CN110821461A - 一种低渗透油井复合解水锁工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明属于石油化工技术领域，具体涉及一种低渗透油井复合解水锁工艺。该工艺具体包括以下步骤：试验油井的筛选；化学解水锁剂的筛选；激活剂的筛选；化学解水锁剂和激活剂配伍性评价；化学解水锁剂和激活剂的复配；复配体系注入量的确定；现场注入工艺确定；现场试验以及效果的评价。本发明具有成本低、见效快和有效期长以及油藏适用范围广，既适合低渗透油井解水锁，又适合低渗透油藏注水增注及改性；同时本发明具有现场试验效果好和投入产出比高的特点，渗透率提高率达80％以上、单井增油500t以上、投入产出比大于1∶10。
Description
技术领域
本发明属于石油化工技术领域，具体涉及一种低渗透油井复合解水锁工艺。
背景技术
在钻井、完井、修井开采作业过程中，都会出现外来相在多孔介质滞留的现象。水锁伤害是外来流体侵入储层后由于毛管力的作用难以返排，使储层的含水饱和度增加，油相渗透率降低造成的，从典型的油水两相相渗曲线可知，水相饱和度略有增加，油相的相对渗透率将迅速降低。低渗透储层由于具有孔喉细小，进入储层的水不易排出，研究表明，水锁伤害是低渗透储层最主要的伤害形式，损害率一般为70％-90％，因此只有研制出合适的低渗透油藏解水锁剂才能有效的提高低渗透油藏油井产能。
目前低渗透油井水锁主要采用压裂或是加入化学解水锁剂，其中压裂成本较高，而且部分油藏层薄，不适合采用压裂的方式；化学解水锁剂具有见效快、解水锁效果好的优点，但具有价格偏高、有效期较短的缺点。微生物解水锁方法主要是利用微生物及其代谢产物改变油藏界面润湿性，使亲油储层变为弱亲水，使束缚水流出，降低原油的启动压力。微生物解水锁方法具有持效性强、有效期长的优点，但由于注入激活剂激活油藏内的微生物需要一定的时间，因此，微生物解水锁见效相对滞后。
中国专利申请CN107142098A公开了一种解水锁剂及其制备方法，所述解水锁剂至少包括如下组分：经脂肽生物表面活性剂改性而获得的第一改性纳米二氧化硅、经氟碳表面活性剂改性而获得的第二改性纳米二氧化碳、以及乙二醇和水，其中，所述第一改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.1～0.5％，所述第二改性纳米二氧化硅的重量百分比为0.5～1.0％，所述乙二醇的重量百分比为10～30％，余量为水，并且所述第一改性纳米二氧化硅、所述第二改性纳米二氧化硅、所述乙二醇和水通过所述解水锁剂的注入设备按比例注入且各组分在所述注入设备中混合以形成所述解水锁剂，但其不能保持长期有效提高气井储层气液有效渗透率。
中国专利申请CN105733543B公开了一种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大于1∶1时，在6小时内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，使得流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，但不能保持长期有效提高油井有效渗透率。
发明内容
本发明针对现有技术的不足而提供一种低渗透油井复合解水锁工艺，将化学解水锁剂和微生物解水锁剂有效地结合，并根据油井水锁程度，确定合理的注入工艺。该方法解除水锁的同时改变储层润湿性，提高原油的流动性，具有成本低、见效快、有效期长、投入产出比高和解水锁效果好的优点，油井解水锁后渗透率提高率达50％以上，单井增油200t以上，投入产出比大于1∶10。
本发明公开了一种低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，该工艺具体包括以下步骤：
1、试验油井的筛选
试验油井的筛选，具体筛选标准如下：油藏温度＜90℃、地层水矿化度＜100000mg/L、油藏渗透率＞10mD，原油的粘度＜10000mPa.s，水锁伤害率＞50％。
2、化学解水锁剂的筛选
取100mL试验油井的地层水，然后加入化学解水锁剂，测定界面张力和渗透率提高率，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳化学解水锁剂配方。
3、激活剂的筛选
取100mL试验油井的地层水，然后加入激活剂，油藏温度下培养5～15d，然后测定其界面张力和渗透率提高率，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳激活剂配方。
4、化学解水锁剂和激活剂配伍性评价
取100mL试验油井的地层水，然后添加上述筛选出化学解水锁剂和激活剂各1ml形成复配体系，静置20～30min后测量复配体系中沉淀物的量，筛选出沉淀量≤0.5g的复配体系。
5、化学解水锁剂和激活剂的复配
化学解水锁剂和激活剂的复配，具体步骤如下：
将化学解水锁剂和激活剂按照不同质量比加入到带搅拌的容器中，混合均匀形成复配体系；将容器加热至试验油井的油藏温度，恒温培养5～15d后测定界面张力和渗透率提高率，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最优复配体系。
6、复配体系注入量的确定
复配体系的注入量为试验油井洗井液的漏失量。
7、现场注入工艺确定
首先向试验油井的油套环空注入上述复配体系，其次注入50～100t液态二氧化碳，注入后关井5～10d后开井生产。
所述的复配体系注入速度为8-10m3/h，所述的液态二氧化碳注入速度为10-15t/h。
8、现场试验以及效果的评价
按照上述步骤确定的工艺进行现场试验，现场试验后进行试验效果的评价，考察试验油井的渗透率提高率、单井增油量以及投入产出比。
所述的渗透率提高率S由以下公式确定：
式中：
S-渗透率提高率，％；
k1-注入2％KCl盐水水锁后的渗透率，10-3μm2；
k2-注入1％解水锁剂后的渗透率，10-3μm2。
所述的化学解水锁剂为表面活性剂和增溶剂组成；其中，表面活性剂为有机硅类表面活性剂或羧酸盐表面活性剂；增溶剂为乙二醇丁醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇乙醚中的一种；所述的表面活性剂和增溶剂的质量浓度分别为0.3-0.5％、0.1-0.3％。
所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成，其中碳源为葡萄糖或玉米浆干粉，氮源为硝酸钾或蛋白胨、磷源为磷酸氢二钾或磷酸氢二钠。
所述的碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为1-3％、0.1-0.5％、0.02-0.05％。
本发明采用化学解水锁剂和微生物解水锁剂相结合的方式，首先利用化学解水锁剂见效快的特点，能够保证复配体系刚注入油藏时就能很快起到解除水锁伤害的效果，提高低渗透油井原油流动性；然后利用微生物解水锁剂相对滞后和有效期长的特点，在化学降凝剂解水锁剂效果变差时微生物解水锁剂开始见效，能长期解除低渗透油井水锁伤害；同时利用二氧化碳扩大波及体积的作用，本发明的复配体系可以解除油藏的深部水锁。微生物解水锁剂还能起到改变储层润湿性的作用，使油藏从亲油变为弱亲水性，更有利于原油的流通。本发明充分利用化学解水锁剂见效快以及微生物解水锁剂见效相对滞后、有效期长、改变储层润湿性的特点，不仅能够有效地解决低渗透油井的水锁的问题、大幅度地提高作用的有效期，而且大幅度地降低了投资成本。同时，有效地解决了单一化学解水锁剂成本高和微生物解水锁剂见效慢的问题。
本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：
(1)本发明具有成本低、见效快和有效期长的特点，有利于现场推广与应用；
(2)本发明所采用的复配体系，具有来源广，价格低廉，配伍性能好，不伤害地层，不影响后续开采与污水处理的问题；
(3)本发明具有油藏适用范围广，既适合低渗透油井解水锁，又适合低渗透油藏注水增注及改性；
(4)本发明具有现场试验效果好和投入产出比高的特点，渗透率提高率达80％以上、单井增油500t以上、投入产出比大于1∶10。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明作进一步的详述：
实施例1
胜利油田某采油厂试验油井A概况：油藏温度60℃、地层水矿化度12523mg/L，原油的粘度560mPa.s，渗透率50×10-3μm2，油井综合含水96％，水锁伤害率60％。利用本发明的工艺提高该油井的产量，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井A的温度60℃、地层水矿化度12523mg/L，原油的粘度560mPa.s，渗透率50×10-3μm2，水锁伤害率60％。符合本发明的试验油井的筛选标准，因此可以实施本发明。
(2)化学解水锁剂的筛选
取100mL试验油井A的地层水，然后加入化学解水锁剂，测定界面张力和渗透率提高率，测试结果见表1，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳化学解水锁剂。
表1不同化学解水锁剂性能评价结果
从表1可以看出，配方4的界面张力最低为0.593mN·m-1，渗透率提高率最高为86％，因此，筛选出的化学解水锁剂配方为羧酸盐类0.3％、乙二醇丁醚0.3％。
(3)激活剂的筛选
取100mL试验油井A的地层水，然后加入激活剂，油藏温度60℃下培养5d，然后测定其界面张力和渗透率提高率，测试结果见表2，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳激活剂配方。
表2不同激活剂解水锁性能评价结果
从表2可以看出：激活剂配方3(葡萄糖3.0％、硝酸钾0.1％、磷酸氢二钠0.03％)的解水锁效果最好，因此选择激活剂配方为葡萄糖3.0％、硝酸钾0.1％、磷酸氢二钠0.03％。
(4)化学解水锁剂和激活剂配伍性评价
化学解水锁剂和激活剂配伍性评价，具体步骤如下：
取100mL试验油井的地层水，然后添加上述筛选出化学解水锁剂和激活剂各1ml，静置20min后测量复配体系中沉淀物的量，沉淀量为0.32g≤0.5g，化学解水锁剂和激活剂复配体系具有配伍性。
(5)化学解水锁剂和激活剂的复配，形成复配体系
化学降凝剂和激活剂的复配，具体步骤如下：
将配置好的化学解水锁剂(羧酸盐类0.3％和乙二醇丁醚0.3％)和激活剂(葡萄糖3.0％、硝酸钾0.1％、磷酸氢二钠0.03％)按不同体积比加入到带搅拌的容器中，混合均匀形成复配体系；将容器加热至试验油井的油藏温度60℃，恒温培养5d后测定界面张力和渗透率提高率，测试结果见3，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最优复配体系。
表3不同体积比复配体系解水锁效果评价结果
从表3可以看出：配方4的界面张力最低为0.036mN·m-1，渗透率提高率最高达到97％，因此筛选出最佳的复配体系为化学解水锁剂和激活剂体积配比为3∶2。
(6)复配体系注入量的确定
试验油井A的洗井液漏失量为12.0m3，因此复配体系注入量为12.0m3，其中化学解水锁剂注入量为7.2m3，激活剂注入量为4.8m3。
(7)现场注入工艺确定
首先向试验油井A的油套环空注入上述复配体系12.0m3，其中化学解水锁剂注入量为7.2m3，激活剂注入量为4.8m3；其次注入50t液态二氧化碳，关井5d后开井生产。
复配体系注入速度为8m3/h，液态二氧化碳注入速度为10t/h。
(8)现场试验以及效果的评价
按照上述步骤确定的工艺进行现场试验，现场试验后进行试验效果的评价，考察试验油井的渗透率提高率、单井增油量以及投入产出比。
现场试验结束后油井A综合含水由96％下降到80.2％，含水降低15.8个百分点，渗透率提高率达到95.2％，单井增油720t，投入产出比为1∶12.3，现场试验效果良好。
实施例2
胜利油田某采油厂试验油井B概况：油藏温度70℃、地层水矿化度25230mg/L，原油的粘度260mPa.s，渗透率60×10-3μm2，油井综合含水97.2％，水锁伤害率70.3％。利用本发明的工艺提高该油井的产量，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井B的温度70℃、地层水矿化度25230mg/L，原油的粘度260mPa.s，渗透率60×10-3μm2，水锁伤害率70.3％。符合本发明的试验油井的筛选标准，因此可以实施本发明。
(2)化学解水锁剂的筛选
取100mL试验油井B的地层水，然后加入化学解水锁剂，测定界面张力和渗透率提高率，测试结果见表4，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳化学解水锁剂。
表4不同化学解水锁剂性能评价结果
从表4可以看出，配方2的界面张力最低为0.163mN·m-1，渗透率提高率最高为91％，因此，筛选出的化学解水锁剂配方为有机硅类0.4％、二乙二醇丁醚0.2％。
(3)激活剂的筛选
取100mL试验油井B的地层水，然后加入激活剂，油藏温度70℃下培养10d，然后测定其界面张力和渗透率提高率，测试结果见表5，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳激活剂配方。
表5不同激活剂解水锁性能评价结果
从表5可以看出：激活剂配方1(葡萄糖1.0％、硝酸钾0.5％、磷酸氢二钾0.05％)的解水锁效果最好，因此选择激活剂配方为葡萄糖1.0％、硝酸钾0.5％、磷酸氢二钾0.05％。
(4)化学解水锁剂和激活剂配伍性评价
化学解水锁剂和激活剂配伍性评价，具体步骤如下：
取100mL试验油井的地层水，然后添加上述筛选出化学解水锁剂和激活剂各1ml，静置25min后测量复配体系中沉淀物的量，沉淀量为0.21g≤0.5g，化学解水锁剂和激活剂复配体系具有配伍性。
(5)化学解水锁剂和激活剂的复配，形成复配体系
化学降凝剂和激活剂的复配，具体步骤如下：
将配置好的化学解水锁剂(有机硅类0.4％、二乙二醇丁醚0.2％)和激活剂(葡萄糖1.0％、硝酸钾0.5％、磷酸氢二钾0.05％)按不同体积比加入到带搅拌的容器中，混合均匀形成复配体系；将容器加热至试验油井的油藏温度70℃，恒温培养10d后测定界面张力和渗透率提高率，测试结果见6，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最优复配体系。
表6不同体积比复配体系解水锁效果评价结果
从表6可以看出：配方2的界面张力最低为0.025mN·m-1，渗透率提高率最高达到98％，因此筛选出最佳的复配体系为化学解水锁剂和激活剂体积配比为2∶3。
(6)复配体系注入量的确定
试验油井B的洗井液漏失量为20m3，因此复配体系注入量为20m3，其中化学解水锁剂注入量为8m3，激活剂注入量为12m3。
(7)现场注入工艺确定
首先向试验油井B的油套环空注入上述复配体系20m3，其中化学解水锁剂注入量为8m3，激活剂注入量为12m3；其次注入80t液态二氧化碳，关井10d后开井生产。
复配体系注入速度为9m3/h，液态二氧化碳注入速度为12t/h。
(8)现场试验以及效果的评价
按照上述步骤确定的工艺进行现场试验，现场试验后进行试验效果的评价，考察试验油井的渗透率提高率、单井增油量以及投入产出比。
现场试验结束后油井B综合含水由97.2％下降到78.0％，含水降低19.2个百分点，渗透率提高率达到98.3％，单井增油1250t，投入产出比为1∶15.2，现场试验效果良好。
实施例3
胜利油田某采油厂试验油井C概况：油藏温度85℃、地层水矿化度22630mg/L，原油的粘度120mPa.s，渗透率72×10-3μm2，油井综合含水95.3％，水锁伤害率81.3％。利用本发明的工艺提高该油井的产量，具体步骤如下：
(1)试验油井的筛选
试验油井C的温度85℃、地层水矿化度22630mg/L，原油的粘度120mPa.s，渗透率72×10-3μm2，水锁伤害率81.3％。符合本发明的试验油井的筛选标准，因此可以实施本发明。
(2)化学解水锁剂的筛选
取100mL试验油井C的地层水，然后加入化学解水锁剂，测定界面张力和渗透率提高率，测试结果见表7，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳化学解水锁剂。
表7不同化学解水锁剂性能评价结果
从表7可以看出，配方3的界面张力最低为0.312mN·m-1，渗透率提高率最高为89％，因此，筛选出的化学解水锁剂配方为有机硅类0.5％、二乙二醇乙醚0.1％。
(3)激活剂的筛选
取100mL试验油井C的地层水，然后加入激活剂，油藏温度85℃下培养15d，然后测定其界面张力和渗透率提高率，测试结果见表8，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳激活剂配方。
表8不同激活剂解水锁性能评价结果
从表8可以看出：激活剂配方5(玉米浆干粉2.0％、蛋白胨0.3％、磷酸氢二钠0.05％)的解水锁效果最好，因此选择激活剂配方为玉米浆干粉2.0％、蛋白胨0.3％、磷酸氢二钠0.05％。
(4)化学解水锁剂和激活剂配伍性评价
化学解水锁剂和激活剂配伍性评价，具体步骤如下：
取100mL试验油井的地层水，然后添加上述筛选出化学解水锁剂和激活剂各1ml，静置30min后测量复配体系中沉淀物的量，沉淀量为0.25g≤0.5g，化学解水锁剂和激活剂复配体系具有配伍性。
(5)化学解水锁剂和激活剂的复配，形成复配体系
化学降凝剂和激活剂的复配，具体步骤如下：
将配置好的化学解水锁剂(有机硅类0.5％、二乙二醇乙醚0.1％)和激活剂(玉米浆干粉2.0％、蛋白胨0.3％、磷酸氢二钠0.05％)按不同体积比加入到带搅拌的容器中，混合均匀形成复配体系；将容器加热至试验油井的油藏温度85℃，恒温培养15d后测定界面张力和渗透率提高率，测试结果见9，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最优复配体系。
表9不同体积比复配体系解水锁效果评价结果
从表9可以看出：配方1的界面张力最低为0.064mN·m-1，渗透率提高率最高达到96％，因此筛选出最佳的复配体系为化学解水锁剂和激活剂体积配比为1∶4。
(6)复配体系注入量的确定
试验油井C的洗井液漏失量为15m3，因此复配体系注入量为15m3，其中化学解水锁剂注入量为3m3，激活剂注入量为12m3。
(7)现场注入工艺确定
首先向试验油井C的油套环空注入上述复配体系15m3，其中化学解水锁剂注入量为3m3，激活剂注入量为12m3；其次注入100t液态二氧化碳，关井8d后开井生产。
复配体系注入速度为10m3/h，液态二氧化碳注入速度为15t/h。
(8)现场试验以及效果的评价
按照上述步骤确定的工艺进行现场试验，现场试验后进行试验效果的评价，考察试验油井的渗透率提高率、单井增油量以及投入产出比。
现场试验结束后油井C综合含水由95.3％下降到71.2％，含水降低24.1个百分点，渗透率提高率达到98.3％，单井增油1560t，投入产出比为1∶15.6，现场试验效果良好。
Claims (16)
1.一种低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，该工艺具体包括以下步骤：
(1)试验油井的筛选；
(2)化学解水锁剂的筛选；
(3)激活剂的筛选；
(4)化学解水锁剂和激活剂配伍性评价；
(5)化学解水锁剂和激活剂的复配；
(6)复配体系注入量的确定；
(7)现场注入工艺确定；
(8)现场试验以及效果的评价。
2.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的试验油井的筛选，具体筛选标准如下：油藏温度＜90℃、地层水矿化度＜100000mg/L、油藏渗透率＞10mD，原油的粘度＜10000mPa.s，水锁伤害率＞50％。
3.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的化学解水锁剂的筛选，具体步骤如下：取100mL试验油井的地层水，然后加入化学解水锁剂，测定界面张力和渗透率提高率，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳化学解水锁剂配方。
4.根据权利要求1或3所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的化学解水锁剂为表面活性剂和增溶剂组成。
5.根据权利要求4所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的表面活性剂和增溶剂的质量浓度分别为0.3-0.5％、0.1-0.3％。
6.根据权利要求4所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的表面活性剂为有机硅类表面活性剂或羧酸盐表面活性剂，增溶剂为乙二醇丁醚、二乙二醇丁醚、二乙二醇乙醚中的一种。
7.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的激活剂的筛选，具体步骤如下：取100mL试验油井的地层水，然后加入激活剂，油藏温度下培养5～15d，然后测定其界面张力和渗透率提高率，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最佳激活剂配方。
8.根据权利要求1或7所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的激活剂由碳源、氮源和磷源组成，其中碳源为葡萄糖或玉米浆干粉，氮源为硝酸钾或蛋白胨、磷源为磷酸氢二钾或磷酸氢二钠。
9.根据权利要求8所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的碳源、氮源和磷源的质量浓度分别为1-3％、0.1-0.5％、0.02-0.05％。
10.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的化学解水锁剂和激活剂配伍性评价，具体步骤如下：取100mL试验油井的地层水，然后添加上述筛选出化学解水锁剂和激活剂各1ml形成复配体系，静置20～30min后测量复配体系中沉淀物的量，筛选出沉淀量≤0.5g的复配体系。
11.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，化学解水锁剂和激活剂的复配，具体步骤如下：将化学解水锁剂和激活剂按照不同质量比加入到带搅拌的容器中，混合均匀形成复配体系；将容器加热至试验油井的油藏温度，恒温培养5～15d后测定界面张力和渗透率提高率，界面张力最低且渗透率提高率最大的为最优复配体系。
12.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的复配体系的注入量为试验油井洗井液的漏失量。
13.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的现场注入工艺为首先向试验油井的油套环空注入上述复配体系，其次注入50～100t液态二氧化碳，注入后关井5～10d后开井生产。
14.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的复配体系注入速度为8-10m3/h，所述的液态二氧化碳注入速度为10-15t/h。
15.根据权利要求1所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的现场试验以及效果的评价，具体步骤如下：按照上述步骤确定的工艺进行现场试验，现场试验后进行试验效果的评价，考察试验油井的渗透率提高率、单井增油量以及投入产出比。
16.根据权利要求3、7和11中任一项权利要求所述的低渗透油井复合解水锁工艺，其特征在于，所述的渗透率提高率S，其由以下公式确定：
式中：
S—渗透率提高率，％；
k1—注入2％KCl盐水水锁后的渗透率，10-3μm2；
k2—注入1％解水锁剂后的渗透率，10-3μm2。
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| GR01 | Patent grant | ||
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