CN110886592B - 油水井分级溶蚀解堵方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种油水井分级溶蚀解堵方法：（1）注入预处理液；注入清洗剂；（2）注入主体溶蚀体系，以溶蚀油水井深部的不同的岩屑组分；解堵半径在3.5m以上；所述主体溶蚀体系，选自以下酸液解堵体系：①酸度8%～12%的盐酸体系；②酸度11%～16%的土酸体系；③酸度12%～14%的缓速酸体系；④酸度8%～10%的深部穿透解堵酸液体系；所述主体溶蚀体系的注入方式为渐进式注入，不返排；注入顺序根据岩屑含量而定；（3）注入保护液，不返排，施工结束。本发明的方法，针对不同的岩屑，采用不同解堵酸液进行分级溶蚀，可有效地增进储层孔喉连通，并改善储层吸水剖面扩大水驱波及范围，可实现低孔低渗储层的有效动用。
Description
技术领域
本发明涉及一种油水井分级溶蚀解堵方法，属于低孔低渗油水井解堵技术。
背景技术
常规油水井基质酸化一般是按照储层岩石类型、酸化半径、酸液溶蚀率、溶蚀时间考虑优化施工方案，行业内普遍认为处理半径均在1.5m以内。近年来针对深部污染而出现的一系列增注体系(缓速酸、多氢酸、活性剂等)、增注方法(SHF、物理+化学组合、化学组合等)尽管解决了部分问题，但技术目标依旧停留在溶蚀堵塞物、溶蚀岩石基质的层面上，在施工过程中，酸液随着溶蚀半径的推进，受储层高温影响，pH值将会大幅升高，导致二次沉淀严重，针对物性差、深部污染储层很难有效解堵，甚至通过酸化压裂等方法也难以有效动用，有效期短且施工费用高。
针对上述问题，本发明在低渗透储层微观渗流机理(毛管力、边界层、润湿性、微颗粒运移、贾敏效应等)基础上，通过大量室内实验结合矿场实践，进一步明确了制约低孔低渗储层有效渗流主导因素为孔喉岩屑含量构成、岩石孔喉半径大小、孔隙联通性等几个方面，因而急需要一种全新的解堵方法，实现储层扩大孔喉、增进联通，从而增加有效渗流面积，实现该类储层的有效动用。
发明内容
针对上述现有技术，本发明提供了一种油水井分级溶蚀解堵方法，采用经济有效解堵方法，实现低孔低渗储层的有效动用。
本发明是通过以下技术方案实现的：
一种油水井分级溶蚀解堵方法，包括以下步骤：
(1)注入预处理液，目的是：清洗井筒及溶解近井堵塞物；然后注入清洗剂，目的是：清洗残余油、避免乳化效应，改变润湿性，减小注入压力；
进一步地，所述预处理液选自盐酸体系(简称A体系)，优选酸度为10％～15％的盐酸体系；
进一步地，所述清洗剂为2％的洗油效果较好的活性剂；
(2)注入主体溶蚀体系，以溶蚀油水井深部的不同的岩屑组分；
所述主体溶蚀体系，选自以下酸液解堵体系：①酸度8％～12％的盐酸体系，主要用于溶蚀绿泥石；②酸度11％～16％的土酸体系(简称B体系)，主要用于溶蚀高岭石；③酸度12％～14％的缓速酸体系(简称C体系)，主要用于溶蚀碳酸盐岩；④酸度8％～10％的深部穿透解堵酸液体系(简称D体系)，主要用于溶蚀伊蒙混层、伊利石；
所述主体溶蚀体系的注入方式为渐进式注入，不返排；注入顺序通过以下方式确定：测定目标井储层的岩屑成分的含量，按照岩屑含量由低到高排序，并按照该顺序依次注入针对具体岩屑种类的酸液解堵体系；针对绿泥石，采取酸度8％～12％的A体系；针对高岭石，采取酸度11％～16％的B体系；针对碳酸盐岩，采取酸度12％～14％的C体系；针对伊蒙混层、伊利石等，采取酸度8％～10％的D体系；
每种酸液解堵体系的用量为：根据解堵半径，以及所针对的岩屑的含量、孔隙度而定，具体的计算方式为常规方法；
所述解堵半径在3.5m以上；具体可根据目标井井史、生产动态变化、测试等情况，结合采出液、注入水水质而定；
进一步地，施工排量为0.2～0.5m3/min；
(3)注入保护液(作为顶替体系)，起到防止粘土运移和粘土膨胀的作用；不返排，施工结束；施工结束后闷井4～6小时，即可直接开井投产。
进一步地，所述保护液根据储层特点而定，可选自浓度4％的粘土稳定剂。
本发明的油水井分级溶蚀解堵方法，打破了常规基质酸化增注理念，根据储层的岩石矿物组成、采出液组成或注入水水质情况，确定出堵塞类型，再结合储层润湿性、敏感性，创新提出分级解堵体系，该解堵体系区别于普通的酸液解堵体系，为溶解、溶蚀、保护液等多种配方组合，通过渐进式分级注入，溶解近井堵塞物、溶蚀深部不同岩屑组分、注入保护液，同时能够避免解堵体系产生二次沉淀。该解堵体系的比例根据所溶蚀岩屑的含量为基准，同时可结合油藏深度、温度、溶蚀时间、溶蚀速率等因素优化施工参数。本发明的方法可有效增加近井地带泄油面积，打破技术壁垒，实现难动用储层有效动用。
本发明的方法针对不同的堵塞类型，采用不同的解堵配方，分级对油水井的堵塞物质进行溶解、溶蚀。该解堵体系的主体溶蚀体系实现不返排，体系处理半径为3.5m以上，预处理液为清洗井筒及近井堵塞物，同时清洗残余油、避免乳化效应，改变润湿性，减小注入压力，主体溶蚀体系为不同的酸液解堵体系，通过渐进式注入，最后顶替体系根据储层特点注入保护液，起到防止粘土运移和粘土膨胀的作用。本发明所用的主体溶蚀体系是根据不同的岩石矿物组成形成的多种酸液体系的组合，是一种集盐酸体系、土酸体系、缓速酸体系、深部穿透解堵酸液体系的复合解堵溶蚀体系。
本发明的油水井分级溶蚀解堵方法，针对长期解堵、增注无效的低孔低渗储层，实现了技术突破，打破了常规基质酸化的技术界限，通过现场试验，有效率100％，实现油水井有效解堵，井组明显增油，效果非常好，解决了行业里的技术瓶颈，目前正在全面推广该技术。
本发明的油水井分级溶蚀解堵方法，打破了常规认知，主要针对物性差、渗透率低的储层(现有技术中没有有效的技术手段，无论是物理方法还是化学方法都实现不了动用，尽管现有技术中有很多酸液体系，但不管是缓速体系还是深部解堵体系，都解决不了该问题)。本发明的方法，在微观空隙研究基础上，明确了技术思路不是以基质酸化为目的，主要是根据空隙里面的填充岩屑成分，采取先溶解含量较小的颗粒，再溶解较大的，分断塞注入不同的酸液体系，然后提高施工排量，增进孔喉之间的联通情况，主要是解决井筒附近径向流的渗流体积形成近井高渗的目的，同时配合岩石润湿，先期洗油，中间防止二次沉淀，后续防膨的方法。
本发明使用的各种术语和短语具有本领域技术人员公知的一般含义。
本发明中所涉及的保护液、清洗剂、活性剂、盐酸体系、土酸体系、缓速酸体系、深部穿透解堵酸液体系、粘土稳定剂等，均为现有技术中已有的制剂，具有本领域技术人员公知的一般含义。
附图说明
图1：储层岩石电镜扫描图片。
图2：储层渐进溶蚀扩孔示意图。
图3：增进孔隙联通(同种颜色代表相互联通)前后示意图。
图4：提高波及范围对比示意图。
图5：实施分级溶蚀前后效果对比示意图。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步的说明。然而，本发明的范围并不限于下述实施例。本领域的专业人员能够理解，在不背离本发明的精神和范围的前提下，可以对本发明进行各种变化和修饰。
下述实施例中所涉及的仪器、试剂、材料等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规仪器、试剂、材料等，可通过正规商业途径获得。下述实施例中所涉及的实验方法，检测方法等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规实验方法，检测方法等。
实施例1油水井分级溶蚀解堵方法
在进行施工前，先了解目标井的基本情况，包括以下几个方面：
(1)获得目标井的油藏地质参数及流体特性，明确砂体展布规律、物性变化、含油饱和度、原油粘度、渗透率、采出液等参数。
(2)明确岩石构成、孔隙度、岩石矿物的组分含量，天然孔喉分布状况，填充岩屑成分，粘土矿物不同组分胶结构成形态，同时明确储层润湿性、含油饱和度、敏感性。
(3)根据前期生产动态变化、测试等情况，结合采出液、注入水水质、管柱结垢等明确污染类型及污染程度；并以此作为参考以确定解堵半径。
具体的分级溶蚀解堵施工方法如下：
(1)注入预处理液，目的是：清洗井筒及溶解近井堵塞物；然后注入清洗剂，目的是：清洗残余油、避免乳化效应，改变润湿性，减小注入压力。
所述预处理液选自酸度10％～15％的盐酸体系。
(2)注入主体溶蚀体系，以溶蚀油水井深部的不同的岩屑组分。
所述主体溶蚀体系由以下酸液解堵体系组成：①酸度8％～12％的盐酸体系；②酸度11％～16％的土酸体系；③酸度12％～14％的缓速酸体系；④酸度8％～10％的深部穿透解堵酸液体系。
所述主体溶蚀体系的注入方式为渐进式注入，不返排；注入顺序通过以下方式确定：测定目标井储层的岩屑成分的含量，按照岩屑含量由低到高排序，并按照该顺序依次注入针对具体岩屑种类的酸液解堵体系；针对绿泥石，采取酸度8％～12％的A体系；针对高岭石，采取酸度11％～16％的B体系；针对碳酸盐岩，采取酸度12％～14％的C体系；针对伊蒙混层、伊利石等，采取酸度8％～10％的D体系。
每种酸液解堵体系的用量为：根据解堵半径，以及所针对的岩屑的含量、孔隙度而定。
所述解堵半径在3.5m以上；具体可根据目标井井史、生产动态变化、测试等情况，结合采出液、注入水水质而定。
施工排量可以为0.2～0.5m3/min。
(3)注入保护液(作为顶替体系)，起到防止粘土运移和粘土膨胀的作用；不返排，施工结束；施工结束后闷井4～6小时，即可直接开井投产。具体的，保护液可根据储层特点而定，比如浓度4％的粘土稳定剂。
本发明的方法，实施分级岩屑溶蚀扩孔，以改善有效渗流面积，注入溶蚀体系的顺序，按照岩屑含量由低到高，由孔喉中心到边缘逐级溶蚀的顺序；同时为避免解堵体系产生二次沉淀，根据储层的物性，注入保护液，减缓粘土运移和粘土膨胀，以扩大渗流通道。
利用本发明的方法，分级溶蚀，可起到渐进溶蚀扩孔的效果(如图2所示)，可有效地增进储层孔喉连通(如图3所示)，并改善储层吸水剖面扩大水驱波及范围(如图4所示)。
应用实例
胜利油田某区块为典型滑塌浊积岩性亲水油藏，岩石致密，非酸敏、非-弱碱敏、非水敏、非-弱速敏、弱盐敏，胶结类型为线性胶结，渗透率低，整体渗透率13.3mD，平均孔喉半径为1.2μm，泥质含量26％，粘土矿物组分含量复杂，其中伊/蒙混层搭桥(15％)，绿泥石、高岭石(44.8％)充填，碳酸盐胶结填充(储层岩石电镜扫描图片如图1所示)，该井2014年以来在35MPa压力下长期不吸水，后采取增压、酸化、修套射孔+酸化复合增注方式均不吸水(如图5所示)，所处井区储量动用程度差。
采用本发明的油水井分级溶蚀解堵方法进行处理，步骤如下：
(1)注入预处理液(酸度22％的盐酸体系)5m3，处理井筒，注入清洗剂(2％的洗油效果较好的活性剂)。
(2)注入主体溶蚀体系，根据岩屑组分含量确定的注入顺序为：酸度13％的盐酸A体系(主要使用工业盐酸、酸化缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂按照一定浓度配制而成，具体用量配比关系、配制方法等均为常规技术)，酸度14％的B体系(主要使用工业盐酸、工业氢氟酸、酸化缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂按照一定浓度配制而成，具体用量配比关系、配制方法等均为常规技术)，酸度8％的D体系(主要使用工业盐酸、工业醋酸、酸化缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂按照一定浓度配制而成，具体用量配比关系、配制方法等均为常规技术)，酸度14％的C体系(主要使用工业盐酸、工业氢氟酸、工业醋酸、工业氟硼酸、酸化缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂按照一定浓度配制而成，具体用量配比关系、配制方法等均为常规技术)。解堵半径为3.6m。施工排量为0.2～0.5m3/min。
(3)注入4％的粘土稳定剂(作为顶替体系)，不返排，施工结束；施工结束后闷井4～6小时，直接开井投产。
实施分级溶蚀前、后效果对比如图5所示。
2018.1月开展分级溶蚀后，开井油压32MPa，日注30m3以上，目前注水稳定，累计注水3200m3，实现技术突破。
给本领域技术人员提供上述实施例，以完全公开和描述如何实施和使用所主张的实施方案，而不是用于限制本文公开的范围。对于本领域技术人员而言显而易见的修饰将在所附权利要求的范围内。
Claims (1)
1.一种油水井分级溶蚀解堵方法，其特征在于：包括以下步骤：
（1）注入预处理液；注入清洗剂；
（2）注入主体溶蚀体系，以溶蚀油水井深部的不同的岩屑组分；解堵半径在3.5m以上；
所述主体溶蚀体系，选自以下酸液解堵体系：①酸度8%～12%的盐酸体系；②酸度11%～16%的土酸体系；③酸度12%～14%的缓速酸体系；④酸度8%～10%的深部穿透解堵酸液体系；
所述主体溶蚀体系的注入方式为渐进式注入，不返排；注入顺序通过以下方式确定：测定目标井储层的岩屑成分的含量，按照岩屑含量由低到高排序，并按照该顺序依次注入针对具体岩屑种类的酸液解堵体系；针对绿泥石，采取酸度8%～12%的A体系；针对高岭石，采取酸度11%～16%的B体系；针对碳酸盐岩，采取酸度12%～14%的C体系；针对伊蒙混层、伊利石，采取酸度8%～10%的D体系；
（3）注入保护液，施工排量为0.2～0.5 m³/min，不返排，施工结束；
所述预处理液选自酸度10%～15%的盐酸体系；
所述清洗剂为2%的活性剂；
所述保护液为浓度4%的粘土稳定剂；
所述酸液解堵体系的用量，根据解堵半径，以及所针对的岩屑的含量、孔隙度确定；
根据岩屑组分含量确定的注入顺序为：A体系，使用工业盐酸、酸化缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂配制而成；B体系，使用工业盐酸、工业氢氟酸、酸化缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂配制而成；C体系，使用工业盐酸、工业氢氟酸、工业醋酸、工业氟硼酸、酸化缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂配制而成；D体系，使用工业盐酸、工业醋酸、酸化缓蚀剂、铁离子稳定剂、粘土稳定剂配制而成。
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