CN112513420B - 对地层的井底区域进行选择性处理的方法 - Google Patents
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Abstract
在对地层的井底区域进行处理时，以预测的频率执行3个以上的阶段，在坑井的产出系数和/或每1天的原油流量在坑井运营的过去6个月期间降低了25％以上的情况下执行第2阶段以后的各阶段。进一步，在第1阶段和第2阶段中，利用含有二氧化硅纳米粒子的稳定性高的乳液体系、酸组合物、以及氯化钾或氯化钙的水溶液对BRF连续地进行处理。在第3阶段以后的阶段中，利用含有二氧化硅纳米粒子的稳定性高的乳液体系、表面活性剂与醇的组合物、以及氯化钾或氯化钙的水溶液对BRF连续地进行处理。专利权主张的发明的技术效果是，使乳液体系的热稳定性提高，使含有石油和气体的层的开发速度提升，使正效果的期间扩大，使石油生产量增进。
Description
技术领域
本发明涉及石油产业，特别是涉及为了提升油和气体储存层的开发速度、提升油采收率，而增进石油生产的技术。
背景技术
在含有油和气体的层中预先浸入水是使油和气体储存层的开发效率降低的最普通的问题之一。预先浸入水的理由中，可以举出地层的微观和宏观的地质不均质、与集中的开发系统相关的地层的自然破碎、高度的坑井障碍、广范围的水力压裂技术的导入等多个并发因素。在应付事前的水浸入时最困难的是，可能上述全部因素在地层和储存层的一个开发工艺中同时存在。
通过在俄罗斯联邦内的油和气体储存层的开发中获得的经验，地层的微观和宏观的地质不均质当然不用说，地层的自然破碎是使储存层的开发复杂化的主要因素是显而易见的。该因素导致遍及开发层的容积的过滤流的不均匀分布、和迂回油的形成，这使得只要不使用增进石油生产的技术等刺激储存层的第3方法就不能够参与开发。
在这样的油和气体储存层的开发的状况下，需要使用带来选择性效果的石油生产增进技术。在选择性阻断渗透性最高的水饱和储存层区间的限水工艺流体的特性这点上，有时也可以进行选择，由此，确保遍及储存层容积的过滤流的再分配、和向低渗透率的停滞域的开发工艺的参与。
这种技术之一在被认为是本发明的现有技术的解决对策的俄罗斯专利第2631460号说明书(专利权人：LLC”VI-ENERGY”，作者V.V.Sergeev，IPC E21B43/22，E21B43/27，2017年9月22日公开)中由专利申请人公开了。该技术是作为地层的井底区域(BRF)的2种处理的、BRF的水浸入限制与酸处理的组合。该处理的组合对油和气体储存层的低渗透率区间直接产生酸的效果。该效果通过多个步骤进行。即，第1步骤是采用乳液溶液(以下，称为ES)的高渗透率BRF区间的处理，第2步骤是油环(oil rim)的压送，第3步骤是酸组合物向低渗透率BRF区间的压入。进一步，预先求出BRF内的岩石的润湿性，在岩石为亲水性的情况下，使用由以下组成构成的直接的ES，即，以体积％计Sinol EM或Sinol EMI乳化剂(3～5％)、烃相(来自集油所的柴油燃料或调制油)(20～25％)、二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.5～3％)、和水相(剩余量)。在岩石为疏水性的情况下，使用由以下组成构成的使用时为相反型的ES，即，以体积％计Sinol EM或Sinol EMI乳化剂(3～5％)、烃相(来自集油所的柴油燃料或调制油)(40～45％)、二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1～3％)、和水相(剩余量)。
根据对按照现有技术的石油生产增进技术进行了处理的坑井的历经10个月作业的监视结果，确认到技术上的好影响在平均6个月期间持续。同时，使用实验室检查，确认到ES的热稳定性的上限为90℃(图2)，因此，现有技术的石油生产增进技术在地层温度超过90℃的高温层下的应用中有限度。此外，在采用盐酸组合物或土酸(mud acid)组合物进行的岩石的处理中，在酸与地层的矿物的反应后，在岩石的表面上形成妨碍后续处理时的酸与矿物的接触的低渗透率的反应生成物膜，因此同一区间的各后续处理的效果低，这被广泛证实。因此，该技术的可重复使用次数仅限于2次。此外，在经济上可执行的坑井操作期间可能达到25年，与此相对，BRF的盐酸或土酸处理的频率平均为12～16个月。
该现有技术方法的缺点为在地层温度超过90℃的高温层中的技术利用的限度、和重复处理次数最多2次这样的限度。
俄罗斯专利第2501943号说明书(IPC E21B43/27，2013年12月20日公开)公开了一种方法，是对油储存层的井底区域进行处理的方法，其包含以非离子性表面活性剂作为基础的生成物的烃溶液和含有酸的试剂的连续压入、以及之后使用水进行的向储存层内的后推。特别是，作为以非离子性表面活性剂作为基础的生成物的烃溶液，使用了转相乳液乳化剂的烃溶液。作为含有酸的试剂，可以使用例如，盐酸、盐酸与氢氟酸的混合物(土酸)或GKML这样的商标的土酸组合物。
该现有技术方法的缺点是，由于储存层条件下的动态粘度低(为1.27～1.85mPa·s的范围)，因此为了防止储存层内的水和压入水的脱水而不使充分的水压耐性产生，因此将表面活性剂的烃溶液(SHS)作为水阻断组合物而对BRF压入。进一步缺点是需要将SHS保持1～24小时，由此，维持中的坑井的中止时间显著增加。
俄罗斯专利第2579044号说明书(IPC E21B43/22，E21B43/27，2017年3月27日公开)公开了一种方法，是对含油层进行处理的方法，其以在挖掘孔区域中依次压入烃液和硫酸溶液作为本质。作为烃液，特别是使用含有轻质油馏分、乳化剂和防腐蚀剂的组合物。
该现有技术方法的缺点是使用以对井下设备、套管柱的腐蚀性高作为特征的硫酸溶液(75～96重量％)，进一步提出了该方法不包含测定压入硫酸量，向处理中的地层的挖掘孔区域中压入酸直到相邻坑井的pH降低到实际上不能以充分精度控制的小于6.0。
俄罗斯专利申请公开第2004119927/03号说明书(IPC E21B43/27，2004年6月29日公开)公开了一种方法，是对井底层区域进行处理的方法，其以将井底层区域用乳液体系和酸组合物依次处理作为本质。作为乳液体系，使用含有盐酸、羧基甲基纤维素、和水的混合物的组合物。
该方法的缺点不是将BRF的区间用包含特定浓度的活性物质的酸组合物进行处理这样的另外的步骤，而是在混合物中使用盐酸。这进一步妨碍低渗透率的BRF通道的选择性处理。
欧州专利申请公开第0520840号说明书(IPC E21B43/27，公开日1992年12月30日)公开了一种方法，是对井底层区域进行处理的方法，用含有乳液体系、酸组合物、和盐水溶液的组合物同时处理井底层区域。特别是，所使用的组合物含有柴油燃料或油、乳化剂、二氧化硅微粒、盐水溶液、盐酸、和乙酸。
该现有技术方法的缺点为所提出的分散的顺序，对于该顺序，在水相中固体粒子凝集，不能将乳液以均匀的分散而调制。此外，在该方法的一种实施方式中，提出了不是将BRF区间用含有特定浓度的活性物质的酸组合物进行处理这样另外的步骤，而是将盐酸与其它酸混合使用，不能将低渗透率的BRF通道进行选择性处理。
在本说明书中作为信息源使用的美国专利申请公开第2014/0116695号说明书(IPC S09K8/74，E21B43/22，2014年5月1日公开)公开了一种方法，是井底层区域的处理方法，将井底层区域用乳液体系、酸组合物、和盐水溶液同时进行处理。特别是，所使用的组合物含有柴油燃料或油、阳离子性胺状的乳化剂、二氧化硅纳米粒子的胶体溶液、水相、28％盐酸、和防腐蚀剂。
该现有技术方法的缺点不是将BRF区间用含有特定浓度的活性物质的酸组合物进行处理这样另外的步骤，而是在混合物中使用盐酸，结果使岩石矿物的溶解效率降低，不能对低渗透率的BRF通道进行选择性处理。
现有技术文献
专利文献：
专利文献1：俄罗斯专利第2631460号说明书
专利文献2：俄罗斯专利第2501943号说明书
专利文献3：俄罗斯专利第2579044号说明书
专利文献4：俄罗斯专利申请公开第2004119927/03号说明书
专利文献5：欧州专利申请公开第0520840号说明书
专利文献6：美国专利申请公开第2014/0116695号说明书
发明内容
发明所要解决的课题
用于解决课题的方法
根据本发明，在对BRF进行处理时，以预测的频率执行3个以上的阶段，在坑井的产出系数和/或每1天的原油流量在坑井运营的过去6个月期间降低了25％以上的情况下执行第2阶段以后的各阶段。因此，在第1阶段和第2阶段中，利用稳定性高的乳液体系、酸组合物、以及氯化钾或氯化钙的水溶液对BRF连续地进行处理，在第3阶段以后的阶段中，利用稳定性高的乳液体系、表面活性剂与醇的组合物、以及氯化钾或氯化钙的水溶液对BRF连续地进行处理。稳定性高的乳液体系以体积％计含有来自制油及抽油站的柴油燃料或处理油(10～20％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.25～1％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.25～1％)或粒径5～500nm的亲水性干燥非晶质二氧化硅纳米粒子(1～2％)、以及氯化钙或氯化钾的水溶液(剩余量)。
作为用于对地层温度小于90℃的地层的井底区域进行处理的乳化剂，使用下述组合物，上述组合物以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43～45％)、氧化胺(0.7～1％)、以及柴油燃料(剩余量)。
作为用于对地层温度超过90℃的地层的井底区域进行处理的乳化剂，使用下述组合物，上述组合物以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43～45％)、氧化胺(0.7～1％)、作为高温交联填充剂的石灰或膨润土(2～5％)、以及柴油燃料(剩余量)。
粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31～32.5％)、丙二醇单甲基醚(67～68.8％)、以及水(剩余量)。
粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，含有异丙醇(67～68.5％)、二氧化硅(30～31％)和甲醇(剩余量)，或者含有二氧化硅(29～31％)和乙二醇(剩余量)。
碳酸盐岩用的酸组合物以体积％计含有30％盐酸(63.5～65％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8～9％)、酰胺基的拒水剂(1.5～2％)、防腐蚀剂(1.5～2％)、以及加工用水(剩余量)。陆源岩用的酸组合物以体积％计含有30％盐酸(60.5～61％)、氢氟酸(3～4％)、乙酸(3.3～3.5％)、二甘醇(8～9％)、酰胺基的拒水剂(1.5～2％)、防腐蚀剂(1.8～2％)、以及加工用水(剩余量)。
表面活性剂与醇的组合物以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40～41％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.5～3％)、聚乙二醇(15～16％)、以及甲醇(剩余量)。
专利权主张的发明的技术效果是，使乳液体系的热稳定性提高，使含有石油和气体的层的开发速度提升，使正效果的期间扩大，使石油生产量增进。
本发明通过以下附图例示。
附图说明
图1显示含有二氧化硅纳米粒子的稳定性高的乳液体系(以下，称为ESN)的结构的概略表现。
图2显示列举调制ESN所需要的机械和设备的表。
图3显示列举为了将ESN压入坑井而需要的机械和设备的表。
图4显示处理步骤中的坑井内的特殊设备的配置图。
图5显示使用封隔器(packer)1台的处理的流程图。
图6显示使用封隔器2台的处理的流程图。
图7显示与140℃下的现有技术的乳液和ESN的热稳定性试验的结果有关的表。
图8显示20℃下的现有技术的乳液(以下，称为ES)和ESN的试样的流动曲线。
图9显示90℃下的ES和ESN试样的流动曲线。
图10显示20℃下的ES和ESN试样的粘度曲线。
图11显示90℃下的ES和ESN试样的粘度曲线。
图12显示在对碳酸盐岩的岩芯的ESN的效果的考察中压力和渗透率的动态变化。
图13显示ESN的残留阻力系数相对于碳酸盐岩的岩芯的压力变化的依赖性。
具体实施方式
多孔质介质中的处理液和地层流体的过滤工艺通过发生在处理液、油、水和气体之间的界面、以及处理液和地层流体与岩石的接触点这两者的现象来确定。因此，出于在增进石油生产的目的而对BRF进行处理的公开方法是为了使岩石的分子表面特性变化、或有效地调节，而基于处理液的特性开发的。
根据所开发的技术，通过压入具有各自不同物理化学特性的处理液的3个步骤对BRF连续地进行处理。此外，BRF处理的3个以上的阶段以预测的执行频率确定。BRF处理的各阶段包含：汇总成1个技术工艺从而保证与该技术对应的处理的选择性的、3个步骤的向坑井的处理液压入。
在第1阶段和第2阶段的第1步骤中，为了在调节BRF的渗透率最高的水饱和区间的润湿性的同时限制压入性，向BRF中压入ESN。
稳定性高的乳液体系以体积％计含有来自制油及抽油站的柴油燃料或处理油(10～20％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.25～1％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.25～1％)或粒径5～500nm的亲水性干燥非晶质二氧化硅纳米粒子(1～2％)、以及氯化钙或氯化钾的水溶液(剩余量)。
作为用于对地层温度小于90℃的BRF进行处理的乳化剂，使用以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43～45％)、氧化胺(0.7～1％)、以及柴油燃料(剩余量)的组合物。作为用于对地层温度超过90℃的BRF进行处理的乳化剂，使用以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43～45％)、氧化胺(0.7～1％)、作为高温交联填充剂的石灰或膨润土(2～5％)、以及柴油燃料(剩余量)的组合物。
所使用的粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31～32.5％)、丙二醇单甲基醚(67～68.8％)、以及水(剩余量)，粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有异丙醇(67～68.5％)、二氧化硅(30～31％)和甲醇(剩余量)[在异丙醇(67～68.5％)和甲醇(剩余量)中含有二氧化硅(30～31％)]，或者含有二氧化硅(29～31％)和乙二醇(剩余量)[在乙二醇(剩余量)中含有二氧化硅(29～31％)]。
乳液体系的高稳定性通过防止乳液的水相和/或烃相的小球合并的、利用纳米粒子的追加吸附层的形成来实现。该追加的层在提高了表面活性的二氧化硅纳米粒子吸附于乳液的水相和/或烃相的吸附/溶剂化层时形成。图1显示ESN结构的概略表现，图中，1为烃介质，2为水相小球，3为二氧化硅纳米粒子和表面活性剂的吸附/溶剂化层。
经水洗的渗透率最高的地层区间为亲水性，该亲水性对以疏水性为主的乳液体系沿着该地层区间移动产生进一步阻力，并且降低乳液体系经由经水洗的过滤通道而浸入到地层的深部的风险。
通过使用ESN作为限水组合物，从而能够：
选择性控制来自经水洗的渗透率最高的BRF区间的水的流入，
维持低渗透率的BRF区间的过滤参数，
不会导致对地层体系和环境的影响的不可逆结果，暂时阻断渗透率最高的地层区间，
通过由ESN的表面活性剂成分带来的孔隙的疏水化，从而调节岩石表面的润湿性，
防止与限水组合物的成分向井下泵装置的入口喷出相关的复杂化情况，以及
防止在用于集聚和调制坑井产物的系统中与分离限水组合物的成分的工艺相关的复杂化情况。
在第1阶段和第2阶段的第2步骤中，为了将ESN后推直到BRF的深部，使低渗透率的BRF区间的过滤参数上升，而压入酸组合物。作为第1处理步骤中的烃乳液体系的压入的结果，岩石的润湿性的接触角变化，从而导致对在该条件下主要在地层的低渗透率区间被过滤的、以水作为基础的酸组合物经由该通道而移动的进一步阻力。酸组合物由于将大量交联剂、岩石矿物部分溶解，因此可以使地层的低渗透率区间的过滤参数上升，确保浸入到BRF的液体的过滤流的再分配。
BRF的碳酸盐岩用的酸组合物以体积％计含有30％盐酸(63.5～65％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8～9％)、酰胺基的拒水剂(1.5～2％)、防腐蚀剂(1.5～2％)、以及加工用水(剩余量)。BRF的陆源岩用的酸组合物以体积％计含有30％盐酸(60.5～61％)、氢氟酸(3～4％)、乙酸(3.3～3.5％)、二甘醇(8～9％)、酰胺基的拒水剂(1.5～2％)、防腐蚀剂(1.8～2％)、以及加工用水(剩余量)。
在第1阶段和第2阶段的第3步骤中，压入氯化钾或氯化钙的水溶液，压入到BRF的技术组合物被压入到BRF的深部。氯化钾和氯化钙的水溶液与在处理地层时使用的坑井抑压流体在物理和化学特性方面对应地(在10～100kg/m3的浓度范围并且1030～1350kg/m3的溶液密度范围)使用。
在第3阶段以后的阶段中，维持处理液向坑井的压入的一系列阶段，但代替酸组合物，而使用表面活性剂与醇的组合物。表面活性剂与醇的组合物以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40～41％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.5～3％)、聚乙二醇(15～16％)、以及甲醇(剩余量)。
此外，执行第2阶段以后的阶段的时间间隔基于在第1阶段中被处理的坑井的特定的技术参数来确定，即，BRF处理的第2阶段以后的各阶段应该在坑井的产出系数和/或每1天的原油流量在坑井运营的过去6个月期间降低了25％以上的情况下执行。产出系数与坑井的每1天的流量相对于井底的压力下降之比相等，依赖于地层的有效厚度和渗透率、坑井径、地层贯通的程度和完全性、地层流体的组成和粘度、表皮系数等多个因素。
现有技术的乳液和ESN的各种温度状态下的流变特性的考察
现有技术的乳液和ESN的流变参数在使用利用圆筒型测定系统(“筒(cylinder)-筒”)的Rheotest RN4.1旋转式粘度计(Medingen GmbH，德国)在20℃和90℃的温度下、在0.1～300s-1的剪切速度范围测定。测定误差为±3％。
测定的结果，以剪切应力与剪切速度梯度的关系(流动曲线)和动态粘度与剪切速度的关系(粘度曲线)作为特征。
为了进行比较考察，选择现有技术的乳液(ES)的试样、和含有二氧化硅纳米粒子的乳液体系(ESN)的高稳定试样用于流变试验。
通过使用了流变仪软件的、所得的流动曲线(剪切应力对于剪切速度的依赖性)的数学处理，求出流变模型。在计算时，各乳液体系用的最佳模型选自以下3个周知的类型中。
奥斯特瓦尔德模型(塑性流体)：τ＝Кγη(1)，
Bingham模型(假塑性流体)：τ＝τ0+ηγ(2)，
Herschel-Bulkley模型(粘塑性流体)：τ＝τ0+Кγn(3)，
式中，
K为粘稠度(Pa·s)，流体的粘稠度的尺度(粘度越高，则该参数的值越大)，
γ为剪切应变速度s-1，
η为塑性粘度(Pa·s)，
n为以溶液的非牛顿性行为的程度作为特征的非牛顿性指数(n越远离1，则非牛顿性特性的表现越显著)，
τ0为使流体的流动开始所需要的外部能量的量作为特征的屈服点(Pa)。
将流变参数的测定结果示于图8～图11中。
通过流变参数考察的结果的分析，被考察的乳液体系的类型在Herschel-Bulkley模型(方程式3)的框架内说明，即，为具有屈服点的“粘塑性”流体。
在被考察的体系中，在剪切的影响下使粘度降低的效果是可逆的，因此，初始的高粘度随着剪切速度的降低而被复原，即，变形了的液滴恢复球状，分子返回到其初始的非取向状态，通过布朗运动而凝集体被复原。
通过含有纳米粒子的新的乳液体系的高稳定性，可以使正效果持久直到超过100％，通过纳米粒子的表面活性，可以将岩石表面的选择性润湿性的角度根据所要求的目的而调节到亲水性或疏水性的方向。
通过乳液体系的流变特性来改变体系的水性成分的量，从而可以调节剪切应力和动态粘度。在使用使石油生产增进的技术来预测效果时，这些参数可以调节是应该联系地层的地质学物理特征而考虑的重要技术特性。
通过使用碳酸盐岩的岩芯进行的过滤试验的结果，确认了使用ESN作为选择性限水组合物的效率高。在试验中，使用了残留油饱和率20％以下的水饱和岩芯。通过实验，可知在使1孔隙容积份的ESN过滤后，岩芯渗透率降低了120倍(图12和图13)。
ESN调制
在特定的设施中使用、密度至少为1050kg/m3的坑井抑压流体作为用于调制ESN的碱水溶液而使用。
ESN调制使用乳液体系调制装置(ESPU)进行。ESPU为具备电驱动的固定机械式桨式混合机、和可以任意选择地具备的外置离心泵的罐。为了确实地获得并且维持稳定的ESN特性，推荐使用具有可逆旋转方向的桨式混合机。
ESN调制的质量和ESN特性的稳定性依赖于调制罐的总容积的搅拌的完全性、罐的洁净度、成分的导入速度、和分散时间。推荐使用具有“被倒棱了的”角部的(与圆筒形接近的形状的)罐。图2中列举ESN调制所需要的设备。
具备外置泵和桨式混合机的ESPU的使用例
来自制油及抽油站的、计算量的柴油燃料或处理油(分散介质)被收集到用于调制ESN的罐中。接下来，以循环模式起动离心泵，将桨式混合机设定为最大旋转速度。必要最小旋转速度为100rpm。
然后，计算量的下述成分被依次分散在分散介质中。
乳化剂，连续地进行30分钟的搅拌，
二氧化硅纳米粒子的胶体溶液，连续地进行30分钟的搅拌，
氯化钙或氯化钾的水溶液，连续地进行至少2小时的搅拌。
在获得必要的ESN的粘度和分散后，需要停止搅拌，只要在30分钟后取对照的试样即可。
具备桨式混合机的(无外置泵)ESPU的使用例
来自制油及抽油站的，计算量的柴油燃料或处理油(分散介质)被收集到用于调制ESN的罐中。接下来，起动桨式混合机，设定为最大旋转速度。必要最小旋转速度为100rpm。
然后，计算量的下述成分被依次分散在分散介质中。
乳化剂，连续地进行30分钟的搅拌，
二氧化硅纳米粒子的胶体溶液，连续地进行30分钟的搅拌，
氯化钙或氯化钾的水溶液，连续地进行至少3小时的搅拌。
然后，使用TSA-320泵装置使收容了ESN的罐内循环1～2小时。在获得了ESN的粘度和分散(均质性)后，使循环停止，取对照的试样。ESN在控制了品质后，被移送到储存罐。
ESN可以在装运前调制，也可以在调制后24小时被储存在储存罐。ESN的储存期的限制与冬季冷却时层化和过剩的粘度获得的可能性的风险相关。
在需要将坑井场中的储存罐内的烃基础的液体进行加热的情况下，优选通过使用可动式蒸气喷出装置(MSU)或最新的可动式坑井脱蜡装置(MMWDU)，通过安装在罐内的盘管将罐内的液体加热来进行。MSU或MMWDU需要设置在距离作为加热对象的罐至少25米的位置。
ESN调制的品质控制
品质控制通过评价ESN的沉降稳定性来进行。该试验是，在室温下将ESN保持1小时后，在水相的分离不超过总ESN量的2％的情况下，视为合格。在沉降的迹象明确的情况下，进一步再次继续搅拌另外1小时。然后，反复进行沉降试验。
坑井保养用的设备和特殊机械的目录
图3所示的设备和特殊机械的目录为基本的，有时根据保养条件、溶液装置的场所、坑井的技术参数和结构特征而包含追加要素。
为了按照选择性技术进行保养，需要1个坑井改造队(WO)。最短的坑井保养时间为包含坑井准备、与技术对应的溶液的压入、和开发的60小时。图4中显示坑井内的特殊机械的配置，图中，4为酸装置，5为油罐车，6为罐，7为泵装置。
用于对坑井执行技术作业的步骤
全部的选择性BRF处理通过WO队进行。
坑井的准备作业
在处理前，需要进行以下作业而确保坑井的底和BRF的洁净性。
1)具有开口端的采油管柱(FS，flow string)、打入工具(drift)、和生产管柱(PS，production string)用的铲运机(scraper)的插通。使用了使FS逐渐进入直到穿孔形成区间的标准冲洗液，进而使用进一步逐渐进入直到下方的井底的(表面活性剂含量为1～2重量％，因此不使BRF渗透率降低)冲洗液的坑井的初始冲洗。至少执行5次安装了封隔器的区间的扩孔。
2)在沥青/树脂/石蜡沉积物(ARPD)存在的情况下该沉积物从FS洗掉。为了从FS洗掉ARPD，推荐使用浓度5～7％的ML-80B或ML-81B洗涤液(按照TU2481-007-48482528-99制造)。在开有环状坑井间隙的情况下，该洗涤液需要被压入到FS。保持时间不能被假定。在FS容积内压入溶剂混合物后，进行反洗。
3)FS的接下来的管线的插通(从下向上)：漏斗+FS衬垫(liner)+带有液压锚的封隔器+直到坑口的FS(FS的尺寸与强度的组根据具体的作业条件而选择)。漏斗被安装在穿孔形成区间的底部，封隔器被放置在距被处理的区间的上端20～25m上方。
在坑井的准备中，进行被处理的坑井的压入性的大致测定、以及封隔器和PS的压力检查。在100atm的压力时坑井压入性小于150m3/天的情况下，导入酸浴或酸溶剂，再次进行穿孔，从而做出与预备坑井准备有关的决定。
BRF处理的技术作业
根据坑井的结构特征和目标的复杂性或处理液向BRF的上游或下游对象物/区间的浸入的容纳困难性，假定技术处理步骤的2个变型，图示于图5和图6中。图中，8为缓冲阀，9为井喷防止装置，10为压力计，11为生产管柱，12为FS，13为带有液压锚的封隔器，14为带有漏斗的衬垫，15为产出区间，16为带有槽的过滤器，17为目标的产出区间，18为塞子(plug)，19为旁通阀，20为机械式封隔器，21为下层产出区间。
在全部准备作业完成后，开始用于BRF的选择性处理的技术作业。
以最大可能流量和压力压入处理液。在压入压力达到设备的最大运作压力的80％的情况下，需要使流量降低，继续剩余量的处理液的压入。
需要使向坑井内的组装管中包含拭子收集器(swab trap)。
在BRF处理的全部阶段中，在坑井中压入处理液的一系列步骤(技术作业)如下所述。
1)组装排出管线，以计划压力的1.5倍实施压力检查。
2)将ESN在FS中压入直到FS开口端的位置(平均为ESN的预测量的一半)。
3)设置封隔器(距被处理的区间的上部穿孔为20～25m上方)。
4)确认管空间与环状空间的分离(以不超过生产管柱的检查压力的压力沿着环状空间进行压力检查)。
5)对环状空间内不断地进行压力监视，同时在被处理的区间连续压入后推用的剩余的ESN量。
6)根据处理阶段，将ESN与计算量的酸组合物或表面活性剂组合物置换。
7)将FS内的处理液(ESN+酸组合物或表面活性剂组合物)在FS容积+封隔器下区域中与氯化钾或氯化钙的水溶液置换。
8)关闭FS上的阀，以酸组合物或表面活性剂组合物与岩石反应的方式保持坑井。在使用酸组合物时，保持时间依赖于组合物中的盐酸和/或氢氟酸的浓度，但根据情况变化，不能被假定。准确的保持时间根据与岩石岩芯的利用酸组合物的溶解或由表面活性剂组合物引起的岩石的润湿性的变化有关的实验室试验的结果求出。
卷起作业
1)使用将坑井在必要的容积中擦拭清扫，或从BRF除去反应生成物的其它能够利用的方法，开发坑井。
2)抬起FS，使泵装置起动，使坑井为运营状态。
在运营时，需要按照产业安全规则，遵守安全和环境保护要件。
方法的实施例
实施例1
包含地层温度72℃的碳酸盐岩的BRF的处理
第1阶段
在实施该方法前，为了确保井底和BRF的洁净性，对坑井进行了处理的准备。为了该目的，执行以下技术作业，即，
使具有开口端的FS插通直到人工井底，
一边使FS逐渐进入直到穿孔形成区间，一边用含有矿物的溶液将坑井进行冲洗，进而一边使FS进一步逐渐进入直到下方的井底，一边用砂保持特性更高、不会发生所含有的表面活性剂量成为使BRF渗透率降低的原因的情况的冲洗流体将坑井进行冲洗。
FS的开口端安装在距离被处理的BRF区间为2m下方的区间。
按照坑井改造计划在全部准备作业完成后，为了实施该方法，开始技术作业。
1)按照以下顺序，以被处理的区间的穿孔容积的每1米1.5m3的量(m/m3)压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(15％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.4％)、以及密度1173kg/m3的氯化钙水溶液(81.6％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(0.7％)、以及柴油燃料(56.3％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31％)、丙二醇单甲基醚(68.8％)、以及水(0.2％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置封隔器。
进一步为了后推，ESN的余量被压入到被处理的区间。
2)以1m3/m的量将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(63.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8％)、酰胺基的拒水剂(1.5％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(1.5％)、以及加工用水(22％)的酸组合物。
在置换时，酸组合物被压入直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱(casing string)的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1162kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行卷起作业。
第2阶段
在10个月后，观察到在6个月期间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的每1天的油流量的超过25％的降低。
用于实施该方法的全部技术步骤以实施例1的第1阶段所示的顺序执行。关于实施例1，以下仅说明压入处理液的量和类型的不同。
技术作业
1)按照以下顺序，以1.7m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(13％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.3％)、以及密度1172kg/m3的氯化钙水溶液(83.7％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43.5％)、氧化胺(0.85％)、以及柴油燃料(55.65％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31.8％)、丙二醇单甲基醚(68.15％)、以及水(0.05％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.4m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(64.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(9％)、酰胺基的拒水剂(1.8％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(2％)、以及加工用水(19.2％)的酸组合物。
在置换时，压入酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1160kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在9个月后，观察到在6个月间的超过25％的产出系数的降低，以及坑井的每1天的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以1m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为23m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(16％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.25％)、以及密度1173kg/m3的氯化钙水溶液(80.75％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(45％)、氧化胺(1％)、以及柴油燃料(54％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(32.5％)、丙二醇单甲基醚(67％)、以及水(0.5％)。
(在距上部穿孔为21m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，ESN的余量被压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.5m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.5％)、聚乙二醇(15％)、以及甲醇(42.5％)的表面活性剂组合物。
在置换时，表面活性剂组合物被压入直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1150kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在80～90％的范围被实现。
实施例2
包含地层温度74℃的陆源岩的BRF的处理
第1阶段
用于实施该方法的全部技术步骤以实施例1所示的顺序执行。以下仅说明压入处理液的量和类型的不同。
用于实施方法的技术作业
1)按照以下顺序，以1.1m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(18％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.25％)、以及密度1200kg/m3的氯化钾水溶液(78.75％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(45％)、氧化胺(0.9％)、以及柴油燃料(54.1％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在异丙醇(67％)中和甲醇(3％)中含有二氧化硅(30％)。
(在距上部穿孔为22m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.3m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.5％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.3％)、二甘醇(8％)、酰胺基的拒水剂(1.7％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(1.9％)、以及加工用水(21.6％)的酸组合物。
在置换时，压入酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1187kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
在13个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以1.7m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(15％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.25％)、以及密度1200kg/m3的氯化钾水溶液(81.75％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43.5％)、氧化胺(0.95％)、以及柴油燃料(55.55％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计在异丙醇(68.5％)和甲醇(0.5％)中含有二氧化硅(31％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.8m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.8％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8.7％)、酰胺基的拒水剂(1.5％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(2％)、以及加工用水(21.5％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1190kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在12个月后，观察到在6个月间的超过25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以1.2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(20％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.25％)、以及密度1205kg/m3的氯化钾水溶液(76.75％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(1％)、以及柴油燃料(56％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在异丙醇(67.5％)和甲醇(1.9％)中含有二氧化硅(30.6％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，ESN的余量被压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.5m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40.6％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.8％)、聚乙二醇(15.7％)、以及甲醇(40.9％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1190kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1.5小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在140～145％的范围被实现。
实施例3
包含地层温度96℃的碳酸盐岩的BRF的处理
第1阶段
用于实施方法的技术作业
1)按照以下顺序，以1.2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为24m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(17％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.3％)、以及密度1155kg/m3的氯化钙水溶液(79.7％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(0.7％)、高温交联填充剂(石灰)(2％)、以及柴油燃料(54.3％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31％)、丙二醇单甲基醚(68.7％)、以及水(0.3％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.5m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(63.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8％)、酰胺基的拒水剂(1.5％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(1.5％)、以及加工用水(22％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1140kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
9个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(15％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.3％)、以及密度1157kg/m3的氯化钙水溶液(81.7％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43.5％)、氧化胺(0.85％)、高温交联填充剂(石灰)(3％)、以及柴油燃料(52.65％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31.8％)、丙二醇单甲基醚(68％)、以及水(0.2％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.6m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(64.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(9％)、酰胺基的拒水剂(1.8％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(2％)、以及加工用水(19.2％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1148kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在9个月后，观察到在6个月间的超过25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以1.5m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为23m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(16％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.25％)、以及密度1158kg/m3的氯化钙水溶液(80.75％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(44.5％)、氧化胺(0.8％)、高温交联填充剂(石灰)(4.5％)、以及柴油燃料(50.2％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(32.5％)、丙二醇单甲基醚(67％)、以及水(0.5％)。
(在距上部穿孔为21m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.2m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.5％)、聚乙二醇(15％)、以及甲醇(42.5％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1146kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在92～98％的范围被实现。
实施例4
包含地层温度123℃的陆源岩的BRF的处理
第1阶段
用于实施方法的技术作业
1)按照以下顺序，以1m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(10％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.25％)、以及密度1200kg/m3的氯化钾水溶液(86.75％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(45％)、氧化胺(0.9％)、高温交联填充剂(膨润土)(5％)、以及柴油燃料(49.1％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在异丙醇(67％)和甲醇(3％)中含有二氧化硅(30％)。
(在距上部穿孔为22m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.4m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.5％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.3％)、二甘醇(8％)、酰胺基的拒水剂(1.7％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(1.9％)、以及加工用水(21.6％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1193kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
在11个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以1.2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(13％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.3％)、以及密度1203kg/m3的氯化钾水溶液(83.7％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43.5％)、氧化胺(0.95％)、高温交联填充剂(膨润土)(4.5％)、以及柴油燃料(51.05％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在异丙醇(68.5％)和甲醇(0.5％)中含有二氧化硅(31％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.4m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.8％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8.7％)、酰胺基的拒水剂(1.5％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(2％)、以及加工用水(21.5％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1196kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在12个月后，观察到在6个月间的超过25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以1m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(18％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.3％)、以及密度1205kg/m3的氯化钾水溶液(78.7％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(1％)、高温交联填充剂(膨润土)(4％)、以及柴油燃料(52％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在异丙醇(67.5％)和甲醇(1.9％)中含有二氧化硅(30.6％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.5m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40.6％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.8％)、聚乙二醇(15.7％)、以及甲醇(40.9％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1197kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在84～95％的范围被实现。
实施例5
包含地层温度73℃的碳酸盐岩的BRF的处理
第1阶段
用于实施方法的技术作业
1)按照以下顺序，以被处理的区间的穿孔容积的每1米2.5m3的量(m/m3)压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(15％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1％)、以及密度1170kg/m3的氯化钙水溶液(81％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(0.7％)、以及柴油燃料(56.3％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31％)、丙二醇单甲基醚(68.8％)、以及水(0.2％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(63.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8％)、酰胺基的拒水剂(1.5％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(1.5％)、以及加工用水(22％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1160kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
在13个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的每1天的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2.7m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(13％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.8％)、以及密度1170kg/m3的氯化钙水溶液(83.2％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43.5％)、氧化胺(0.85％)、以及柴油燃料(55.65％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31.8％)、丙二醇单甲基醚(68.15％)、以及水(0.05％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.2m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(64.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(9％)、酰胺基的拒水剂(1.8％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(2％)、以及加工用水(19.2％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1160kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在12个月后，观察到在6个月间的超过25％的产出系数的降低，以及坑井的每1天的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为23m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(16％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1％)、以及密度1173kg/m3的氯化钙水溶液(80％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(45％)、氧化胺(1％)、以及柴油燃料(54％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(32.5％)、丙二醇单甲基醚(67％)、以及水(0.5％)。
(在距上部穿孔为21m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.5m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.5％)、聚乙二醇(15％)、以及甲醇(42.5％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1150kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在83～110％的范围被实现。
实施例6
包含地层温度69℃的陆源岩的BRF的处理
第1阶段
用于实施方法的技术作业
1)按照以下顺序，以2.3m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(18％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.5％)、以及密度1205kg/m3的氯化钾水溶液(78.5％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(45％)、氧化胺(0.9％)、以及柴油燃料(54.1％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计在异丙醇(67％)和甲醇(3％)中含有二氧化硅(30％)。
(在距上部穿孔为22m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.6m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.5％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.3％)、二甘醇(8％)、酰胺基的拒水剂(1.7％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(1.9％)、以及加工用水(21.6％)酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1195kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
在11个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2.5m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(15％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1％)、以及密度1205kg/m3的氯化钾水溶液(81％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43.5％)、氧化胺(0.95％)、以及柴油燃料(55.55％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在异丙醇(68.5％)和甲醇(0.5％)中含有二氧化硅(31％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.8m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.8％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8.7％)、酰胺基的拒水剂(1.5％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(2％)、以及加工用水(21.5％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1192kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在11个月后，观察到在6个月间的超过25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2.3m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(20％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.8％)、以及密度1205kg/m3的氯化钾水溶液(76.2％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(1％)、以及柴油燃料(56％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在异丙醇(67.5％)和甲醇(1.9％)中含有二氧化硅(30.6％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以2m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40.6％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.8％)、聚乙二醇(15.7％)、以及甲醇(40.9％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1190kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1.5小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在157～184％的范围被实现。
实施例7
包含地层温度98℃的碳酸盐岩的BRF的处理
第1阶段
用于实施方法的技术作业
1)按照以下顺序，以2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为24m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(17％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1％)、以及密度1150kg/m3的氯化钙水溶液(79％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(0.7％)、高温交联填充剂(石灰)(2％)、以及柴油燃料(54.3％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31％)、丙二醇单甲基醚(68.7％)、以及水(0.3％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.2m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(63.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8％)、酰胺基的拒水剂(1.5％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(1.5％)、以及加工用水(22％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1138kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
在10个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2.2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(15％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1％)、以及密度1160kg/m3的氯化钙水溶液(81％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43.5％)、氧化胺(0.85％)、高温交联填充剂(石灰)(3％)、以及柴油燃料(52.65％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31.8％)、丙二醇单甲基醚(68％)、以及水(0.2％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.2m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(64.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(9％)、酰胺基的拒水剂(1.8％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(2％)、以及加工用水(19.2％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1145kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在9个月后，观察到在6个月间的超过25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2.2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为23m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(16％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.5％)、以及密度1160kg/m3的氯化钙水溶液(80.5％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(44.5％)、氧化胺(0.8％)、高温交联填充剂(石灰)(4.5％)、以及柴油燃料(50.2％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(32.5％)、丙二醇单甲基醚(67％)、以及水(0.5％)。
(在距上部穿孔为21m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.5m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.5％)、聚乙二醇(15％)、以及甲醇(42.5％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1150kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在195～202％的范围被实现。
实施例8
包含地层温度125℃的陆源岩的BRF的处理
第1阶段
用于实施方法的技术作业
1)按照以下顺序，以3.2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(10％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.5％)、以及密度1200kg/m3的氯化钾水溶液(86.5％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(45％)、氧化胺(0.9％)、高温交联填充剂(膨润土)(5％)、以及柴油燃料(49.1％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在异丙醇(67％)和甲醇(3％)中含有二氧化硅(30％)。
(在距上部穿孔为22m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.3m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.5％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.3％)、二甘醇(8％)、酰胺基的拒水剂(1.7％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(1.9％)、以及加工用水(21.6％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1192kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
在13个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以3.2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(13％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.8％)、以及密度1210kg/m3的氯化钾水溶液(83.2％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43.5％)、氧化胺(0.95％)、高温交联填充剂(膨润土)(4.5％)、以及柴油燃料(51.05％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在异丙醇(68.5％)和甲醇(0.5％)中含有二氧化硅(31％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.4m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.8％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8.7％)、酰胺基的拒水剂(1.5％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(2％)、以及加工用水(21.5％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1196kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在11个月后，观察到在6个月间的超过25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2.3m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(18％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1％)、以及密度1205kg/m3的氯化钾水溶液(78％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(1％)、高温交联填充剂(膨润土)(4％)、以及柴油燃料(52％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在异丙醇(67.5％)和甲醇(1.9％)中含有二氧化硅(30.6％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以2m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40.6％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.8％)、聚乙二醇(15.7％)、以及甲醇(40.9％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1192kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在128～140％的范围被实现。
实施例9
包含地层温度135℃的碳酸盐岩的BRF的处理
第1阶段
用于实施方法的技术作业
1)按照以下顺序，以2.8m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(14％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1％)、以及密度1195kg/m3的氯化钙水溶液(82％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(45％)、氧化胺(1％)、高温交联填充剂(膨润土)(5％)、以及柴油燃料(49％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(32.2％)、丙二醇单甲基醚(67.5％)、以及水(0.3％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.5m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(63.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(9％)、酰胺基的拒水剂(2％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(2％)、以及加工用水(20％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1183kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
在12个月后，观察到4个月间的超过25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2.5m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(12％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.5％)、以及密度1190kg/m3的氯化钙水溶液(84.5％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(0.9％)、高温交联填充剂(膨润土)(3％)、以及柴油燃料(53.1％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31％)、丙二醇单甲基醚(68.6％)、以及水(0.4％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.7m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(63.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8.5％)、酰胺基的拒水剂(1.7％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(2％)、以及加工用水(20.8％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1180kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在8个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2.9m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(10％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1％)、以及密度1190kg/m3的氯化钙水溶液(86％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(44％)、氧化胺(0.9％)、高温交联填充剂(膨润土)(4％)、以及柴油燃料(51.1％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31.2％)、丙二醇单甲基醚(68.6％)、以及水(0.2％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以2.7m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(41％)、烷基亚氨基二丙酸钠(3％)、聚乙二醇(16％)、以及甲醇(40％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1183kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置0.5小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在82～97％的范围被实现。
实施例10
包含地层温度105℃的陆源岩的BRF的处理
第1阶段
用于实施方法的技术作业
1)按照以下顺序，以2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(20％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.5％)、以及密度1210kg/m3的氯化钾水溶液(76.5％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(1％)、高温交联填充剂(石灰)(2％)、以及柴油燃料(54％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在乙二醇(71％)中含有二氧化硅(29％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.4m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(61％)、氢氟酸(3.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(9％)、酰胺基的拒水剂(2％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(2％)、以及加工用水(19％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
4)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1198kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
5)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
在12个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以被处理的区间的穿孔容积的每1米2.2m3的量(m/m3)压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为23m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(17％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1％)、以及密度1210kg/m3的氯化钾水溶液(79％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(44％)、氧化胺(0.85％)、高温交联填充剂(石灰)(3.5％)、以及柴油燃料(51.65％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在乙二醇(70％)中含有二氧化硅(30％)。
(在距上部穿孔为21m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.6m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.7％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(9％)、酰胺基的拒水剂(2％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(2％)、以及加工用水(19.8％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1196kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在13个月后，观察到在6个月间的超过25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以被处理的区间的穿孔容积的每1米2.4m3的量(m/m3)压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(20％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.8％)、以及密度1205kg/m3的氯化钾水溶液(76.2％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(45％)、氧化胺(0.9％)、高温交联填充剂(石灰)(5％)、以及柴油燃料(49.1％)。粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计，在乙二醇(69％)中含有二氧化硅(31％)。
(在距上部穿孔为24m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.7m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40.6％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.8％)、聚乙二醇(15.7％)、以及甲醇(40.9％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1190kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在64～90％的范围被实现。
实施例11
包含地层温度90℃的陆源岩的BRF的处理
第1阶段
用于实施方法的技术作业
1)按照以下顺序，以2.8m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(11％)、乳化剂(3％)、粒径5～500nm的干燥非晶质二氧化硅的亲水性纳米粒子(1％)、以及密度1180kg/m3的氯化钾水溶液(85％)。乳化剂含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(0.7％)、高温交联填充剂(石灰)(2％)、以及柴油燃料(54.3％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.4m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.5％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.3％)、二甘醇(8％)、酰胺基的拒水剂(1.7％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(1.9％)、以及加工用水(21.6％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1172kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
在12个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以3m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(10％)、乳化剂(3％)、粒径5～500nm的干燥非晶质二氧化硅的亲水性纳米粒子(1.5％)、以及密度1182kg/m3的氯化钙水溶液(85.5％)。乳化剂含有脂肪酸氨基酰胺(45％)、氧化胺(0.75％)、高温交联填充剂(石灰)(5％)、以及柴油燃料(49.25％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.8m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.8％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8.7％)、酰胺基的拒水剂(1.5％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(2％)、以及加工用水(21.5％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
4)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1175kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
5)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在8个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以3.2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(10％)、乳化剂(3％)、粒径5～500nm的干燥非晶质二氧化硅的亲水性纳米粒子(2％)、以及密度1183kg/m3的氯化钾水溶液(85％)。乳化剂含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(0.7％)、高温交联填充剂(石灰)(5％)、以及柴油燃料(51.3％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以2m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40.6％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.8％)、聚乙二醇(15.7％)、以及甲醇(40.9％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1175kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1.5小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在190～205％的范围被实现。
实施例12
包含地层温度98℃的碳酸盐岩的BRF的处理
第1阶段
用于实施方法的技术作业
1)按照以下顺序，以2.3m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为24m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(13％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.5％)、以及密度1150kg/m3的氯化钙水溶液(83.5％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(0.7％)、高温交联填充剂(石灰)(2％)、以及柴油燃料(54.3％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31％)、丙二醇单甲基醚(68.7％)、以及水(0.3％)。
(在距上部穿孔为23m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.4m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(63.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(8％)、酰胺基的拒水剂(1.5％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(1.5％)、以及加工用水(22％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1143kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
在10个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
用于实施该方法的全部技术步骤通过实施例12的第1阶段所示的顺序执行。关于实施例12，以下仅说明压入处理液的量和类型的不同。
技术作业
1)按照以下顺序，以2.6m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(11％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1％)、以及密度1155kg/m3的氯化钙水溶液(85％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43.5％)、氧化胺(0.85％)、高温交联填充剂(石灰)(3％)、以及柴油燃料(52.65％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31.8％)、丙二醇单甲基醚(68％)、以及水(0.2％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.5m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(64.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(9％)、酰胺基的拒水剂(1.8％)、Sinol IK-001防腐蚀剂(TU20.59.59-130-56856807-2018)(2％)、以及加工用水(19.2％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1146kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在9个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2.5m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为23m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(10％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.5％)、以及密度1155kg/m3的氯化钙水溶液(86.5％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(44.5％)、氧化胺(0.8％)、高温交联填充剂(石灰)(4.5％)、以及柴油燃料(50.2％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(32.5％)、丙二醇单甲基醚(67％)、以及水(0.5％)。
(在距上部穿孔为21m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以2m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.5％)、聚乙二醇(15％)、以及甲醇(42.5％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1148kg/m3的氯化钙水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在85～94％的范围被实现。
实施例13
包含地层温度105℃的陆源岩的BRF的处理
第1阶段
在实施该方法前，为了确保井底和BRF的洁净性，对坑井进行了处理的准备。为了该目的，执行了以下技术作业，即，
使具有漏斗的FS插通直到人工井底，
一边使FS逐渐进入直到穿孔形成区间，一边用含有矿物的溶液将坑井进行冲洗，进而一边使FS进一步逐渐进入直到下方的井底，一边用砂保持特性更高、没有所含有的表面活性剂量成为使BRF渗透率降低的原因的情况的冲洗流体将坑井进行冲洗。
FS的开口端安装在距被处理的BRF区间为2m下方的区间。
在按照坑井改造计划完成全部准备作业后，为了实施该方法，开始了技术作业。
1)按照以下顺序，以1.7m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为22m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有来自制油及抽油站的处理油(19％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.7％)、以及密度1180kg/m3的氯化钙水溶液(77.3％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(43％)、氧化胺(1％)、高温交联填充剂(石灰)(2％)、以及柴油燃料(54％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(32.5％)、丙二醇单甲基醚(67％)、以及水(0.5％)。
(在距上部穿孔为20m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.1m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(61％)、氢氟酸(3.5％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(9％)、酰胺基的拒水剂(2％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(2％)、以及加工用水(19％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1163kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第2阶段
在12个月后，观察到在6个月间的小于25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以2m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为23m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(17％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(1％)、以及密度1180kg/m3的氯化钾水溶液(79％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(44％)、氧化胺(0.85％)、高温交联填充剂(石灰)(3.5％)、以及柴油燃料(51.65％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31.8％)、丙二醇单甲基醚(68％)、以及水(0.2％)。
(在距上部穿孔为21m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.3m3/m的量与酸组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有30％盐酸(60.7％)、氢氟酸(3％)、乙酸(3.5％)、二甘醇(9％)、酰胺基的拒水剂(2％)、Sinol-IKK防腐蚀剂(TU2482-002-48482528-98)(2％)、以及加工用水(19.8％)的酸组合物。
在置换时，压入了酸组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+酸组合物)与密度1185kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀。不设置保持时间。
按照改造计划，执行了卷起作业。
第3阶段
在13个月后，观察到在6个月间的超过25％的产出系数的降低，以及坑井的油流量的超过25％的降低。
技术作业
1)按照以下顺序，以1.8m3/m的量压入ESN，设置了封隔器。即，
压入了ESN直到距被处理的区间的上部穿孔为25m上方的高度(平均为预测ESN量的一半)。ESN以体积％计含有柴油燃料(20％)、乳化剂(3％)、粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液(0.8％)、以及密度1185kg/m3的氯化钾水溶液(76.2％)。乳化剂以体积％计含有脂肪酸氨基酰胺(45％)、氧化胺(0.9％)、高温交联填充剂(石灰)(5％)、以及柴油燃料(49.1％)。粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液以体积％计含有二氧化硅(31％)、丙二醇单甲基醚(68.7％)、以及水(0.3％)。
(在距上部穿孔为24m上方)设置了封隔器。
进一步为了后推，将ESN的余量压入到被处理的区间。
2)将FS管柱内和封隔器下区域内的ESN以1.2m3/m的量与表面活性剂组合物置换。使用了以下组成，即，以体积％计含有聚乙二醇的单烷基苯基醚(40.6％)、烷基亚氨基二丙酸钠(2.8％)、聚乙二醇(15.7％)、以及甲醇(40.9％)的表面活性剂组合物。
在置换时，压入了表面活性剂组合物直到FS开口端的高度。ESN的最终部分向地层内的后推时的压力被设定为不超过对套管柱的安全压力的水平。
3)将FS内的液体(ESN+表面活性剂组合物)与密度1190kg/m3的氯化钾水溶液置换直到FS开口端。
4)关闭FS阀，以表面活性剂组合物与岩石反应的方式，将坑井放置1.5小时。
按照改造计划，执行了卷起作业。
处理的结果是，坑井的每1天的油流量的增加在70～83％的范围被实现。
这样，本发明使乳液体系的热稳定性提高，使含有石油和气体的层的开发速度提升，使正效果的期间扩大，使石油生产增进。
Claims (1)
1.一种对地层的井底区域进行选择性处理的方法，包括：
第1阶段，其包括将乳液体系压入所述地层的井底区域的步骤，随后将酸组合物压入所述地层的井底区域的步骤，以及随后将氯化钾或氯化钙的水溶液压入所述地层的井底区域的步骤；
第2阶段，其包括将所述乳液体系压入所述地层的井底区域的步骤，随后将所述酸组合物压入所述地层的井底区域的步骤，以及随后将所述氯化钾或氯化钙的水溶液压入所述地层的井底区域的步骤，
其中，在坑井的产出系数或每1天的油流量在所述第1阶段后坑井运营的过去6个月期间降低了25％以上的情况下执行所述第2阶段；和
第3阶段，其包括将所述乳液体系压入所述地层的井底区域的步骤，随后将表面活性剂与醇的组合物压入所述地层的井底区域的步骤，以及随后将所述氯化钾或氯化钙的水溶液压入所述地层的井底区域的步骤，
其中，在所述坑井的产出系数或每1天的油流量在所述第2阶段后坑井运营的过去6个月期间降低了25％以上的情况下执行所述第3阶段，
所述产出系数与坑井的每1天的流量相对于井底的压力下降之比相等，
所述乳液体系以体积％计含有：
来自制油及抽油站的柴油燃料或处理油10～20％、
乳化剂3％、
粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液0.25～1％或粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的胶体溶液0.25～1％或粒径5～500nm的亲水性干燥非晶质二氧化硅纳米粒子1～2％、以及
剩余量的氯化钙或氯化钾的水溶液；
其中，如果所述地层的井底区域的地层温度小于90℃，则所述乳化剂，使用下述组合物，所述组合物以体积％计含有：
脂肪酸氨基酰胺43～45％、
氧化胺0.7～1％、以及
剩余量的柴油燃料；
其中，如果所述地层的井底区域的地层温度超过90℃，则所述乳化剂，使用下述组合物，所述组合物以体积％计含有：
脂肪酸氨基酰胺43～45％、
氧化胺0.7～1％、
作为高温交联填充剂的石灰或膨润土2～5％、以及
剩余量的柴油燃料；
粒径5～100nm的疏水性二氧化硅纳米粒子的所述胶体溶液以体积％计含有：
二氧化硅31～32.5％、
丙二醇单甲基醚67～68.8％、以及
剩余量的水；
粒径5～100nm的亲水性二氧化硅纳米粒子的所述胶体溶液以体积％计，含有异丙醇67～68.5％、二氧化硅30～31％和剩余量的甲醇，或者含有二氧化硅29～31％和剩余量的乙二醇，
地层的所述井底区域的碳酸盐岩用的所述酸组合物以体积％计含有：
30％盐酸63.5～65％、
乙酸3.5％、
二甘醇8～9％、
酰胺基的拒水剂1.5～2％、
防腐蚀剂1.5～2％、以及
剩余量的加工用水；
地层的所述井底区域的陆源岩用的所述酸组合物以体积％计含有：
30％盐酸60.5～61％、
氢氟酸3～4％、
乙酸3.3～3.5％、
二甘醇8～9％、
酰胺基的拒水剂1.5～2％、
防腐蚀剂1.8～2％、以及
剩余量的加工用水；
所述表面活性剂与醇的组合物以体积％计含有：
聚乙二醇的单烷基苯基醚40～41％、
烷基亚氨基二丙酸钠2.5～3％、
聚乙二醇15～16％、以及
剩余量的甲醇。
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