CN105733543A - 一种用于低含水油井的解水锁剂 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种用于解除低含水油井水锁伤害的解水锁剂，由原始粒度为15?30nm的纳米二氧化硅和乙二醇一丁醚构成，其中纳米二氧化硅占总重量的1％?5％。当解水锁剂与水的体积比大于1∶1时，在6小时内可以解水锁剂通过增溶水相和油相，可将油水两相变为一相，从而消除两相渗流阻力，而纳米二氧化硅可以增强岩石表面的亲水性，使得游离水吸附到岩石表面形成水膜，从而增大油相相对渗透率，降低油相渗流的启动压力。对于发生水锁伤害的油井，根据洗井作业过程中记录的洗井液漏失量，通过油套环空向地层中注入与漏失水量相同体积的解水锁剂，关井6小时以上再开井生产可有效的解除低含水油井的水锁伤害。
Description
技术领域：
本发明涉及一种用于解除油井水锁伤害的解水锁剂，用于低含水率油井的储层保护。
背景技术：
油田在开发过程中油井由于换泵、检泵等作业，需要采用入井流体对油套环空和油管进行循环清洗，目前主要采用加入了表面活性剂的水相作为洗井液，但是对于含水率较低的油井，入井流体中的水相侵入油层后，会在井筒周围形成高含水饱和度带，使得油层中的原油流动形态从单相流变为两相流，大幅度的降低了油相相对渗透率、增大原油流动的阻力，从而影响了油井的产油量，这种水相侵入油层造成油井产油量降低的现象成为“水锁”。因此针对发生“水锁”的低含水油井需要解水锁剂消除水相侵入对油层渗透率的影响。
早期使用的解水锁剂主要用于气井，通过压裂改造或是挤注表面活性剂的方法解除水锁。但是压裂改造的成本过高，而注入表面活性剂仅能降低两相流渗流阻力，并没有从根本上消除水锁效应。
发明内容：
本发明的目的是要提供一种用于解除低含水油井水锁伤害的解水锁剂。
本发明的目的是这样实现的：解水锁剂由原始粒度为15-30nm的纳米二氧化硅和乙二醇一丁醚构成，其中，纳米二氧化硅占总重量的1-5％，其余量为乙二醇一丁醚，各组分的重量百分含量之和为100％。
以上述配方为基础，发明者研究了乙二醇一丁醚对地层原油和侵入地层的水的互溶能力，研究发现在水和原油的两相体系中加入乙二醇一丁醚，在地层温度下静置6小时后，油水界面消失，体系变为均相，并且通过相态实验研究表明当互溶剂与水的比例大于1∶1时，易与原油形成均相体系，纳米二氧化硅可以吸附在岩石表面，增强固体表面的亲水性，将近井地带孔隙中的水滴变成吸附在固体表面的水膜，从而为地层孔隙中原油的流动提供了通道。对渗透率为36mD的岩心进行流动实验表明，水侵后油相启动压力由0.027MPa提高到0.37MPa，注入解水锁剂后，油相启动压力降低到0.077MPa，油相启动压力降低80％，是一种可用于低含水率油井的解水锁体系。
依据本发明所述的解水锁剂的使用方法为：对于发生水锁伤害的油井，根据洗井作业过程中记录的洗井液漏失量，通过油套环空向地层中注入与洗井液漏失量相同体积的解水锁剂，关井6小时以上再开井生产可有效的解除低含水油井的水锁伤害。
本发明的有益效果是：解水锁剂可以通过增溶水相和油相，将油水两相变为一相，从而消除两相渗流阻力，而纳米二氧化硅可以增强岩石表面的亲水性，使得游离水吸附到岩石表面形成水膜，从而增大油相相对渗透率，降低油相渗流的启动压力。与现有技术相比，本发明具有下列优点：
(1)解水锁剂可以在不需要外力做功的情况下，通过增溶作用彻底消除油水界面，使得两相流变为单相流，有利于地层原油向井筒的渗流。
(2)解水锁剂中的纳米二氧化硅可以通过润湿反转增强岩石表面的亲水性，从而增加油相在多孔介质中的流动空间，增大油相相对渗透率。
具体实施方式：
下面通过实施例来进一步说明本发明。
实施例1
取原始粒度为15-30nm的纳米二氧化硅10g和乙二醇一丁醚990g混合均匀，即得纳米二氧化硅质量分数为1％的解水锁剂。
实施例2
取原始粒度为15-30nm的纳米二氧化硅30g和乙二醇一丁醚970g混合均匀，即得纳米二氧化硅质量分数为3％的解水锁剂。
实施例3
取原始粒度为15-30nm的纳米二氧化硅50g和乙二醇一丁醚950g混合均匀，即得纳米二氧化硅质量分数为5％的解水锁剂。
在3个量筒中各加入1.5mL水、1.5mL原油，再将上述3个实施例所制备的解水锁剂各1.5mL分别加入所述3个量筒中，将所述量筒放入70℃水浴锅中，静置、观察溶解状况。实验表明70℃下在没有外力搅拌的情况下，6-6.5h后油水之间的界面明显消失，整个体系成为均一稳定的单相体系，说明用解水锁剂可以通过增溶油和水消除油水界面。
表1 体系混溶时间
| 纳米二氧化硅质量分数，％ | 乙二醇一丁醚质量分数，％ | 体系混溶时间，h |
| 1 | 99 | 6 |
| 3 | 97 | 6.3 |
| 5 | 95 | 6.5 |
分别将原油、水和解水锁剂三组分以不同比例进行混合复配，实验表明当解水锁剂所占的比例较高时体系为均相单一体系，随着解水锁剂含量的降低体系出现油水界面，不管油相所占比例为多少只要当解水锁剂与水的比例大于1∶1时，整个体系都为均相体系，可以消除油水界面和油水两相渗流阻力。
表2 解水锁剂与油水不同比例下的增溶效果
采用上述实施例1-3制取的解水锁剂浸泡岩石，再测定油和水共存时在岩石表面的润湿角，实验结果表明(见表3)，通过岩石在解水锁剂中浸泡后，岩石表面亲水性增强，水相以水膜的形式吸附于岩石表面。
表3 含有不同浓度的纳米二氧化硅浸泡后岩石表面的接触角
| 纳米二氧化硅质量分数，％ | 乙二醇一丁醚质量分数，％ | 水相接触角，° | 油相接触角，° |
| 0 | 100 | 41 | 139 |
| 1 | 99 | 15 | 165 |
| 3 | 97 | 10 | 170 |
| 5 | 95 | 8 | 172 |
对渗透率为36mD的岩心进行流动实验，实验结果见表4。
表4 解水锁剂对水锁岩心油相启动压力的影响
实验表明，岩心中侵入0.3PV的水后，油相启动压力由0.027MPa提高到0.37MPa，即水侵前油相在0.027MPa的驱动力下可以在岩心中流动，而水相入侵后需要0.37MPa的驱动力才能使油相流动，水侵使得油相流动阻力提高了13.7倍，即发生了水锁效应；而注入0.3PV解水锁剂后，油相启动压力降低到0.073-0.077MPa，油相启动压力相比于水侵后降低80％，表明注入解水锁剂后大幅度的降低了水侵对油相流动阻力的影响，有利于油相的产出。
Claims (2)
1.一种用于低含水油井的解水锁剂，其特征是，由原始粒度为15-30nm的纳米二氧化硅和乙二醇一丁醚构成，其中，纳米二氧化硅占总重量的1％-5％，余量为乙二醇一丁醚，各组分的重量百分含量之和为100％。
2.根据权利要求1所述的解水锁剂，其特征是所述解水锁剂的使用方法是：根据洗井作业过程中记录的洗井液漏失量，通过油套环空向地层中注入与漏失液量相同体积的解水锁剂，关井6小时再开井生产，可有效的解除低含水油井的水锁伤害。
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Legal Events
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| GR01 | Patent grant | ||
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Granted publication date: 20180831 Termination date: 20190421 |