CN115405281A - 一种中低渗透强水敏稠油井的增产方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油田开发技术领域，涉及一种中低渗透强水敏稠油井的增产方法，该方法包括：(1)油井压裂：采用水基压裂液对所述中低渗透强水敏稠油井进行油井压裂，所述水基压裂液含有5wt％～35wt％的黏土稳定剂；(2)油井单井吞吐处理：采用如下方式之一段塞式注入自乳化降黏剂水溶液、增能气体以及顶替液；方式Ⅰ：第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液；第二段塞注入增能气体；第三段塞注入顶替液；焖井‑开井生产；方式Ⅱ：第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液过程中同时伴注增能气体；第二段塞注入顶替液；焖井‑开井生产；通过彼此的协同作用，实现功能互补，解决了中低渗透强水敏稠油油井难以动用的问题。
Description
技术领域
本发明属于石油开发领域，更具体地，涉及一种中低渗透强水敏稠油井的增产方法。
背景技术
世界经济快速增长，对石油的需求也急速增加，在常规石油资源越来越少的情况下，非常规石油资源的有效开发就成为关注的焦点。其中，稠油就是一种储量非常丰富的非常规资源。
稠油黏度高、比重大，导致其流动性差，使稠油从油层流入井筒，或从井筒举升到地面都非常困难，单纯依靠地层天然能量难以有效开发。利用加热降黏是最直接、有效的开发技术。稠油热采是目前世界上规模最大的提高原油采收率工程项目之一，经过多年发展，形成了以蒸汽吞吐、蒸汽驱、SAGD、热水驱、火烧油层、电磁加热等技术，部分取得显著效果。在这些开发技术中，注蒸汽热采是主体技术。然而，随着开发时间延长、汽窜、水窜及“超覆”现象严重、后期注汽效果大幅降低。
因此，稠油冷采技术已得到研究人员的关注。稠油冷采是指区别于传统的利用热的介质加热油层原油的技术，其利用某种技术手段，在不加热条件下解决了稠油在地层和井筒的流动性难题，从而实现对稠油油藏开发的方法。其核心是通过各种手段降低原油的黏度，改善稠油的流动性能，提高稠油油藏的采收率。
中国专利申请CN 109214016 A(一种特稠油油藏化学冷采优化方法)报道了一种特稠油油藏化学冷采优化方法，其通过数值模拟软件对注采井型、化学剂段塞浓度、化学剂注入顺序、交替注入方式、化学剂段塞大小对采收率的影响进行数值模拟计算。
中国专利申请CN 109308358 A(一种稠油油藏化学驱数值模拟方法)报道了一种稠油油藏化学驱数值模拟方法，通过建立室内实验规模稠油化学复合驱数值模拟模型，将地质模型与生产数据导入其中，从而建立矿场规模三维稠油化学复合驱数值模拟模型。
中国专利申请CN 101328798 B(一种稠油开采的方法)报道了一种稠油冷采的吞吐开采方法，主要应用于稠油油藏常温常压的开采，针对不同黏度的稠油，采取不同类型的降黏剂进行降黏，实现了地层及井筒中稠油黏度的降低，提高了稠油开采效果。
中国专利申请CN 107143319 A(浅层油藏稠油降黏冷采的方法)报道了一种浅层稠油降黏冷采的方法，针对浅层、酸值大于0.6mg KOH/g、20℃时地面原油黏度小于20000mPa.s的稠油油藏，通过注入碱性驱油剂实现了不加热开采。
然而，对于含有黏土矿物较多的稠油储层、特别是蒙脱石含量或蒙脱石/伊利石含量高的这类储层，遇到水或水基物质就会产生膨胀，进一步运移分散成细小微粒，再加上稠油的携带能力强，更加强了黏土矿物的运移，从而导致储层渗透率大幅降低，严重降低了油井产量，最终使得油田开发效果变差。而热采的开发方式存在投资大、成本高的问题，常规热采方式难以适应该类油藏开发，亟需探索新的开发方式。
由此可见，对于强水敏的敏感性稠油油藏需要提供一种用于新的油藏开采方法，以解决目前该类油藏的难以动用问题。
发明内容
本发明旨在克服现有技术的不足，提供了一种适用于中低渗透强水敏稠油井的增产方法。该方法在使用过程中，首先通过添加高效黏土稳定剂的压裂液，建立了储层高导流通道，解决了由于黏土矿物膨胀、运移对地层渗透率造成伤害的问题，同时又提供了稠油在储层中流动所需的高导流通道；并通过具有较强自乳化能力的降黏剂在地层条件下实现稠油的乳化，降低原油黏度，再加上气体增能段塞，更加强化了降黏剂与稠油乳化作用效果，同时也增加了地层能量，显著增加了原油在地层中的流动能力，大幅度提高稠油井的产量，实现了中低渗透强水敏稠油油藏的经济有效开发。
本发明的第一方面提供一种中低渗透强水敏稠油井的增产方法，该增产方法包括：
(1)油井压裂：
采用水基压裂液对所述中低渗透强水敏稠油井进行油井压裂，所述水基压裂液含有5wt％～35wt％的黏土稳定剂；
(2)油井单井吞吐处理：
采用如下方式之一段塞式注入自乳化降黏剂水溶液、增能气体以及顶替液；
方式Ⅰ：
第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液；
第二段塞注入增能气体；
第三段塞注入顶替液；
焖井-开井生产；
方式Ⅱ：
第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液过程中同时伴注增能气体；
第二段塞注入顶替液；
焖井-开井生产；
所述增能气体为N2和/或CO2；
所述顶替液为黏土稳定剂水溶液，所述黏土稳定剂水溶液中黏土稳定剂的浓度为0.6wt％～35wt％；
所述黏土稳定剂为无机盐和有机物质的混合物；
所述无机盐为硅酸钾，或为氢氧化钾与硅酸钾的混合物；
所述有机物质为有机阳离子聚合物，在黏土稳定剂水溶液中的浓度为0.3wt％-1.0wt％；
所述有机阳离子聚合物为含有疏水基团的有机阳离子聚合物以及：含有季铵盐基团的有机阳离子聚合物和/或双季铵盐基团的有机阳离子聚合物。
作为优选方案，步骤(1)中，所述油井为直井或水平井；所述水平井的水平段的长度≥100m。
作为优选方案，步骤(1)中，油井压裂的裂缝半长为30m-95m，裂缝的高度≥1m。
作为优选方案，步骤(2)中，自乳化降黏剂水溶液的注入量为200m3-1000m3。
作为优选方案，步骤(2)中，以液态体积计算，增能气体的注入量为10m3-50m3。
作为优选方案，步骤(2)中，顶替液的注入量为10m3-50m3。
作为优选方案，步骤(2)中，焖井的时间＞1d。要考虑井口压力，若井口无压力后，马上开井生产。
作为优选方案，所述黏土稳定剂中，无机盐和有机物质的重量比为0.5～35：0.3～1.0，更优选为5～15：0.5～1.0。
作为优选方案，无机盐为氢氧化钾与硅酸钾的混合物，氢氧化钾与硅酸钾的重量比为0.5～15：1～20，更优选为2～5：5～15。
作为优选方案，有机阳离子聚合物的分子量为1～20万。
作为优选方案，自乳化降黏剂水溶液中自乳化降黏剂的浓度为0.1wt％-1.0wt％。
根据本发明，所述中低渗透强水敏稠油井的储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度＜50000mPa·s。
作为优选方案，自乳化降黏剂为鼠李糖脂类表面活性剂。
本发明的有益效果：
本发明具有工艺简单和可操作性强的特点，本发明针对中低渗透强水敏稠油井的特点，首先对选定的中低渗透强水敏稠油井进行压裂，增加了泄油面积，建立了高导流通道，提高了储层的导流能力，也扩大了降黏剂与原油的接触面积；利用高效的黏土稳定剂溶液对储层进行了长期保护，解决了由于黏土矿物膨胀、运移对地层渗透率造成伤害的问题；注入自乳化降黏剂进行单井吞吐处理，在地层条件下实现稠油的乳化，降低原油黏度，显著增加了原油在地层中的流动能力；注入的增能气体(N2或CO2)，补充了地层能量，有助于稠油的产出，同时利用增能气体的强扩散能力，进一步促进了自乳化降黏剂与稠油的接触，进一步增强了对稠油的乳化效果。三者的协同作用，实现了中低渗透强水敏稠油井的经济有效开发。
本发明的其它特征和优点将在随后具体实施方式部分予以详细说明。
具体实施方式
下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然以下描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。相反，提供这些实施方式是为了使本发明更加透彻和完整，并且能够将本发明的范围完整地传达给本领域的技术人员。
本发明的第一方面提供一种中低渗透强水敏稠油井的增产方法，该增产方法包括：
(1)油井压裂：
采用水基压裂液对所述中低渗透强水敏稠油井进行油井压裂，所述水基压裂液含有5wt％～35wt％的黏土稳定剂；
(2)油井单井吞吐处理：
采用如下方式之一段塞式注入自乳化降黏剂水溶液、增能气体以及顶替液；
方式Ⅰ：
第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液；
第二段塞注入增能气体；
第三段塞注入顶替液；
焖井-开井生产；
方式Ⅱ：
第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液过程中同时伴注增能气体；
第二段塞注入顶替液；
焖井-开井生产；
所述增能气体为N2和/或CO2；
所述顶替液为黏土稳定剂水溶液，所述黏土稳定剂水溶液中黏土稳定剂的浓度为0.6wt％～35wt％；
所述黏土稳定剂为无机盐和有机物质的混合物；
所述无机盐为硅酸钾，或为氢氧化钾与硅酸钾的混合物；
所述有机物质为有机阳离子聚合物，在黏土稳定剂水溶液中的浓度为0.3wt％-1.0wt％；
所述有机阳离子聚合物为含有疏水基团的有机阳离子聚合物以及：含有季铵盐基团的有机阳离子聚合物和/或双季铵盐基团的有机阳离子聚合物。
作为优选方案，步骤(1)中，所述油井为直井或水平井；所述水平井的水平段的长度≥100m。
作为优选方案，步骤(1)中，油井压裂的裂缝半长为30m-95m，裂缝的高度≥1m。
作为优选方案，步骤(2)中，自乳化降黏剂水溶液的注入量为200m3-1000m3。
作为优选方案，步骤(2)中，以液态体积计算，增能气体的注入量为10m3-50m3。
作为优选方案，步骤(2)中，顶替液的注入量为10m3-50m3。
作为优选方案，步骤(2)中，焖井的时间＞1d。要考虑井口压力，若井口无压力后，马上开井生产。
作为优选方案，所述黏土稳定剂中，无机盐和有机物质的重量比为0.5～35：0.3～1.0，更优选为5～15：0.5～1.0。
作为优选方案，无机盐为氢氧化钾与硅酸钾的混合物，氢氧化钾与硅酸钾的重量比为0.5～15：1～20，更优选为2～5：5～15。在较大的pH条件下，硅酸钾以亚稳态的单体或低聚物的形式存在，当进入地层以后，由于地层孔隙流体pH接近于中性，硅酸钾通过自聚凝聚成凝胶状物质或与地层中的多价离子形成沉淀，覆盖在岩石表面起到防止外来水进入的作用。
作为优选方案，有机阳离子聚合物的分子量为1～20万。有机阳离子聚合物的分子量介于合适范围，分子量太小，正电荷密度不够高，水解生产的阳离子少，与黏土颗粒表面作用力若，起不到保护作用；太大，溶解困难。
作为优选方案，有机阳离子聚合物选自阳离子位于聚合物的骨架上，包括丙烯酰胺-环氧氯丙烷-二甲胺的共聚物；阳离子位于聚合物的侧链上，包括以甲基丙烯酸、环氧氯丙烷和三甲胺为原料的共聚物；以及聚合物的骨架上含有一个环状结构，且阳离子位于环上，包括多烯多铵-丙烯酰胺共聚物中的至少一种。
作为优选方案，自乳化降黏剂水溶液中自乳化降黏剂的浓度为0.1wt％-1.0wt％。
根据本发明，所述中低渗透强水敏稠油井的储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度＜50000mPa·s。
作为优选方案，自乳化降黏剂为鼠李糖脂类表面活性剂。鼠李糖脂主要由一系列同系物构成，分别包含1-2个鼠李糖分子和1-2个碳链长度为8-12的脂肪酸分子(可能含有不饱和脂肪酸)。通过注入降黏驱油剂，在储层条件下通过自动乳化，显著降低了稠油的黏度，增加了其流动能力，同时体系也降低了油水界面张力，提高了驱油效率。如采用申请号为201910124300.3的中国专利申请中记载的鼠李糖脂类表面活性剂。该鼠李糖脂类表面活性剂由铜绿假单胞菌的菌株发酵制得。发酵工艺包括以下步骤：(1)将假单胞菌属的菌株活化后接种于LB液体培养基中，培养至第一预设时间，得到种子液；(2)将种子液接种至发酵培养基中，发酵至第二预设时间，即得到含鼠李糖脂的发酵液。
根据本发明，无机盐和有机物质协同使用可带来的有益效果是：由于无机盐的阳离子部分粒径较小，可以进入黏土层间空位，起到补充电荷作用，防膨效果较好。但环境发生变化后，容易发生粒子交换，使黏土恢复到原先水敏状态，因此它只能暂时稳定黏土颗粒作用。而有机物质的分子量较大，正电荷密度高，解离生成高正电价的阳离子，通过静电作用、氢键及分子间力牢固的吸附在黏土颗粒的表面，形成一层吸附保护膜，有效解决了黏土颗粒的水化膨胀和分散运移。二者协同使用，也大幅降低成本。
根据本发明，无机盐选用硅酸钾，或选用氢氧化钾与硅酸钾的混合物的原因在于，本发明中，硅酸钾溶液(硅酸钾水溶液主要含有水、水溶性硅酸钾和氢氧化钾)可以有效地长期稳定黏土，从而防止由于淡水渗透率降低而导致的采油量减少问题。
本发明中，季铵盐基团(季铵根离子)作为一种强吸附性基团离子，可以强烈吸附于带负电的黏土表面，同时含有疏水长链，可有效地排斥出黏土层间水，从而起到抑制黏土水化膨胀的效果。
本发明实施例中，自乳化降黏剂为采用申请号为201910124300.3的中国专利申请中记载的鼠李糖脂类表面活性剂。
本发明实施例中，水基压裂液包括：0.3wt％香豆胶、0.1wt％甲醛、0.3wt％醚类破乳助排剂、0.1wt％碳酸铵、0.3wt％有机硼交联剂以及各实施例相应浓度的黏土稳定剂；黏土稳定剂含有氢氧化钾和硅酸钾(氢氧化钾和硅酸钾的质量比为2：5)、含有0.5wt％的有机阳离子聚合物，其中，氢氧化钾和硅酸钾的总浓度＝顶替液中黏土稳定剂的浓度-0.5wt％。
本发明实施例中，含黏土稳定剂的顶替液为含有氢氧化钾和硅酸钾(氢氧化钾和硅酸钾的质量比为2：5)、含有0.5wt％的有机阳离子聚合物的注入水溶液，其中，氢氧化钾和硅酸钾的总浓度＝顶替液中黏土稳定剂水溶液的浓度-0.5wt％。
本发明实施例中，有机阳离子聚合物为分子量为15000的丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和丙烯酰胺共聚物，购自北京华瑞新成公司。
实施例1
本实施例提供一种中低渗透强水敏稠油井的增产方法。
(1)油井的筛选
油井条件为，储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度为＜50000mPa·s。其中，目标油井的储层黏土含量为12％、水敏指数为70％、渗透率为45mD、地面原油粘度3600mPa·s、油层厚度大于1.5m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。
(2)油井的压裂
该油井为水平井，水平段长度为110m，压裂液为水基压裂液，裂缝的长度为35m，裂缝高度1m，水基压裂液中黏土稳定剂质量浓度为10％。
(3)油井单井吞吐处理
利用高压泵车将自乳化降黏剂从压裂后油井的油套环空中注入，注入方式为分三个段塞，第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液，其质量浓度为0.5％，注入量为235m3；然后注入液态CO2 30m3，最后注入含黏土稳定剂的顶替液，黏土稳定剂的质量浓度为10％，注入量为10m3。焖井2d后，开井生产。
在该井实施本发明的方法后，油井得到有效动用，该井初期日产油6吨/天，累产油1600吨后，日产液降低，供液能力变差。进入下一周期降黏剂吞吐生产。
实施例2
本实施例提供一种中低渗透强水敏稠油井的增产方法。
(1)油井的筛选
油井条件为，储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度为＜50000mPa·s。其中，所选的目标油井的储层黏土含量为15％、水敏指数为75％、渗透率为120mD、地面原油粘度5500mPa·s、油层厚度为2.5m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。
(2)油井的压裂
该油井为水平井，水平段长度为150m，压裂液为水基压裂液，裂缝的长度为65m，裂缝高度2.5m，水基压裂液中黏土稳定剂质量浓度为13％。
(3)油井单井吞吐处理
利用高压泵车将自乳化降黏剂从压裂后油井的油套环空中注入，注入方式为分三个段塞，第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液，其质量浓度为0.5％，注入量为265m3；然后注入液态CO2 35m3，最后注入含黏土稳定剂的顶替液，黏土稳定剂的质量浓度为15％，注入量为15m3。焖井2d后，开井生产。
在该井实施本发明的方法后，油井得到有效动用，该井初期日产油8吨/天，累产油2000吨后，日产液降低，供液能力变差。进入下一周期降黏剂吞吐生产。
实施例3
本实施例提供一种中低渗透强水敏稠油井的增产方法。
(1)油井的筛选
油井条件为，储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度为＜50000mPa·s。其中，目标油井的储层黏土含量为20％、水敏指数为79％、渗透率为260mD、地面原油粘度8570mPa·s、油层厚度为10m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。
(2)油井的压裂
该油井为水平井，水平段长度为240m，压裂液为水基压裂液，裂缝的长度为85m，裂缝的高度为6m，水基压裂液中黏土稳定剂质量浓度为20％。
(3)油井单井吞吐处理
利用高压泵车将自乳化降黏剂从压裂后油井的油套环空中注入，注入方式为分三个段塞，第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液，其质量浓度为0.5％，注入量为360m3；然后注入液态CO2 40m3，最后注入含黏土稳定剂的顶替液，黏土稳定剂的质量浓度为20％，注入量为30m3。焖井2d后，开井生产。
在该井实施本发明的方法后，油井得到有效动用，该井初期日产油9吨/天，累产油3100吨后，日产液降低，供液能力变差。进入下一周期降黏剂吞吐生产。
实施例4
本实施例提供一种中低渗透强水敏稠油井的增产方法。
(1)油井的筛选
油井条件为，储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度为＜50000mPa·s。其中，目标油井的储层黏土含量为25％、水敏指数为90％、渗透率为330mD、地面原油粘度22800mPa·s、油层厚度为9m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。
(2)油井的压裂
该油井为水平井，水平段长度为330m，压裂液为水基压裂液，裂缝的长度为85m，裂缝高度9m，水基压裂液中黏土稳定剂质量浓度为25％。
(3)油井单井吞吐处理
利用高压泵车将自乳化降黏剂从压裂后油井的油套环空中注入，注入方式为分三个段塞，第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液，其质量浓度为0.5％，注入量为450m3；然后注入液态CO2 50m3，最后注入含黏土稳定剂的顶替液，黏土稳定剂的质量浓度为25％，注入量为35m3。焖井3d后，开井生产。
在该井实施本发明的方法后，油井得到有效动用，该井初期日产油10吨/天，累产油4000吨后，日产液降低，供液能力变差。进入下一周期降黏剂吞吐生产。
实施例5
本实施例提供一种中低渗透强水敏稠油油藏的化学冷采方法。
(1)油井的筛选
油井条件为，储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度为＜50000mPa·s。其中，目标油井的储层黏土含量为25％、水敏指数为90％、渗透率为490mD、地面原油粘度49800mPa·s、油层厚度为12m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。
(2)油井的压裂
该油井为水平井，水平段长度为430m，压裂液为水基压裂液，裂缝的长度为105m，裂缝高度9m，水基压裂液中黏土稳定剂质量浓度为25％。
(3)油井单井吞吐处理
利用高压泵车将自乳化降黏剂从压裂后油井的油套环空中注入，注入方式为分三个段塞，第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液，其质量浓度为0.5％，注入量为1000m3；然后注入液态CO2 50m3，最后注入含黏土稳定剂的顶替液，黏土稳定剂的质量浓度为25％，注入量为50m3。焖井3d后，开井生产。
在该井实施本发明的方法后，油井得到有效动用，该井初期日产油12吨/天，累产油5500吨后，日产液降低，供液能力变差。进入下一周期降黏剂吞吐生产。
对比例1
油井条件为，目标油井的储层黏土含量为26％、水敏指数为90％、渗透率为470mD、地面原油粘度18000mPa·s、油层厚度为8.5m。
该井仅通过常规压裂后，未实施降黏剂吞吐，无产液能力。
对比例2
油井条件为，目标油井的储层黏土含量为25％、水敏指数为90％、渗透率为485mD、地面原油粘度18100mPa·s、油层厚度为8.5m。
该井仅通过常规压裂后，实施降黏剂吞吐，初期日产油1吨/天，生产5天后，无产液能力，累产油仅为5吨。
对比例3
油井条件为，目标油井的储层黏土含量为25％、水敏指数为90％、渗透率为485mD、地面原油粘度37300mPa·s、油层厚度为9m。
该井仅通过常规压裂后，实施降黏剂吞吐，未增注增能气体，初期日产油3吨/天，生产35天后，无产液能力，累产油仅为105吨。
以上已经描述了本发明的各实施例，上述说明是示例性的，并非穷尽性的，并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下，对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。
Claims (10)
1.一种中低渗透强水敏稠油井的增产方法，其特征在于，该增产方法包括：
(1)油井压裂：
采用水基压裂液对所述中低渗透强水敏稠油井进行油井压裂，所述水基压裂液含有5wt％～35wt％的黏土稳定剂；
(2)油井单井吞吐处理：
采用如下方式之一段塞式注入自乳化降黏剂水溶液、增能气体以及顶替液；
方式Ⅰ：
第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液；
第二段塞注入增能气体；
第三段塞注入顶替液；
焖井-开井生产；
方式Ⅱ：
第一段塞注入自乳化降黏剂水溶液过程中同时伴注增能气体；
第二段塞注入顶替液；
焖井-开井生产；
所述增能气体为N2和/或CO2；
所述顶替液为黏土稳定剂水溶液，所述黏土稳定剂水溶液中黏土稳定剂的浓度为0.6wt％～35wt％；
所述黏土稳定剂为无机盐和有机物质的混合物；
所述无机盐为硅酸钾，或为氢氧化钾与硅酸钾的混合物；
所述有机物质为有机阳离子聚合物，在黏土稳定剂水溶液中的浓度为0.3wt％-1.0wt％；
所述有机阳离子聚合物为含有疏水基团的有机阳离子聚合物以及：含有季铵盐基团的有机阳离子聚合物和/或双季铵盐基团的有机阳离子聚合物。
2.根据权利要求1所述的中低渗透强水敏稠油井的增产方法，其中，步骤(1)中，所述油井为直井或水平井；所述水平井的水平段的长度≥100m。
3.根据权利要求1所述的中低渗透强水敏稠油井的增产方法，其中，步骤(1)中，油井压裂的裂缝半长为30m-95m，裂缝的高度≥1m。
4.根据权利要求1所述的中低渗透强水敏稠油井的增产方法，其中，步骤(2)中，
自乳化降黏剂水溶液的注入量为200m3-1000m3；
以液态体积计算，增能气体的注入量为10m3-50m3；
顶替液的注入量为10m3-50m3。
5.根据权利要求1所述的中低渗透强水敏稠油井的增产方法，其中，步骤(2)中，焖井的时间＞1d。
6.根据权利要求1所述的中低渗透强水敏稠油井的增产方法，其中，所述黏土稳定剂中，无机盐和有机物质的重量比为0.5～35：0.3～1.0，更优选为5～15：0.5～1.0。
7.根据权利要求1所述的中低渗透强水敏稠油井的增产方法，其中，无机盐为氢氧化钾与硅酸钾的混合物，氢氧化钾与硅酸钾的重量比为0.5～15：1～20，更优选为2～5：5～15。
8.根据权利要求1所述的中低渗透强水敏稠油井的增产方法，其中，有机阳离子聚合物的分子量为1～20万。
9.根据权利要求1所述的中低渗透强水敏稠油井的增产方法，其中，自乳化降黏剂水溶液中自乳化降黏剂的浓度为0.1wt％-1.0wt％。
10.根据权利要求1所述的中低渗透强水敏稠油井的增产方法，其中，所述中低渗透强水敏稠油井的储层黏土含量为10％-25％，水敏指数为70％-90％，油层有效厚度＞1m，油藏埋深≤1500m，渗透率＜500mD，地面脱气原油黏度＜50000mPa·s。
Priority Applications (1)
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