CN104295275A - 一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法 - Google Patents

一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法 Download PDF

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CN104295275A CN201310300948.4A CN201310300948A CN104295275A CN 104295275 A CN104295275 A CN 104295275A CN 201310300948 A CN201310300948 A CN 201310300948A CN 104295275 A CN104295275 A CN 104295275A
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Abstract

本发明提供一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，主要解决现有的常规酸化方法不能实现注污水井的油污污染、地层深部解堵等问题。本发明采用“洗－清－解－稳”的段塞式注入工艺，可提高增注效果，延长增注有效期：即施工时首先大排量反洗井，清洗井筒及炮眼附近的污物；其次是清洗油层附近的有机堵塞物；然后采用多级注入、多种酸液体系的方式解除近井地带及油层深部的有机、无机堵塞，提高渗流能力；最后采用稳定处理以延长增注有效期。采用该段塞式注入工艺，分批解除堵塞伤害、进行基质处理、防垢、阻垢处理，可提高增注效果，延长增注有效期，达到较好的解堵效果。

Description

一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法
技术领域
本发明涉及油田开发中的酸化解堵技术领域，特别涉及一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法。
背景技术
油田注水是保持一定地层压力水平，提高原油采收率的重要措施，胜利油田主要以注水开发为主，注水开发油田占80%以上，油藏储层性质复杂，同时由于注水水质达不到油田开发要求，因此注水井欠注日趋严重。砂岩油层渗透率降低往往是地层污染、堵塞造成的：主要有钻井过程中的泥浆污染；生产过程中地层粘土微粒移动对地层孔隙的堵塞；由地层压力、温度变化造成的地层结垢以及钙、铁的化学沉淀造成的堵塞等。酸化是注水井增注的主要手段之一，用酸液解除注水井井底附近的污染，清除孔隙或裂缝中的堵塞物质，或者改善地层原有孔隙或裂缝，提高地层渗透率，从而实现增产增注的目的。常规的酸化增注，通常是处理近井地带的污染、堵塞，处理半径较小。事实上，注水井的堵塞、伤害不但有近井地带的伤害，而且深部的堵塞、伤害也是非常严重的，例如：中高渗砂岩油藏注水井的结垢通常是影响到半径为10m的地带，敏感性的伤害通常是只要注水波及到的地方都会产生敏感性伤害，细菌的伤害一般在储层5m的范围，而现有的技术主要处理短半径的堵塞，没有真正实现深部堵塞，达到攻欠增注的目的。
中国专利公开号为：CN101255789A。提供了一种油井的酸化解堵方法，主要针对于低渗透油井，酸化的目的主要是解除堵塞，同时尽可能提高低渗透潜力层的渗透率，提高油井产量。其特征在于，在传统酸化施工前向目的层注入液态气体作为增能段塞，所述的液态气体为液氮或者液态二氧化碳，注入量为每米油层1～1.5立方米，优选1.2立方米，注入速度为100～250L/min，优选为200L/min。采用该发明的酸化解堵方法，能够有效的解除地带堵塞，提高油井产量，解堵成功率达98%以上，平均单井增产油井1.5吨/天以上。该专利是针对低渗透油井的解堵方法，而本专利是针对于中高渗砂岩油藏注水井的深部解堵方法。
中国专利公开号为：CN101126314。提供了一种泡沫段塞分流酸化技术。其方法是通过注入泡沫段塞，利用泡沫流体的分流能力对高渗层进行暂时封堵，将酸液转向低渗层，实现不同渗透率的小层均匀进酸，从而有效解除储层酸溶性堵塞；同时利用泡沫流体的高携带能力和氮气的膨胀能将酸化后的固体颗粒和残酸反排，降低二次伤害。该专利适用于注入能力悬殊的非均质油气藏，能解决层间矛盾，达到均匀布酸提高吸酸剖面、均匀改善各层渗透率的目的。
中国专利公开号为：CN101781982A。提供了一种欠注注水井酸化增注工艺，该工艺依次按下述工序实施：替入前置酸浸泡油层；大排量反洗井将前置酸液排出；挤入主体酸；混气水反洗井，降低井底回压，诱喷地层，将深层堵塞反应物在地层的压力作用下排出。该工艺通过反复洗井将前置酸液排出，充分发挥了主酸的的作用，同时也避免了油层的二次污染，实现了深部酸化，延长了增注有效期，提高了措施成功率，提高了低渗油层的采收率。
而本专利针对注污水井的深部堵塞采用“洗－清－解－稳”的段塞式处理工艺，通过酸化前的洗井及近井地带的油污清洗，为酸化解堵奠定基础；主体酸液兼顾除垢和基质处理，以实现深部解堵，后期挤入复合稳定剂既有长效防垢作用，同时又有防止油污吸附作用，协同效应提高了增注效果，延长了增注有效期。
发明内容
本发明的目的在于提供一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，针对注污水井的深部堵塞，采用“洗－清－解－稳”的段塞式处理工艺，主要用于中、高渗欠注水井的增注生产，以实现深部酸化解堵增注，同时防止油污吸附作用，提高增注效果，延长增注有效期。
为了达成上述目的，本发明可通过如下技术措施实现：
一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，按如下工序依次实施：
a：大排量反洗井，清洗井筒；
b：替入前置酸液，解除有机污染物；
c：挤入主体酸液，进行深部解堵；
d：挤入稳定处理液，防止后期污水污染。
本发明的目的还可通过如下技术措施实现：
所述步骤a中洗井排量≥500L/min，洗至进出口水质一致。
步骤b中所述的前置酸液：正替入井下油管容积＝1.1-1.3：1体积份，使其充满井筒，关闭套管闸门，再正挤入剩余前置酸液。
所述步骤b中前置酸液由如下重量份配比的原料组成：
表面活性剂   0.2-1        黏土稳定剂   1-2
有机解堵剂   5-10         水            67-93.8。
所述步骤b前置酸液中表面活性剂为壬基酚聚氧乙烯醚或十二烷基苯磺酸钠；黏土稳定剂为氯化铵或十二烷基三甲基氯化铵；有机解堵剂为购买的山东省东营市四通化工公司生产的油层清洗剂。
所述步骤c和d采用“b-c-d、c-d或b-c-b-c-d”的分段塞式连续挤入；挤入压力低于油层破裂压力，压力控制在各类井口的额定工作压力范围内，排量控制在200-500L/min；关井稳定12-24h。
所述步骤c挤入的主体酸液为无机酸体系、缓速酸体系、氧化解堵体系、敏感性储层的降压增注体系中的一种或多种酸液体系。
所述无机酸无机酸体系为盐酸、氢氟酸或者盐酸、氢氟酸、磷酸等混合物的一种或几种；所述缓速酸体系为缓速土酸、有机缓速酸、复合酸、氟硼酸的一种或几种；所述氧化解堵体系为二氧化氯、硝酸粉末液的一种或其混合物；所述敏感性储层的降压增注体系为多氢缓速酸。
所述步骤d中稳定处理液由如下重量份配比的原料组成：
稳定剂      1-5     阻垢剂   1-3
表面活性剂  1-5     水       87-97。
所述步骤d稳定处理液成分的稳定剂为柠檬酸或乙二胺四乙酸（EDTA）；阻垢剂为氨基三亚甲基膦酸(ATMP)；表面活性剂为壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基苯磺酸钠或全氟烷基甜菜碱。
与现有技术相比，本发明针对注污水井的深部堵塞进行酸化施工采用“洗－清－解－稳“的段塞式处理工艺，提高了增注效果，延长了增注有效期。即施工时首先大排量反洗井；其次是清洗油层附近的有机堵塞物；然后采用多级注入、多种体系的方式解除近井地带及油层深部的有机、无机堵塞，提高渗流能力；最后采用稳定处理保证稳定注水，以延长增注有效期。
本发明采用“洗－清－解－稳”的段塞式注入工艺，有针对性的解除堵塞伤害、基质处理、防垢、阻垢处理，具有如下显著的效果：
1、酸化前大排量反洗井，清除炮眼附近的脏物，减少后续的二次沉淀；
2、前置酸液为有机解堵剂，主要解除油层表面注污水造成的有机污染物堵塞，同时为酸化解堵奠定基础；
3、主体酸液采用多级注入、多种体系的方式解除近井地带及油层深部的有机、无机堵塞，实现深部解堵；
4、后期注入稳定液，防止后期污水结垢、污油吸附污染，以延长增注有效期。
本发明解决了现有的常规酸化方法不能实现注污水井的油污污染、地层的深部解堵的问题，采用段塞式的注入工艺能有效发挥所用酸液的作用，提高了措施成功率和酸化的有效期，从而可提高中、高渗油藏的采收率。2010年5月-2012年12月，采用本发明在胜利油田中高渗油藏135口注水井中实施，结果表明：本发明的措施成功率98%，平均单井降压8MPa，截止2012年12月30日，累积增注205×104m3，措施效果显著。
具体实施方式
下面结合实施例，对本发明作进一步详细说明。
一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，按如下工序依次实施：
a：大排量反洗井，清洗井筒
大排量反洗井，将井筒及炮眼附近的铁锈、杂质等脏污冲洗到地面。洗井排量控制在500L/min以上，洗至进出口水质一致。
b：替入前置酸液，解除有机污染物
1、前置酸液使用总量计算依据：（Q前置酸液总量；R处理半径；h油层厚度；油层平均孔隙度），其中处理半径R为0.5-1.0m，正替入井下油管容积1.1-1.3倍体积的前置酸液，使其充满井筒；关闭套管闸门，正挤完剩余前置酸液；要求正挤压力根据井口类型的不同，控制在各类井口的额定工作压力范围内；
2、前置酸液是由表面活性剂、黏土稳定剂和有机解堵剂组成，其中，各组分的重量百分比为：表面活性剂0.2%-1%、黏土稳定剂1%-2%、有机解堵剂5%-10%，水余量，目的是清洗井筒及近井地带的有机堵塞及脏物，同时为酸化解堵奠定基础。
c：挤入一种或多种主体酸液，进行深部解堵
1、依次挤入主体酸液，主体酸的挤入量计算依据：（Q主体酸液总量；R处理半径；h油层厚度；油层平均孔隙度），根据油层堵塞程度决定其处理半径R，要求正挤压力控制在各类井口额定工作压力范围内，要求正挤入量控制在200-500L/min，可在200-500L/min之间任意选择，如200L/min、240L/min、300L/min、400L/min等；
2、正挤入的主体酸液根据储层物性、矿物特征及堵塞情况选择一种或多种酸液体系，目的是解除无机（有机）垢和储层基质处理，进入地层深部进行深部解堵，可选用的酸液体系有：
无机酸：主要用于去除注水过程中的结垢堵塞，依据结垢类型选择以下一种或其混合物：如盐酸、氢氟酸或者盐酸、氢氟酸、磷酸的一种或几种。
缓速酸体系：主要用于储层的基质处理。如：缓速土酸、复合酸、氟硼酸等，可任意选择一种。
氧化解堵体系：如二氧化氯、主要用以解除注污水井的细菌结垢堵塞及注聚井交联聚合物堵塞；硝酸粉末液，主要用于解除有机垢的沉积。可任意选择一种。
敏感性储层的降压增注体系：多氢缓速酸，主要用于粘土含量高、水敏、普通酸敏的酸化增注。
d：正挤入稳定处理液，防止后期污水结垢污染，以延长增注有效期
1、稳定处理液的挤入量计算依据：（Q稳定处理液的挤入量；R处理半径；h油层厚度；油层平均孔隙度），处理半径R根据污染程度一般选择3-5m，要求正挤压力控制在各类井口额定工作压力范围内，要求正挤入量排量控制在100-200L/min，可在100-200L/min之间任意选择，如100L/min、150L/min、180L/min、200L/min等；
2、挤入稳定处理液是由稳定剂、阻垢剂和表面活性剂组成，各组分的重量百分比为：稳定剂1%-5%、阻垢剂1-3%、表面活性剂1%-5%，水余量。目的是防止后期污水污染、络合稳定注水过程中易产生结垢的钙、铁等结垢离子，延长增注有效期；
3、关井稳定12-24小时后即可开井正常注水。
实施例1
胜利油田东辛采油厂永3-141井，该井长期注水水质较差，悬浮物含量在10-20mg/L，造成近井地带及深部堵塞而引起欠注，且储层敏感性矿物含量较高。
1、方案设计：
（1）在酸化增注中，先期对炮眼附近结垢进行浸泡清洗，有利于降低施工压力，其次，对储层注污水有机污染进行清除，以利于清除近井地带的结垢及灰质成分，主体酸液为氟硼酸与低伤害多氢缓速酸，后加稳定处理剂保证注水过程中减少各种有机、无机结垢以及盐的沉积，以延长增注有效期。
（2）酸化施工过程主要分为四个段塞。
2、工作液配方及数量
序号 工作液名称 配液（m3) 配方
1 前置液 12 8％油层清洗剂+1％十二烷基苯磺酸钠+2％氯化铵
2 主体酸1 20 8％氟硼酸
3 主体酸2 15 25%DH多氢缓速酸
4 稳定液 15 1％ATMP+2％柠檬酸+2%十二烷基苯磺酸钠
3、施工步骤及要求
（1）起出原井管柱，通井、刮管及反洗井。
（2）下入增注完井施工管柱，装井口，接好地面管线，地面管线及井口试压35MPa，10min不刺不漏为合格。
（3）大排量反洗井至人工井底，排量500L/min，洗至进出口水质一致。
（4）配制工作液，施工步骤如下表：
（5）关井稳定16h。试注合格后正常注水。
4、使用效果：
措施前注水数据：泵压10MPa，油压10MPa，配注30m3，实注0m3。
现场施工压力由20MPa下降为8MPa，措施后泵压10MPa，油压3MPa，配注60m3，实注60m3，降低了注水压力，达到配注要求，有效期301天。对应油井含水由66%降低到57%，日油由6.5t增加到8.7t，动液面由829m上升为807m，回升22m。采用本发明后该井增注效果显著。
实施例2
胜利油田孤岛采油厂GDN15-502井，为笼统注聚井，根据前期吸聚剖面资料看，上层Ng53、54不吸水，12MPa注不进，故需对上层酸化解堵。
1、方案设计：
（1）针对该井注聚时间较长，地层存在较严重的滞留堵塞，并同时伴有近井地带堵塞的特点，首先在炮眼附近先期进行除去油污污染的预处理，使用有机清洗剂与活性剂复合产品，有利于解除有机堵塞，提高清洗油污垢效果。鉴于二氧化氯具有很强的氧化降解聚合物、氧化杀灭细菌并清除菌体、溶蚀硫化物沉积的能力，主体酸采用二氧化氯+缓速土酸实现深部解堵，后期挤入稳定液保护储层防治聚合物再次与岩石形成粘膜，堵塞储层，以延长增注有效期。
（2）酸化施工过程主要分为四个段塞。
2、工作液配方及数量
序号 工作液名称 配液(m3) 配方
1 前置液 10 10%油层清洗剂+0.5%壬基酚聚氧乙烯醚+1.5%氯化铵
2 主体酸1 12 25%二氧化氯
3 主体酸2 20 缓速土酸
4 稳定液 12 2%ATMP+5%EDTA+1%全氟烷基甜菜碱
3、施工步骤及要求
（1）起出原井管柱，探冲砂、通井、刮管及反洗井。
（2）下入增注施工管柱，装井口，接好地面管线，地面管线及井口试压25MPa，10min不刺不漏为合格。
（3）大排量反洗井至人工井底，排量500L/min，洗至进出口水质一致。
（4）配制工作液，施工步骤如下表：
施工段塞 工作内容 施工压力(MPa) 排量:(m3/min) 用量(m3)
I段塞 正挤前置液，正挤清水2m3隔离； ＜20 0.2～0.4 10
II段塞 主挤主体酸1 ＜20 0.2～0.5 12
III段塞 正挤主体酸2 ＜20 0.2～0.5 20
IV段塞 正挤稳定液，顶替清水 ＜20 0.1～0.2 12
（5）关井稳定12h。
（6）起出增注管柱，按设计要求下完井管柱。
（7）试注合格后交井。
4、使用效果：
措施前注水数据：该井笼统注聚时，井口压力8.5MPa，聚合物全部注入下部油层。
实施分层注聚后，干压12.8MPa，上层高压层注入压力略有上升，达到8.9MPa，配注40m3/d，实注39m3/d，粘度保留率达到93.2%；下层低压层，注入压力有所下降，达到6MPa，配注60m3/d，实注60m3/d，粘度保留率达到91.7%，层段合格率达到100%。该井组对应五口油井，日油由29.3t/d上升到41.3t/d，含水由87.96%降到82.56%，对应油井见到明显效果，并且生产效果继续呈现良好态势。采用本发明后该井增注效果显著。实施例3
胜利油田东辛采油厂营12-136井，由于长期回注不合格污水，同时储层油稠导致深部堵塞严重，前期普通酸化增注有效期仅2个月，效果较差。
1、方案设计：
（1）通过优化解堵液配方，实施多段塞处理工艺：前期使用有机解堵剂去除有机污染物堵塞；主体酸先采用复合酸注水井增注剂，该产品具有较强的溶解垢能力，洗油率高达95%；后注入缓速土酸进行基质处理。后期挤入稳定液，目的是稳定钙（镁）、铁离子等易结垢离子，降低注水摩阻和表面张力，延长注水有效期。
（2）酸化施工过程主要分为六个段塞。
2、工作液配方及数量
3、施工步骤及要求
（1）起出原井管柱，探冲砂、通井、刮管及反洗井。
（2）下入增注施工管柱，装井口，接好地面管线，地面管线及井口试压25MPa，10min不刺不漏为合格。
（3）大排量反洗井至人工井底，排量500L/min，洗至进出口水质一致。
（4）配制工作液，施工步骤如下表：
施工段塞 工作内容 施工压力(MPa) 排量(m3/min) 用量(m3)
I段塞 正挤前置液，正挤清水5m3隔离; ＜22 0。2～0。4 7
II段塞 正挤主体酸1 ＜22 0.2～0.5 5
III段塞 主挤主体酸2 ＜22 0.2～0.5 10
IV段塞 正挤主体酸1 ＜22 O.2～0.5 5
V段塞 正挤主体酸2 ＜22 0.2～0.5 5
VI段塞 正挤稳定液，顶替清水 ＜22 0.1～0.2 20
（5）关井稳定24h。试注合格后正常注水。
4、使用效果：
措施前注水数据：注水油压25MPa，日注20m3/d。
现场施工压力由26MPa↓8MPa，措施后泵压14MPa，油压5.4MPa，日注96m3/d，有效期达453天，累增注88178m3。采用本发明后该井增注效果显著。
实施例4
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用盐酸代替。
实施例5
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用氢氟酸代替。
实施例6
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用磷酸代替。
实施例7
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用盐酸+氢氟酸代替。
实施例8
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用盐酸+磷酸代替。
实施例9
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用氢氟酸+磷酸代替。
实施例10
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸（任意配比）+磷酸代替。
实施例11
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用缓速土酸代替。
实施例12
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用复合酸代替。
实施例13
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用氟硼酸代替。
实施例14
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用氟硼酸+缓速土酸代替。
实施例15
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用复合酸+氟硼酸代替。
实施例16
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用二氧化氯代替。
实施例17
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用硝酸粉末液代替。
实施例18
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用二氧化氯+硝酸粉末液代替。
实施例19
如实施例1-3，所不同的是，主体酸采用多氢缓速酸代替。
实施例20
如实施例1-19，所不同的是，主体酸采用盐酸+多氢缓速酸代替。
实施例21
如实施例1-19，所不同的是，主体酸采用氢氟酸+多氢缓速酸代替。
实施例22
如实施例1-19，所不同的是，主体酸采用磷酸+多氢缓速酸代替。
实施例23
如实施例1-19，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸、磷酸（任意配比）+多氢缓速酸代替。
实施例24
如实施例1-19，所不同的是，主体酸采用氢氟酸、磷酸（任意配比）+多氢缓速酸代替。
实施例25
如实施例1-19，所不同的是，主体酸采用盐酸、磷酸（任意配比）+多氢缓速酸代替。
实施例26
如实施例1-25，所不同的是，主体酸采用缓速土酸+多氢缓速酸代替。
实施例27
如实施例1-25，所不同的是，主体酸采用复合酸+多氢缓速酸代替。
实施例28
如实施例1-25，所不同的是，主体酸采用氟硼酸、缓速土酸（任意配比）+多氢缓速酸代替。
实施例29
如实施例1-25，所不同的是，主体酸采用复合酸、氟硼酸（任意配比）+多氢缓速酸代替。
实施例30
如实施例1-29，所不同的是，主体酸采用二氧化氯+多氢缓速酸代替。
实施例31
如实施例1-29，所不同的是，主体酸采用硝酸粉末液+多氢缓速酸代替。
实施例32
如实施例1-29，所不同的是，主体酸采用二氧化氯、硝酸粉末液（任意配比）+多氢缓速酸代替。
实施例33
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用盐酸+缓速土酸代替。
实施例34
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用氢氟酸+缓速土酸代替。
实施例35
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用磷酸+缓速土酸代替。
实施例36
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸（任意配比）+缓速土酸代替。
实施例37
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸、磷酸（任意配比）+缓速土酸代替。
实施例38
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用氢氟酸、磷酸（任意配比）+缓速土酸代替。
实施例39
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用盐酸+复合酸代替。
实施例40
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用氢氟酸+复合酸代替。
实施例41
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用磷酸+复合酸代替。
实施例42
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸（任意配比）+复合酸代替。
实施例43
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸、磷酸（任意配比）+复合酸代替。
实施例44
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用氢氟酸、磷酸（任意配比）+复合酸代替。
实施例45
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用盐酸+氟硼酸代替。
实施例46
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用磷酸+氟硼酸代替。
实施例47
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用氢氟酸+氟硼酸代替。
实施例48
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸（任意配比）+氟硼酸代替。
实施例49
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸、磷酸（任意配比）+氟硼酸代替。
实施例50
如实施例1-32，所不同的是，主体酸采用氢氟酸、磷酸（任意配比）+氟硼酸代替。
实施例51
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用二氧化氯+复合酸代替。
实施例52
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用二氧化氯+氟硼酸代替。
实施例53
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用硝酸粉末液+缓速土酸代替。
实施例54
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用硝酸粉末液+复合酸代替。
实施例55
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用硝酸粉末液+氟硼酸代替。
实施例56
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用盐酸+二氧化氯代替。
实施例57
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用氢氟酸+二氧化氯代替。
实施例58
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用磷酸+二氧化氯代替。
实施例59
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸（任意配比）+二氧化氯代替。
实施例60
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸、磷酸（任意配比）+二氧化氯代替。
实施例61
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用氢氟酸、磷酸（任意配比）+二氧化氯代替。
实施例62
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用盐酸+硝酸粉末液代替。
实施例63
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用氢氟酸+硝酸粉末液代替。
实施例64
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用磷酸+硝酸粉末液代替。
实施例65
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸（任意配比）+硝酸粉末液代替。
实施例66
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用氢氟酸、磷酸（任意配比）+硝酸粉末液代替。
实施例67
如实施例1-49，所不同的是，主体酸采用盐酸、氢氟酸、磷酸（任意配比）+硝酸粉末液代替。

Claims (10)

1.一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，其特征在于，按如下工序依次实施：
a：大排量反洗井，清洗井筒；
b：替入前置酸液，解除有机污染物；
c：挤入主体酸液，进行深部解堵；
d：挤入稳定处理液，防止后期污水污染。
2.如权利要求1所述的一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，其特征在于，步骤a中所述的洗井的排量≥500L/min，洗至进出口水质一致。
3.如权利要求1所述的一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，其特征在于，步骤b中所述的前置酸液：井下油管容积＝1.1-1.3：1体积份，使其充满井筒，关闭套管闸门，再正挤入剩余前置酸液。
4.如权利要求1所述的一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，其特征在于，步骤b中所述的前置酸液由如下重量份配比的原料组成：
黏土稳定剂  1-2   有机解堵剂  5-10   水  67-93.8。
5.如权利要求4所述的一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，其特征在于，所述表面活性剂为壬基酚聚氧乙烯醚或十二烷基苯磺酸钠；所述黏土稳定剂为氯化铵或十二烷基三甲基氯化铵；所述的有机解堵剂为油层清洗剂。
6.如权利要求1所述的一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，其特征在于，所述步骤c和d采用“b-c-d、c-d或b-c-b-c-d”的分段塞式连续挤入；挤入压力低于油层破裂压力，压力控制在各类井口的额定工作压力范围内，排量控制在200-500L/min；关井稳定12-24h。
7.如权利要求1所述的一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，其特征在于，步骤c所述的的主体酸液为无机酸体系、缓速酸体系、氧化解堵体系、敏感性储层的降压增注体系中的一种或多种酸液体系。
8.如权利要求7所述的一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，其特征在于，所述无机酸体系为盐酸、氢氟酸或者盐酸、氢氟酸、磷酸的一种或几种；所述缓速酸体系为缓速土酸、复合酸、氟硼酸的一种或几种；所述氧化解堵体系为二氧化氯、硝酸粉末液的一种或其混合物；所述敏感性储层的降压增注体系为多氢缓速酸。
9.如权利要求1所述的一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，其特征在于，所述步骤d中稳定处理液由如下重量份配比的原料组成：
稳定剂  1-5   阻垢剂  1-3
水      87-97。
10.如权利要求9所述的一种中高渗砂岩油藏注水井深部解堵增注方法，其特征在于，所述稳定剂为柠檬酸或乙二胺四乙酸（EDTA）；所述阻垢剂为氨基三亚甲基膦酸(ATMP)；所述表面活性剂为壬基酚聚氧乙烯醚、十二烷基苯磺酸钠或全氟烷基甜菜碱。
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