CN109826601A - 一种致密储层水锁解除方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种致密储层水锁解除方法，属于致密低渗油气层开采技术领域。本发明的致密储层水锁解除方法包括(1)采用氮气和解水锁剂为原料，制备得到多相气雾；(2)将多相气雾采用高压注气方式注入水锁储层后，焖井2‑3天；(3)焖井结束后，检测井口油压高于注入前油压后，开井放喷。本发明的水锁解除方法操作简单、效果高效、工艺应用要求低，可应用与现场大规模操作。并且所需注入压力较低，且不需要对地层进行大规模加热等处理，因此，其对工艺设备的要求及总体成本均较低，可以进行大规模现场应用。
Description
技术领域
本发明涉及致密低渗油气层开采技术领域，具体涉及一种致密储层水锁解除方法。
背景技术
水锁伤害是致密低渗油气层开发过程中最常见的伤害形式。由于致密储层其孔喉细小、毛管压力高且水相润湿性强，液相极易在其微小喉道处发生滞留并封锁后方孔隙内的流体，最终形成水锁，从而造成储层流动能力大幅下降。研究结果表明，致密储层的水锁伤害程度可达80％以上，因此水锁现象极大制约了储层的渗流能力。如何高效解除水锁，是目前困扰致密储层开发的主要难点之一。
目前的水锁解除方式主要包括注气法、注表面活性剂法、物理加热法等，注气法主要依赖注入气体的膨胀性来推动喉道处的滞留水排出从而解除水锁，但对于致密储层中特微细毛管处的滞留水，由于注入气体的膨胀驱替压力仍然达不到解封致密储层中的临界毛管压力值，因此对于致密储层中该部分水锁伤害仍无法做到有效解除。注表面活性剂法主要通过降低气水界面张力来使得水相排出，但由于在致密储层中表面活性剂注入难度极大，不具备工程应用的条件。物理加热法主要通过使储层中的水相蒸发而解除水锁，但该方法对工程工艺的要求极高且费用昂贵。现有的解除水锁方法均不适用于致密储层的水锁伤害解除，因此需要一种针对致密储层水锁的解除方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种致密储层水锁解除方法，以解决现有致密储层水锁处理困难的问题。
本发明解决上述技术问题的技术方案如下：
一种致密储层水锁解除方法，包括：
(1)采用氮气和解水锁剂为原料，制备得到多相气雾；
(2)将多相气雾采用高压注气方式注入水锁储层后，焖井2-3天；
(3)焖井结束后，检测井口油压高于注入前油压后，开井放喷。
本发明采用的多相气雾是以氮气和解水锁剂为原料，通过超声雾化装置将解水锁剂雾化并分散在氮气中，形成以氮气为连续相、解水锁剂为非连续相的多相气雾，然后将多相气雾作为驱替流体注入水锁储层，随后关井焖井，使多相气雾中携带的解水锁剂和储层、流体充分接触和反应，进而解除水锁。
进一步地，在本发明较佳的实施例中，上述步骤(1)中的解水锁剂为液体水锁解除剂。
进一步地，在本发明较佳的实施例中，上述解水锁剂包括表面活性剂和润湿改善剂中的一种或两种。
进一步地，在本发明较佳的实施例中，上述步骤(1)中，制备所述多相气雾包括：采用超声雾化装置将解水锁剂雾化并分散到氮气中，得到以氮气为连续相、解水锁剂为非连续相的多相气雾。
进一步地，在本发明较佳的实施例中，上述步骤(1)中解水锁剂为多相气雾体积分数的5～15％。
进一步地，在本发明较佳的实施例中，上述步骤(2)中高压注气的压力大于当地当前的地层压力5-7MPa。
进一步地，在本发明较佳的实施例中，上述步骤(2)中注入多相气雾的体积V为多相气雾在储层温度和压力下的体积，由下式确定：V＝0.3·πr2hφ，其中r为水锁半径，m；h为储层有效厚度，m；φ为储层孔隙度。
进一步地，在本发明较佳的实施例中，上述步骤(2)还包括将多相气雾注入水锁储层之前对多相气雾进行加热，得到高温多相气雾，再将高温多相气雾采用高压注气方式注入到水锁储层。
进一步地，在本发明较佳的实施例中，上述高温多相气雾的温度为120～150℃。
进一步地，在本发明较佳的实施例中，上述步骤(3)中当检测井口油压低于或等于注入前油压时，重复步骤(2)待井口油压高于注入前油压后，开井放喷。
本发明具有以下有益效果：
(1)本发明的水锁解除方法操作简单、效果高效、工艺应用要求低，可应用与现场大规模操作。并且所需注入压力较低，且不需要对地层进行大规模加热等处理，因此，其对工艺设备的要求及总体成本均较低，可以进行大规模现场应用。
(2)与现有注化学剂(表面活性剂或润湿改善剂)法相比，本发明的解除方法可更容易实现对致密储层的有效注入。现有的注化学剂法均通过简单加压将液态化学剂注入储层解除水锁，然而在致密储层中，液态化学剂的注入难度极大，所以现有的注化学剂法并不适用于致密储层。本发明是通过超声雾化装置将液态的解水锁剂转变成以气相为主的多相气雾，其多相气雾的气流密度和黏度都远远低于纯液态化学剂，在致密储层中具有更优异的注入性，可克服液态化学剂在致密储层难注入的问题。并且与现有注化学剂法相比，本发明提供的方法所需注入压力可降低40％以上，且相同注入压力下注入深度可提高30％以上，大幅降低了工程工艺难度和投入成本，同时显著提高深部水锁的解除能力。
(3)与现有注气法相比，本发明的解锁方法可实现对致密储层的水锁的高效解除。现有的注气法解除水锁是利用氮气具有的膨胀性来有效推动喉道中的束缚水相，达到水锁解除目的，却无法无法实现降低储层流体界面张力和改善储层润湿性的效果。而本发明是利用将解水锁剂雾化并分散到氮气中形成多相气雾，氮气作为注入的主要流体，既降低了注入解水锁剂的流体黏度，提高注入能力，并且作为被分散介质，为解水锁剂提供载体，将解水锁剂更容易输送到致密储层深部，使得注入的多相气雾还具有化学解除水锁的能力，并且以多相气雾的形式注入更均匀且更容易分散到水锁储层中，可以实现注气法无法实现的降低储层流体界面张力和改善储层润湿性的效果。本发明的针对致密储层的解除水锁的方法同时具备了气体膨胀推动、降低界面张力、改善储层润湿性和液相蒸发四种解水锁的效果，极大的提高了水锁解除效果。与现有的注气解除水锁方法相比，本发明提供的方法，其最终水锁解除效果可提升45％以上。
(4)本发明的解除水锁的方法中还可对多相气雾进行加热，得到高温多相气雾，可利用高温多相气雾的蒸发作用从而进一步提高水锁解除效果。
具体实施方式
以下结合实施例对本发明的原理和特征进行描述，所举实例只用于解释本发明，并非用于限定本发明的范围。实施例中未注明具体条件者，按照常规条件或制造商建议的条件进行。所用试剂或仪器未注明生产厂商者，均为可以通过市售购买获得的常规产品。
实施例1
本实施例的致密储层水锁解除方法，包括：
(1)采用氮气和解水锁剂为原料，采用超声雾化装置将解水锁剂雾化并分散到氮气中，得到以氮气为连续相、解水锁剂为非连续相的多相气雾；其中解水锁剂为多相气雾体积分数的5％。
(2)将多相气雾采用大于当地当前的地层压力5MPa的高压注气方式注入水锁储层后，注入气雾的体积V为气雾在储层温度和压力下的体积，由下式确定：V＝0.3·πr2hφ，其中r为水锁半径，m；h为储层有效厚度，m；φ为储层孔隙度，并焖井2天。
(3)焖井结束后，检测井口油压高于注入前油压后，开井放喷。当检测井口油压低于或等于注入前油压时，重复步骤(2)待井口油压高于注入前油压后，开井放喷。放喷时，每隔2小时计量气井产液量，当油气井产液量趋于稳定后转入正常生产。
本实施例采用的解水锁剂为表面活性剂，具体为2,3-环氧丙基三甲基氯化铵。
实施例2
本实施例的致密储层水锁解除方法，包括：
(1)采用氮气和解水锁剂为原料，采用超声雾化装置将解水锁剂雾化并分散到氮气中，得到以氮气为连续相、解水锁剂为非连续相的多相气雾；其中解水锁剂为多相气雾体积分数的10％。
(2)将多相气雾采用大于当地当前的地层压力6MPa的高压注气方式注入水锁储层后，注入气雾的体积V为气雾在储层温度和压力下的体积，由下式确定：V＝0.3·πr2hφ，其中r为水锁半径，m；h为储层有效厚度，m；φ为储层孔隙度，并焖井3天。
(3)焖井结束后，检测井口油压高于注入前油压后，开井放喷。当检测井口油压低于或等于注入前油压时，重复步骤(2)待井口油压高于注入前油压后，开井放喷。放喷时，每隔2小时计量气井产液量，当油气井产液量趋于稳定后转入正常生产。
本实施例采用的解水锁剂为润湿改善剂，具体为辛基酚聚氧乙烯醚。
实施例3
本实施例的致密储层水锁解除方法，包括：
(1)采用氮气和解水锁剂为原料，采用超声雾化装置将解水锁剂雾化并分散到氮气中，得到以氮气为连续相、解水锁剂为非连续相的多相气雾；其中解水锁剂为多相气雾体积分数的15％。
(2)将多相气雾采用大于当地当前的地层压力7MPa的高压注气方式注入水锁储层后，注入气雾的体积V为气雾在储层温度和压力下的体积，由下式确定：V＝0.3·πr2hφ，其中r为水锁半径，m；h为储层有效厚度，m；φ为储层孔隙度，并焖井2天。
(3)焖井结束后，检测井口油压高于注入前油压后，开井放喷。当检测井口油压低于或等于注入前油压时，重复步骤(2)待井口油压高于注入前油压后，开井放喷。放喷时，每隔2小时计量气井产液量，当油气井产液量趋于稳定后转入正常生产。
本实施例采用的解水锁剂包括表面活性剂和润湿改善剂，其中表面活性剂和润湿改善剂大于零且按任意比混合。具体的，表面活性剂为2,3-环氧丙基三甲基氯化铵，润湿改善剂为辛基酚聚氧乙烯醚，且解水锁剂包括为22％的2,3-环氧丙基三甲基氯化铵、5％辛基酚聚氧乙烯醚和其余量的水。
实施例4
本实施例的致密储层水锁解除方法，包括：
(1)采用氮气和解水锁剂为原料，采用超声雾化装置将解水锁剂雾化并分散到氮气中，得到以氮气为连续相、解水锁剂为非连续相的多相气雾；其中解水锁剂为多相气雾体积分数的5％。
(2)对多相气雾进行加热，得到高温多相气雾，将高温多相气雾采用大于当地当前的地层压力5MPa的高压注气方式注入水锁储层后，注入气雾的体积V为气雾在储层温度和压力下的体积，由下式确定：V＝0.3·πr2hφ，其中r为水锁半径，m；h为储层有效厚度，m；φ为储层孔隙度，并焖井3天。
(3)焖井结束后，检测井口油压高于注入前油压后，开井放喷。当检测井口油压低于或等于注入前油压时，重复步骤(2)待井口油压高于注入前油压后，开井放喷。放喷时，每隔2小时计量气井产液量，当气井产液量趋于稳定后转入正常生产。
本实施例采用的解水锁剂为表面活性剂，具体为2,3-环氧丙基三甲基氯化铵；高温多相气雾的温度为120℃。
实施例5
本实施例的致密储层水锁解除方法，包括：
(1)采用氮气和解水锁剂为原料，采用超声雾化装置将解水锁剂雾化并分散到氮气中，得到以氮气为连续相、解水锁剂为非连续相的多相气雾；其中解水锁剂为多相气雾体积分数的10％。
(2)对多相气雾进行加热，得到高温多相气雾，将高温多相气雾采用大于当地当前的地层压力6MPa的高压注气方式注入水锁储层后，注入气雾的体积V为气雾在储层温度和压力下的体积，由下式确定：V＝0.3·πr2hφ，其中r为水锁半径，m；h为储层有效厚度，m；φ为储层孔隙度，并焖井3天。
(3)焖井结束后，检测井口油压高于注入前油压后，开井放喷。当检测井口油压低于或等于注入前油压时，重复步骤(2)待井口油压高于注入前油压后，开井放喷。放喷时，每隔2小时计量气井产液量，当气井产液量趋于稳定后转入正常生产。
本实施例采用的解水锁剂为润湿改善剂，，具体为辛基酚聚氧乙烯醚；高温多相气雾的温度为135℃。
实施例6
本实施例的致密储层水锁解除方法，包括：
(1)采用氮气和解水锁剂为原料，采用超声雾化装置将解水锁剂雾化并分散到氮气中，得到以氮气为连续相、解水锁剂为非连续相的多相气雾；其中解水锁剂为多相气雾体积分数的15％。
(2)对多相气雾进行加热，得到高温多相气雾，将高温多相气雾采用大于当地当前的地层压力6MPa的高压注气方式注入水锁储层后，注入气雾的体积V为气雾在储层温度和压力下的体积，由下式确定：V＝0.3·πr2hφ，其中r为水锁半径，m；h为储层有效厚度，m；φ为储层孔隙度，并焖井3天。
(3)焖井结束后，检测井口油压高于注入前油压后，开井放喷。当检测井口油压低于或等于注入前油压时，重复步骤(2)待井口油压高于注入前油压后，开井放喷。放喷时，每隔2小时计量气井产液量，当气井产液量趋于稳定后转入正常生产。
本实施例采用的解水锁剂包括表面活性剂和润湿改善剂，其中表面活性剂和润湿改善剂大于零且按任意比混合。具体的，表面活性剂为2,3-环氧丙基三甲基氯化铵，润湿改善剂为辛基酚聚氧乙烯醚，且解水锁剂包括为22％的2,3-环氧丙基三甲基氯化铵、5％辛基酚聚氧乙烯醚和其余量的水；高温多相气雾的温度为150℃。
应用实例1
在实验室采用1ml/min的注入速度将不同的解水锁体系注入渗透率为0.13mD的致密岩心中测量其注入压力：采用常用的表面活性剂注入的最大注入压力为12.5MPa；采用本发明中实施例3的多相气雾体系，其最大注入压力仅为7.3MPa，本应用实例的注入压力与正常的注表面活性剂的注入压力相比其降幅达41.6％。
应用实例2
J-2X井注入解水锁多相气雾5000m3，其中多相气雾中气相的成分为氮气，解水锁剂的液相的成分为22％的2,3-环氧丙基三甲基氯化铵、5％辛基酚聚氧乙烯醚和其余量的水，解水锁剂在多相气雾中的体积分数为10％。以高于当地当前的地层压力5MPa的高压注入预定值体积的多相气雾达到后关井2天，随后开井诱喷。初期气井产液6.5m3/h，随后逐渐降低并稳定在0.4-0.5m3/h，作业结束转入正常生产。气井油压由作业前的4.8MPa提高到9.5MPa，日产气量增加2.2万方，表明解水锁成功。
应用实例3
室内制备干度为80％，温度为150℃的氮气热蒸汽，随后采用超声雾化装置将浓度为50％的解水锁化学剂石油磺酸盐溶液雾化并分散至氮气热蒸汽中制得高温多相雾化体系，其中化学剂在氮气热蒸汽中的体积分数为10％，随后将高温多相雾化体系注入水锁的岩心中。注入前测得岩心含水饱和度69％，渗透率0.07mD，注入高温多相气雾体系并反应30min后，采用气驱岩心并再次测定，结果显示，岩心含水饱和度为38％，渗透率恢复至0.41mD，表明高温多相气雾体系注入后，岩心水锁伤害得到明显解除。
以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种致密储层水锁解除方法，其特征在于，包括：
(1)采用氮气和解水锁剂为原料，制备得到多相气雾；
(2)将多相气雾采用高压注气方式注入水锁储层后，焖井2-3天；
(3)焖井结束后，检测井口油压高于注入前油压后，开井放喷。
2.根据权利要求1所述的致密储层水锁解除方法，其特征在于，步骤(1)中的解水锁剂为液体水锁解除剂。
3.根据权利要求2所述的致密储层水锁解除方法，其特征在于，所述解水锁剂包括表面活性剂和润湿改善剂中的一种或两种。
4.根据权利要求1所述的致密储层水锁解除方法，其特征在于，步骤(1)中，制备所述多相气雾包括：采用超声雾化装置将解水锁剂雾化并分散到氮气中，得到以氮气为连续相、解水锁剂为非连续相的多相气雾。
5.根据权利要求1所述的致密储层水锁解除方法，其特征在于，步骤(1)中解水锁剂为多相气雾体积分数的5～15％。
6.根据权利要求1-5任一项所述的致密储层水锁解除方法，其特征在于，步骤(2)中高压注气的压力大于当地当前的地层压力5-7MPa。
7.根据权利要求1-5任一项所述的致密储层水锁解除方法，其特征在于，步骤(2)中注入多相气雾的体积V为多相气雾在储层温度和压力下的体积，由下式确定：V＝0.3·πr2hφ，其中r为水锁半径，m；h为储层有效厚度，m；φ为储层孔隙度。
8.根据权利要求1-5任一项所述的致密储层水锁解除方法，其特征在于，步骤(2)还包括将多相气雾注入水锁储层之前对多相气雾进行加热，得到高温多相气雾，再将高温多相气雾采用高压注气方式注入到水锁储层。
9.根据权利要求8所述的致密储层水锁解除方法，其特征在于，所述高温多相气雾的温度为120～150℃。
10.根据权利要求1所述的致密储层水锁解除方法，其特征在于，步骤(3)中当检测井口油压低于或等于注入前油压时，重复步骤(2)待井口油压高于注入前油压后，开井放喷。
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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