CN111406144B - 油气井压井方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及石油生产工业，并且更具体而言，涉及油气井压井技术。本发明的技术效果为提高用于具有高度可渗透水力裂缝的油气井压井的地质和工程作业的有效性。当井注入量小于350m3/天时，使用根据第一变型的方法，并且该方法包括将封堵剂和驱替液连续泵入地层的井底区域，其中封堵剂为乳液‑悬浮液体系，该系统含有柴油燃料或来自中央处理设备的经处理的油、乳化剂、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液、亲水性二氧化硅纳米颗粒形式的封堵颗粒以及氯化钙或氯化钾的水溶液。疏水性纳米二氧化硅颗粒的胶体溶液由二氧化硅、丙二醇单甲醚和水组成。驱替液为含有防水剂的氯化钙或氯化钾的水溶液。当井注入量大于350m3/天时，使用根据第二变型的方法。在这种情况下，所用的封堵颗粒为钛铁矿或四氧化三锰的亲水性微粒。
Description
本发明涉及石油生产工业，并且更具体而言，涉及油气井压井技术。
主要油气生产国家中的油气生产区的当前状态的特征在于油气储量的枯竭。这一事实使得作用于油气地层以强化石油生产的各种物理和化学方法的广泛应用成为必要。最广泛使用的强化石油生产的物理方法之一是地层的水力压裂。水力压裂的目的在于在地层中产生高度可渗透裂缝的网络，以其确保油气从地层的渗透率较低且排放较差的区域流动。
同时，水力压裂具有一些缺点，例如，水力压裂的不受控制的发展会造成在高压裂压力下，裂缝强行进入下伏或上覆的含水地层的情况，从而导致井与含水地层的水力连通。
在压井中已经进行了水力压裂的情况下，本领域的专家在压井时会面临另外的困难，因为在井底区域(下文称为BHZ)中存在人为产生的由支撑剂固定的高度可渗透裂缝的网络，从而造成水基压井液的大量吸收，这不利地影响有效的岩石渗透率并降低用于压井、开发以及使井稳定生产的地质和工程作业的有效性。
现有技术公开了一种油气井压井的方法(RF发明专利No.2047745，IPC E21B 43/12、C09K 7/06，于1995年11月10日公布)，其包括将缓冲液、封堵液和压井液依次注入井底区域。在这种情况下，使用表面活性剂或含有表面活性剂的水-烃乳液作为缓冲液。使用含有油、盐溶液、乳化剂、稳定剂的疏水性乳液溶液作为封堵液。使用矿化水或盐溶液作为压井液。该方法的缺点是，在工艺流体中不存在堵漏颗粒。在这方面，该方法的应用在具有高度可渗透水力裂缝的储层中将是低效的。
俄罗斯发明专利No.2483092(IPC C09K 8/42，于2013年5月27日公布)公开了一种多糖压井凝胶组合物的制备方法，该凝胶组合物包含淡水或矿化水、多糖增稠剂、交联剂(即乙酸铬与氧化镁、氯化钙)。该方法的缺点是使用了在地层条件下不溶的多糖凝胶，从而导致BHZ的泥浆不受控制以及在用于降低具有高度可渗透裂缝的储层的孔隙率和渗透率的工艺流体中不存在堵漏颗粒。
RF发明专利No.2616632(IPC E21B 43/12、C09K 8/48、C09K 8/493，于2017年4月18日公布)公开了一种在水力压裂后压井的方法，其包括将基于氯化钾的盐溶液、粘弹性组合物(基于氯化钾、苛性钠和具有填料的增稠聚合物的盐溶液)和盐溶液依次注入井底区域。该方法的缺点是使用了含有黄原胶和蛭石的聚合物增稠剂来产生粘弹性组合物。使用具有蛭石成分的聚合物增稠剂导致接收井段的渗透率不受控制地降低，并且不能满足压井的主要条件之一，即BHZ的孔隙率和渗透率暂时降低。而且，在实现该方法的第一阶段将氯化钾的水溶液注入地层中，以及在第二和第三阶段将该溶液驱替到BHZ底部中，这对地层的有效岩石渗透率有不利影响。
俄罗斯发明专利No.2279462(IPC C09K 8/42，于2006年7月10日公布)公开了一种油气井压井用流体的制备方法，该流体包含聚合物乳液、乳化剂即表面活性剂、矿物盐(特别是氯化钙或氯化钾)的水溶液、高度分散的疏水性材料(特别是二氧化硅、钛的氧化物、铁的氧化物)；在一个实施方案中，另外使用烃。该方法的缺点是使用了聚合物以使压井液增稠。使用聚合物水溶液导致接收井段的渗透率不受控制地降低，并且不能满足压井的主要条件之一，即BHZ的孔隙率和渗透率暂时降低。
俄罗斯发明专利No.2184839(IPC E21B 43/12，于2002年7月10日公布)公开了一种压井方法，其包括将反相乳液-悬浮液体系注入井底区域，该系统包含矿化的水性分散相、烃分散相(特别是油或石油精炼产品)、乳化剂、稳定剂即用二甲基二氯硅烷蒸气改性的疏水性二氧化硅。该方法的缺点是，添加化学改性的二氧化硅不改变孔通道表面的相渗透率，而是仅提高乳液-悬浮液体系的稳定性。而且，在反相乳液-悬浮液体系中不存在用于降低具有高度可渗透裂缝的储层的孔隙率和渗透率的堵漏颗粒。
专利CA 2765192(IPC C09K 8/36、C09K 8/467、E21B 7/00，于2010年12月23日公布)公开了压井用反相乳液的制备方法。该乳液包含烃、水溶液、乳化剂、可降解颗粒和堵漏颗粒。该方法的缺点是，在反相乳液中水相的体积含量在1体积％至70体积％的范围内在技术上不合理。在特定井段内的水相含量将不能提供足以封堵高度可渗透BHZ井段的乳液粘度。而且，与平均直径为1微米至1500微米的大颗粒组合使用纤维材料在具有中低孔隙率和渗透率的储层中是无效的，因为大颗粒的直径将不能提供乳液到BHZ底部的充分渗透以防止在井形成系统中的交叉流动。
为了解决油气田开发的上述问题，提供了一种基于将乳液-悬浮液体系和含有防水剂的氯化钙或氯化钾水溶液依次注入BHZ中来对具有高度可渗透水力裂缝的油气井进行压井的方法。
本发明的本质是当井注入量小于350m3/天时使用的根据第一实施方案的方法，该方法包括将封堵剂和驱替液依次注入井底区域，其中将乳液-悬浮液体系用作封堵剂，该乳液-悬浮液体系包含(体积％)：柴油燃料或来自处理设备的经处理的油10至30、乳化剂2至3、粒度为5nm至100nm的疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液0.5至1(该胶体溶液包含(体积％)二氧化硅31至32.5、丙二醇单甲醚67至69、余量为水)、亲水性二氧化硅纳米颗粒1至3、余量为氯化钙或氯化钾的水溶液；用作乳化剂的组合物包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸和树脂酸的醚40至42、氧化胺0.7至1、高分子有机热稳定剂0.5至1、余量为柴油燃料；用作亲水性二氧化硅纳米颗粒的组合物包含(体积％)：在异丙醇(67至69)和余量的甲醇中的二氧化硅(30至31)，或在余量的乙二醇中的二氧化硅(29至31)，或粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅；以及将包含2体积％含量的IVV-1(ИВВ-1)或ChAS-M(ЧАС-М)牌的防水剂的氯化钙或氯化钾的水溶液用作驱替液。
当井注入量大于350m3/天时使用的根据第二实施方案的方法包括将封堵剂和驱替液依次注入井底区域，其中将乳液-悬浮液体系用作封堵剂，该乳液-悬浮液体系包含(％体积)：柴油燃料或来自处理设备的经处理的油10至30、乳化剂2至3、粒度为5nm至100nm的疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液0.5至1(该胶体溶液包含(体积％)二氧化硅31至32.5、丙二醇单甲醚67至69、余量为水)、粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿或四氧化三锰的亲水性微粒2至5、余量为氯化钙或氯化钾的水溶液；用作乳化剂的组合物包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸和树脂酸的醚40至42、氧化胺0.7至1、高分子有机热稳定剂0.5至1、余量为柴油燃料；将包含2体积％含量的IVV-1(ИВВ-1)或ChAS-M(ЧАС-М)牌的防水剂的氯化钙或氯化钾的水溶液用作驱替液。
本发明的技术效果为提高用于具有高度可渗透水力裂缝的油气井压井的地质和工程作业的有效性。
本发明通过以下附图进行说明。
图1示出了多重乳液的结构的示意图。
图2示出了说明用于制备和注入封堵剂(下文的BA)的技术和设备的表。
图3示出了说明包含疏水性和亲水性二氧化硅纳米颗粒的乳液-悬浮液体系(下文的ESS)的密度测量结果的表。
图4示出了说明包含疏水性二氧化硅纳米颗粒和钛铁矿微粒的ESS的密度测量结果的表。
图5示出了说明包含疏水性和亲水性二氧化硅纳米颗粒的ESS的聚集稳定性(电稳定性)测量结果的表。
图6示出了说明包含疏水性二氧化硅纳米颗粒和钛铁矿微粒的ESS的聚集稳定性(电稳定性)测量结果的表。
图7示出了说明包含疏水性二氧化硅纳米颗粒和四氧化三锰微粒的ESS的聚集稳定性(电稳定性)测量结果的表。
图8示出了说明了包含疏水性和亲水性二氧化硅纳米颗粒的ESS的运动粘度测量结果的表。
图9示出了说明包含疏水性二氧化硅纳米颗粒和钛铁矿微粒的ESS的运动粘度测量结果的表。
图10示出了说明包含疏水性二氧化硅纳米颗粒和四氧化三锰微粒的ESS的运动粘度测量结果的表。
ESS中的堵漏颗粒(具有不同表面活性性质的纳米颗粒)的含量允许制备多重乳液。多重乳液是最稳定类型的乳液之一，并且允许在宽范围内调节ESS的流变性质。图1示出了多重乳液的结构的示意图，其中1为烃介质，2为水相的液滴，3为烃相的液滴，4为纳米颗粒和表面活性剂的吸附-溶剂化层。
在二氧化硅的表面活性纳米颗粒吸附在乳液的水相和烃相的液滴的吸附-溶剂化层上期间，形成了防止液滴聚结的附加层。
在混合设备(MP)中进行封堵剂(BA)的制备。MP为具有搅拌器和外部离心泵的混合系统。
制备封堵剂的必要设备示于图2中。
对于注入量小于350m3/天的井，向用于制备乳液体系的罐填充(体积％)柴油燃料或来自处理设备的经处理的油10至30，然后启动离心泵以进行循环并启动叶片式混合器，然后将乳化剂2至3、疏水性二氧化硅纳米颗粒在丙二醇单甲醚和水中的胶体溶液0.5至1、亲水性二氧化硅纳米颗粒1至3、余量的氯化钙或氯化钾的水溶液依次分散在柴油燃料中。
下列组合物之一可以用作堵漏颗粒即亲水性二氧化硅纳米颗粒，(体积％)：
-在异丙醇(67至69)以及余量的甲醇中的二氧化硅(30至31)；
-在余量的乙二醇中的二氧化硅(29至31)；
-粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅。
无定形二氧化硅的固体含量为92重量％至99重量％，余量为生产后残留的杂质。杂质可以包括特别是下列物质(重量％)：根据GOST 9428-73“试剂，氧化硅(IV).技术条件(N 1,2变化)”，具有氢氟酸(0.2至0.5)、硝酸盐(0.002至0.005)、硫酸盐(0.015)、氯化物(0.001至0.005)、铁(0.002至0.005)、重金属(0.003至0.007)等的非挥发性物质。固体无定形二氧化硅中确切包含何种杂质不是本发明的必要特征，因为它不影响实现所要求保护的技术结果。
对于注入量大于350m3/天的井，向用于制备乳液体系的罐填充(体积％)柴油燃料或来自处理设备的经处理的油10至30，然后启动离心泵循环并启动叶片式混合器，然后将乳化剂、二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液0.5至1、作为堵漏颗粒的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿或四氧化三锰的微粒2至5、以及余量的氯化钙或氯化钾的水溶液依次分散在柴油燃料中。
对于注入量小于350m3/天的井和注入量大于350m3/天的井，可以使用这样一种组合物，其包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚油酸、油酸、亚麻酸)和树脂酸的醚40至42、氧化胺0.7至1、高分子有机热稳定剂0.5至1、余量为柴油燃料(夏季柴油或冬季柴油)。
ESS的组分输入到烃基料中是使用真空软管通过喷射器以特定顺序依次进行的。装填组分的速度受到喷射器的抽吸能力的限制。
所用的容器应配备有叶片式或其他混合器，从而确保试剂在整个体积中的恒定和均匀分布。为了确保获得并保持ESS的性质的稳定性，建议使用可逆叶片式混合器。
所制备的ESS的性质的质量和稳定性取决于混合对于整个罐容积的覆盖、容器的清洁度、组分的输入速度和分散时间。建议使用具有“斜面”角(接近圆柱形的形状)的容器。
通过测试ESS沉降稳定性来进行ESS制剂的质量控制。若将ESS在室温保持2小时后，水相分离的体积不超过ESS总体积的3％，则认为该测试是阳性的。
下面给出封堵剂体积的计算。
根据下式，由打开的射孔井段、井底排水孔和安全余量的体积确定BA体积(VBA)，m3：
VBA＝(hcb–hup+hmrg)*Vsp+0.0007*hst+Vdisp,m3 (1)
其中：
hcb-当前井底的水平，m；
hup-射孔井段的上部标记的水平，m；
hmrg-安全余量的水平，m(对于生产柱深度小于500m而言，≈25米)；
Vsp-套管柱的比内部体积，m3每1线性米(l.meter)；
0.0007是用于润湿管壁的BA消耗系数；
hst-设置深度；
Vdisp-BA驱替到地层中的体积，m3。
通过下式确定驱替到地层中的BA的体积Vdisp：
Vdisp＝1/Ka+0.2*(hopn)1/2,m3 (2)
其中：
hopn-打开的射孔井段，m
Ka为异常系数，其中Ka＝Pformation/Phydrst，其中Pformation表示地层压力，而Phytrst表示静水压力。
用于计算安全余量水平hmrg-BA装填的上限(生产柱深度大于500m)的标准：
1)当存在电动离心泵(ECP)的悬架时，将BA装填到当前井底至上部射孔上方50m、但在泵入口下方50m的井段：
hmrg＝(hup+50m)-hcb (3)
其中：
hup-上部射孔的水平，m；
hcb-当前井底的水平，m；
2)若存在封隔器，则将BA装填到当前井底至封隔器安装井段：
hmrg＝(hpack-hcb)， (4)
其中：
hpack-封隔器装置安装的水平，m；
hcb-当前井底的水平，m；
3)当使用具有封隔器的连续油管(CT)时，以类似于式4的方式将BA装填到当前井底至封隔器安装井段。
4)当使用不具有封隔器的CT时，将BA装填到井底至上部射孔上方50m的井段：
hmrg＝(hup+50m)-hcb， (5)
其中：
hup-上部射孔的水平，m；
hcb-当前井底的水平，m；
基于每井1m3的最小标准来确定用于润湿管壁的BA的附加体积，预计用于润湿的BA消耗量为0.7dm3/1米的管道设置。BA装填的上限应比井下泵送设备(DPE)的接收位置低不小于50m，以确保在压井期间稳定井时的循环。
通过标准方法进行BA的装填：“直接注入”或“回注”，这取决于可用性、地下设备的类型和井的结构特征。通过钻柱-套管环空进行“回注”的方法是优选的。
当电动离心泵(ECP)或有杆泵(SRP)被浸没时，不建议通过“直接注入”进行压井，因为当BA通过下拉阀的孔移位时，在压力增大期间存在管柱扭断的风险。
在没有套管柱的密封性的情况下，可以使用“直接注入”的方法装填BA，其中最大可允许压力被限制为每个具有DPE的油管柱35atm。
具有这些组分的乳液体系并非计划用于套管柱缺乏密封性情况下的压井。
通过直接注入装填BA：
1)BA的体积小于管道的体积
第一阶段是在开放套管阀的情况下在循环期间将BA注入管道中直至达到管道的底部(泵的悬架)。
将以下体积的封堵剂泵入管道的空隙空间体积内的管道中，并且通过循环压井液使其移动至管道底部(漏斗切口)：
V(circ)＝V(tub)-V(rod)-V(BA) (6)
其中：
V(circ)-在套管阀打开的情况下注入以使BA移动至管道底部的压井液的体积，m3；
V(tub)-管道的内部体积，m3；
V(rod)-钻杆的位移，m3；(当EСP V(rod)＝0时)；
V(BA)-封堵剂的体积，m3。
第二阶段是在套管阀关闭的情况下，通过压井液驱替以下体积的底部的BA：
V(disp)＝0.001*V(c.spec)*(h(cb)-h(tub))-V(BA)+1＝V(well under DPE)-V(BA)+1(7)
其中：
V(disp)-在套管阀关闭的情况下注入的压井液的体积(用于驱替)，m3；
0.001-将dm3(l)换算为m3的系数；
V(c.spec)-在DPE下的套管的比内部体积，dm3/m，
h(tub)-泵悬架或管道的深度，m；
h(cb)-当前井底的深度，m；
V(BA)-封堵剂的体积，m3；
V(well under DPE)-DPE下的井的体积，m3；
1-用于BA驱替的压井液的体积的储备，m3。
2)BA的体积大于管道的体积
第一阶段是在套管阀打开的情况下，在循环期间将BA注入管道的空隙空间内的管道中(直至达到泵的悬架)以进行驱替。
V(BA-circ)＝V(tub)-V(rod) (8)
其中：
V(BA-circ)-在套管阀关闭的情况下注入的封堵剂的体积，m3；
V(tub)-管道的内部体积，m3；
V(rod)-钻杆的位移，m3；(当EСP V(rod)＝0时)；
第二阶段是注入以下体积的BA的剩余体积，并在套管阀关闭的情况下通过压井液在底部进行驱替：
V(disp)＝V(tub)-V(rod)+V(well under DPE)-V(BA)+1 (9)
V(disp)＝0.001*V(tub.spec)*h(tub)-V(rod)+0.001*V(c.spec)*(h(cb)-h(tub))-V(BA)+1
(10)
其中：
V(disp)-在套管阀关闭的情况下注入以用于驱替的压井液的体积，m3；
0.001-将dm3(l)换算为m3的系数；
V(c.spec)-在DPE下的套管的比内部体积，dm3/m，
h(tub)-泵悬架或管道的深度，m；
h(cb)-当前井底的深度，m；
V(tub.spec)-管道的比内部体积，dm3/m，
V(rod)-钻杆的位移，m3；(当ESP V(rod)＝0时)；
V(BA)-封堵剂的体积，m3；
V(well under DPE)-DPE下的井的体积，m3；
V(tub)-管道的内部体积，m3；
1-用于将BA驱替到地层中的压井液的体积的储备，m3。
当在压井期间通过直接注入将BA驱替到井底时，建议不超过泵悬架上的最大压力、套管和线缆密封套的耐受压力(通常，高达60atm的最大值)。
在将BA装填至井底之后，通过用估算体积的压井液驱替环空体积的井流体来终止压井作业：
V(repl.)＝0.001*V(an.spec)*h(tub)*1.5 (11)
其中：
V(repl.)是在循环期间注入管道中以驱替环空流体的压井液的体积，m3；
0.001-将dm3(l)换算为m3的系数；
V(an.spec)-环隙空间的比体积，dm3/m；
h(tub)-泵悬架或管道的深度，m；
1.5-用于彻底冲洗直至将澄清的压井溶液排放至井口的压井液储备。
通过回注压井时BA的装填：
1)第一阶段是将BA注入环隙空间中，并在开放管道阀的情况下在循环期间通过压井液将以下体积的BA带到管道底部(或泵悬架)以进行驱替。
V(circ)＝V(an.)-V(BA) (12)
其中：
V(circ)-在套管阀打开的情况下注入的压井液的体积，m3；
V(an.)-直至管道底部或泵悬架的环隙空间的体积，m3；
V(BA)-封堵剂的体积，m3；
2)第二阶段是在管道阀关闭的情况下通过压井液驱替以下体积的BA：
V(disp)＝V(an.)+V(well under DPE)-V(BA)+1 (13)
V(disp)＝0.001*V(an.spec)*h(tub)+0.001*V(c.spec)*(h(cb)-h(tub))-V(BA)+1(14)
其中：
V(disp)-在管道阀关闭的情况下注入以用于驱替的压井液的体积，m3；
0.001-将dm3(l)换算为m3的系数；
V(an.spec)-环隙空间的比内部体积，dm3/m；
V(an.)-直至达到管道底部或泵悬架的环隙空间的体积，m3；
h(tub)-泵悬架或管道的深度，m；
h(cb)-当前井底的深度，m；
V(BA)-封堵剂的体积，m3；
V(well under DPE)-DPE下的井的体积，m3；
1-用于将BA驱替到地层中的压井液的体积的储备，m3。
当通过回注方法驱替井底上的BA时，建议不超过压接电缆入口的压力(通常为80atm)、压接套管柱的压力。
使用含有防水剂的氯化钙或氯化钾的水溶液作为驱替液。具有2体积％含量的“IVV-1”(ИВВ-1)或“ChAS-M”(ЧАС-М)牌的防水剂可以用于注入量小于350m3/天的井和注入量大于350m3/天的井。
防水剂IVV-1是根据TU 2482-111-56856807-2016生产的，并且是烷基二甲基苄基氯化铵和叔胺的季铵盐的混合物，是通过烷基二甲基胺与苄基氯的缩合得到的。
防水剂ChAS-M是根据TU20.41.20-125-56856807-2017制造的，并且是烷基二甲胺的季铵盐的水-醇溶液。
在装填BA之后，填充了剩余体积(环空或管道)并用表面活性剂水溶液洗涤至澄清，然后关闭套管阀和管道阀，并使井静置1小时以保持稳定。此后，测量环形和管状空间中的超压，并且在必要时进行稳定。通过工艺管道将超压释放到通道中。
在泵送估计量的压井液以通过升降机输送(在循环模式时)之后，以及当将估计量的压井液装填在井底以进行驱替时(在驱替模式时)，认为BA装填在特定井段内。在驱替模式结束时，在将BA装填在井底的同时，井口压力可提高15atm至20atm。
为了防止在使用BA进行压井的情况下在井中进行起下作业和下入作业期间从BHZ中过早地移除BA，禁止超过井下设备起下的速度限制。
建议通过从井转移至油中并使流体流入井中来除去BA。若不可能从井转移至油中，则可以通过从井转移至表面活性剂水溶液中并使流体流入井中来除去BA。流入井中可以由井开发的常规方法引起。不建议通过启动ECP使流体流入井内。在最初的24小时期间，在井生产的流入期间，烃过滤通道中的BA的残留物被自发破坏。
为了在不引起从地层流入的情况下移除BA，有必要将油注入BA装填的井段中。建议的油消耗量是每1m3驱替至地层中的BA为为0.6m3至0.8m3。
ESS物理性质的实验室研究
制备具有不同体积含量的组分的样品以研究ESS的物理性质。
作为实验的结果，确定了以下ESS参数：
-密度；
-聚集稳定性；
-热稳定性；
-运动粘度。
制备ESS样品后，在开始实验前将ESS样品在室温下保持至少2小时。
ESS密度的研究
ESS密度的测量结果(比重计法)如图3和图4所示。
ESS聚集稳定性的研究
聚集稳定性是ESS保持内部相分散度的能力。根据电压值的电稳定性测量指数进行评价，电压值对应于封装在装置的测量池的电极之间的ESS的破坏时刻。在FANN装置中进行实验。ESS聚集稳定性(电稳定性)的测量结果如图5、图6和图7所示。
ESS热稳定性的研究
通过在80℃的特定热状态的烘箱中的气密密封的量筒中保持24小时来进行ESS热稳定性的测量。若在24小时的恒温后从ESS中分离出不超过水或烃相的2％的总ESS体积，则认为该测试为阳性(样品稳定)。热稳定性实验结果表明，所有样品在24小时内均稳定。
ESS运动粘度的研究
ESS运动粘度的研究结果如图8、图9和图10所示，在VPZh-2(ВПЖ-2)粘度计中，在20℃(温度测量误差为±0.1℃)的温度下进行测量，粘度计的粘度计常数为0.09764。在实验之前，将ESS在机械搅拌器中以1200rpm的预定速度搅拌20分钟。
ESS物理性质的基础实验室研究的综合结果证实了所开发的组合物的高技术性能。从工业应用的角度来看，ESS的最重要的参数是高热稳定性和聚集稳定性，以及调节ESS粘度性质的能力，从而根据井底区域(BHZ)的孔隙率和渗透率性质以及地质和物理特性来改变组成成分的体积分数。
以下给出了当井注入量小于350m3/天时，具有高度可渗透水力裂缝的油气井的压井方法的实施方案。
所要求保护的方法的示例性实施方案
实施例1
在注入量小于350m3/天的油井中实施本方法。压井前的含水率为77％。
在井中进行了准备工作：停井、排放、检查井口装置的阀门。核实井中存在循环，并决定注入工艺流体的方法，即选择回注。确定当前地层压力的值。根据批准的方案安排压井装置。将装置连接，并用超过预期工作压力1.5倍的压力对下游管线加压，以遵守安全措施。下游管线配置有回压阀。
在准备工作完成后，开始技术作业以开始压井。
在第一阶段，将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料10、乳化剂2、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液0.5、亲水性二氧化硅纳米颗粒0.6、密度为1140kg/m3的氯化钾水溶液86.9。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚40、氧化胺0.7，高分子有机热稳定剂(膨润土)0.5、柴油燃料(夏季)58.8。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅32.5、丙二醇单甲醚67、水0.5。亲水性二氧化硅纳米颗粒包含(体积％)：二氧化硅30、异丙醇69、甲醇1。
在第二阶段，向井中注入具有IVV-1(ИВВ-1)防水剂(2体积％)的氯化钙水溶液，该氯化钙水溶液的密度为1125kg/m3，体积为34m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为65％，并且在井作业三个月后的含水率为60％。
实施例2
此后，所有的准备工作都按照实施例1中的步骤进行。
在注入量小于350m3/天的油井中，通过直接注入实施本方法。压井前的含水率为84％。
在第一阶段，将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料13、乳化剂2、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液0.5、亲水性二氧化硅纳米颗粒1、密度为1160kg/m3的氯化钾水溶液83.5。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚42、氧化胺0.9、高分子有机热稳定剂(石灰)0.8、柴油燃料(冬季)56.3。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅31、丙二醇单甲醚68.5、水0.5。亲水性二氧化硅纳米颗粒包含(体积％)：二氧化硅30.5、异丙醇68、甲醇0.5。
在第二阶段，向井中注入具有IVV-1(ИВВ-1)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水溶液的密度为1140kg/m3，体积为27m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为76％，并且在井作业三个月后的含水率为73％。
实施例3
在注入量小于350m3/天的油井中，通过回注实施本方法。压井前的含水率为65％。
在第一阶段，将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料17、乳化剂3、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液0.7、亲水性二氧化硅纳米颗粒1.5、密度为1145kg/m3的氯化钾水溶液87.8。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚油酸)和树脂酸的醚40、氧化胺0.7、高分子有机热稳定剂(膨润土)1、柴油燃料(冬季)58.3。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅31、丙二醇单甲醚68.5、水0.5。亲水性二氧化硅纳米颗粒包含(体积％)：二氧化硅30、异丙醇68.5、甲醇1.5。
在第二阶段，向井中注入具有IVV-1(ИВВ-1)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水星溶液的密度为1130kg/m3，体积为42m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为60％，并且在井作业三个月后的含水率为58％。
实施例4
在注入量小于350m3/天的油井中，通过回注实施本方法。压井前的含水率为53％。
在第一阶段，将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料30、乳化剂3、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液1、亲水性二氧化硅纳米颗粒3、密度为1130kg/m3的氯化钾水溶液63。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚油酸)和树脂酸的醚41、氧化胺1、高分子有机热稳定剂(膨润土)1、柴油燃料(夏季)57。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅31.5、丙二醇单甲醚68、水0.5。亲水性二氧化硅纳米颗粒包含(体积％)：二氧化硅31、异丙醇67、甲醇2。
在第二阶段，向井中注入具有IVV-1(ИВВ-1)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液、该氯化钾水溶液的密度为1100kg/m3，体积为26m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为46％，并且在井作业三个月后的含水率为42％。
实施例5
在注入量小于350m3/天的气井中，通过直接注入实施本方法。
在第一阶段，将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料28、乳化剂2.5、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液1、亲水性二氧化硅纳米颗粒3、密度为1195kg/m3的氯化钾水溶液65.5。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚42、氧化胺1、高分子有机热稳定剂(石灰)1、柴油燃料(夏季)56。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅32、丙二醇单甲醚67.5、水0.5。亲水性二氧化硅纳米颗粒包含(体积％)：二氧化硅29、异丙醇67、乙二醇-71。
在第二阶段，向井中注入具有ChAS-M(ЧАС-М)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水溶液的密度为1180kg/m3，体积为36m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。
实施例6
在注入量小于350m3/天的油井中，通过直接注入实施本方法。压井前的含水率为80％。
在第一阶段，将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料30、乳化剂3、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液1、亲水性二氧化硅纳米颗粒3、密度为1150kg/m3的氯化钾水溶液63。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚油酸)和树脂酸的醚40、氧化胺0.7、高分子有机热稳定剂(石灰)1、柴油燃料(冬季)58.3。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅30、丙二醇单甲醚69.5、水0.5。亲水性二氧化硅纳米颗粒包含(体积％)：二氧化硅31、乙二醇69。
在第二阶段，向井中注入具有ChAS-M(ЧАС-М)防水剂(2体积％)的氯化钙水溶液，该氯化钙水溶液的密度为1135kg/m3，体积为36m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为70％，并且在井作业三个月后的含水率为66％。
实施例7
在注入量小于350m3/天的油井中，通过回注实施本方法。压井前的含水率是45％。
在第一阶段，将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料20、乳化剂2.5、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液0.7、亲水性二氧化硅纳米颗粒1.5、密度为1125kg/m3的氯化钾水溶液75.3。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚油酸)和树脂酸的醚、氧化胺0.7、高分子有机热稳定剂(石灰)1、柴油燃料(冬季)58.3。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：
无定形二氧化硅31、丙二醇单甲醚68.5、水0.5。亲水性二氧化硅纳米颗粒包含(体积％)：二氧化硅30、异丙醇68.5、甲醇1.5。
在第二阶段，向井中注入具有IVV-1(ИВВ-1)防水剂(2体积％)的氯化钙水溶液，该氯化钙水溶液的密度为1130kg/m3，体积为31m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为35％，并且在井作业三个月后的含水率为39％。
实施例8
在注入量小于350m3/天的气井中，通过直接注入实施本方法。
在第一阶段，以3m3/m的体积将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料25、乳化剂3、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液1、亲水性二氧化硅纳米颗粒3、密度为1180kg/m3的氯化钙水溶液68。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚42、氧化胺1、高分子有机热稳定剂(石灰)1、柴油燃料(夏季)56。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅32、丙二醇单甲醚67.5、水0.5。亲水性二氧化硅纳米颗粒包含(体积％)：二氧化硅29、乙二醇71。
在第二阶段，向井中注入具有ChAS-M(ЧАС-М)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水溶液的密度为1175kg/m3，体积为30m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。
实施例9
在注入量小于350m3/天的油井中，通过直接注入实施本方法。压井前的含水率为64％。
在第一阶段，以3.2m3/m的体积将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料15、乳化剂2.5、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液0.5、粒度为5nm至500nm的干的亲水性二氧化硅纳米颗粒1、密度为1130kg/m3的氯化钾水溶液81。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(油酸)和树脂酸的醚42、氧化胺1、高分子有机热稳定剂(膨润土)1、柴油燃料(冬季)56。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅32、丙二醇单甲醚67.5、水-0.5。
在第二阶段，向井中注入具有ChAS-M(ЧАС-М)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水溶液的密度为1120kg/m3，体积为27m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为55％，并且在井作业三个月后的含水率为57％。
实施例10
在注入量小于350m3/天的油井中，通过回注实施本方法。压井前的含水率为48％。
在第一阶段，以3m3/m的体积将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料20、乳化剂2.5、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液0.8、粒度为5nm至500nm的干的亲水性二氧化硅纳米颗粒2.5、密度为1120kg/m3的氯化钾水溶液74.2。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(油酸)和树脂酸的醚42、氧化胺1、高分子有机热稳定剂(石灰)1、柴油燃料(冬季)56。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅30.5、丙二醇单甲醚69、水0.5。
在第二阶段，向井中注入具有ChAS-M(ЧАС-М)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水溶液的密度为1100kg/m3、体积为34m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为36％，并且在井作业三个月后的含水率为41％。
实施例11
在注入量小于350m3/天的油井中，通过直接注入实施本方法。压井前的含水率为53％。
在第一阶段，以4m3/m的体积将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料30、乳化剂2、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液1、粒度为5nm至500nm的干的亲水性二氧化硅纳米颗粒3、密度为1110kg/m3的氯化钾水溶液64。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(油酸)和树脂酸的醚42、氧化胺0.7、高分子有机热稳定剂(石灰)0.5、柴油燃料(夏季)56.8。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅31、丙二醇单甲醚68、水1。
在第二阶段，向井中注入具有ChAS-M(ЧАС-М)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水溶液的密度为1090kg/m3，体积为39m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为40％，并且在井作业三个月后的含水率为42％。
实施例12
在注入量大于350m3/天的气井中，通过直接注入实施本方法。
在第一阶段，以4.5m3/m的体积将具有以下组分(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料20、乳化剂2.5、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液0.7、尺寸为0.2微米至5微米的钛铁矿微粒2、密度为1190kg/m3的氯化钾水溶液74.8。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(油酸)和树脂酸的醚40、氧化胺1、高分子有机热稳定剂(膨润土)1、柴油燃料(夏季)58。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅31.5、丙二醇单甲醚68、水0.5。
在第二阶段，向井中注入具有ChAS-M(ЧАС-М)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水溶液的密度为1175kg/m3，体积为33m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。
实施例13
在注入量大于350m3/天的气井中，通过直接注入实施本方法。
在第一阶段，以5.5m3/m的体积将具有以下组分(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料25、乳化剂3、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液1、尺寸为0.2微米至5微米的钛铁矿微粒5、密度为1175kg/m3的氯化钾水溶液66。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚42、氧化胺0.8、高分子有机热稳定剂(石灰)0.7、柴油燃料(夏季)56.5。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅32.5、丙二醇单甲醚67、水0.5。
在第二阶段，向井中注入具有ChAS-M(ЧАС-М)防水剂(2体积％)的氯化钙水溶液，该氯化钙水溶液的密度为1165kg/m3，体积为22m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。
实施例14
在大于350m3/天的气井中，通过直接注入实施本方法。
在第一阶段，以5.5m3/m的体积将具有以下组分(体积％)的ESS注入BHZ：柴油燃料25、乳化剂3、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液1、尺寸为0.2微米至5微米的钛铁矿微粒5、密度为1180kg/m3的氯化钾水溶液66。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚42、氧化胺0.8、高分子有机热稳定剂(石灰)0.7、柴油燃料(夏季)56.5。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅32.5、丙二醇单甲醚67、水0.5。
在第二阶段，向井中注入具有IVV-1(ИВВ-1)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水溶液的密度为1175kg/m3，体积为22m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。
实施例15
在注入量大于350m3/天的油井中，通过回注实施本方法。压井前的含水率为68％。
在第一阶段，以4.2m3/m的体积将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：来自处理设备的经处理的油10、乳化剂2.5、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液0.8、粒度为0.2微米至5微米的钛铁矿微粒2、密度为1180kg/m3的氯化钾水溶液84.7。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚油酸)和树脂酸的醚40、氧化胺1、高分子量有机热稳定剂(膨润土)1、柴油燃料(夏季)58。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅31.5、丙二醇单甲醚68、水0.5。
在第二阶段，向井中注入具有IVV-1(ИВВ-1)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水溶液的密度为1160kg/m3，体积为39m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为55％，并且在井作业三个月后的含水率为62％。
实施例16
在注入量大于350m3/天的油井中，通过回注实施本方法。压井前的含水率为76％。
在第一阶段，以6m3/m的体积将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：来自处理设备的经处理的油12、乳化剂3、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液1、粒度为0.2微米至5微米的四氧化三锰微粒4、密度为1175kg/m3的氯化钾水溶液80。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚油酸)和树脂酸的醚41、氧化胺1、高分子有机热稳定剂(膨润土)1、柴油燃料(夏季)57。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅32.5、丙二醇单甲醚67、水-0.5。
在第二阶段，向井中注入具有ChAS-M(ЧАС-М)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水溶液的密度为1160kg/m3，体积为44m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为65％，并且在井作业三个月后的含水率为69％。
实施例17
在注入量大于350m3/天的油井中，通过回注实施本方法。压井前的含水率为82％。
在第一阶段，以7m3/m的体积将具有以下组成(体积％)的ESS注入BHZ：来自处理设备的经处理的油15、乳化剂3、疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液1、粒度为0.2μm至5μm的四氧化三锰微粒5、密度为1180kg/m3的氯化钾水溶液76。同时，乳化剂包含(体积％)：高级不饱和脂肪酸(亚麻酸)和树脂酸的醚42、氧化胺0.7、高分子有机热稳定剂(石灰)0.8、柴油燃料(冬季)56.5。疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液包含(体积％)：无定形二氧化硅32.5、丙二醇单甲醚67、水0.5。
在第二阶段，向井中注入具有ChAS-M(ЧАС-М)防水剂(2体积％)的氯化钾水溶液，该氯化钾水溶液的密度为1160kg/m3，体积为32m3。
以单次循环进行压井，而没有任何复杂情况。使井稳定生产后的含水率为73％，并且在井作业三个月后的含水率为68％。
Claims (2)
1.一种用于油气井压井的方法，所述油气井具有高度可渗透水力裂缝且注入量低于350m3/天，所述方法包括将封堵剂和驱替液依次注入井底地层区域，
其中，将乳液悬浮液体系用作封堵剂，所述乳液悬浮液体系包含(体积％)：
-10至30的柴油燃料或来自处理设备的经处理的油，
-2至3的乳化剂，
-0.5至1的粒度为5nm至100nm的疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液，所述胶体溶液包含(体积％)：31至32.5的二氧化硅、67至69的丙二醇单甲醚、余量的水，
-1至3的亲水性二氧化硅纳米颗粒，
-余量的氯化钙或氯化钾的水溶液，
其中，用作所述乳化剂的组合物包含(体积％)：
-40至42的高级不饱和脂肪酸和树脂酸的醚，
-0.7至1的氧化胺，
-0.5至1的高分子有机热稳定剂，
-余量的柴油燃料，
用作所述亲水性二氧化硅纳米颗粒的组合物包含(体积％)：
-在67至69的异丙醇和余量的甲醇中的30-31的二氧化硅，
-或在余量的乙二醇中的29-31的二氧化硅，
-或粒度为5nm至500nm的干的无定形二氧化硅，
以及作为驱替液使用具有2体积％含量的选自以下物质的防水剂的氯化钙或氯化钾的水溶液：(1)烷基二甲基苄基氯化铵和叔胺的季铵盐的混合物，是通过烷基二甲基胺与苄基氯的缩合得到的；或(2)烷基二甲胺的季铵盐的水-醇溶液。
2.一种用于油气井压井的方法，所述油气井具有高度可渗透水力裂缝且注入量高于350m3/天，所述方法包括将封堵剂和驱替液依次注入井底地层区域，
其中，将乳液悬浮液体系用作封堵剂，所述乳液悬浮液体系包含(体积％)：
-10至30的柴油燃料或来自处理设备的经处理的油，
-2至3的乳化剂，
-0.5至1的粒度为5nm至100nm的疏水性二氧化硅纳米颗粒的胶体溶液、所述胶体溶液包含(体积％)：31至32.5的二氧化硅、67至69的丙二醇单甲醚、余量的水，
-2至5的粒度为0.2μm至5μm的钛铁矿或四氧化三锰的亲水性微粒，
-余量的氯化钙或氯化钾的水溶液，
其中，用作所述乳化剂的组合物包含(体积％)：
-40至42的高级不饱和脂肪酸和树脂酸的醚，
-0.7至1的氧化胺，
-0.5至1的高分子有机热稳定剂，
-余量的柴油燃料，
以及作为驱替液使用具有2体积％含量的选自以下物质的防水剂的氯化钙或氯化钾的水溶液：(1)烷基二甲基苄基氯化铵和叔胺的季铵盐的混合物，是通过烷基二甲基胺与苄基氯的缩合得到的；或(2)烷基二甲胺的季铵盐的水-醇溶液。
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