專利名稱：油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明屬于油田采油技術(shù)領(lǐng)域，尤其是涉及一種提高采油量的油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法。
背景技術(shù)：
在油田開發(fā)過程中，由于地層能量逐漸減弱，使大量的原油滯留在地層內(nèi)而無法開采，從而使原油的采收率下降。因此，為了恢復(fù)地層能量，使殘余油盡可能地開采出來，目前，最常用的方法是采用注水開發(fā)。注水開發(fā)目前基本采用以下兩種形式1)新井投注即在新鉆探區(qū)塊鉆注水井，采用早期注水方式或與開采同步方式進行注水開發(fā)。2)油井轉(zhuǎn)注即由于某些區(qū)塊油井隨著開采時間的增長，地層能量下降幅度較快，某些油井已無開采價值，但由于該區(qū)塊還存在著剩余油沒有開采，即采出程度較低。因此將該區(qū)塊某些抽油井轉(zhuǎn)為注水井，以此通過注水來增加地層能量，提高采出程度。但在注水開發(fā)過程中存在兩個問題一是注入水降低了水井的吸水能力，改變了油層的流體特性，近井地帶地層形成了堵塞，引起注入壓力逐年上升；二是注入水與地層水的化學(xué)相容性差，腐蝕結(jié)垢嚴重，加之油層地質(zhì)條件差、滲透率低，泥質(zhì)含量較高，導(dǎo)致注入壓力上升快，造成油層傷害。由于上述兩方面的問題使注水井壓力不斷攀升，目前吉林油田大情字井已有42口水井注入壓力超過10Mpa，其中黑79區(qū)塊24口，黑75區(qū)塊4口，黑46區(qū)塊10口，最高注入壓力達到18.1Mpa。如此高的注水壓力最終導(dǎo)致注水井欠注，甚至注不進，地層能量得不到補充，周圍油井產(chǎn)量下降。
目前，針對注水井投注及轉(zhuǎn)注后壓力上升快這一問題，各采油廠主要采取對投注及轉(zhuǎn)注水井進行防膨處理這一主要手段。該方法對新投注水井能起到一定的作用，但這一作用是暫時的。這是由于對于新投注水井由于地層的粘土礦物在防膨劑作用下粘土膨脹速度降低，但隨著長時間的注水開發(fā)防膨劑的作用逐漸消失，注水井的注水壓力很快就會上升。而對于轉(zhuǎn)注水井隨著開采時間的增加，粘土礦物在表面水化力、滲透水化和毛細管作用力的作用下，粘土晶體表面(膨脹性粘土表面包括外表面和內(nèi)表面)吸附水分子，第一層是水分子與粘土表面的六角形網(wǎng)格的氧原子形成氫鍵而保持在表面上。水分子也通過氫鍵結(jié)合為六角環(huán)，第二層也以類似情況與第一層以氫鍵連接，以后的水層照此繼續(xù)，氫鍵的強度隨離開表面的距離增加而降低。另外，由于晶層之間的陽離子濃度大于溶液內(nèi)部的濃度，因此，水發(fā)生濃差擴散，進入層間，由此增加晶層間距，從而形成擴散雙電層。滲透膨脹引起的體積增加比晶格膨脹要大得多，體積可增加20-50倍。由于轉(zhuǎn)注水井粘土礦物長時間接觸水，粘土礦物早已經(jīng)膨脹完全了。因此，加入防膨劑后對粘土已起不到作用，另外，由于長時間開采，近井地帶的地層早已經(jīng)形成了有機與無機垢類，該種垢類不清除，僅靠防膨劑是起不到降壓效果的。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明所要解決的技術(shù)問題是提供一種有效解除油田地層堵塞，能起到降壓增注效果的油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法，使用該方法對于轉(zhuǎn)投注水井進行預(yù)處理后注入壓力上升緩慢，能很好地延緩能量遞減，是一種標(biāo)本兼治的工藝處理方法。
本發(fā)明的油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法包括下列步驟a)配制前置液，前置液的組成比例是防膨縮膨劑∶降粘解稠劑∶水溶性破乳劑＝6-10∶3-15∶0.5-3，其中，防膨縮膨劑的重量百分比組成為氯化銨3-8％、小陽離子聚合物DDHC 30-50％、十二烷基二甲基芐基氯化銨1227為8-10％、余量為水，降粘解稠劑的重量百分比組成為混合苯75-85％、OP-10為3-6％、SP-80為4-5％、乙烯和醋酸乙烯酯共聚物EVA為2-3％、甲醇為5-10％、余量為水；b)配制工作液，工作液的重量百分比組成為鹽酸8-15％、氫氟酸2-6％、緩蝕劑-土酸1.5-2％、鐵離子穩(wěn)定劑NTA 0.5-3％、助排劑ZA-5為0.3-1％、防膨縮膨劑0.5-1％、乙二醇丁醚0.3-1％、降粘解稠劑2-10％、余量為水；c)后置液清水；d)用泵車將前置液、工作液、后置液依次擠入地層，關(guān)井反應(yīng)4-6小時；e)進行返排，用PH試紙測定PH＝7時返排結(jié)束，開井正常生產(chǎn)。
水溶性破乳劑為LG938。
本發(fā)明油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法是從解決壓力攀升快的問題根源著手，能夠有效解除油田地層堵塞，能起到降壓增注效果。對于轉(zhuǎn)投注水井進行預(yù)處理后注入壓力上升緩慢，能很好地延緩能量遞減。目前已累計施工45口井，與10口擠防膨劑的注水井相比較壓力下降2.4Mpa，是一種標(biāo)本兼治的工藝方法。


圖1是乾北60-19井投注前預(yù)處理與乾北18-2井投注前加防膨劑效果對比曲線圖；圖2是黑98區(qū)塊投注前預(yù)處理與加防膨劑效果對比曲線圖；圖3是黑98區(qū)塊投注前預(yù)處理與投注前加防膨劑效果對比曲線圖；圖4是黑123-4-4井投注前預(yù)處理與黑123-5-5井投注前加防膨劑效果對比曲線圖。
下面通過試驗例進一步說明本發(fā)明。
實驗例1 垢類分析及采取的對策1、垢類組成我們選取了乾安注水井垢樣，通過煅燒及酸液溶蝕后，測得垢類組成如下表1

2、采取的對策根據(jù)乾安地區(qū)的垢樣分析結(jié)果可以看出，在垢樣內(nèi)存在著有機垢、無機垢和酸不溶物三類物質(zhì)。針對這些垢類的組成，根據(jù)現(xiàn)場及歷年來酸化措施的經(jīng)驗，我們采取了不同的室內(nèi)試驗。
(一)針對有機垢類的試驗稱取1#、2#兩口注水井的垢樣，分別放入不同濃度轉(zhuǎn)前預(yù)處理劑的燒杯內(nèi)，在50℃下，記錄不同時間內(nèi)的清洗效率。實驗數(shù)據(jù)見下表2。從表中數(shù)據(jù)可以看出，對于有機垢類在2％-11％不同濃度的降粘解稠劑溶液中，在設(shè)定的溫度下，3h內(nèi)基本上清洗完畢。
不同濃度不同時間下(1#/2#)垢樣的清洗率表2 (二)針對無機垢類的試驗取1#、2#兩口注水井的垢樣，分別放入裝有不同濃度轉(zhuǎn)前預(yù)處理劑的燒杯中，在50℃下，記錄不同時間內(nèi)的溶蝕率及溶蝕完成后的現(xiàn)象，實驗數(shù)據(jù)見下表3。
不同濃度不同時間下(1#/2#)垢樣的清洗率表3 (三)助劑的選擇為保證效果，通過室內(nèi)實驗對配方進行篩選，在預(yù)處理液里添加了助排劑、緩蝕劑、穩(wěn)定劑。
1.助排劑的選擇處理液配比中加入1.0％的助排劑，可使反應(yīng)后的殘液易于返排出地層，并可以使巖石保持水潤濕，接觸角下降，從而大大降低了巖石與原油的界面張力，提高油相滲透率。
2.防膨縮膨劑的選擇由于乾安油田存在敏感性礦物，由于長時間的開采粘土礦物早已膨脹完全，因此對于膨脹完全的粘土礦物，單純的防膨劑已不起作用了，鑒于該種情況，我們開發(fā)研制了防膨縮膨劑。該劑的加入，不僅可以將已膨脹完全的粘土縮膨同時穩(wěn)定劑在顆粒表面吸附，使其顆粒不易集結(jié)成大顆粒堵塞孔道。該劑的機理及特點如下2.1防膨縮膨劑作用機理2.1.1壓縮雙電層機理經(jīng)設(shè)計合成的分子進入粘土顆粒晶層間，它帶有充足的正電荷離子依靠其靜電引力吸附中和負電荷，過剩的正電荷使粘土顆粒中性反轉(zhuǎn)，壓縮雙電層，晶層收縮，減小了粘土層間距。
對于已膨脹的粘土，使用合適的分子有效地改變粘土的帶電性質(zhì)，是使粘土產(chǎn)生收縮的主要機理。而未膨脹的粘土，在其形成過程中粘土晶體一般帶負電荷，依“電中性原理”，即有等當(dāng)量的反離子吸附在粘土表面，粘土處理劑分子中的正電性基團便可與粘土晶層表面上的低價陽離子發(fā)生陽離子交換吸附。
2.1.2粘土轉(zhuǎn)型機理粘土處理劑中的成分，可將膨脹性粘土礦物轉(zhuǎn)型，使之脫水?？蓽p弱或消除粘土礦物的陽離子交換能力，使膨脹性粘土礦物表現(xiàn)出非膨脹性。
2.1.3“包被”機理該防膨縮膨劑分子與粘土顆粒強烈的靜電引力，使高分子牢固地吸附在粘土或其它微粒上形成一層保護層，從而有效地阻止了粘土的水化作用。
2.1.4多點吸附機理充分利用防膨縮膨劑分之具有的適度的鏈長和鏈上帶有特定的功能基，同時吸附到多個晶層和微粒上，從而有效地抑制了粘土的分散和運移。這一機理也可稱之為“橋連”機理。
該防膨縮膨劑是綜合以上四大機理設(shè)計合成出來的多功能粘土礦物處理劑，它通過與粘土礦物發(fā)生物理化學(xué)反應(yīng)，使粘土晶格改性，使其遇水后不膨脹；已膨脹的粘土晶格，通過化學(xué)反應(yīng)改性后釋放出水分子，晶格縮小。并通過多點吸附作用使這些改性的粘土物質(zhì)與原地層礦物牢固結(jié)合，從而避免了粘土礦物遇水膨脹、運移給地層造成傷害，提高油氣開發(fā)效果，并節(jié)省了大量的地層改造費用。
2.2主要特點2.2.1對膨脹性粘土礦物的防膨、縮膨合二為一；2.2.2可使粘土懸浮物的粒徑變小；2.2.3與地層水、淡水有良好的配伍性；2.2.4與酸化成分、壓裂成分及無機鹽有良好的配伍性；2.2.5作為酸化、壓裂的前置液具有良好的增效作用。
3.鐵離子穩(wěn)定劑選擇酸處理地層時，一般認為當(dāng)殘酸PH值達到2.2時，開始形成凝膠狀Fe(OH)3沉淀，當(dāng)PH為3.2時沉淀就完全了，為了防止二次沉淀的產(chǎn)生，在處理液中加入鐵離子穩(wěn)定劑，該穩(wěn)定劑與主體酸液配伍，在酸性介質(zhì)中和中性介質(zhì)中，與鐵絡(luò)合均有較高的穩(wěn)定性，在溫度大于90℃時仍有較好的穩(wěn)定效果。
4.緩蝕劑的選擇針對乾安油田單井產(chǎn)能的特點，采用不動管柱施工工藝，為了保證在施工過程中管柱不受腐蝕，我們對酸化緩蝕劑進行了優(yōu)選，通過緩蝕率試驗和配伍性試驗，我們選出了緩蝕劑-土酸，緩蝕率達98％以上，而且現(xiàn)場實施過程中也證明，該緩蝕劑的使用，保證了不動管柱酸化解堵施工工藝的實施，達到了經(jīng)濟有效性。
實驗例2選取具有可對比性的投注前預(yù)處理6口井，擠防膨劑12口井。統(tǒng)計結(jié)果表明采用投注前預(yù)處理技術(shù)的井初期注入壓力較擠防膨劑井的初期注入壓力降低3.5MPa。

實驗例3
另選取具有可對比性的投注前預(yù)處理4口井，擠防膨劑8口井。統(tǒng)計結(jié)果表明采用投注前預(yù)處理技術(shù)的井初期注入壓力較擠防膨劑井的注入壓力降低5.3MPa，注水120天后壓力仍降低3.9MPa。

實驗例4乾北開發(fā)層位相同的兩口井乾北60-19和乾北18-2兩口井進行對比。這兩口井注入層段均為青三VI、VII砂組，乾北18-2井2005年1月27日投注時擠防膨劑，乾北60-19井2005年4月28日投注時采用預(yù)處理技術(shù)。
乾北18-2井注水15天注入壓力為5.2MPa，而乾北60-19井注水15天注入壓力為0.2MPa，初期注入壓力明顯降低5MPa，注水270天后乾北60-19井注入壓力僅為5.4MPa，而乾北60-19井注入壓力為7.5MPa，相比之下降低2.1MPa。其效果對比見圖1。

實驗例5黑98-6-2和黑98-7-1、黑98-15-9、黑98-7-5四口井，這四口井注入層段均為青三XI、XII砂組，黑98-6-2井2005年4月28日投注時采用預(yù)處理技術(shù)，其它三口井投注前擠注防膨劑。
黑98-6-2井注水15天注入壓力為0.9MPa，較其它三口井平均注入壓力6.5MPa降低5.6MPa，注水195天后黑98-6-2井注入壓力為6.1MPa，而其它三口井平均注入壓力為10.9MPa，相比之下降低4.8MPa。其效果對比見圖2。

實驗例6黑98-5-4、黑98-2-4和黑98-11-17、黑98-11-5、黑98-11-9、黑98-13-6、黑98-15-13、黑98-7-9八口井，注入層段均為青三X、XI、XII砂組，黑98-5-4、黑98-2-4二口井投注時采用預(yù)處理技術(shù)，其它六口井投注前擠注防膨劑。
擠注防膨劑的六口井注水15天，平均注入壓力5.4MPa，采用預(yù)處理技術(shù)的二口井注水15天，注入壓力平均為1.2MPa，相比降低3.9MPa，注水270天后，擠注防膨劑的六口井平均注入壓力為10.4MPa，采用預(yù)處理技術(shù)的二口井平均注入壓力為6.9MPa，相比之

表29.OneMem11指令段格式TwoMwm19MMPF指令段是一種19位指令段，可執(zhí)行表30列出的存儲器裝載與存儲操作的八種不同的組合。

表30.TwoMem19指令段格式TwoMoV19MMPF指令段是一種19位指令段，能與數(shù)據(jù)移動操作一起作八種不同組合的存儲器裝載與存儲操作，如表31所示。

表31.TwoMov19指令段格式ThreeMeM27MMPF指令段是一種27位指令段，能執(zhí)行表32所示的八種不同組合的存儲器裝載、存儲器存儲和數(shù)據(jù)操作。

表32.ThreeMem27指令段格式
3.注入壓力在很長一段時間內(nèi)保持平穩(wěn)，在一定程度上能夠減少由于注入壓力高而采取降壓增注的費用。
實施例1 油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法包括如下步驟a)配制前置液，前置液的組成比例是防膨縮膨劑∶降粘解稠劑∶水溶性破乳劑＝6∶3∶0.5，其中，防膨縮膨劑的重量百分比組成為氯化銨3％、小陽離子聚合物DDHC 30％、十二烷基二甲基芐基氯化銨1227為8％、余量為水，降粘解稠劑的重量百分比組成為混合苯75％、OP-10為3％、SP-80為4％、乙烯和醋酸乙烯酯共聚物EVA為2％、甲醇為5％、余量為水，水溶性破乳劑為LG938；b)配制工作液，工作液的重量百分比組成為鹽酸8％、氫氟酸2％、緩蝕劑土酸1.5％、鐵離子穩(wěn)定劑NTA 0.5％、助排劑ZA-5為0.3％、防膨縮膨劑0.5％、乙二醇丁醚0.3％、降粘解稠劑2％、余量為水；c)后置液清水；d)用泵車將前置液、工作液、后置液依次擠入地層，關(guān)井反應(yīng)4-6小時；e)進行返排，用PH試紙測定PH＝7時返排結(jié)束，開井正常生產(chǎn)。
實施例2 油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法包括如下步驟a)配制前置液，前置液的組成比例是防膨縮膨劑∶降粘解稠劑∶水溶性破乳劑＝10∶15∶3，其中，防膨縮膨劑的重量百分比組成為氯化銨8％、小陽離子聚合物DDHC 50％、十二烷基二甲基芐基氯化銨1227為10％、余量為水，降粘解稠劑的重量百分比組成為混合苯為85％、OP-10為6％、SP-80為5％、乙烯和醋酸乙烯酯共聚物EVA為3％、甲醇為10％、余量為水，水溶性破乳劑為LG938；b)配制工作液，工作液的重量百分比組成為鹽酸15％、氫氟酸6％、緩蝕劑土酸2％、鐵離子穩(wěn)定劑NTA 3％、助排劑ZA-5為1％、防膨縮膨劑1％、乙二醇丁醚1％、降粘解稠劑10％、余量為水；c)后置液清水；d)用泵車將前置液、工作液、后置液依次擠入地層，關(guān)井反應(yīng)4-6小時；e)進行返排，用PH試紙測定PH＝7時返排結(jié)束，開井正常生產(chǎn)。
實施例3 油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法包括如下步驟a)配制前置液，前置液的組成比例是防膨縮膨劑∶降粘解稠劑∶水溶性破乳劑＝8∶10∶2，其中，防膨縮膨劑的重量百分比組成為氯化銨5％、小陽離子聚合物DDHC 40％、十二烷基二甲基芐基氯化銨1227為9％、余量為水，降粘解稠劑的重量百分比組成為混合苯為80％、OP-10為5％、SP-80為5％、乙烯和醋酸乙烯酯共聚物EVA為2.5％、甲醇為8％、余量為水，水溶性破乳劑為LG938；b)配制工作液，工作液的重量百分比組成為鹽酸12％、氫氟酸4％、緩蝕劑土酸2％、鐵離子穩(wěn)定劑NTA 2％、助排劑ZA-5為0.5％、防膨縮膨劑0.8％、乙二醇丁醚0.5％、降粘解稠劑5％、余量為水；c)后置液清水；d)用泵車將前置液、工作液、后置液依次擠入地層，關(guān)井反應(yīng)4-6小時；e)進行返排，用PH試紙測定PH＝7時返排結(jié)束，開井正常生產(chǎn)。
權(quán)利要求
1.一種油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法，其特征在于包括下列步驟a)配制前置液，前置液的組成比例是防膨縮膨劑∶降粘解稠劑∶水溶性破乳劑＝6-10∶3-15∶0.5-3，其中，防膨縮膨劑的重量百分比組成為氯化銨3-8％、小陽離子聚合物DDHC 30-50％、十二烷基二甲基芐基氯化銨1227為8-10％、余量為水，降粘解稠劑的重量百分比組成為混合苯為75-85％、OP-10為3-6％、SP-80為4-5％、乙烯和醋酸乙烯酯共聚物EVA為2-3％、甲醇為5-10％、余量為水；b)配制工作液，工作液的重量百分比組成為鹽酸8-15％、氫氟酸2-6％、緩蝕劑土酸1.5-2％、鐵離子穩(wěn)定劑NTA 0.5-3％、助排劑ZA-5為0.3-1％、防膨縮膨劑0.5-1％、乙二醇丁醚0.3-1％、降粘解稠劑2-10％、余量為水；c)后置液清水；d)用泵車將前置液、工作液、后置液依次擠入地層，關(guān)井反應(yīng)4-6小時；e)進行返排，用PH試紙測定PH＝7時返排結(jié)束，開井正常生產(chǎn)。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法，其特征在于水溶性破乳劑為LG938。
全文摘要
一種油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法，涉及油田采油技術(shù)，其步驟為將由防膨縮膨劑、降粘解稠劑、水溶性破乳劑組成的前置液及由鹽酸、氫氟酸、緩蝕劑－土酸、鐵離子穩(wěn)定劑－NTA、助排劑－ZA－5、防膨縮膨劑、乙二醇丁醚、降粘解稠劑組成的水溶液－工作液以及清水后置液用泵車依次擠入地層，關(guān)井反應(yīng)4－6小時；進行返排，用pH試紙測定pH＝7時返排結(jié)束，開井正常生產(chǎn)。本發(fā)明油水井轉(zhuǎn)投注預(yù)處理方法能夠有效解除油田地層堵塞，能起到降壓增注效果。對于轉(zhuǎn)投注水井進行預(yù)處理后注入壓力上升緩慢，能很好地延緩能量遞減。目前已累計施工45口井，與10口擠防膨劑的注水井相比較壓力下降2.4Mpa，是一種標(biāo)本兼治的工藝方法。
文檔編號E21B43/16GK1861980SQ20061001685
公開日2006年11月15日 申請日期2006年5月17日 優(yōu)先權(quán)日2006年5月17日
發(fā)明者王洪新 申請人:王洪新