CN115961914B - 一种适用于薄差储层的一剂多能的在线解堵工艺 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种适用于薄差储层的一剂多能的在线解堵工艺，本发明通过配制高浓度解堵剂和低浓度解堵剂，分阶段使用。其中高浓度解堵剂中包括含磷聚羧酸。本发明通过一剂多能的解堵剂，集溶解、清洗、降解、防膨功能于一体，代替常规三段式酸化液，采用井口在线注入方式，具有成本低、工艺简单和解堵效率高等特点。本发明首先采用高浓度一剂多能解堵剂，溶解无机垢、聚合物及原油重质组分等堵塞物，改善近井地带渗透率；然后采用低浓度一剂多能解堵剂，螯合离子、抑制粘土膨胀、改善原油物性，有效提高地层渗透能力，降低注入压力，恢复储层注入量，并且有效期长。

Description

一种适用于薄差储层的一剂多能的在线解堵工艺

技术领域

本发明涉及油田解堵技术领域，尤其是一种适用于薄差储层的一剂多能的在线解堵工艺。

背景技术

大庆油田主力油层已经进入特高含水开发阶段，水渠开发的主要对象从物性好的厚油层转变为原油物性差的薄差储层，并且薄差储层在油田剩余储量占的比重越来越大。薄差储层厚度小，物性差，渗透率低且非线性，砂体沉积类型复杂，粘土和原油蜡胶质含量高，非均质性强，油层分布不稳定，渗透机理复杂，在开采过程容易受到污染导致油层近井地带堵塞的特点。在薄差储层的注水开发过程中容易发生粘土的水化膨胀、颗粒运移、结垢、析蜡、回注污水中聚合物、悬浮物、细菌、油污等，均会对地层造成伤害。对地层伤害的直接后果是油层渗透率下降，注水井吸水指数减小，注水压力高、注水困难等，统计油田欠注井占注水井比例18.1％，其中受地层污染的井数占欠注井比例高达70.5％。地层堵塞原因更加复杂，无机、有机堵塞物相混合，单一的酸化解堵无法清除全部堵塞物，效果变差，统计注水井酸化有效期不足3个月，目前针对薄差储层解堵的相关研究比较少。CN110454117A公开了一种薄差层防窜酸化解堵方法，是地层中注入酸液，酸液包括盐酸、氢氟酸，缓蚀剂；缓蚀剂包括酒精，曼尼希碱，丙炔醇。该专利使用的解堵剂仍处于比较常规的无机酸解堵剂，解堵效果不佳，而且对地质岩层伤害较大。而且氢氟酸的使用虽然可以溶解大部分堵塞物，但是也会和地层水产生CaF₂沉淀。CN111303857A公开了一种油井用微乳液单步酸，其中采用了大量的盐酸和氢氟酸，还加入了聚羧酸类螯合剂。大量的无机酸会虽然解堵效果好，但是对管道腐蚀严重。

此外，目前对在油田在线解堵工艺一般采用常规的三段式酸液酸化工艺，即前置液、处理液和后置液，需要多次注入不用的酸化液，作业程序复杂，作业难度高，费时费力，协调难度大。而且多次频繁酸化注井，也不可避免对地层带来损伤。在单步酸化法中，国外的研究多采用缓释的酸体系，比如螯合剂和氢氟酸体系，此类螯合剂+氢氟酸的代表包括次氮基三乙酸，乙二胺四乙酸，以及它们的盐。主要是利用了螯合剂与金属离子稳定结合，避免形成难容的金属氟化物。但是经过试验，此类螯合剂+氢氟酸适用范围窄，需要调控比较精确的螯合剂用量，而且对注入水提出了很高的配伍要求。

因此开发一种适用性强的多功能解堵剂，代替常规三段式酸化液，便于施用，降压增注效果优异，具有很好的适用性。目前国内外针对单步的酸化工艺研究较少，虽然有一些报道，但是都是针对不同油田地址条件进行开发的，不同油藏地质的单步酸化体系很难适用于其他地区，因此借鉴意义不大。因此，开发一种适用于国内油藏，特别是薄差储层油藏的单步酸化工作液具有非常重要的科研意义和实际工业价值。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是针对现有技术中存在的上述不足，提供一种适用于薄差储层的一剂多能的线解堵工艺，利用多种化学剂的协同增效作用，采用一种一剂多能解堵剂代替常规酸化三段式液体，实现“以一代三”功效，集溶解、清洗、降解、防膨功能于一体，既可以溶蚀无机堵塞物，又可以溶解有机堵塞物，同时也可解除聚合物、细菌产物堵塞，防止粘土膨胀和分散运移等。采用井口在线注入方式，具有成本低、工艺简单和解堵效率高等特点。本发明首先采用高浓度一剂多能解堵剂，溶解无机垢、聚合物及原油重质组分等堵塞物，改善近井地带渗透率；然后采用低浓度一剂多能解堵剂，螯合离子、抑制粘土膨胀、改善原油物性，有效提高地层渗透能力

为实现上述目的，本发明采用的技术方案是：

一种适用于薄差储层的一剂多能的在线解堵工艺，包括以下步骤：

(S1)配制储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂：

(S101)配制高浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：10-15％醋酸，6-8％含磷聚羧酸，0.5-1％柠檬酸、3-5％有机膦酸，2.2-2.7％盐酸，0.5-1.0％表面活性剂，3.5-5％过氧单磺酸钾，0.5-2％粘土防膨剂，0.5-1.0％缓蚀剂，其余为水；

(S102)配制低浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：0.5～1.0％有机膦酸，0.3～0.5％离子表面活性剂，0.5-1％过氧单磺酸钾，0-2％粘土防膨剂，0-1.0％缓蚀剂，其余为水；

(S2)注入储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂

(S201)连接井口注入设备和管线，注入高浓度一剂多能解堵剂；

(S202)采用适量清水顶替井筒内解堵剂，关井反应12～24小时；

(S203)注入低浓度一剂多能解堵剂；

(S204)恢复注水转正常生产；

条件是步骤(S101)和步骤(S102)中，粘土防膨剂总的质量含量为1-3％，缓蚀剂总的含量为0.5-2％。

进一步地，步骤(S1)中，所述有机膦酸为羟基乙叉二膦酸、二乙烯三胺五甲叉膦酸、乙二胺四乙酸中的一种。

进一步地，(S101)中，所述含磷聚羧酸是以包括(甲基)丙烯酸，(甲基)丙烯酸烷基酯，含磷单体共聚得到，所述含磷单体选自2-羟乙基甲基丙烯酸酯磷酸酯、2-甲基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱中的至少一种；所述(甲基)丙烯酸烷基酯选自(甲基)丙烯酸甲酯、(甲基)丙烯酸乙酯、(甲基)丙烯酸丙酯、(甲基)丙烯酸丁酯中的至少一种；优选地，(甲基)丙烯酸，(甲基)丙烯酸烷基酯，含磷单体的质量比为20-30：8-13：5-8。

更进一步地，所述含磷聚羧酸是通过包括以下步骤的制备方法得到：惰性气氛下，反应釜中加入水，(甲基)丙烯酸，(甲基)丙烯酸烷基酯，含磷单体，升温至70-85℃，缓慢加入引发剂，保温继续反应3-5h，冷却至室温，用碱液调节体系pH为6.8-7.2后出料，得到淡黄色粘稠的共聚物溶液。

优选地，所述惰性气氛为氮气和/或氩气；所述引发剂为水溶性引发剂，比如过硫酸铵，过硫酸钠，过硫酸钾中的至少一种，还可以加入还原剂构成氧化还原引发体系，比如加入亚硫酸氢钠，亚硫酸氢钾中的至少一种；引发剂加入量是单体质量总和[(甲基)丙烯酸，(甲基)丙烯酸烷基酯，含磷单体)的总和]的1-2wt％。水的加入量是使反应结束后体系的固含量为20-40％，所述碱液为氢氧化钠和/或氢氧化钾。

发明人预料不到地发现，引入含磷单体后，能够显著地增强了解堵能力。本发明聚羧酸聚合物，在聚羧酸的侧链同时引入了磷酸酯基团，具有出色的螯合金属的能力，发挥阻垢的性能；同时吸附在地层粘土的表面，抑制粘土的水化膨胀。特别是具有磷酸酯和季铵盐阳离子的含磷单体2-甲基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱，所制得含磷聚羧酸的解堵剂解堵效果最优。

在薄差储层油藏中，注入的污水中含有聚合物、细菌等有机物，聚合物通常为聚丙烯酰胺，其分子量较大，易吸附在储层岩石表面。聚丙酰胺主链为碳碳键，侧链为酰胺基，稳定性较强，一般需要使用强氧化剂达到降解聚丙烯酰胺。之前油田使用较多的是二氧化氯。但是二氧化氯具有毒性，是一种化学限制药品，购买和贮存都提出很严格的要求，在大庆油田已经禁止使用。过氧化氢用量大，而且同样对管道有一定腐蚀性。后来多采用无机过氧化物，或者过硫酸盐。比如过氧化钙，过硫酸钾的氧化体系，有时还针对不同地层条件加入还原剂形成氧化还原降解体系。氧化法的机理是通过在氧化剂分解产生的各种自由基，比如羟基自由基，是降解老化聚合物的主要活性成分。但是无机氧化剂释放快速，在注井距离远，深部处理达不到要求。本发明采用有机酸和过氧单磺酸钾，两者协同复配，能够有效完成对油井地层的解堵。可能的原因是在地层条件下，有机酸和过氧单磺酸钾在一定条件下反应生成了过氧化物(比如有机过氧酸)，比单纯添加双氧水具有更好，并且具有更持久的解堵效果。而且过氧单磺酸钾本身具有很好的抑菌活性，在地层会消解注水油层中微生物导致的堵塞。

进一步地，所述表面活性剂为烷醇酰胺表面活性剂和长链烷基苯磺酸盐表面活性剂按质量比6-10:1的混合物；优选地，所述烷醇酰胺表面活性剂选自椰油酸单乙醇酰胺、椰油酸二乙醇酰胺、月桂酸二乙醇酰胺、椰子油脂肪酸单乙醇酰胺、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烯基丁二酸二乙醇酰胺、十二碳烯酸单乙醇酰胺、油酸单乙醇酰胺、亚油酸二乙醇酰胺、十六醇磷酸酯二乙醇酰胺、十一烯酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸二钠盐、硬脂酸二乙醇酰胺、肉豆蔻酸二乙醇酰胺、N-(2-羟基乙基)-3,5-二羟基苯甲酰胺、N-(2-羟乙基)十二烷基酰胺、2,4-二羟基-N-(2-羟乙基)苯甲酰胺、(Z,Z)-N,N-二(2-羟乙基)-9,12-十八烷二烯酰胺、花生四烯酸乙醇胺、(Z)-N,N-二(2-羟基乙基)-9-十八烯酸酰胺中的至少一种；所述长链烷基苯磺酸盐表面活性剂选自十二烷基苯磺酸钠、十四烷基苯磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠中的至少一种。本发明选择非离子型表面活性剂和阴离子表面活性剂复配，达到了更好的降压增注效果。

所述粘土防膨剂为氯化盐和有机胺的盐按照质量比1-2：1-2的复配，所述氯化盐选自氯化钾、氯化铵中的至少一种，所述有机胺的盐为有机胺的盐酸盐，醋酸盐中的至少一种，所述有机胺选自三甲胺，三乙胺、二甲胺、二乙胺、乙二胺、二乙烯三胺、三乙烯四胺中的至少一种。本发明以小分子有机胺的盐和氯化盐一起复配，取得了很好的粘土防膨胀效果。本发明不能选择常见的阳离子聚合物粘土防膨剂，因为使用了阴离子的表面活性剂。

所述缓蚀剂为咪唑啉类缓蚀剂，具体选自烷基咪唑琳、环烷酸咪唑啉甜菜碱、松香基咪唑啉中的至少一种。

进一步地，步骤(S201)中，所述热水是温度为60-80℃的热水

进一步地，步骤(S201)中，所述高浓度一剂多能解堵剂的用量根据近井储层堵塞程度，并结合有效厚度、有效孔度及处理半径来确定，计算方法如下：

V＝πr²hΦ；其中V-处理液挤注量，单位m³；r-处理半径1～3，单位m；h-油层有效厚度，单位m；Φ-油层孔隙度，单位％。

进一步地，步骤(S203)中，所述低浓度一剂多能解堵剂的用量根据深部储层堵塞程度，并结合有效厚度、有效孔度及处理半径来确定，计算方法如下：

V＝πr²hΦ；其中V-处理液挤注量，单位m³；r-处理半径4～8，单位m；h-油层有效厚度，单为m；Φ-油层孔隙度，单位％。

先注高浓度解堵剂，是为了处理小半径近井地带的较为严重堵塞，注入量较低；之后再大量注入浓度低的解堵剂，目的是为了更好的进入地层，解除大半径深部堵塞。

本发明从分析储层伤害原因机理、程度、类型特点入手，综合考虑地层伤害因素，根据相似相溶原理和满足地层配伍性要求，利用多种化学剂的协同增效作用，采用一剂多能解堵剂，该解堵剂主要由有机酸、有机膦酸、表活剂、粘土稳定剂等组成，集溶解、清洗、降解、防膨功能于一体，溶蚀近井地带及炮眼附近钙、镁、铁等无机垢及沥青质、胶质、蜡等有机垢，解除聚合物、细菌堵塞，提高储层近井地带渗透率。引进小分子扩散技术，通过竞争吸附作用、螯合高价离子作用、疏水效应及吸附增溶作用，使其在油层孔隙表面形成超薄膜，既可以完全把吸附在岩石表面的油膜及聚合物驱替掉，又可起到消除或预防水锁伤害的作用，恢复油层渗透率、降低注入压力的目的；采用阳离子小分子防膨缩膨剂，对泥质含量高、胶结疏松地层，可最大限度防止粘土膨胀、运移，浓度1％的加量，可使已经膨胀的粘土晶格间距压缩10％～15％，有效提高地层渗透能力。采用一剂多能解堵剂代替常规酸化三段式液体，可实现“以一代三”功效，节省作业空间，可采用井口在线注入方式，具有成本低、工艺简单和解堵效率高等特点。

具体实施方式：

本发明实施例中所述“份”，若无特别说明均为质量份；所述“％”，若无特别说明均为质量百分比。

本发明采用试剂和设备均为商业途径可以购买。测试方法为本领域所公知，不需要特别说明。

表1是本发明杏北油田注入水及返排水质分析数据。

表1杏北油田注入水及返排水质分析数据

根据注入井堵塞程度分析得知：近井地带堵塞程度严重，属于强伤害带；地层深部，堵塞程度较轻，属于弱伤害带。为此，采取“梯度”解堵工艺：近井地带强伤害带—采取高浓度药剂强度解堵；地层深部伤害带—采取低浓度药剂深部解堵。

制备例含磷聚羧酸的制备

制备例1

氮气气氛下，反应釜中加入水，将单体20份丙烯酸，10份丙烯酸丁酯，5份2-羟乙基甲基丙烯酸酯磷酸酯加入反应釜中，搅拌使单体溶解，升温至80℃，分别缓慢滴加过硫酸铵水溶液和亚硫酸氢钠水溶液(过硫酸铵水溶液和亚硫酸氢钠的质量比为1:1，且过硫酸铵用量为单体总和质量的1wt％)，保温继续反应4h，冷却至室温，用15wt％的NaOH调节体系pH为6.8，出料，得到淡黄色粘稠的共聚物溶液。通过GPC测试，共聚物重均分子量为63700g/mol，共聚物溶液固含量为22.6％。

制备例2

氮气气氛下，反应釜中加入水，将单体30份丙烯酸，13份丙烯酸丁酯，8份2-甲基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱加入反应釜中，搅拌使单体溶解，升温至75℃，分别缓慢滴加过硫酸铵水溶液和亚硫酸氢钠水溶液(过硫酸铵水溶液和亚硫酸氢钠的质量比为1:1，且过硫酸铵用量为单体总和质量的1wt％)，保温继续反应5h，冷却至室温，用15wt％的NaOH调节体系pH为7.2，出料，得到淡黄色粘稠的共聚物溶液。通过GPC测试，共聚物重均分子量为58200g/mol，共聚物溶液固含量为21.8％。

对比制备例1

其他条件和制备例1相同，区别在于不加入2-羟乙基甲基丙烯酸酯磷酸酯。

实施例1

注水井B-170井，储层有效厚度21.1m,孔隙度27.5％，回注含聚污水，由于长时间注水，近井及储层堵塞严重，储层吸水能力下降，注入压力上升至13.9MPa，注入量由初期140m³下降至76.2m³。根据实际处理效果和经验，高浓度解堵剂处理半径r为1.5m，低浓度解堵剂处理半径r为5m。

采用一剂多能在线解堵工艺，具体的实施步骤如下：

(S1)配制储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂

(S101)配制高浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：10％醋酸，8％制备例1制得的含磷聚羧酸，1％柠檬酸、3％羟基乙叉二膦酸，2.2％盐酸，1.0％表面活性剂(椰油酸二乙醇酰胺和十六烷基苯磺酸钠按照质量比6:1的混合物)，3.5％过氧单磺酸钾，2％粘土防膨剂(氯化钾和三甲胺盐酸盐按质量比2:1的混合物)，1％月桂基咪唑啉，其余为水，各组份质量百分比之和为100％；

(S102)配制低浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：1.0％羟基乙叉二膦酸，0.5％表面活性剂(椰油酸二乙醇酰胺和十六烷基苯磺酸钠按照质量比6:1的混合物)，1.0％过氧单磺酸钾，1.0％粘土防膨剂(氯化钾和和三甲胺盐酸盐按质量比2:1的混合物)，0.5％月桂基咪唑啉，其余为水，各组份质量百分比之和为100％。

(S2)注入储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂

(S201)拔出全井各层段配水堵塞器，连接井口注入设备和管线，试压25MPa，10min不刺不漏合格，注入高浓度一剂多能解堵剂41m³；

(S202)替挤清水3.0m³顶替井筒内解堵剂，关井反应24h；

(S203)注入低浓度一剂多能解堵剂455m³；

(S204)恢复注水转正常生产。

注水井B-170井实施一剂多能解堵工艺措施后，注入压力由措施前13.9MPa降至10.2MPa，储层注入量恢复至133m³，有效期10个月(有效期是注入解堵剂开始，注入量衰减至初期的70％以下时的时间段，即实施例1中注入解堵剂后10个月，油井注入量衰减至140m³的60％)。

实施例2

注水井B-52井，储层有效厚度23.6m，孔隙度25.8％，回注含聚污水，由于长时间注水，近井及储层堵塞严重，注入困难，注入压力上升至14.5MPa，注入量由初期185m³下降至98.9m³。

采用一剂多能在线解堵工艺，具体的实施步骤如下：

(S1)配制储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂

(S101)配制高浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：15％醋酸，6％制备例1制得的含磷聚羧酸，0.5％柠檬酸、5％二乙烯三胺五甲叉膦酸，2.7％盐酸，1.0％表面活性剂(月桂酸二乙醇酰胺和十六烷基苯磺酸钠按照质量比10:1的混合物)，5％过氧单磺酸钾，2％粘土防膨剂(氯化铵和三甲胺醋酸盐按质量比1:2的混合物)，1％月桂基咪唑啉，其余为水，各组份质量百分比之和为100％；

(S102)配制低浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：1.0％二乙烯三胺五甲叉膦酸，0.3％表面活性剂(月桂酸二乙醇酰胺和十六烷基苯磺酸钠按照质量比10:1的混合物)，0.5％过氧单磺酸钾，2％粘土防膨剂(氯化铵和三甲胺醋酸盐按质量比1:2的混合物)，0.5％月桂基咪唑啉，其余为水，各组份质量百分比之和为100％；

第二步、注入储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂

(1)连接井口注入设备和管线，试压25MPa，10min不刺不漏合格。

(2)注入高浓度一剂多能解堵剂43m³；

(3)替挤清水3.0m³；

(4)关井反应12小时；

(5)注入低浓度一剂多能解堵剂480m³；

(6)恢复注水转正常生产。

注水井B-52井实施一剂多能解堵工艺措施后，恢复正常注水，注入压力由措施前14.5MPa降至11.82MPa，储层注入量由措施前恢复至172m³；有效期9个月。

实施例3

注水井B-537井，储层有效厚度19.6m,孔隙度26.3％，回注含聚污水，由于长时间注水，近井及储层堵塞严重，注入困难，注入压力上升至14.8MPa，储层注入量由初期132m³下降至76.6m³。

采用一剂多能在线解堵工艺，具体的实施步骤如下：

第一步、配制储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂

1)配制高浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：12％醋酸，8％制备例2制得的含磷聚羧酸，1％柠檬酸、5％羟基乙叉二膦酸，2.4％盐酸，1.0％表面活性剂(椰油酸二乙醇酰胺和十六烷基苯磺酸钠按照质量比8:1的混合物)，4.1％过氧单磺酸钾，2％粘土防膨剂(氯化钾和三甲胺盐酸盐按质量比1:1的混合物)，1.0％月桂基咪唑啉，其余为水，各组份质量百分比之和为100％；

2)配制低浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：1.0％羟基乙叉二膦酸，0.5％表面活性剂(椰油酸二乙醇酰胺和十六烷基苯磺酸钠按照质量比8:1的混合物)，1.0％粘土防膨剂(氯化钾和三甲胺盐酸盐按质量比1:1的混合物)，0.5％月桂基咪唑啉，其余为水，各组份质量百分比之和为100％；

第二步、注入储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂

(1)拔出全井各层段配水堵塞器；

(2)连接井口注入设备和管线，试压25MPa，10min不刺不漏合格。

(3)注入高浓度一剂多能解堵剂37m³；

(4)替挤清水3.0m³；

(5)关井反应12小时；

(6)注入低浓度一剂多能解堵剂405m³；

(7)恢复注水转正常生产。

注水井B-537井实施一剂多能解堵工艺措施后，恢复正常注水，注入压力由措施前14.2MPa降至11.3MPa，储层注入量由措施前76.6m³恢复至127m³；有效期10个月。

实施例4

注水井B-247井，储层有效厚度20.7m,孔隙度27.4％，回注含聚污水，由于长时间注水，近井及储层堵塞严重，注入困难，注入压力上升至15.3MPa，储层注入量由初期143m³下降至80.5m³。

采用一剂多能在线解堵工艺，具体的实施步骤如下：

第一步、配制储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂

1)配制高浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：13％醋酸，8％制备例2制得的含磷聚羧酸，1％柠檬酸、5％羟基乙叉二膦酸，2.5％盐酸，1.0％表面活性剂(椰油酸二乙醇酰胺和十六烷基苯磺酸钠按照质量比8:1的混合物)，4.0％过氧单磺酸钾，1.8％粘土防膨剂(氯化钾和二乙烯三胺的盐酸盐按质量比1:1的混合物)，1.0％月桂基咪唑啉，其余为水，各组份质量百分比之和为100％；

2)配制低浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：1.0％羟基乙叉二膦酸，0.5％表面活性剂(椰油酸二乙醇酰胺和十六烷基苯磺酸钠按照质量比8:1的混合物)，1.0％粘土防膨剂(氯化钾和二乙烯三胺的盐酸盐按质量比1:1的混合物)，0.5％月桂基咪唑啉，其余为水，各组份质量百分比之和为100％；

第二步、注入储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂

(1)拔出全井各层段配水堵塞器；

(2)连接井口注入设备和管线，试压25MPa，10min不刺不漏合格。

(3)注入高浓度一剂多能解堵剂40m³；

(4)替挤清水3.0m³；

(5)关井反应12小时；

(6)注入低浓度一剂多能解堵剂445m³；

(7)恢复注水转正常生产。

注水井B-247井实施一剂多能解堵工艺措施后，恢复正常注水，注入压力由措施前15.3MPa降至12.4MPa，储层注入量由措施前80.5m³恢复至138m³；有效期10个月。

对比例1

注水井B-126井，储层有效厚度21.6m,孔隙度27.1％，回注含聚污水，由于长时间注水，近井及储层堵塞严重，注入困难，注入压力上升至14.2MPa，储层注入量由初期157m³下降至90.7m³。

采用一剂多能在线解堵工艺，具体的实施步骤如下：

第一步、配制储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂

1)配制高浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：12％醋酸，8％对比制备例制得的含磷聚羧酸，1％柠檬酸、5％羟基乙叉二膦酸，2.4％盐酸，1.0％表面活性剂(椰油酸二乙醇酰胺和十六烷基苯磺酸钠按照质量比8:1的混合物)，4.1％过氧单磺酸钾，2％粘土防膨剂(氯化钾和二乙烯三胺的盐酸盐按质量比1:1的混合物)，1.0％月桂基咪唑啉，其余为水，各组份质量百分比之和为100％；

2)配制低浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：1.0％羟基乙叉二膦酸，0.5％表面活性剂(椰油酸二乙醇酰胺和十六烷基苯磺酸钠按照质量比8:1的混合物)，1.0％粘土防膨剂，0.5％缓蚀剂，其余为水，各组份质量百分比之和为100％；

第二步、注入储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂

(1)拔出全井各层段配水堵塞器；

(2)连接井口注入设备和管线，试压25MPa，10min不刺不漏合格。

(3)注入高浓度一剂多能解堵剂41m³；

(4)替挤清水3.0m³；

(5)关井反应12小时；

(6)注入低浓度一剂多能解堵剂460m³；

(7)恢复注水转正常生产。

注水井B-126井实施一剂多能解堵工艺措施后，恢复正常注水，注入压力由措施前14.2MPa降至12.7MPa，由措施前90.7m³恢复至128m³；有效期5个月。

Claims (10)

1.一种适用于薄差储层的一剂多能的在线解堵工艺，其特征在于，包括以下步骤：

(S1)配制储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂：

(S101)配制高浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：10-15%醋酸、6-8%含磷聚羧酸，0.5-1%柠檬酸、3-5%有机膦酸、2.2-2.7%盐酸、0.5-1.0%表面活性剂、3.5-5%过氧单磺酸钾、0.5-2％粘土防膨剂及0.5-1.0%缓蚀剂，其余为水；所述含磷聚羧酸是以(甲基)丙烯酸、(甲基)丙烯酸烷基酯及含磷单体共聚得到，所述含磷单体选自2-羟乙基甲基丙烯酸酯磷酸酯、2-甲基丙烯酰氧乙基磷酸胆碱中的至少一种；所述(甲基)丙烯酸烷基酯选自(甲基)丙烯酸甲酯、(甲基)丙烯酸乙酯、(甲基)丙烯酸丙酯、(甲基)丙烯酸丁酯中的至少一种；(甲基)丙烯酸、(甲基)丙烯酸烷基酯和含磷单体的质量比为20-30：8-13：5-8；所述粘土防膨剂为氯化盐和有机胺的盐按照质量比1-2：1-2的复配；

(S102)配制低浓度一剂多能解堵剂，各组份重量百分比为：0.5～1.0%有机膦酸、0.3～0.5%离子表面活性剂、0.5-1%过氧单磺酸钾、0-2％粘土防膨剂及0-1.0%缓蚀剂，其余为水；

(S2)注入储层解堵各阶段用一剂多能解堵剂；

(S201)连接井口注入设备和管线，注入高浓度一剂多能解堵剂；

(S202)采用适量清水顶替井筒内解堵剂，关井反应12～24小时；

(S203)注入低浓度一剂多能解堵剂；

(S204)恢复注水转正常生产。

2.根据权利要求1所述的在线解堵工艺，其特征在于，步骤(S1)中，所述有机膦酸为羟基乙叉二膦酸、二乙烯三胺五甲叉膦酸中的一种。

3.根据权利要求1所述的在线解堵工艺，其特征在于，所述含磷聚羧酸是通过包括以下步骤的制备方法得到：惰性气氛下，反应釜中加入水、(甲基)丙烯酸、(甲基)丙烯酸烷基酯及含磷单体，升温至70-85℃，缓慢加入引发剂，保温继续反应3-5h，冷却至室温，用碱液调节体系pH为6.8-7.2后出料，得到淡黄色粘稠的共聚物溶液。

4.根据权利要求3所述的在线解堵工艺，其特征在于，所述惰性气氛为氮气和/或氩气；所述引发剂选自过硫酸铵、过硫酸钠、过硫酸钾中的至少一种；引发剂加入量是单体质量总和的1-2wt%；单体质量总和是(甲基)丙烯酸、(甲基)丙烯酸烷基酯及含磷单体质量的总和；水的加入量是使反应结束后体系的固含量为20-40%，所述碱液为氢氧化钠和/或氢氧化钾。

5.根据权利要求1所述的在线解堵工艺，其特征在于，所述表面活性剂为烷醇酰胺表面活性剂和长链烷基苯磺酸盐表面活性剂按质量比6-10:1的混合物。

6.根据权利要求5所述的在线解堵工艺，其特征在于，所述烷醇酰胺表面活性剂选自椰油酸单乙醇酰胺、椰油酸二乙醇酰胺、月桂酸二乙醇酰胺、椰子油脂肪酸单乙醇酰胺、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烯基丁二酸二乙醇酰胺、十二碳烯酸单乙醇酰胺、油酸单乙醇酰胺、亚油酸二乙醇酰胺、十六醇磷酸酯二乙醇酰胺、十一烯酸单乙醇酰胺磺基琥珀酸二钠盐、硬脂酸二乙醇酰胺、肉豆蔻酸二乙醇酰胺、N-(2-羟基乙基)-3,5-二羟基苯甲酰胺、N-(2-羟乙基)十二烷基酰胺、2,4-二羟基-N-(2-羟乙基)苯甲酰胺、(Z,Z)-N,N-二(2-羟乙基)-9,12-十八烷二烯酰胺、花生四烯酸乙醇胺、(Z)-N,N-二(2-羟基乙基)-9-十八烯酸酰胺中的至少一种；所述长链烷基苯磺酸盐表面活性剂选自十二烷基苯磺酸钠、十四烷基苯磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠中的至少一种。

7.根据权利要求1所述的在线解堵工艺，其特征在于，所述氯化盐选自氯化钾、氯化铵中的至少一种，所述有机胺的盐为有机胺的盐酸盐、醋酸盐中的至少一种，所述有机胺选自三甲胺、三乙胺、二甲胺、二乙胺、乙二胺、二乙烯三胺、三乙烯四胺中的至少一种。

8.根据权利要求1所述的在线解堵工艺，其特征在于，所述缓蚀剂为咪唑啉类缓蚀剂。

9.根据权利要求8所述的在线解堵工艺，其特征在于，所述缓蚀剂选自烷基咪唑琳、环烷酸咪唑啉甜菜碱、松香基咪唑啉中的至少一种。

10.根据权利要求1所述的在线解堵工艺，其特征在于，步骤(S201)中高浓度一剂多能解堵剂/步骤(S203)中低浓度一剂多能解堵剂的用量计算方法如下：

V＝πr²hΦ；其中V-处理液挤注量，单位m³；r-处理半径，单位m；h-油层有效厚度，单位m；Φ-油层孔隙度，单位%；对于高浓度一剂多能解堵剂，处理半径r为1-3m，对于低浓度一剂多能解堵剂，处理半径r为4-8m。