn)油量1.4噸/日；有效解決了該井自建成以來一直無法連續(xù)正常生產(chǎn)的難題。實施例10一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了能夠?qū)⒆⑺車蛯又械氖Ｓ?原油開采出來，先將注水井轉(zhuǎn)換為油井，然后用本發(fā)明中前述實施例3中所述的化學(xué)劑-熱 流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)將注水井周圍油層中的剩余原油開采出來。公開資料表明析蠟型油藏的采收率很低，以靜35塊為例，其15年多的采收率只 有3%，其設(shè)計最終采收率只有10%，其理論標(biāo)定最終采收率是20% ；因此，注水井無論是 由油井轉(zhuǎn)換而來還是新建的，所周圍油層中仍然還有80% -97%的剩余原油，如果不開采 出來會造成資源浪費；由于注水井與油井沒有本著的區(qū)別，注水井轉(zhuǎn)化為油井是成熟的方 法，因此注水井應(yīng)用本發(fā)明中前述的實施例3、實施例5中所述的化學(xué)劑_熱流體聯(lián)合吞吐 采油方式(或工藝)開采注水井周圍油層中的剩余原油的效果是可以預(yù)期的。以D5-2井應(yīng)用本發(fā)明為例。 所述化學(xué)劑是重量比10%混合甲基萘、10%商品水溶性降粘劑、10%商品油溶性 降凝劑、10%含表面活性劑的水溶性商品驅(qū)油劑、10%甲基萘雜醇油液體、10%生物柴油、 10%油溶性石油磺酸鈉和二乙二醇丁醚混合液體、5%蒽和芳烴溶劑油混合液體、5%萘酚 和液體石油樹脂混合液體、5%商品防蠟劑、5%吡啶混合為混合液體，再將5%石油樹脂、 5%乙烯與丙烯酸酯共聚物溶解于該混合液體制成化學(xué)劑混合物；所述熱流體是45 55°C 清水；D5-2井屬于富拉爾基油田，于2007年9月建成。由于富拉爾基油油層埋深平均 450米，沒有伴生氣，天然能量低，可以用注水方法補充地層能量。該井原設(shè)計為生產(chǎn)油井， 因用普通采油方法不能生產(chǎn)原油，于建成后的2007年10月轉(zhuǎn)注(即轉(zhuǎn)成注水井)，日注地 表清水量為50方/日，注水壓力8 lOMPa，注水溫度9 10°C，有效設(shè)計注水范圍為D5-2 井、D5-X5井、D5-X3井所控制的油層范圍，累計有效注水60天合計3000方，受益井D5-X5 井、D5-X3井均見水，但卻沒有原油產(chǎn)出，表明該注水措施沒有實際有益效果，為此該井于 2008年1月停止注水，關(guān)井閑置；實際檢測與分析表明該井周圍油層溫度20°C，所產(chǎn)原油樣品20°C粘度IlOOOmP. s,析蠟溫度23°C ；因此，該井周圍油層溫度低于原油析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析蠟；由 于所注入的水為地表水，水溫9 10°C，比原油析蠟溫度低13°C，必然進(jìn)一步加重油層原油 析蠟；所析出的蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流孔隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低、油層中的原油粘 度大幅增加，因此所注水難以有效驅(qū)動油層中的原油順利滲流至油井而采出；因此，盡管該 井累計注水3000方，但該井周圍油層中的原油并沒有被水有效驅(qū)走；為了將該井周圍油層中的剩余原油開采出來，該井于2008年2月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn) 行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為先按照抽油機生產(chǎn)原油的要求將D5-2注水井改造成油井， 然后將10%混合甲基萘、10%商品水溶性降粘劑、10%商品油溶性降凝劑、10%含表面活性 劑的水溶性商品驅(qū)油劑、10%甲基萘雜醇油液體、10%生物柴油、10%油溶性石油磺酸鈉和 二乙二醇丁醚混合液體、5%蒽和芳烴溶劑油混合液體、5%萘酚和液體石油樹脂混合液體、 5%商品防蠟劑、5%吡啶混合為混合液體，再將5%石油樹脂、5%乙烯與丙烯酸酯共聚物溶 解于該混合液體制成化學(xué)劑混合物，然后再通過該注水井套管，用高壓泵按照10-15噸/小 時的流量將化學(xué)劑混合物20噸和45 55°C清水500噸加入該注水井周圍的油層中，讓其在油層中與原油自然混合，以熔化(或溶化)油層中的蠟品，降低油層中原油的析蠟溫度， 使油層中的原油和化學(xué)劑、水的混合物順利滲流返回至該注水井，再通過該生產(chǎn)油井升至 地面；試驗表明該井所屬油藏原油樣品的熔蠟溫度為28°C ；所述化學(xué)劑混合物在22°C能夠熔化商品石蠟或蠟燭；在22°C的該井所屬油藏原油樣品中加入10%所述化學(xué)劑混合 物，能夠降低該井原油凝固點10°C，降低其析蠟點8°C，說明22°C下所述化學(xué)劑混合物已經(jīng) 將蠟晶有效熔化(或溶化)；由此可知所述化學(xué)劑混合物能夠?qū)⒃摼鶎儆筒卦陀蜆拥?熔蠟溫度由28°C降至22 °C，降低熔蠟溫度8°C ；計算表明將45 55°C清水500噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑10米內(nèi)的油 層溫度提高3°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在23°C以上，高于所述化學(xué)劑混合物熔化(或 溶化)蠟晶的溫度1°C以上；由此可知45 55°C清水能夠為所述化學(xué)劑混合物熔化(或 溶化)蠟晶創(chuàng)造熱力條件；因此，所述化學(xué)劑混合物與45 55°C清水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?0 米內(nèi)油層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點、析蠟點；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)出了原油，實際試驗檢測表明該 井生產(chǎn)3個月時的實際油樣20°C原油粘度150mP. s，是該井原油原始粘度的1. 4%，析蠟溫 度為18°C，比其所屬油藏原油原始析蠟溫度降低5°C ；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年7月底累計產(chǎn)液量 470噸，累計開采原油230噸，使注水井周圍油層中的剩余原油得到了有效開采，經(jīng)濟效益 極其顯著。公開資料和油田的生產(chǎn)實踐表明注水井與油井之間能夠相互轉(zhuǎn)換；因此油井能 夠應(yīng)用的方法注水井同樣能夠應(yīng)用；因此，本發(fā)明中所述的其它如“通過注水井用現(xiàn)有方法 (如泵送)將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層中”、“通過注水井套管用現(xiàn)有方 法(如泵送)將化學(xué)劑和熱流體加入油層中”、“通過注水井油管用現(xiàn)有方法(如泵送)將 化學(xué)劑和熱流體加入油層中”、“先向注水井套管中加入特種氣體，然后通過注水井油管向 油層中加入化學(xué)劑和熱流體”、“通過注水井，周期性地向油層中加入化學(xué)劑和熱流體”、“為 了將注水井控制油層中的原油開采出來，進(jìn)而實現(xiàn)有效開采析蠟型油藏的目的，先將注水 井轉(zhuǎn)換為油井，然后用本發(fā)明中前述化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式(或工藝)將注水 井控制油層中的原油開采出來”等方法的效果均能夠預(yù)期。實施例11—種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了防止熱流體導(dǎo)致油層中的粘土膨 脹而增加原油滲流阻力，向油層中加入化學(xué)劑、防膨劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中 的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，降低熱流體加入油層中引起的粘土膨脹，使油層中的 原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原油從油井中提升至地面。所述化學(xué)劑是重量比25%的1-甲基萘、20%的0#柴油、2%氯化十二烷基芐基二 甲基銨、3%聚氧乙烯烷基醇醚、50%清水混合乳化而成的乳化液；所述熱流體是75 80°C 油田污水；所述防膨劑是重量比30%氯化鉀溶于70%水中制成的水溶液；所述防膨劑是含有20 %氯化鉀、5 %氯化銨、1 %聚合氯化鋁、1 %氯化十二烷基銨 的水溶液。
以靜35-30-132應(yīng)用本發(fā)明為例遼河油田的公開資料表明靜35-30-132井屬于靜35塊西部油井，于2008年4月 建成投產(chǎn)，初期日產(chǎn)液6.6噸/日，日產(chǎn)油3. 1噸/日，含水53%，生產(chǎn)1個月后產(chǎn)液量、產(chǎn) 油量急速下滑，至2009年7月20日因不產(chǎn)液關(guān)井停產(chǎn)，累計產(chǎn)液1031噸，產(chǎn)油539噸；生產(chǎn)分析和有關(guān)計算表明該井開井生產(chǎn)時，其周圍油層的溫度已經(jīng)低于析蠟溫 度，已經(jīng)在油層中析蠟，所析蠟晶嚴(yán)重堵塞了油層滲流空隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油 層中的原油難以順利滲流至油井，從而造成油層無法供液，油井無法生產(chǎn)；該井初所處的靜 35塊西部油層為泥質(zhì)膠結(jié)，粘土礦物含量7. 7%，水敏、鹽敏性中等偏強，因此如果向該油 層中大量注入外來水，會引起油層中的粘土礦物膨脹(即所謂水敏)，進(jìn)一步降低油層滲透 率，增加原油滲流至油井的阻力。為了防止熱流體引起油層中的粘土膨脹，提高油層的供液能力，使油層中的原油 順利滲流至油井，讓油井正常生產(chǎn)，該井于2009年8月20日應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試 驗，其技術(shù)方案為先將20%氯化鉀、8%氯化銨、聚合氯化鋁、氯化十二烷基銨溶于 70%水中制成防膨劑備用，再將25%的1-甲基萘、20%的0#柴油、2%氯化十二烷基芐基二 甲基銨、3%聚氧乙烯烷基醇醚、50%清水混合乳化成化學(xué)劑備用；然后用高壓泵先向該井 套管中擠注(俗稱反擠)20噸防膨劑，再向該井套管中擠注40噸化學(xué)劑，利用該化學(xué)劑將 防膨劑推入油層中；然后，再用高壓泵 向該井套管中擠注75 80°C油田污水600噸，利用 該污水將套管中的化學(xué)劑推入油層中并與化學(xué)劑、防膨劑在油層中混合；利用防膨劑降低 油田污水在油層中引起的粘土膨脹，利用化學(xué)劑與該油田污水的聯(lián)合協(xié)同作用熔化(或溶 化)油層中的蠟晶，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，降低油 田污水加入油層中引起的粘土膨脹，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原 油從油井中提升至地面；室內(nèi)試驗表明含有20%氯化鉀、5%氯化銨、聚合氯化鋁、氯化十二烷基 銨水溶液的密度大于所述于化學(xué)劑，因此能夠用所述化學(xué)劑將防膨劑推入油層中；試驗表明所述化學(xué)劑20°C密度與油田污水相差不大；由于油田污水進(jìn)入油井油 管后是一種紊流流動狀態(tài)，能夠與所述化學(xué)劑在油管中不斷混合、乳化，因此盡管該油田污 水溫度高達(dá)75 80°C，會影響乳化液的穩(wěn)定性，但仍然能夠用該油田污水將所述化學(xué)劑推 入油層中；室內(nèi)試驗和公開資料表明該井原油樣品的熔蠟溫度為60°C ；所述化學(xué)劑在50°C 能夠熔化商品石蠟或蠟燭；在該井50°C原油樣品中加入10%所述化學(xué)劑，能夠降低該井原 油凝固點6°C，降低其析蠟點4°C，說明50°C下所述化學(xué)劑已經(jīng)將蠟晶有效熔化(或溶化)； 由此可知所述化學(xué)劑能夠?qū)⒃摼蜆拥娜巯灉囟扔?0°C降至50°C，降低熔蠟溫度10°C。有關(guān)計算表明將75 80°C油田污水600噸通過該井油管加入油層中，能夠使該 井周圍半徑7米內(nèi)的油層溫度提高3°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在55°C以上，高于所述 化學(xué)劑熔化(或溶化)該井原油蠟晶溫度5°C以上；由此可知75 80°C油田污水能夠為 所述化學(xué)劑熔化(或溶化)蠟晶創(chuàng)造熱力條件；因此，所述化學(xué)劑混合物與75 80°C油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車?徑7米內(nèi)油層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的析蠟點；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案5天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井生產(chǎn)初期實際油樣析蠟溫度為49°C，比遼河油田公開資料所述靜35塊西部原油析蠟溫度54°C低 5°C ；該井生產(chǎn)3個月時的實際油樣析蠟溫度為51°C，比遼河油田公開資料所述靜35塊東 部原油析蠟溫度54°C低3°C ；該井生產(chǎn)6個月時的實際油樣析蠟溫度為53°C，比遼河油田 公開資料所述靜35塊東部原油析蠟溫度54°C低1°C ；該生產(chǎn)試驗結(jié)果表明該井采用本發(fā)明所述技術(shù)方案后，油層滲流供液能力得到 大幅提高，增產(chǎn)效果極其顯著，有效時間超過了 6個月仍然有效，預(yù)計其有效期可達(dá)7個月 以上；平均產(chǎn)液量由試驗前的0噸/天增加至6噸/日，平均產(chǎn)油量由試驗前的0噸/日增 加至2噸/日；至2010年3月5日已經(jīng)累計生產(chǎn)原油390噸，累計凈增產(chǎn)原油約390噸；至 2010年3月5日產(chǎn)液量仍在3噸/日以上，產(chǎn)油量仍在1.4噸/日，預(yù)計該生產(chǎn)試驗還能生 產(chǎn)原油40噸以上，還能凈增原油40噸以上；扣除試驗加入的600噸水量后，平均凈增液量 3噸/日，凈增產(chǎn)油量2噸/日；有效解決了該井不產(chǎn)液、無法生產(chǎn)的難題。實施例12一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，同時， 為了提高熱流體在油層中的溫度，降低熱流體進(jìn)入油層前的熱損失，所述熱流體中含有能 夠發(fā)生熱化學(xué)反應(yīng)的熱能釋放劑；所述化學(xué)劑是主要有效成分為氯化十二烷基三甲基銨的商品水溶性降粘劑；所述 熱流 體是60 65 °C的清水；所述的熱能釋放劑是亞硝酸鈉和氯化銨1 1的混合物。以D4-X2應(yīng)用本發(fā)明為例D4-X2井屬于富拉爾基油田，于2007年9月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原 油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350°C高溫蒸汽1500噸，理論計算表明為此需要燒 掉燃料油82噸，實際用燃料油85噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量500噸，累計 開采原油72噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐 熱采工藝沒有任何經(jīng)濟價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；實際檢測表明該井周圍油層溫度20°C，所產(chǎn)原油樣品20°C粘度IlOOOmP. s，析蠟 溫度23°C ；因此，該井周圍油層溫度低于原油析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析蠟，所析蠟晶 嚴(yán)重堵塞了油層滲流空隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井， 從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；為了解決該井油層的供液困難問題，使油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井 正常生產(chǎn)，該井于2008年3月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為用高壓泵先向該 井套管中擠注商品水溶性降粘劑(主要有效成分為氯化十二烷基三甲基銨)20噸，然后再 向該井套管擠注60 65°C含5%重量濃度的亞硝酸鈉-氯化銨混合物的清水500噸，用該 清水將套管中的化學(xué)劑混合物推入油層中；然后再向該井套管擠注40 70°C清水50噸， 將含有亞硝酸鈉-氯化銨的清水推入油層中，讓其在油層中與原油自然混合，以熔化(或溶 化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、水的混合物順 利滲流至該生產(chǎn)油井，再通過該生產(chǎn)油井升至地面；試驗表明所述化學(xué)劑混合物密度與含亞硝酸鈉、氯化銨的清水差別較大，所述化 學(xué)劑能夠在數(shù)分鐘內(nèi)時間與70°C熱水形成穩(wěn)定的乳化液；由于該清水進(jìn)入油井油管后是 一種紊流流動狀態(tài)，能夠與所述化學(xué)劑混合物在油管中不斷混合、乳化，因此盡管該清水溫度60 65°C，會影響乳化液的穩(wěn)定性，但仍然能夠用該清水將所述化學(xué)劑推入油層中；由 于不含亞硝酸鈉、氯化銨的清水比含亞硝酸鈉、氯化銨的清水密度小，因此能用不含亞硝酸 鈉、氯化銨的清水將套管中含亞硝酸鈉、氯化銨的清水自上而下推入油層中；試驗表明含5%亞硝酸鈉、5%氯化銨的水溶液在溫度60 65°C時能夠自發(fā)產(chǎn)生 放熱反應(yīng)，放出熱量和氮氣；在酸性環(huán)境中，該反應(yīng)的反應(yīng)速度會加快；試驗表明該井原油樣品的熔蠟溫度為28°C;在該井28°C原油樣品中加入10%所 述化學(xué)劑混合物，能夠降低其析蠟點5°C ；計算表明將60 65°C含5%亞硝酸鈉、5%氯化銨的清水500噸加入該井中，能 夠使該井周圍半徑12米內(nèi)的油層溫度提高9°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在29°C以上，高 于該井原油樣品的熔蠟溫度1°C以上；由此可知60 70°C含5%亞硝酸鈉、5%氯化銨的 清水能夠熔化(或溶化)油層中的蠟晶；因此，所述化學(xué)劑混合物與60 65°C含5%亞硝酸鈉、5%氯化銨的清水聯(lián)合協(xié)同 作用，能夠?qū)⒃摼車霃?2米內(nèi)油層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝 固點、析蠟點； 該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井生產(chǎn)3個 月時的實際油樣20°C原油粘度170mP. s，是該井原油原始粘度的1.5%，析蠟溫度為17°C， 比其原始析蠟溫度降低6 °C。該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年10月底累計產(chǎn)液量 500噸，累計開采原油320噸，經(jīng)濟效益極其顯著。實施例13一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了防止化學(xué)劑大量進(jìn)入高滲透水層 造成化學(xué)劑浪費，也為了讓化學(xué)劑更均勻地進(jìn)入同一油井或/和注水井中的不同滲透率油 層或同一油層的不同滲透率部位、孔隙中，并保證化學(xué)劑和熱流體能夠順利加入油層中，先 向油井或/和注水井或/和油層中試擠熱流體，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化 (或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井， 然后讓原油從油井中升至地面。所述的試擠是指對油井或/和注水井或/和油層進(jìn)行實驗性或探索性或偵察性 的注水方法，是油田采油生產(chǎn)中常用的成熟工藝方法。所述試擠能保證向油層中順利加入 化學(xué)劑和熱流體，并符合有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。以遼河油田靜35塊為例。遼河油田公開資料表明靜35塊儲層孔隙空間主要為粒間孔，孔喉半徑為2. 83微 米，有少量溶蝕孔和裂縫；孔隙類型為高滲大孔細(xì)喉不均勻型和中滲大孔細(xì)喉不均勻型，孔 隙半徑一般為5 50微米，平均為13微米；儲層孔喉均質(zhì)系數(shù)為0. 342，非均質(zhì)性比較嚴(yán) 重，儲層孔隙度一般17-24%，滲透率一般為200 2000Χ10Λιπι2 ；生產(chǎn)井段長度為50 150米，油層平均厚度24米，單層油層厚度0. 1 8米，單井油層層數(shù)3 25層，平均泥巖 夾層厚度3. 1米，有少量夾氣層和夾水層，大部分井有1層以上油水同層；由于該區(qū)塊原油析蠟點為42 54°C，低于該析蠟點的油田污水或清水進(jìn)入該 區(qū)塊油層中會加劇油層析蠟，因此所述油田污水或清水進(jìn)入該區(qū)塊油層的溫度不能低于 42 54°C ；據(jù)此，根據(jù)試擠是利用油管還是套管進(jìn)行，通過有關(guān)計算即可得出所述油田污水或清水的地面溫度范圍；例如采用套管試擠，計算表明所述油田污水或清水地面溫度不低 于70°C、試擠流量不低于10噸/小時，其進(jìn)入油層的溫度將大于54°C，滿足試擠溫度要求；由于水從油井中進(jìn)入高滲透率油層的阻力小于低滲透率油層，因此所試擠的水 會優(yōu)先進(jìn)入高滲透率油層中，從而提高化學(xué)劑進(jìn)入高滲透率油層的阻力，使化學(xué)劑進(jìn)入低 滲透油層的量相對得到提高；據(jù)此，根據(jù)每口井各個油層的不同情況，本領(lǐng)域的普通技術(shù) 人員利用現(xiàn)有方法和資料進(jìn)行計算即可得出所述油田污水或清水的試擠水量范圍；以靜 35-31-41井為例，利用該井測井資料和靜35塊地質(zhì)資料，經(jīng)過計算表明該井試擠10 20 噸油田污水即可大幅提高化學(xué)劑進(jìn)入高滲透率油層的阻力，有效平衡該井高滲透率油層和 低滲透率油層的非均質(zhì)性，使化學(xué)劑能夠以相對均衡的速度進(jìn)入各個油層中；據(jù)此，確定靜 35-31-31井試擠油田污水或清水量為10 20噸；通過試擠油田污水或清水，解決了讓化 學(xué)劑、熱流體更均勻地進(jìn)入同一油井中的不同油層或/和讓化學(xué)劑更均勻地進(jìn)入同一油層 的不同部位的問題。公開資料表明水與不溶于水的有機溶劑如油，能夠形成油-水界面，產(chǎn)生界面張 力；遼河油田靜35塊油層(儲層)粒間孔的孔喉半徑為2. 83微米，溶蝕孔和裂縫孔隙半 徑一般為5 50微米，平均為13微米，均屬毛細(xì)管范疇，油層中的原油就儲存在其中；有 關(guān)計算可以表明；處于該半徑毛細(xì)管的油-水界面所產(chǎn)生的界面張力或毛細(xì)管力很大；先 向油層中加入有機溶劑如油，如果毛細(xì)管中存 在水，該有機溶劑就會與水形成油-水界面， 產(chǎn)生油-水界面張力，阻礙有機溶劑如油向毛細(xì)管中位移；而由于有機溶劑如油能夠與原 油互溶，如果毛細(xì)管中存在的是油而非水，有機溶劑就不能與原油產(chǎn)生界面張力，不會阻止 有機溶劑如油向毛細(xì)管中位移；因此，無論加入有機溶劑后再向油層中加入化學(xué)劑是否能 夠與有機溶劑產(chǎn)生新的液_液界面，都會因為該油_水界面張力的存在而阻礙化學(xué)劑優(yōu)先 進(jìn)入含水多或全部是水的毛細(xì)管，而會優(yōu)先選擇進(jìn)入沒有該油-水界面張力的含原油的毛 細(xì)管中或含水低的細(xì)管中；因此，先向油層中加入有機溶劑，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流 體，能夠有效阻礙化學(xué)劑進(jìn)入水層；由于化學(xué)劑進(jìn)入水層不能發(fā)揮作用，進(jìn)入水層的量越少 就意味著更多的化學(xué)劑進(jìn)入了油層而發(fā)揮作用，因此用先向油層中加入有機溶劑，再向油 層中加入化學(xué)劑和熱流體的方法來防止化學(xué)劑大量進(jìn)入高滲透率水層而浪費化學(xué)劑的有 益其效果是能夠預(yù)期的。實施例14一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了提高油層壓力和熱流體的波及系 數(shù)，先向油層中加入特種氣體或泡沫液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶 化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓 原油從油井中升至地面；所述泡沫液是由壓力小于5MPa的氮氣與由5%十二烷基硫酸鈉和95%清水組成 的發(fā)泡液在地面高壓管線中制成；所述化學(xué)劑是主要成分為菲的有機溶液的油溶性驅(qū)油 劑；所述熱流體是50 60°C清水。以D5-X5應(yīng)用本發(fā)明為例D5-X5井屬于富拉爾基油田，于2007年9月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原 油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350°C高溫蒸汽1500噸，理論計算表明為此需要燒 掉燃料油82噸，實際用燃料油85噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量400噸，累計開采原油60噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；實際檢測表明該井周圍油層溫度20°C，所產(chǎn)原油樣品20°C粘度IlOOOmP. s，析蠟 溫度23°C ；因此，該井周圍油層溫度低于原油析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析蠟，所析蠟晶 嚴(yán)重堵塞了油層滲流空隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井， 從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；為了解決該井油層的供液困難問題，使油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井 正常生產(chǎn)，該井于2008年4月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為將10000標(biāo)準(zhǔn)立 方米壓力小于5MPa的氮氣與由5 %十二烷基硫酸鈉、95 %清水組成的發(fā)泡液20噸在地面高 壓管線中制成泡沫液，然后用現(xiàn)有方法將該泡沫液從該井套管中注入油層中；然后再向該 井套管擠注主要成分為菲的有機溶液的商品油溶性驅(qū)油劑10噸；然后再向該井套管擠注 50 60°C清水400噸和壓力不超過12MPa的氮氣10000標(biāo)準(zhǔn)立方米，用該清水和氮氣將套 管中的泡沫液、驅(qū)油劑推入油層中；讓泡沫液、驅(qū)油劑、50 60°C清水在油層中與原油自然 混合，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，提高油層壓力和水的 波及系數(shù)，使油層中的原油和驅(qū)油劑、泡沫液、水的混合物順利滲流至該生產(chǎn)油井，再通過 該生產(chǎn)油井升至地面。試驗表明雖然所述驅(qū)油劑能夠?qū)⑺雠菽喝芙夥蛛x成液體和氣體，但由于所 述清水進(jìn)入油井油管后是一種紊流流動狀態(tài)，能夠與泡沫液、驅(qū)油劑、氮氣在油管中不斷混 合、乳化，因此能夠用該清水將所述泡沫液、驅(qū)油劑、氮氣推入油層中；公開資料表明高壓氮氣與由5%十二烷基硫酸鈉、95%清水組成的發(fā)泡液能夠 通過專門射流器、泡沫發(fā)生器在地面高壓管線中形成高壓泡沫液；試驗表明該井原油樣品的熔蠟溫度為28°C ；在該井原油樣品中加入10%所述驅(qū) 油劑，能夠降低其析蠟點5°C，使其熔蠟溫度降至23°C ；計算表明將50 60°C清水400噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑12米內(nèi)的 油層溫度提高5°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在25°C以上，高于該井原油樣品的熔蠟溫度 2°C以上；由此可知50 60°C的清水能夠熔化(或溶化)油層中的蠟晶；因此，所述驅(qū)油劑與50 60°C清水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?2米內(nèi)油 層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的凝固點、析蠟點；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井生產(chǎn)3個 月時的實際油樣20°C原油粘度130mP. s，是該井原油原始粘度的1%，析蠟溫度為17°C，比 其原始析蠟溫度降低6°C ；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年10月底累計產(chǎn)液量 700噸，累計開采原油500噸，經(jīng)濟效益極其顯著。實施例15一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟用液態(tài)二氧化碳提高油層壓力，降低油 層中的原油粘度，先向油層中加入特種化學(xué)劑，再向油層中加入液態(tài)二氧化碳，然后向油層 中加入熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，提高油層壓 力能量，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方法將原油從油井中提升至地面；所述特種化學(xué)劑是10 %正丁醚、50 %混合重質(zhì)苯、10 %的2_辛酮、10 %雜醇油、10%二甲基萘、10% 1-甲基萘混合而成的化學(xué)劑；所述熱流體是80 90°C油田污水；以D5-X3應(yīng)用本發(fā)明為例D5-X3井屬于富拉爾基油田，于2007年10月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350°C高溫蒸汽1500噸，理論計算表明為此需要燒 掉燃料油82噸，實際用燃料油85噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量400噸，累計 開采原油30噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐 熱采工藝沒有任何經(jīng)濟價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；實際檢測表明該井周圍油層溫度20°C，所產(chǎn)原油樣品20°C粘度IlOOOmP. s，析蠟 溫度23°C ；因此，該井周圍油層溫度低于原油析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析蠟，所析蠟晶 嚴(yán)重堵塞了油層滲流空隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井， 從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；為了解決該井油層的供液困難問題，使油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井 正常生產(chǎn)，該井于2008年4月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為用高壓泵向該井 套管中注入由10%正丁醚、50%混合重質(zhì)苯、10%的2-辛酮、10%雜醇油、10%二甲基萘、 10% 1-甲基萘混合而成的化學(xué)劑混合物20噸，用該化學(xué)劑混合物將油井中的水推回油層 中；然后再用二氧化碳專用高壓泵向該井套管擠注液態(tài)二氧化碳50噸，用液態(tài)二氧化碳將 化學(xué)劑混合物推進(jìn)油層中；然后再用高壓泵向該井套管中注入80 90°C油田污水600噸， 用該清水將套管中的液態(tài)二氧化碳推入油層中；讓液態(tài)二氧化碳、化學(xué)劑、80 90°C清水 在油層中與原油自然混合，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度和 粘度，提高油層壓力能量，使油層中的原油和二氧化碳、化學(xué)劑、水的混合物順利滲流至該 生產(chǎn)油井，再通過該生產(chǎn)油井升至地面；公開資料表明商品液態(tài)二氧化碳能夠在-10°C以上儲運，二氧化碳降低原油粘 度；試驗表明液態(tài)二氧化碳與所述化學(xué)劑混合物密度相當(dāng)，因此能夠用液態(tài)二氧化 碳將套管中的所述化學(xué)劑混合物自上而下推進(jìn)油層中；由于液態(tài)二氧化碳遇到80 90°C 清水會汽化、溶解，因此能夠用該清水將液態(tài)二氧化碳推入油層中；試驗表明該井原油樣品的熔蠟溫度為28°C ；在該井原油樣品中加入10%所述化 學(xué)劑混合物，能夠降低其析蠟點6°C，使其熔蠟溫度降至21°C ；計算表明將液態(tài)二氧化碳50噸加入油層中，最高能使該井周圍半徑7米內(nèi)油層 溫度下降l°c，其在油層的極限最低溫度不能低于-15°c ；計算表明將80 90°C油田污水600噸加入該井中，能夠補充50噸液態(tài)二氧化 碳汽化所從油層吸收的熱量，并能夠使該井周圍半徑12米內(nèi)的油層溫度提高5°C以上，使 其在48小時內(nèi)保持在25°C以上，高于該井原油樣品的熔蠟溫度4°C以上；由此可知80 90°C的油田污水能夠熔化(或溶化)油層中的蠟晶；因此，所述化學(xué)劑混合物與80 90°C的油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車?半徑12米內(nèi)油層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的析蠟點；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案5天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井生產(chǎn)3個 月時的實際油樣20°C原油粘度IlOmP. s，是該井原油原始粘度的1%，析蠟溫度為16°C，比 其原始析蠟溫度降低7°C ；
該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)7個月，至2008年11月底累計產(chǎn)液量 800噸，累計開采原油630噸，經(jīng)濟效益極其顯著。實施例16一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了更有效的降低原油在油層中的析 蠟溫度，先向油層中加入過氧化物水溶液，再向油層油層中加入化學(xué)劑和熱流體；所述過氧化物水溶液是含過氧化尿素1襯％的70 80°C清水；所述化學(xué)劑分別 是含1襯％過氧化二苯甲酰_99襯％的1-甲基萘混合液和聚氧乙烯辛基苯酚醚-10熔融液 體；所述熱流體分別是70 80°C油田污水和含0. 2%過氧化氫的70 80°C油田污水；以705-1井應(yīng)用本發(fā)明為例705-1井屬于富拉爾基油田，于2006年6月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原 油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350°C高溫蒸汽1500噸，理論計算表明為此需要燒 掉燃料油82噸，實際用燃料油85噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月， 累計產(chǎn)液量400噸，累計 開采原油80噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐 熱采工藝沒有任何經(jīng)濟價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；實際檢測表明該井周圍油層溫度20°C，所產(chǎn)原油樣品20°C粘度IlOOOmP. s，析蠟 溫度23°C ；因此，該井周圍油層溫度低于原油析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析蠟，所析蠟晶 嚴(yán)重堵塞了油層滲流空隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井， 從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；為了解決該井油層的供液困難問題，使油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井 正常生產(chǎn)，該井于2008年4月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為先用高壓泵向該 井套管中注入含過氧化尿素1襯％的70 80°C清水50噸；再用高壓泵向該井套管中注入 含過氧化二苯甲酰和99襯％的1-甲基萘混合液10噸；再用高壓泵向該井套管中注 入70 80°C油田污水100噸，將過氧化尿素、過氧化二苯甲酰、1-甲基萘推入油層中；再用 高壓泵向該井套管中注入溫度為40°C的聚氧乙烯辛基苯酚醚-10熔融液體10噸；再用高 壓泵向該井套管中注入70 80°C油田污水100噸將聚氧乙烯辛基苯酚醚-10熔融液體推 入油層中；再用高壓泵向該井套管中含0. 2%過氧化氫的70 80°C油田污水100噸；再用 高壓泵向該井套管注入70 80°C油田污水150噸；以熔化(或溶化)油層中的蠟晶，降低 油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油和化學(xué)劑、水的混合物順利滲流至該生產(chǎn)油井，再 通過該生產(chǎn)油井升至地面；公開資料表明該井的孔隙度33%，滲透率為1200 2000X 10_3um2，油層天然能 量不足，油層下的原油粘度為IlOOOmPa. S，原油在油層中有一定流動性；公開資料表明雖然過氧化尿素、過氧化氫、過氧化二苯甲酰均能釋放自由氧原 子，溫度能夠加速該反應(yīng)速度，油層中的微量重金屬離子也能加速該反應(yīng)速度，但由于其在 污水中的濃度很低，所產(chǎn)生的反應(yīng)壓力能夠被油層即可吸收，不會對油井、油層造成危害， 因此能夠應(yīng)用于該井油層中；雖然過氧化尿素、過氧化氫、過氧化二苯甲酰均能分解聚氧乙烯辛基苯酚醚-10， 但因為該技術(shù)方案已經(jīng)用100噸污水將其隔離，因此過氧化尿素、過氧化氫、過氧化二苯甲 酰在遇到聚氧乙烯辛基苯酚醚-10前已經(jīng)在油層中反應(yīng)完畢，不會嚴(yán)重分解聚氧乙烯辛基 苯酚醚-10 ；
實驗表明聚氧乙烯辛基苯酚醚-10不溶于水，但能與水、油形成乳化液，因此能 夠有效降低過氧化尿素、過氧化氫、過氧化二苯甲酰的分解，也能夠被污水推進(jìn)油層中；室內(nèi)試驗表明1_甲基萘密度與污水相當(dāng)，能夠被污水推進(jìn)油層中；有關(guān)資料和試驗表明100°C以下，過氧化尿素、過氧化氫、過氧化二苯甲酰會優(yōu)先 分解大分子物質(zhì)如浙青質(zhì)、膠質(zhì)、蠟分子，因此不能大量分解1-甲基萘而抵消其功效； 試驗表明該井原油樣品的熔蠟溫度為28°C ；在該井原油樣品中加入10%所述 1-甲基萘，能夠降低其析蠟點7°C，使其熔蠟溫度降至22°C ；計算表明將70 80°C油田污水500噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑12米 內(nèi)的油層溫度提高5°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在25°C以上，高于該井原油樣品的熔蠟 溫度3°C以上；由此可知70 80°C的油田污水能夠熔化(或溶化)油層中的蠟晶；
因此，所述1-甲基萘與70 80°C的油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼車霃?12米內(nèi)油層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的析蠟點；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案5天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井生產(chǎn)3個 月時的實際油樣20°C原油粘度160mP. s，是該井原油原始粘度的1. 5%，析蠟溫度為18°C， 比其原始析蠟溫度降低5°C ；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)6個月，至2008年11月底累計產(chǎn)液量 480噸，累計開采原油310噸，經(jīng)濟效益極其顯著。需要注意的是，所述的化學(xué)劑添加過氧化物時，不能含有高分子表面活性劑和聚 合物。所述的過氧化物應(yīng)能保證其能在油層中分解出自由氧或能夠破壞浙青質(zhì)分子、蠟 分子碳鏈或能夠破壞浙青質(zhì)相的結(jié)構(gòu)，并保證其在添加進(jìn)化學(xué)劑和/或熱流體應(yīng)用中符合 有關(guān)國家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)的規(guī)定要求。實施例17一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了提高油層壓力，先向油層中加入惰 性氣體釋放劑水溶液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，以熔化(或溶化)油層中的蠟晶， 降低油層中原油的析蠟溫度，提高油層壓力，使油層中的原油順利滲流至油井，再用現(xiàn)有方 法將原油從油井中提升至地面；所述化學(xué)劑是商品水溶性降凝劑；所述熱流體是70 80°C油田污水；所述惰性氣 體釋放劑分別是含3wt%亞硝酸銨的常溫油田污水溶液和含5襯％碳酸銨的30 40°C油田 污水溶液兩種；公開資料表明亞硝酸銨晶體在受熱時反應(yīng)加快，在60°C以上時能夠爆炸；硝酸 銨能夠在110°C以上分解成亞硝酸銨；因此，濃度10%以上的業(yè)硝酸銨、硝酸銨水溶液具有 危險性，將其加入油層中會違反有關(guān)油田企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定與要求，不屬于本發(fā)明所述的惰性 氣體釋放劑范疇，且其折合100%純品的最大加入量不能超過10噸。以D6-X3井應(yīng)用本發(fā)明為例 D6-X3井屬于富拉爾基油田，于2007年11月建成后，用普通采油方法不能生產(chǎn)原 油；采用蒸汽吞吐采油方法，向油層注入350°C高溫蒸汽1500噸，理論計算表明為此需要燒 掉燃料油82噸，實際用燃料油85噸；注汽后正常采油生產(chǎn)2個月，累計產(chǎn)液量400噸，累計 開采原油40噸，所產(chǎn)原油不足以抵消注蒸汽所消耗燃燒的燃料油；因此，該井用蒸汽吞吐熱采工藝沒有任何經(jīng)濟價值，該井遂停止用蒸汽吞吐熱力采油工藝生產(chǎn)方式，關(guān)井閑置；實際檢測表明該井周圍油層溫度20°C，所產(chǎn)原油樣品20°C粘度llOOOmP. s，析蠟 溫度23°C ；因此，該井周圍油層溫度低于原油析蠟溫度，原油在油藏中已經(jīng)析蠟，所析蠟晶 嚴(yán)重堵塞了油層滲流空隙，導(dǎo)致油層滲透率大幅降低，油層中的原油難以順利滲流至油井， 從而造成油層供液困難，油井無法正常生產(chǎn)；為了解決該井油層的供液困難問題，使油層中的原油順利滲流至油井，讓該油井 正常生產(chǎn)，該井于2008年5月應(yīng)用本發(fā)明進(jìn)行了生產(chǎn)試驗，其技術(shù)方案為先用高壓泵向 該井套管中注入商品水溶性降凝劑20噸；再用高壓泵向該井套管中注入含5襯％碳酸銨的 30 40°C油田污水溶液100噸；再用高壓泵向該井套管中注入含3wt%亞硝酸銨的常溫油 田污水溶液50噸；再用高壓泵向該井套管中注入70 80°C油田污水550噸；以熔化(或 溶化)油層中的蠟晶，降低油層中原油的析蠟溫度，使油層中的原油和惰性氣體、化學(xué)劑、 水的混合物順利滲流至該生產(chǎn)油井，再通過該生產(chǎn)油井升至地面；公開資料表明該井的孔隙度33%，滲透率為1200 2000X 10_3um2，油層天然能 量不足，油層下的原油粘度為llOOOmPa. S，原油在油層中有一定流動性；公開資料表明雖然亞硝酸銨在70 80°C環(huán)境下能夠與碳酸銨快速反應(yīng)，但由于 其在污水中的濃度很低，所產(chǎn)生的反應(yīng)壓力能夠被油層即可吸收，不會對油井、油層造成危 害，因此能夠應(yīng)用于該井油層中；雖然亞硝酸銨的分解反應(yīng)能夠破會商品水溶性降粘劑中的高分子物質(zhì)，但因為該 技術(shù)方案已經(jīng)用100噸碳酸銨水溶液將亞硝酸銨與商品水溶性降粘劑隔離，在進(jìn)入油層后 亞硝酸銨又會優(yōu)選碳酸銨反應(yīng)而非商品水溶性降粘劑，且因原油的阻礙難以全面接觸商品 水溶性降粘劑，因此亞硝酸銨的分解反應(yīng)盡管對商品水溶性降粘劑可能有一定影響，但不 足以導(dǎo)致其失效；公開資料表明碳酸銨不會產(chǎn)生自由氧基，不會分解商品水溶性降粘劑；試驗表明商品水溶性降粘劑與水的密度相當(dāng)，雖然小于碳酸銨水溶液，但能夠與 其在套管中不斷混合，因此能夠用碳酸銨水溶液將商品水溶性降粘劑推進(jìn)油層中；試驗表明該井原油樣品的熔蠟溫度為28°C;在28°C該井原油樣品中加入10%商 品水溶性降粘劑，能夠降低其析蠟點5°C ；計算表明將70 80°C油田污水600噸加入該井中，能夠使該井周圍半徑10米 內(nèi)的油層溫度提高9°C以上，使其在48小時內(nèi)保持在29°C以上，高于該井原油樣品的熔蠟 溫度1°C以上；由此可知70 80°C的油田污水能夠熔化(或溶化)油層中的蠟晶；因此，所述商品水溶性降粘劑與70 80°C的油田污水聯(lián)合協(xié)同作用，能夠?qū)⒃摼?周圍半徑10米內(nèi)油層中析出的蠟晶熔化(或溶化)，有效降低其原油的析蠟點；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案3天后開井生產(chǎn)，實際試驗檢測表明該井生產(chǎn)3個 月時的實際油樣20°C原油粘度190mP. s，是該井原油原始粘度的1. 7%，析蠟溫度為18°C， 比其原始析蠟溫度降低5°C ；該井應(yīng)用本發(fā)明所述技術(shù)方案后正常生產(chǎn)5個月，至2008年11月底累計產(chǎn)液量 580噸，累計開采原油270噸，經(jīng)濟效益極其顯著。實施例18一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟為了解除油井近井地帶由蠟晶或/和浙青質(zhì)等有機物引起的油層堵塞，通過油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井套管或/和 油管，向近井地帶油層中加入1-10噸化學(xué)劑和10-100噸熱流體，以解除近井地帶油層堵 塞，使油層深部的原油能夠順利滲流進(jìn)油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井，再用現(xiàn)有 方法讓原油從油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井中升至地面為了解除油井近井地帶 由蠟晶或/和浙青質(zhì)等有機物引起的油層堵塞；所述化學(xué)劑的地面溫度應(yīng)高于25°C，可以在熱流體前加入油層中；所述的熱流體地面溫度應(yīng)高于80°C，加入油井套管或/和油管的流量應(yīng)大于5噸 /小時；所述的化學(xué)劑或/和熱流體含有1-10噸有效濃度不超過50%的防膨劑；所述化學(xué)劑和熱流體在地面或油井套管或/和油管混合后加入油層中。由于本發(fā)明所述化學(xué)劑和熱流體能夠有效降低油層中的蠟晶熔蠟溫度，二者聯(lián)合 作用能夠有效熔化(或溶化)油層中的蠟晶；因此本領(lǐng)域普通技術(shù)人員根據(jù)本發(fā)明所述技 術(shù)方案和實驗數(shù)據(jù)能夠預(yù)期其解除油井近井地帶蠟晶或/和浙青質(zhì)等有機物堵塞油層的 效果。實施例19一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟通通過油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn) 的注水井套管或/和油管，向近井地帶油層中加入l-io噸常溫下呈液態(tài)的甲基萘、甲基萘 液體、特種有機液體的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合的混合物和50-10000標(biāo) 準(zhǔn)立方米特種氣體，用特種氣體將該混合物推入油層中，以解除近井地帶油層堵塞，使油層 深部的原油能夠順利滲流進(jìn)油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井，再用現(xiàn)有方法讓原油 從油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井中升至地面；由于本發(fā)明所述化學(xué)劑和熱流體能夠有效降低油層中的蠟晶熔蠟溫度，二者聯(lián)合 作用能夠有效熔化(或溶化)油層中的蠟晶；由于本發(fā)明所述常溫下呈液態(tài)的甲基萘、甲基 萘液體、特種有機液體的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合的混合物能夠有效溶化 蠟晶，且進(jìn)入油層后不會形成凝固；因此本領(lǐng)域普通技術(shù)人員根據(jù)本發(fā)明所述技術(shù)方案和 實驗數(shù)據(jù)能夠預(yù)期其解除油井近井地帶蠟晶或/和浙青質(zhì)等有機物堵塞油層的效果。顯然，本發(fā)明的上述實施例僅僅是為清楚地說明本發(fā)明所作的舉例，而并非是對 本發(fā)明的實施方式的限定。對于所屬領(lǐng)域的普通技術(shù)人員來說，在上述說明的基礎(chǔ)上還可 以做出其它不同形式的變化或變動。這里無法對所有的實施方式予以窮舉。凡是屬于本發(fā) 明的技術(shù)方案所引伸出的顯而易見的變化或變動仍處于本發(fā)明的保護(hù)范圍之列。
權(quán)利要求
一種析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，通過油井將化學(xué)劑和熱 流體加入油層中。
3.根據(jù)權(quán)利要求2所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于通過油井套管將化學(xué)劑 和熱流體加入油層中。
4.根據(jù)權(quán)利要求2所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于通過油井油管將化學(xué)劑 和熱流體加入油層中。
5.根據(jù)權(quán)利要求2所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟先向油井 套管中加入特種氣體，然后通過油井油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，使油層中的原油 順利滲流至油井，然后將原油從油井中升至地面。
6.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟通過油 井，將化學(xué)劑和熱流體加入該油井周圍的油層中，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物 順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面。
7.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于將化學(xué)劑和熱流體在地 面或/和油井中混合后加入油層中。
8.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于將化學(xué)劑和熱流體分別 或/和交替加入油層中。
9.根據(jù)權(quán)利要求2任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟先將 化學(xué)劑加入油井中，然后將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層 的預(yù)定位置，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油 井升至地面
10.根據(jù)權(quán)利要求2所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟先將化 學(xué)劑和其1-10倍的熱流體在地面或/和油井中混合后加入油井中，然后將熱流體加入油井 中，用熱流體將化學(xué)劑和熱流體混合物頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置，使油層中的原 油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面。
11.根據(jù)權(quán)利要求7任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟先 將化學(xué)劑和熱流體在地面或/和油井中混合后加入油井中，再通過油井進(jìn)入到該油井控制 油層的預(yù)定位置，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井，再通過 該油井升至地面。
12.根據(jù)權(quán)利要求2任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟先 將化學(xué)劑加入油井中，然后用特種氣體將化學(xué)劑頂推進(jìn)油層中，然后將熱流體加入油井中， 用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油井控制油層的預(yù)定位置，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體 混合物順利滲流返回至該油井，再通過該油井升至地面。
13.根據(jù)權(quán)利要求2所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟先將化 學(xué)劑和其1-10倍的熱流體在地面或/和油井中混合后加入油井中，然后用特種氣體將化學(xué) 齊U、熱流體混合物頂推進(jìn)油層中，然后將熱流體加入油井中，用熱流體將化學(xué)劑頂推至該油 井控制油層的預(yù)定位置，使油層中的原油和化學(xué)劑、熱流體混合物順利滲流返回至該油井， 再通過該油井升至地面。
14.根據(jù)權(quán)利要求3所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于通過油井套管將化學(xué)劑 和熱流體分別或/和混合后加入油井進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位置。
15.根據(jù)權(quán)利要求4所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于通過油井油管將化學(xué)劑 和熱流體分別或/和混合后加入油井進(jìn)而推至油井控制油層的預(yù)定位置。
16.根據(jù)權(quán)利要求3所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油井套管中加入特 種氣體，然后通過油井油管將化學(xué)劑和熱流體分別或/和混合后加入油層進(jìn)而推至油井控 制油層的預(yù)定位置。
17.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于通過注水井將化學(xué)劑和 熱流體加入油層中。
18.根據(jù)權(quán)利要求17所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于通過注水井套管將化 學(xué)劑和熱流體加入油層中。
19.根據(jù)權(quán)利要求17所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于通過注水井油管將化 學(xué)劑和熱流體加入油層中。
20.根據(jù)權(quán)利要求18所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟先向注 水井套管中加入特種氣體，然后通過注水井油管向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，使油層中 的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面。
21.根據(jù)權(quán)利要求1任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟先 將注水井轉(zhuǎn)換為油井，然后用化學(xué)劑-熱流體聯(lián)合吞吐采油方式將注水井周圍油層中的剩 余原油開米出來。
22.根據(jù)權(quán)利要求17所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟將化學(xué) 劑和熱流體在地面或/和注水井中混合后加入油層中。
23.根據(jù)權(quán)利要求17所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟將化學(xué) 劑和熱流體分別或/和交替通過注水井加入油層中。
24.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟通過中 心井，將化學(xué)劑和熱流體加入油層中，驅(qū)使油層中的原油順利滲流至中心井周圍的采油井 中，再將原油從采油井中升至地面。
25.根據(jù)權(quán)利要求24所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于通過中心井套管將化 學(xué)劑和熱流體加入油層中。
26.根據(jù)權(quán)利要求24所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟通過中 心井油管將化學(xué)劑和熱流體加入油層中。
27.根據(jù)權(quán)利要求24所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟先向中 心井套管中加入特種氣體，然后通過中心井油管將化學(xué)劑和熱流體加入油層中。
28.根據(jù)權(quán)利要求25所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟所述的 特種氣體也可以周期性地加入中心井套管中。
29.根據(jù)權(quán)利要求24所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的采油井包括1 口或1 口以上的油井。
30.根據(jù)權(quán)利要求24所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的采油井包括1 口或1口以上的注水井。
31.根據(jù)權(quán)利要求24所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的采油井是反5點或反9點布置的油井。
32.根據(jù)權(quán)利要求2所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油井或/和注水井 或/和油層中試擠熱流體，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體。
33.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先對油層進(jìn)行酸化或/ 和壓裂，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體。
34.根據(jù)權(quán)利要求1任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油層中加入有 機溶劑，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體。
35.根據(jù)權(quán)利要求34所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述有機溶劑不溶于水。
36.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟向油層 中加入化學(xué)劑、防膨劑和熱流體。
37.根據(jù)權(quán)利要求36所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油層中加入防膨 齊U，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體。
38.根據(jù)權(quán)利要求1任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油層中加入泡 沫液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體。
39.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油層中加入化學(xué) 齊U，再向油層中加入泡沫液和熱流體。
40.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于在向油層中加入化學(xué)劑 或/和熱流體的同時，向油層中加入泡沫液。
41.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟在向油 層中加入化學(xué)劑或/和熱流體完畢后，向油層中加入泡沫液。
42.根據(jù)權(quán)利要求41所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的泡沫液包括特 種氣體、發(fā)泡劑和水。
43.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油層中加入惰性氣 體釋放劑水溶液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體。
44.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油層中加入化學(xué) 齊U，再向油層中加入惰性氣體釋放劑和熱流體。
45.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的熱流體中含有惰 性氣體釋放劑和防膨劑。
46.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的化學(xué)劑中含有惰 性氣體釋放劑。
47.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油層中加入特種化 學(xué)劑，再向油層中加入液態(tài)二氧化碳，再向油層中加入熱流體；所述特種化學(xué)劑是凝固點低 于-18°C、含水量小于0.5%的化學(xué)劑。
48.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于在向油層中加入化學(xué)劑 或/和熱流體的同時，向油層中加入液態(tài)二氧化碳。
49.根據(jù)權(quán)利要求47所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于向油層中加入特種化 學(xué)劑或/和熱流體的同時，向油層中或/和熱流體中加入特種氣體。
50.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油層中加入熱流體，再向油井中加入液態(tài)二氧化碳和化學(xué)劑，再向油井中加入熱流體。
51.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟先用特 種氣體將液態(tài)二氧化碳推入油層中，再向油井中加入特種化學(xué)劑和熱流體；所述特種化學(xué) 劑是凝固點低于_18°C、含水量小于0. 5%的化學(xué)劑。
52.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油層中加入微生物 液體，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體。
53.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟先向油 層中加入化學(xué)劑，再向油層中加入微生物液體和熱流體。
54.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述化學(xué)劑和/或熱流 體含有微生物液體。
55.根據(jù)權(quán)利要求54所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述微生物液體中含 有表面活性劑或/和防膨劑。
56.根據(jù)權(quán)利要求53、54或55所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述微生物 液體是含活高效噬蠟細(xì)菌的液體。
57.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油層中加入過氧化 物水溶液，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體。
58.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先向油層加入化學(xué)劑， 再向油層中加入過氧化物水溶液和熱流體。
59.根據(jù)權(quán)利要求1任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先將非流體狀的化 學(xué)劑制成溫度低于或等于熱流體溫度的液體，然后再將化學(xué)劑液體和熱流體加入油層中。
60.根據(jù)權(quán)利要求59所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的非流體狀的化 學(xué)劑是指在現(xiàn)場施工溫度下呈固形物的化學(xué)劑。
61.一種析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟通過油井或/和能夠進(jìn)行 采油生產(chǎn)的注水井的套管或/和油管，向近井地帶油層中加入1-10噸化學(xué)劑和10-100噸 熱流體，使油層深部的原油能夠順利滲流進(jìn)油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井，再將 原油從油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井中升至地面。
62.根據(jù)權(quán)利要求61所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述化學(xué)劑的地面溫 度高于25°C，在熱流體前加入油層中。
63.根據(jù)權(quán)利要求61所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的熱流體地面溫 度高于80°C，加入油井或/和注水井的套管或/和油管的流量應(yīng)大于5噸/小時。
64.根據(jù)權(quán)利要求61所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的化學(xué)劑或/和 熱流體含有1-10噸有效濃度不超過50%的防膨劑。
65.一種析蠟型油藏開采方法，其特征在于，包括以下步驟通過油井或/和能夠進(jìn)行 采油生產(chǎn)的注水井的套管或/和油管，向近井地帶油層中加入1-10噸常溫下呈液態(tài)的甲 基萘、甲基萘液體、特種有機液體的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合的混合物和 50-10000標(biāo)準(zhǔn)立方米特種氣體，用特種氣體將該混合物推入油層中，使油層深部的原油能 夠順利滲流進(jìn)油井或/和能夠進(jìn)行采油生產(chǎn)的注水井，再將原油從油井或/和能夠進(jìn)行采 油生產(chǎn)的注水井中升至地面。
66.根據(jù)權(quán)利要求65所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述1-10噸常溫下呈液態(tài)的甲基萘、甲基萘液體、特種有機液體的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合的 混合物的地面溫度高于25°C，在熱流體前加入油層中。
67.根據(jù)權(quán)利要求65所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的熱流體地面溫 度高于80°C，加入油井或/和注水井套管或/和油管的流量應(yīng)大于5噸/小時。
68.根據(jù)權(quán)利要求65所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的1-10噸常溫下 呈液態(tài)的甲基萘、甲基萘液體、特種有機液體的任意一種或兩種或兩種以上任意比例混合 的混合物或/和熱流體中含有1-10噸有效濃度不超過50%的防膨劑。
69.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述熱流體在加熱前或 /和加熱后進(jìn)行防垢處理，然后再加入到油層中。
70.根據(jù)權(quán)利要求69所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述熱流體在加入到 油層前加熱至110 200°C。
71.根據(jù)權(quán)利要求70所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的加熱方法包括 加熱爐加熱、電加熱、電磁加熱、微波或超聲波加熱。
72.根據(jù)權(quán)利要求69所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述熱流體在加入到 油層后加熱至110 200°C。
73.根據(jù)權(quán)利要求72所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的加熱包括井筒 電加熱方法、集膚效應(yīng)電加熱方法、井底電加熱方法、井筒或井底電磁加熱方法、井筒或井 底微波或超聲波加熱方法。
74.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于先進(jìn)行洗井、通井、更換 管柱和維修工作，再向油層中加入化學(xué)劑和熱流體。
75.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的熱流體中含有熱 能釋放劑。
76.根據(jù)權(quán)利要求75所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的熱能釋放劑是 亞硝酸鹽或/和硝酸鹽與氯化銨、尿素、碳酸銨、碳酸氫銨中任意一種或兩種或兩種以上混 合的混合物。
77.根據(jù)權(quán)利要求76所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的亞硝酸鹽和/ 或硝酸鹽在熱流體中的最大含量不能超過5%，所加入油層中的亞硝酸鹽和/或硝酸鹽純 品最大加入量不能超過10噸。
78.根據(jù)權(quán)利要求1-55、57-77中任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述 熱流體中含有惰性氣體釋放劑。
79.根據(jù)權(quán)利要求78所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述惰性氣體釋放劑 是尿素、碳酸銨、碳酸氫銨、硝酸銨或亞硝酸銨的一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意 比例混配的混合物。
80.根據(jù)權(quán)利要求79所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述亞硝酸銨和/或 硝酸銨在熱流體中的最大含量不能超過5%，加入油層中的亞硝酸銨和/或硝酸銨純品最 大加入量不能超過10噸。
81.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的熱流體中含有表 面活性劑。
82.根據(jù)權(quán)利要求1所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述化學(xué)劑和/或熱流體中含有濃度不超過5%的過氧化物。
83.根據(jù)權(quán)利要求82所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的化學(xué)劑中含有 過氧化物時，不能含有高分子表面活性劑和聚合物。
84.根據(jù)權(quán)利要求1-55、57-64、74-77或81-83中任意所述的析蠟型油藏開采方法，其 特征在于所述化學(xué)劑是甲基萘、降粘劑、降凝劑、驅(qū)油劑、甲基萘液體、特種有機液體、特種 液體、特種熔融液體的任意一種或任意兩種或兩種以上任意比例混合而無不良化學(xué)反應(yīng)的 混合物。
85.根據(jù)權(quán)利要求84所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述甲基萘是1-甲基 萘、2-甲基萘、混合甲基萘中的任意一種或任何兩種或兩種以上任意比例的混合物。
86.根據(jù)權(quán)利要求84所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，所述降粘劑包括以甲 基萘液體為主要有效成分的油溶性降粘劑、以表面活性劑為主要有效成分的降粘劑或以特 種有機液體為主要有效成分的油溶性降粘劑。
87.根據(jù)權(quán)利要求84所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，所述降凝劑包括以甲 基萘液體為主要有效成分的油溶性降凝劑、以表面活性劑為主要有效成分的降凝劑或以特 種有機液體為主要有效成分的油溶性降凝劑。
88.根據(jù)權(quán)利要求84所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，所述驅(qū)油劑包括以磺 酸鹽型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑、以羧酸鹽型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū) 油劑、以聚醚型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑、以非離子_陰離子型兩性表面活性 劑為主要有效成分的驅(qū)油劑或以陽離子型表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑。
89.根據(jù)權(quán)利要求88所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述以磺酸鹽型表面 活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑包括以烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸鈉、石油磺酸鈉或烷基甲 苯磺酸鈉為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。
90.根據(jù)權(quán)利要求88所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述以羧酸鹽型表面 活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑包括以脂肪酸鹽或石油羧酸鹽為主要有效成分的驅(qū)油劑 液體。
91.根據(jù)權(quán)利要求88所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述以聚醚型表面活 性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑包括以平平加型表面活性劑、OP型表面活性劑或吐溫型表面 活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。
92.根據(jù)權(quán)利要求88所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述以非離子_陰離 子型兩性表面活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑包括以聚氧乙烯聚氧丙烯烷基醇醚磺酸鹽、 聚氧乙烯聚氧丙烯烷基醇醚羧酸鹽、聚氧乙烯聚氧丙烯烷基醇醚硫酸酯鹽或聚氧乙烯聚氧 丙烯烷基醇醚磷酸酯鹽為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。
93.根據(jù)權(quán)利要求88所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述以陽離子型表面 活性劑為主要有效成分的驅(qū)油劑包括以氯化十二烷基芐基二甲基銨、氯化十二烷基三甲基 銨、氯化十二烷基銨為主要有效成分的驅(qū)油劑液體。
94.根據(jù)權(quán)利要求84所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述甲基萘液體包括 下述液體中的任意一種或者是它們之間任意兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué) 反應(yīng)的混合物1)甲基萘、雜醇油混合液體；2)甲基萘、有機溶劑混合液體；3)甲基萘乳化液、懸濁液；4)50°C以下呈液態(tài)的甲基萘液體；5)100°C以下呈液態(tài)的甲基萘和稠環(huán)芳香烴混合液體；6)100°C以下呈液態(tài)的甲基萘和稠環(huán)芳香烴衍生物混合液體；7)100°C以下呈液態(tài)的甲基萘和聯(lián)苯混合液體；8)50°C以下呈液態(tài)的甲基萘和原油混合液體；9)甲基萘和液體石油樹脂混合液體；10)100°C以下呈液態(tài)的甲基萘和石油樹脂混合液體；11)甲基萘和有機液體混合液體。
95.根據(jù)權(quán)利要求65或84所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述特種有機液 體包括下述液體的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué) 反應(yīng)的混合物1)醇類液體；2)二醇衍生物液體；3)醚類液體；4)酯類液體；5)酮類液體；6)芳烴類液體；7)重芳烴液體；8)芳烯或芳烴衍生物含量大于5%的液體石油產(chǎn)品液體；9)烯烴液體；10)溶劑油液體；10)石油樹脂副產(chǎn)品液體；11)常溫下為液態(tài)的石油樹脂液體；12)雜醇油類液體；13)100°C以下呈液態(tài)的烴類自聚物液體；14)50°C以下呈液態(tài)的甲基萘熔融液體；15)含蠟量低于10%的原油；16)分子式中不含氯元素、硫元素的有機液體；17)IOO0C以下呈液態(tài)的石油樹脂液體；18)IOO0C以下呈液態(tài)的生物油脂、裂解生物油脂液體。
96.根據(jù)權(quán)利要求84所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，所述特種液體包括下 述液體的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混 合物1)IOO0C以下呈液態(tài)的表面活性劑液體；2)IOO0C以下呈液態(tài)的油溶或水溶性聚合物液體；3)IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴液體；4)IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物液體；5)常溫下呈液態(tài)的商品防蠟劑；6)常溫下呈液態(tài)的商品油基清蠟劑；7)常溫下呈液態(tài)的商品水基清蠟劑；8)IOO0C以下呈液態(tài)的石油樹脂液體。
97.根據(jù)權(quán)利要求84所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于，所述的特種熔融液體 包括下述任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混 合物1)200°C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴熔融液體；2)200°C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物熔融液體；3)2000C以下呈液態(tài)的油溶或水溶性聚合物熔融液體；4)200 0C以下呈液態(tài)的表面活性劑熔融液體；5)2000C以下呈液態(tài)的石油樹脂熔融液體；6)2000C以下呈液態(tài)的烴類自聚物熔融液體。
98.根據(jù)權(quán)利要求55、81或96所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述表面活 性劑是下述物質(zhì)中的任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化 學(xué)反應(yīng)的混合物1)水溶性陰離子表面活性劑；2)水溶性陽離子表面活性劑；3)水溶性非離子表面活性劑；4)油溶性陰離子表面活性劑；5)油溶性非離子表面活性劑；6)生物表面活性劑；7)兩性表面活性劑；8)高分子表面活性劑。
99.根據(jù)權(quán)利要求98所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述水溶性陰離子表 面活性劑包括烷基磺酸鈉、烷基苯磺酸鈉、烷基三甲基氯化胺、聚氧乙烯烷基苯酚醚羧酸鈉 鹽、聚氧乙烯烷基醇醚羧酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚磺酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚磺酸鈉 鹽、聚氧乙烯烷基醇醚硫酸酯鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚硫酸酯鈉鹽、結(jié)構(gòu)式為CnF2n+1COONa 的羧酸鈉型氟表面活性劑，其中η表示4 10的整數(shù)、結(jié)構(gòu)式為C8F17CONH (CH2) 5C00Na 的羧酸鈉型氟表面活性劑、結(jié)構(gòu)式為RfOC6H4COONa的羧酸鈉型氟表面活性劑、結(jié)構(gòu)式為 CnF2n+1S03Na磺酸鈉型氟表面活性劑，其中η表示5或7或9、結(jié)構(gòu)式為C3F7(CH2)nSO3Na的磺 酸鈉型氟表面活性劑，其中η表示5或7或9、結(jié)構(gòu)式為CnF2lriC6H4SO3H的磺酸鈉型氟表面活 性劑，其中η表示5或7或9、結(jié)構(gòu)式為C7F15CH2OSO3Na的硫酸酯鹽型氟表面活性劑、結(jié)構(gòu)式 為(CF3) 2CF2 (CH2) 60S03Na的硫酸酯鹽型氟表面活性劑或結(jié)構(gòu)式為C8F17SO2NH (CH2) 3NH (CH2) 3N HCH2CH2OSO3Na的硫酸酯鹽型氟表面活性劑。
100.根據(jù)權(quán)利要求98所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述水溶性陽離子表 面活性劑是氯化十二烷基芐基二甲基銨、氯化十二烷基三甲基銨或氯化十二烷基銨。
101.根據(jù)權(quán)利要求98所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述水溶性非離子表 面活性劑是聚氧乙烯烷基醇醚、聚氧乙烯烷基苯酚醚、聚氧乙烯辛基苯酚醚-10、聚氧乙烯辛基苯酚醚-7、聚氧乙烯聚氧丙烯丙二醇醚、山梨糖醇酐單羧酸酯聚氧乙烯醚或山梨糖醇 酐單月桂酸酯。
102.根據(jù)權(quán)利要求98所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述油溶性陰離子表 面活性劑是油溶性石油磺酸鈉、油溶性石油羧酸鈉、油溶性石油磺酸鉀或石油磺酸銨。
103.根據(jù)權(quán)利要求98所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述油溶性非離子 表面活性劑是F (CF2)m(CH2)nH,其中m = 10或12，η = 8或12或14或18或24、聚氧乙烯 十八胺-7、月桂酰乙二醇胺、魚油酰乙二醇胺、聚氧乙烯烷基酰胺、C10F19O(CH2CH2O)23C100F19 或C3FO (CF-CFO)nA^其中η表示1或2，A^表示芳烴基。
104.根據(jù)權(quán)利要求98所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述生物表面活性劑 是用生物工程或生物方法生產(chǎn)的具有表面活性作用的生物制劑、培養(yǎng)液、水溶液、乳化液、 懸濁液或干燥制成品。
105.根據(jù)權(quán)利要求98所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的兩性表面活性 劑是聚氧乙烯烷基醇醚硫酸酯鈉鹽、聚氧乙烯烷基醇醚硫酸酯銨鹽、聚氧乙烯烷基醇醚磷 酸酯二鈉鹽、二(聚氧乙烯烷基醇醚)磷酸酯鉀鹽、聚氧乙烯烷基醇醚羧酸鈉鹽、聚氧乙烯 烷基醇醚磺酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚硫酸酯鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚磷酸酯二鈉鹽、 聚氧乙烯烷基苯酚醚羧酸鈉鹽、聚氧乙烯烷基苯酚醚磺酸鈉鹽、氨基二硫代甲酸鹽、烷基二 甲胺基乙酸內(nèi)鹽、烷基胺基丙酸內(nèi)鹽或雷米幫A ；
106.根據(jù)權(quán)利要求98所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述高分子表面活性 劑是高分子表面活性劑2020、高分子表面活性劑2040、高分子表面活性劑2060、高分子表 面活性劑2070、高分子表面活性劑ΑΕ、高分子表面活性劑AES、高分子表面活性劑ΑΕΡ、高 分子表面活性劑AEC、高分子表面活性劑AES0、高分子表面活性劑APES、高分子表面活性劑 APEP、高分子表面活性劑APEC、高分子表面活性劑APES0、高分子表面活性劑SP、高分子表 面活性劑BP或高分子表面活性劑GP。
107.根據(jù)權(quán)利要求96或97所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述油溶或水 溶性聚合物包括烷基苯酚甲醛樹脂，聚丙烯酸酯，聚羧酸乙烯酯，乙烯與羧酸乙烯酯共聚 物，乙烯與羧酸丙烯酯共聚物，乙烯與丙烯酸酯共聚物，乙烯與甲基丙烯酸酯共聚物，乙烯 與順丁烯二酸酯共聚物，苯乙烯與順丁烯二酸酯共聚物，α “烯烴與順丁烯二酸酯共聚物， 乙酸乙烯酯與丙烯酸酯共聚物，乙酸乙烯酯與順丁烯二酸酯共聚物，乙烯、乙烯醇與羧酸乙 烯酯共聚物，乙烯、丙烯酸與丙烯酸酯共聚物，乙烯、乙烯基甲基醚與順丁烯二酸酯共聚物， 乙烯、乙酸乙烯酯與順丁烯二酸酯共聚物，乙烯、羧酸乙烯酯與丙烯磺酸鹽共聚物，乙烯、丙 烯酸酯與丙烯磺酸鹽共聚物或丙烯酸酯、乙烯吡啶與丁二醇雙丙烯酸酯共聚物中的任意一 種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物。
108.根據(jù)權(quán)利要求96所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述稠環(huán)芳香烴液體 包括下述任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反應(yīng)的混 合物1)稠環(huán)芳香烴、雜醇油混合液體；2)稠環(huán)芳香烴、有機溶劑混合液體；3)稠環(huán)芳香烴乳化液、懸濁液；4)IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴液體；5)IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴、聯(lián)苯混合液體；6)IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴、原油混合液體；7)稠環(huán)芳香烴、液體石油樹脂混合液體；10)IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴、石油樹脂混合液體；11)稠環(huán)芳香烴、有機液體混合液體。
109.根據(jù)權(quán)利要求96所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述稠環(huán)芳香烴衍生 物液體包括下述任意一種或者是它們之間兩種或兩種以上任意比例混配而無不良化學(xué)反 應(yīng)的混合物1)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于雜醇油的混合液體；2)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于有機溶劑的混合液體；3)稠環(huán)芳香烴衍生物乳化液、懸濁液；4)IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物液體；5)IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物、聯(lián)苯混合液體；6)IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物、原油混合液體；7)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于液體石油樹脂的混合液體；10)IOO0C以下呈液態(tài)的稠環(huán)芳香烴衍生物、石油樹脂混合液體；11)稠環(huán)芳香烴衍生物溶于有機液體的混合液體。
110.根據(jù)權(quán)利要求94、96、97、108或109所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所 述稠環(huán)芳香烴是萘、蒽、菲、苊、并四苯、芘、苯并苊中的任意一種或者是它們之間任意兩種 或兩種以上任意比例的混合物。
111.根據(jù)權(quán)利要求94、96、97、108或109所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于稠 環(huán)芳香烴衍生物是二甲基萘、萘酚、萘二酚、甲基菲、菲酚的任意一種或者是它們之間任意 兩種或兩種以上任意比的的混合物。
112.根據(jù)權(quán)利要求1-55、57-77、81-83中任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在 于所述的開采方法是周期性地進(jìn)行。
113.根據(jù)權(quán)利要求5、12、13、16、20、27、28、42、49、51或65中任意所述的析蠟型油藏開 采方法，其特征在于所述特種氣體是天然氣、二氧化碳、氮氣、煉廠氣、煙道氣的任意一種 或任意兩種或兩種以上任意比例的混合物。
114.根據(jù)權(quán)利要求36、37、45、55、64或68中任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征 在于所述防膨劑是胺鹽型陽離子表面活性劑、季銨鹽型陽離子表面活性劑、吡啶鹽型陽離 子表面活性劑、鉀鹽、銨鹽、水溶性鋁鹽、水溶性鋯鹽、氨水、聚合氯化鋁清水溶液中的任意 一種或兩種或兩種以上任意比例混合而無不良化學(xué)反應(yīng)的混合物。
115.根據(jù)權(quán)利要求43-46中任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述惰性 氣體釋放劑是指尿素、碳酸銨、碳酸氫銨、硝酸銨或亞硝酸銨的一種或者是它們之間兩種 或兩種以上任意比例混配的混合物。
116.根據(jù)權(quán)利要求115中任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述惰性氣 體釋放劑水溶液所含有亞硝酸銨和/或硝酸銨的最大含量不能超過5%，所加入油層中的 亞硝酸銨和/或硝酸銨純品最大加入量不能超過10噸。
117.根據(jù)權(quán)利要求57-58、或82-83中任意所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述的過氧化物是過甲酸、過氧化二異丙苯、過氧化二苯甲酰、過氧化甲乙酮、過氧化苯甲 酸叔丁酯、過氧化環(huán)己酮、過氧化叔丁醇、過氧化羥基異丙苯、過氧化氫、過氧化鈉、過氧化 尿素、過硫酸鈉或過碳酸鈉的任意一種或任意兩種或兩種以上任意比例的混合物。
118.根據(jù)權(quán)利要求117所述的析蠟型油藏開采方法，其特征在于所述過氧化物水溶 液最高濃度不超過3%。
全文摘要
本發(fā)明公開了一種析蠟型油藏開采方法，包括以下步驟向油層中加入化學(xué)劑和熱流體，使油層中的原油順利滲流至油井，然后讓原油從油井中升至地面。本發(fā)明具有如下有益效果本發(fā)明能夠有效解決原油在油層中的析蠟問題，能夠有效開采析蠟型油藏，大幅降低析蠟型油藏開采成本，延長油井生產(chǎn)周期，增加油井產(chǎn)量，提高油藏最終采收率，且實施容易，安全可靠，經(jīng)濟效益顯著。
文檔編號C09K8/584GK101839123SQ20101013312
公開日2010年9月22日 申請日期2010年3月26日 優(yōu)先權(quán)日2010年3月26日
發(fā)明者李向東 申請人:北京東方亞洲石油技術(shù)服務(wù)有限公司