CN106223912A - 低渗油藏注水井的增注方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及低渗油藏采油方法技术领域，是一种低渗油藏注水井的增注方法，该低渗油藏注水井的增注方法，按下述方法进行：依序向注水井内注入解堵液、隔离液和保护液。本发明所述的低渗油藏注水井的增注方法，能够有效疏通注水井与采油井之间地层的堵塞的渗流通道，提高油水井之间的连通性，能够增加低渗油田水驱动力，降低自然递减，从而使采用本发明所述的低渗油藏注水井的增注方法对低渗油藏地层处理后，使注水量在注采时达到配注要求，达到水驱效果，另外，在注采过程中，即不需要增加油田注水配套设备，又不需要改变原有注采驱动压力体系，从而降低了生产成本，为低渗油藏注水井增注提供了新途径。

Description

低渗油藏注水井的增注方法

技术领域

本发明涉及低渗油藏采油方法技术领域，是一种低渗油藏注水井的增注方法。

背景技术

在低渗油藏采油过程中，随着开采的进程，储层的有效渗透率在逐步下降，甚至降低至零。究其原因：（1）采油过程改变了储层条件（如地层压力），使孔隙度改变；往往通过接触性作用（如注水）恢复地层压力；（2）注入的工作液与储层物性的不配伍，导致渗透率的明显下降。为了继续采油，采用注水采油等工艺。产油区经过一定时间的生产（注水、酸化、压裂）后，其地层空隙一定大于原始空隙，且在注水井与采油井之间的地层形成一定的渗流通道，然而由于低渗油藏的物性差、油层污染（油层受到伤害）和采注不完善等，导致产油区的地层空隙堵塞，同样，注水井与采油井之间的水流通道也会被堵塞，从而造成油水井之间的连通性差，降低低渗油田水驱动力，增加自然递减，为了提高油水井之间的连通性，通过增注技术提高注水井的注水量，常用的增注技术有压裂增注、酸化增注，其通过物理、化学技术，增加渗流通道，从而提高注入水量，达到水驱效果，在采用现有增注技术增注后，注采时，需要增加油田注水配套设备或改变原有注采驱动压力体系（井网类型、井网与裂缝方位匹配、井距、注采压力、启动压力等，则增加生产成本。另外，长期使用压裂增注、酸化增注等手段增加其空隙度的话，会对地层造成伤害，会造成油井水串或注不进等不利现象，则在注采时达不到注水配注要求，届时，地下原油采出度会大大降低，使后期的残余油采出难度也会数倍提高。使之不符合节能环保和提高采收率的理念。

低渗油田注水开发过程中油层受到伤害的原因如下：（1）注入水与地层水不配伍。注入水与地层直接生成沉淀；注入水中溶解氧引起的沉淀；水中硫化氢引起的沉淀；水中二氧化碳引起的沉淀。（2）注入水与储层岩石矿物不配伍。矿化度敏感引起储层中水敏物质膨胀、分散与运移；pH值变化引起的微粒脱落、分散和沉淀；注入水与岩石沉淀反转。（3）注入条件变化。流速的影响；温度变化的影响；压力变化的影响。（4）不容物造成地层堵塞。注入水中外来的机械杂质即悬浮物堵塞地层；注水系统中的腐蚀产物；各种环境下生长的细菌；油及其乳化物。

发明内容

本发明提供了一种低渗油藏注水井的增注方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解决现有油藏注水井增注方法存在注采不能达到配注要求的问题。

本发明的技术方案是通过以下措施来实现的：一种低渗油藏注水井的增注方法，按下述方法进行：第一步，向注水井内注入用于疏通注水井与采油井之间的地层中堵塞的渗流通道的解堵液，解堵液的注入压力不超过井口装置的最大承压并大于井口压力，当解堵液的注入压力下降至注水系统压力的50%以下且不在下降后，将解堵液反排出注水井；第二步，将解堵液反排出注水井后，当井口装置的压力回零或不变后，向注水井内低压注入隔离液，隔离液的注入量为渗流通道体积的0.8倍至1.3倍，隔离液的注入压力为高于井口压力3MPa至5MPa，隔离液包括质量百分比为2%至5%的电解质、质量百分比为1%至5%的缩膨剂、质量百分比为0.8%至6%的脂类和余量的水；第三步，向注水井内注入保护液，保护液的注入量为渗流通道体积的1.1倍至1.3倍，保护液的注入压力为大于隔离液的注入压力2MPa至3MPa，保护液包括质量百分比为0.3%至3%的吐温-80、质量百分比为0.5%至1.5%的石油醚、质量百分比为0.5%至2%的正丁醇和余量的水。

下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：

上述解堵液包括质量百分比为0.5%至4.5%的吐温、质量百分比为0.5%至2.5%的磺酸或苯磺酸盐、质量百分比为1%至3%的互溶剂、质量百分比为0.5%至2%的防膨剂、质量百分比1%至5%的缩膨剂和余量的水。

上述解堵液包括质量百分比为8%至20%的酸、0.5%至2%的酸化缓蚀剂、0.5%至2.5%的络合剂、0.5%至1.5%的铁离子稳定剂、0.5%至2%的防膨剂、1%至5%的缩膨剂和余量的水。

上述酸为盐酸或土酸。

本发明所述的低渗油藏注水井的增注方法，能够有效疏通注水井与采油井之间地层的堵塞的渗流通道，提高油水井之间的连通性，能够增加低渗油田水驱动力，降低自然递减，从而使采用本发明所述的低渗油藏注水井的增注方法对低渗油藏地层处理后，使注水量在注采时达到配注要求，达到水驱效果，另外，在注采过程中，即不需要增加油田注水配套设备，又不需要改变原有注采驱动压力体系，从而降低了生产成本，为低渗油藏注水井增注提供了新途径。

具体实施方式

本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。

下面结合实施例对本发明作进一步描述：

实施例1：低渗油藏注水井的增注方法，按下述方法进行：第一步，向注水井内注入用于疏通注水井与采油井之间的地层中堵塞的渗流通道的解堵液，解堵液的注入压力不超过井口装置的最大承压并大于井口压力，当解堵液的注入压力下降至注水系统压力的50%以下且不在下降后，将解堵液反排出注水井；第二步，将解堵液反排出注水井后，当井口装置的压力回零或不变后，向注水井内低压注入隔离液，隔离液的注入量为渗流通道体积的0.8倍至1.3倍，隔离液的注入压力为高于井口压力3MPa至5MPa，隔离液包括质量百分比为2%至5%的电解质、质量百分比为1%至5%的缩膨剂、质量百分比为0.8%至6%的脂类和余量的水；第三步，向注水井内注入保护液，保护液的注入量为渗流通道体积的1.1倍至1.3倍，保护液的注入压力为大于隔离液的注入压力2MPa至3MPa，保护液包括质量百分比为0.3%至3%的吐温-80、质量百分比为0.5%至1.5%的石油醚、质量百分比为0.5%至2%的正丁醇和余量的水。注水系统为本领域现有采油注采系统公知公用的注水系统。电解质、吐温-80和脂类均为现有公知技术。电解质的质量百分比为2%至5%。

根据本实施例所述的低渗油藏注水井的增注方法，能够有效疏通注水井与采油井之间地层的堵塞的渗流通道，提高油水井之间的连通性，能够增加低渗油田水驱动力，降低自然递减，从而使采用本实施例所述的低渗油藏注水井的增注方法对低渗油藏地层处理后，使注水量在注采时达到配注要求，达到水驱效果，并且保持注水井正常注入3个月以上，从而提高了注水井的增注效果，另外，在注采过程中，即不需要增加油田注水配套设备，又不需要改变原有注采驱动压力体系，从而降低了生产成本，为低渗油藏注水井增注提供了新途径。隔离液可以保持与原储层液体相近似的流体性质，且与储层附着紧密。保护液可以使隔离液完好的附着在渗流通道内岩壁上，减少后期注入水（工作液）对隔离液的冲刷力度，保持渗流通道的畅通性。

实施例2：低渗油藏注水井的增注方法，按下述方法进行：第一步，向注水井内注入用于疏通注水井与采油井之间的地层中堵塞的渗流通道的解堵液，解堵液的注入压力不超过井口装置的最大承压并大于井口压力，当解堵液的注入压力下降至注水系统压力的50%以下且不在下降后，将解堵液反排出注水井；第二步，将解堵液反排出注水井后，当井口装置的压力回零或不变后，向注水井内低压注入隔离液，隔离液的注入量为渗流通道体积的0.8倍或1.3倍，隔离液的注入压力为高于井口压力3MPa或5MPa，隔离液包括质量百分比为2%或5%的电解质、质量百分比为1%或5%的缩膨剂、质量百分比为0.8%或6%的脂类和余量的水；第三步，向注水井内注入保护液，保护液的注入量为渗流通道体积的1.1倍或1.3倍，保护液的注入压力为大于隔离液的注入压力2MPa或3MPa，保护液包括质量百分比为0.3%或3%的吐温-80、质量百分比为0.5%或1.5%的石油醚、质量百分比为0.5%或2%的正丁醇和余量的水。

实施例3：低渗油藏注水井的增注方法，按下述方法进行：第一步，向注水井内注入用于疏通注水井与采油井之间的地层中堵塞的渗流通道的解堵液，解堵液的注入压力不超过井口装置的最大承压并大于井口压力，当解堵液的注入压力下降至注水系统压力的48%且不在下降后，将解堵液反排出注水井；第二步，将解堵液反排出注水井后，当井口装置的压力回零，向注水井内低压注入隔离液，隔离液的注入量为渗流通道体积的0.8倍，隔离液的注入压力为高于井口压力3MPa，隔离液包括质量百分比为2%的电解质、质量百分比为1%的缩膨剂、质量百分比为0.8%的脂类和余量的水；第三步，向注水井内注入保护液，保护液的注入量为渗流通道体积的1.1倍，保护液的注入压力为大于隔离液的注入压力2MPa，保护液包括质量百分比为0.3%的吐温-80、质量百分比为1.5%的石油醚、质量百分比为0.5%的正丁醇和余量的水。

采用本实施例所述的低渗油藏注水井的增注方法对低渗油藏地层处理后，使注水量在注采时达到配注要求，达到水驱效果，并且保持注水井正常注入8个月，从而提高了注水井的增注效果，另外，在注采过程中，即不需要增加油田注水配套设备，又不需要改变原有注采驱动压力体系，从而降低了生产成本，为低渗油藏注水井增注提供了新途径。

实施例4：低渗油藏注水井的增注方法，按下述方法进行：第一步，向注水井内注入用于疏通注水井与采油井之间的地层中堵塞的渗流通道的解堵液，解堵液的注入压力不超过井口装置的最大承压并大于井口压力，当解堵液的注入压力下降至注水系统压力的10%且不在下降后，将解堵液反排出注水井；第二步，将解堵液反排出注水井后，当井口装置的压力回零后，向注水井内低压注入隔离液，隔离液的注入量为渗流通道体积的1.3倍，隔离液的注入压力为高于井口压力5MPa，隔离液包括质量百分比为5%的电解质、质量百分比为5%的缩膨剂、质量百分比为6%的脂类和余量的水；第三步，向注水井内注入保护液，保护液的注入量为渗流通道体积的1.3倍，保护液的注入压力为大于隔离液的注入压力3MPa，保护液包括质量百分比为3%的吐温-80、质量百分比为0.5%的石油醚、质量百分比为0.5%的正丁醇和余量的水。

采用本实施例所述的低渗油藏注水井的增注方法对低渗油藏地层处理后，使注水量在注采时达到配注要求，达到水驱效果，并且保持注水井正常注入14个月，从而提高了注水井的增注效果，另外，在注采过程中，即不需要增加油田注水配套设备，又不需要改变原有注采驱动压力体系，从而降低了生产成本，为低渗油藏注水井增注提供了新途径。

实施例5：作为上述实施例的优化，解堵液包括质量百分比为0.5%至4.5%的吐温、质量百分比为0.5%至2.5%的磺酸或苯磺酸盐、质量百分比为1%至3%的互溶剂、质量百分比为0.5%至2%的防膨剂、质量百分比1%至5%的缩膨剂和余量的水。互溶剂、防膨剂、缩膨剂均为现有公知技术。

对于有机质堵塞物，本实施例中的解堵液能够提高重质组分及溶液的流动性，能够解除有机质堵塞。防膨剂和缩膨剂能够改善或恢复储层黏土矿物的膨胀和运移状况。

实施例6：作为实施例1至实施例4的优化，与实施例5的不同之处在于，解堵液包括质量百分比为8%至20%的酸、0.5%至2%的酸化缓蚀剂、0.5%至2.5%的络合剂、0.5%至1.5%的铁离子稳定剂、0.5%至2%的防膨剂、1%至5%的缩膨剂和余量的水。酸化缓蚀剂、络合剂、铁离子稳定剂、防膨剂和缩膨剂均为现有公知技术。

对于无机质堵塞物，本实施例中的解堵液能够解除无机质堵塞，调节pH值，维持原始地层环境。

实施例7：作为上述实施例的优化，酸为盐酸或土酸。

综上所述，本发明所述的低渗油藏注水井的增注方法，能够有效疏通注水井与采油井之间地层的堵塞的渗流通道，提高油水井之间的连通性，能够增加低渗油田水驱动力，降低自然递减，从而使采用本发明所述的低渗油藏注水井的增注方法对低渗油藏地层处理后，使注水量在注采时达到配注要求，达到水驱效果，并且保持注水井正常注入3个月以上，从而提高了注水井的增注效果，另外，在注采过程中，即不需要增加油田注水配套设备，又不需要改变原有注采驱动压力体系，从而降低了生产成本，为低渗油藏注水井增注提供了新途径。

以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。

Claims (4)

1.一种低渗油藏注水井的增注方法，其特征在于按下述方法进行：第一步，向注水井内注入用于疏通注水井与采油井之间的地层中堵塞的渗流通道的解堵液，解堵液的注入压力不超过井口装置的最大承压并大于井口压力，当解堵液的注入压力下降至注水系统压力的50%以下且不在下降后，将解堵液反排出注水井；第二步，将解堵液反排出注水井后，当井口装置的压力回零或不变后，向注水井内低压注入隔离液，隔离液的注入量为渗流通道体积的0.8倍至1.3倍，隔离液的注入压力为高于井口压力3MPa至5MPa，隔离液包括质量百分比为2%至5%的电解质、质量百分比为1%至5%的缩膨剂、质量百分比为0.8%至6%的脂类和余量的水；第三步，向注水井内注入保护液，保护液的注入量为渗流通道体积的1.1倍至1.3倍，保护液的注入压力为大于隔离液的注入压力2MPa至3MPa，保护液包括质量百分比为0.3%至3%的吐温-80、质量百分比为0.5%至1.5%的石油醚、质量百分比为0.5%至2%的正丁醇和余量的水。

2.根据权利要求1所述的低渗油藏注水井的增注方法，其特征在于解堵液包括质量百分比为0.5%至4.5%的吐温、质量百分比为0.5%至2.5%的磺酸或苯磺酸盐、质量百分比为1%至3%的互溶剂、质量百分比为0.5%至2%的防膨剂、质量百分比1%至5%的缩膨剂和余量的水。

3.根据权利要求1所述的低渗油藏注水井的增注方法，其特征在于解堵液包括质量百分比为8%至20%的酸、0.5%至2%的酸化缓蚀剂、0.5%至2.5%的络合剂、0.5%至1.5%的铁离子稳定剂、0.5%至2%的防膨剂、1%至5%的缩膨剂和余量的水。

4.根据权利要求3所述的低渗油藏注水井的增注方法，其特征在于酸为盐酸或土酸。