CN108913118A - 一种用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法，对待处理储层依次使用处理液、主体酸液、处理液、控水增油剂、处理液、主体酸液、处理液进行处理；所述控水增油剂，包括如下质量分数的组分，2％‑3％氯化钾、0.1％‑0.5％增稠剂、1％‑10％油溶性酚醛树脂、2％‑3％压裂用助排剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。本发明工艺既安全可靠，在控制油井含水率的同时增加油井产油量，提高增产措施效果，提高采油井开发效益。

Description

一种用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法

技术领域

本发明属于石油开采技术领域，尤其是涉及一种用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法。

背景技术

随着国内各油田开发的不断深入，油井含水率逐渐升高，大港油田王徐庄、歧南、王官屯等油田含水较高。该类油气藏属于典型生物灰岩油藏，储层薄而集中，裂缝发育较好，通过酸化解除污染，沟通裂缝增产效果明显：平均年增油近4000t。

目前对高含水井进行酸化增产措施，存在以下问题：

(1)酸化措施后油井含水率进一步上升。通过统计大港油田2014年-2016年共实施油井酸化井效果分析，其中酸化后大量出水导致失效占21.23％，且逐年上升(2014年12％，2015年20％，2016年27％)。分析原因是高含水油井进行常规酸化改造，酸液延大孔道或高渗带指进，优先进入高含水层，酸后含水率进一步上升。

(2)采用工具分层酸化，局限性强。需要先找水层，再采用长胶桶封隔器、底封封隔器等堵住水层单酸油层的工艺方式不能满足层内出水和油水互层井的酸化改造需求。

(3)水泥封堵水层再酸化，压力排量受限。需要先找准水层，再用水泥封堵，复射开油层，再酸化增产，工艺繁琐，且由于水泥耐酸耐压性问题，酸化施工排量、压力受限，影响酸化效果。

以上的各种技术均存在应用上的局限性,因而在某些情况下效果不理想。

发明内容

有鉴于此，本发明旨在提出一种用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法，以克服现有技术存在的效果差、局限性强等问题，工艺既安全可靠，在控制油井含水率的同时增加油井产油量，提高增产措施效果，提高采油井开发效益。

为达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：

一种用于高含水油藏控水增油剂，包括如下质量分数的组分，2％-3％氯化钾、0.1％-0.5％增稠剂、1％-10％油溶性酚醛树脂、2％-3％压裂用助排剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。

优选的，所述增稠剂为聚丙烯酰胺；所述压裂用助排剂为氟碳表面活性剂。

本发明还提供一种用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法，对待处理储层依次使用处理液、主体酸液、处理液、控水增油剂、处理液、主体酸液、处理液进行处理；所述控水增油剂为如上所述的用于高含水油藏控水增油剂。

优选的，所述处理液包括如下质量分数的组分，10％-15％工业用合成盐酸，3％-10％采油用地层清洗剂，2％-5％采油用润湿剂，1-5％酸化用缓蚀剂，2％-3％压裂用助排剂，2％-3％酸化用铁离子稳定剂；2％-5％粘土稳定剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。

优选的，针对碳酸盐岩储层，使用的主体酸包括如下质量分数的组分，10％-15％工业用合成盐酸，3％-10％工业冰乙酸，2％-5％采油用润湿剂，1～5％酸化用缓蚀剂，2％-3％压裂用助排剂，2％-3％酸化用铁离子稳定剂，2％-5％粘土稳定剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％；

针对砂岩或火成岩储层，使用的主体酸包括如下质量分数的组分，10％-15％工业用合成盐酸，1％-3％工业氢氟酸，2％-5％采油用润湿剂，2％酸化用缓蚀剂，2％-3％压裂用助排剂，2％-3％酸化用铁离子稳定剂，2％-5％粘土稳定剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。

优选的，采油用地层清洗剂为苯酚醚，甲苯，脂肪醇聚氧乙烯醚，脂肪醇聚氧乙烯醚酸盐，烷基酚聚氧乙烯醚中的一种或多种；所述采油用润湿剂为烷基三甲基溴化铵，琥珀酸酯磺酸盐，高级脂肪酰胺磺酸盐，聚氧乙烯脂肪酸酯中的一种或多种；所述酸化用缓蚀剂为曼尼希碱、丙炔醇、脂肪胺及其衍生物、季铵盐类、酰胺羧酸型、松香衍生物类缓蚀剂、吡啶类缓蚀剂中的一种或多种；所述压裂用助排剂为氟碳表面活性剂、聚氧乙烯醚酯盐两性表面活性剂、碳氢阳离子表面活性剂中的一种或多种；所述酸化用铁离子稳定剂为柠檬酸、EDTA二钠盐、草酸和冰醋酸中的一种或多种；所述粘土稳定剂为有机盐，季铵盐型、吡啶盐型、咪唑啉盐型阳离子型表面活性剂及其聚合物、烃基卤代甲硅烷中的一种或多种。

优选的，包括如下步骤，

1)将处理液从油管替入，用量为1倍油管容积；

2)将处理液从油管注入，处理液用量为{目的层射孔厚度×(2～15)m³/m的用酸强度}×高渗层厚度/总射孔厚度；

3)将主体酸液从油管注入，主体酸液用量为{π×射孔厚度×平均孔隙度×处理半径²}×高渗层厚度/总射孔厚度；所述处理半径为1m～3m；

4)将处理液从油管注入，处理液用量为步骤2)中主体酸用量的1/4～1/2；

5)将控水增油剂从油管注入，控水增油剂用量为目的层中需要封堵层厚度的0.3-1.5m³/m；

6)将处理液从油管注入，用量为{目的层射孔厚度×(2～15)m³/m的用酸强度}×低渗层厚度/总射孔厚度；

7)将主体酸液从油管注入，用量为{π×射孔厚度×平均孔隙度×处理半径²}×低渗层厚度/总射孔厚度；所述处理半径为1m～3m；

8)将处理液从油管注入，用量为步骤7)中主体酸用量的1/4～1/2；

9)挤注上述液体完毕，从油管挤入顶替液，顶替液量大于油管体积1.5倍；

10)挤注顶替液完毕，立即进行残酸返排；优选的，所述顶替液为清水或者粘土温定剂与清水的混合物，所述粘土稳定剂占顶替液的质量百分比为1～3％，优选的2％。

各步骤泵压要求均根据采油树、油管或其他井控装置的安全工作压力值为准，在安全工作压力下，限压不限排量注入。如井口采用250型采油树，注入压力≤21MPa，井口采用350型采油树，注入压力≤34MPa。

优选的，当储层为碳酸盐岩或火成岩储层时，不需要操作步骤4)以及步骤8)。

相对于现有技术，本发明所述的具有以下优势：

(1)本发明所述的控水增油剂，具有“油溶水堵”的特点，能实现化学选择性自主封堵水层。

(2)本发明所述的工艺能解除储层污染，着重改善油层渗透率，阻止或降低酸液在水层中的突进速度，沟通或延长油层裂缝，拓宽原油流动通道。

(3)本发明所述的控水增油剂和工艺，在高含水区块油井增产措施中，具有较强适用性。

(4)本发明所述的控水增油剂和工艺，能实现增油的同时降低含水率；且工艺采用单趟管柱实现油水同层、油水互层控水增油及酸化增产，施工安全，简单有效。

附图说明

图1为地面管线流程图；

图2为井下施工管柱图；

1.处理液罐，2.主体酸A罐，3.控水增油剂罐，4.主体酸B罐，5.顶替液罐，6.第一阀门，7.第二阀门，8.第三阀门，9.第四阀门，10.第五阀门，11.泵，12.高压管线，13.采油树，14.油管，15.油层套管，16.目的层，17.表层套管，18.技术套管。

具体实施方式

除有定义外，以下实施例中所用的技术术语具有与本发明所属领域技术人员普遍理解的相同含义。以下实施例中所用的试验试剂，如无特殊说明，均为常规生化试剂；所述实验方法，如无特殊说明，均为常规方法。

下面结合实施例来详细说明本发明。

在进行施工之前，先进行地面管线及罐连接，如图1所示，包括以下步骤：

1、分别将处理液、主体酸、控水增油剂以及顶替液放入各自对应罐中，并连接好高压管线；

2、将施工罐用高压管线连接，按顺序接通阀门，用高压管线连接采油树；

3、井口安装采油树。

井下施工管柱的结构，如图2所示，油管14套装在油层套管15内，其余结构参见附图2。

实施例1

A1井，目的层为砂岩，措施前日产油0.8t，含水率94.8％。其生产情况见表1

表1 A1井措施前生产情况

根据储层和原油物性，采用控水增油酸化工艺，具体施工泵注程序为：

①据储层孔渗情况，计算用酸强度、处理半径及控水增油剂用量，按照措施配方分别配制处理液80m³、主体酸液60m³、控水增油剂15m³、顶替液10m³；

②连接注入管线，打开采油树套管阀门，开始注入程序；

③低泵压注入处理液6m³，使其充满油管，然后关闭套管阀门；

④限制泵压21MPa下，大排量依次注入处理液19m³，主体酸液30m³，处理液15m³，初步溶蚀目的层。

⑤泵压21MPa，注入控水增油剂15m³，选择性处理含水主要贡献层，降低高含水或水层连通性较好层位的渗透率；

⑥继续大排量依次注入处理液25m³，主体酸液30m³，处理液15m³，对封堵后油层进行酸化处理，改善油层渗透率。

⑦注入10m³顶替液，确保全部酸液进入储层并充分反应。

⑧注顶替液结束，拆除注酸管线，根据油压大小调节不同油嘴放喷。

⑨放喷不出后，进行水力泵排液，至残液pH值6-7为合格。

⑩完成油井生产管柱进行正常生产。

该井措施后日产油上升至2.5t，含水下降至79.2％，取得了良好的控水增油效果。

其中控水增油剂，包括如下质量分数的组分，2％氯化钾、0.2％增稠剂、3％油溶性酚醛树脂、2％压裂用助排剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。所述增稠剂为聚丙烯酰胺；所述压裂用助排剂为氟碳表面活性剂。

所述处理液，包括如下质量分数的组分，11％工业用合成盐酸，4％采油用地层清洗剂，3％采油用润湿剂，1％酸化用缓蚀剂，2％压裂用助排剂，2％酸化用铁离子稳定剂；2％粘土稳定剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。

使用的主体酸包括如下质量分数的组分，11％工业用合成盐酸，2％工业氢氟酸，3％采油用润湿剂，2％酸化用缓蚀剂，2％压裂用助排剂，2％酸化用铁离子稳定剂，3％粘土稳定剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。

采油用地层清洗剂为苯酚醚；所述采油用润湿剂为烷基三甲基溴化铵；所述酸化用缓蚀剂为复合吡啶季铵盐；所述压裂用助排剂为氟碳表面活性剂；所述酸化用铁离子稳定剂为EDTA二价钠盐；所述粘土稳定剂为聚季铵盐阳离子表面活性剂。

实施例2

B井，该井目的层为该井目的层为Es1，开采油层为4层，岩性生物灰岩，属于碳酸盐岩储层。其原油情况见表2

表2 B井措施前生产情况

根据储层和原油物性，采用控水增油化工艺，具体施工泵注程序为：

①依据储层孔渗情况，计算用酸强度及控水增油剂用量，按照措施配方分别配制处理液65m³、主体酸40m³、控水增油剂15m³、顶替液10m³；

②连接注入管线，打开采油树套管阀门，开始注入程序；

③以低泵压低排量方式注入处理液4m³，使其充满油管，然后关闭套管阀门；

④限制泵压21MPa下，大排量注入处理液26m³，初步溶蚀储层，解除各层近井地带污染；

⑤限制泵压21MPa下，大排量注入主体酸15m³；

⑥泵压21MPa，注入控水增油剂15m³，选择性处理含水主要贡献层，降低高含水或水层连通性较好层位的渗透率；

⑦继续大排量依次注入处理液35m³，主体酸液25m³，对封堵后油层进行选择性酸化，达到增油控水的措施目的；

⑧注入10m³顶替液，确保全部酸液进入储层并充分反应；

⑨注顶替液结束，拆除注酸管线，根据油压大小调节不同油嘴放喷；

⑩放喷不出后，进行水力泵排液，至残液pH值6-7为合格；

完成油井生产管柱进行正常生产；

该井措施后日产油上升至6.1t，含水下降至80.2％，取得了良好的控水增油效果。

其中，控水增油剂，包括如下质量分数的组分，3％氯化钾、0.3％增稠剂、6％油溶性酚醛树脂、3％压裂用助排剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。所述增稠剂为聚丙烯酰胺；所述压裂用助排剂为氟碳表面活性剂。

所述处理液包括如下质量分数的组分，15％工业用合成盐酸，10％采油用地层清洗剂，3％采油用润湿剂，2％酸化用缓蚀剂，2％压裂用助排剂，3％酸化用铁离子稳定剂；2％粘土稳定剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。

使用的主体酸液包括如下质量分数的组分，13％工业用合成盐酸，2％工业氢氟酸，4％采油用润湿剂，2％酸化用缓蚀剂，3％压裂用助排剂，2％酸化用铁离子稳定剂，4％粘土稳定剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。

采油用地层清洗剂为苯酚醚；所述采油用润湿剂为聚氧乙烯脂肪酸酯；所述酸化用缓蚀剂为曼尼希碱缓蚀剂；所述压裂用助排剂为氟碳表面活性剂；所述酸化用铁离子稳定剂为EDTA二价钠盐；所述粘土稳定剂为聚季铵盐阳离子表面活性剂。

以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种用于高含水油藏控水增油剂，其特征在于：包括如下质量分数的组分，2％-3％氯化钾、0.1％-0.5％增稠剂、1％-10％油溶性酚醛树脂、2％-3％压裂用助排剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。

2.根据权利要求1所述的用于高含水油藏控水增油剂，其特征在于：所述增稠剂为聚丙烯酰胺；所述压裂用助排剂为氟碳表面活性剂。

3.一种用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法，其特征在于：对待处理储层依次使用处理液、主体酸液、处理液、控水增油剂、处理液、主体酸液、处理液进行处理；所述控水增油剂为权利要求1或2所述的用于高含水油藏控水增油剂。

4.根据权利要求3所述的用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法，其特征在于：所述处理液包括如下质量分数的组分，10％-15％工业用合成盐酸，3％-10％采油用地层清洗剂，2％-5％采油用润湿剂，1-5％酸化用缓蚀剂，2％-3％压裂用助排剂，2％-3％酸化用铁离子稳定剂；2％-5％粘土稳定剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。

5.根据权利要求4所述的用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法，其特征在于：针对碳酸盐岩储层，使用的主体酸包括如下质量分数的组分，10％-15％工业用合成盐酸，3％-10％工业冰乙酸，2％-5％采油用润湿剂，1～5％酸化用缓蚀剂，2％-3％压裂用助排剂，2％-3％酸化用铁离子稳定剂，2％-5％粘土稳定剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％；

针对砂岩或火成岩储层，使用的主体酸液包括如下质量分数的组分，10％-15％工业用合成盐酸，1％-3％工业氢氟酸，2％-5％采油用润湿剂，1～5％酸化用缓蚀剂，2％-3％压裂用助排剂，2％-3％酸化用铁离子稳定剂，2％-5％粘土稳定剂，其余为水，且各组分的质量分数之和为100％。

6.根据权利要求4或5所述的用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法，其特征在于：采油用地层清洗剂为苯酚醚，甲苯，脂肪醇聚氧乙烯醚，脂肪醇聚氧乙烯醚酸盐，烷基酚聚氧乙烯醚中的一种或多种；所述采油用润湿剂为烷基三甲基溴化铵，琥珀酸酯磺酸盐，高级脂肪酰胺磺酸盐，聚氧乙烯脂肪酸酯中的一种或多种；所述酸化用缓蚀剂为曼尼希碱、丙炔醇、脂肪胺及其衍生物、季铵盐类、酰胺羧酸型、松香衍生物类缓蚀剂、吡啶类缓蚀剂中的一种或多种；所述压裂用助排剂为氟碳表面活性剂、聚氧乙烯醚酯盐两性表面活性剂、碳氢阳离子表面活性剂中的一种或多种；所述酸化用铁离子稳定剂为柠檬酸、EDTA二钠盐、草酸和冰醋酸中的一种或多种；所述粘土稳定剂为有机盐，季铵盐型、吡啶盐型、咪唑啉盐型阳离子型表面活性剂及其聚合物、烃基卤代甲硅烷中的一种或多种。

7.根据权利要求3～6任一项所述的用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法，其特征在于：包括如下步骤，

1)将处理液从油管替入，用量为0.9-1倍油管容积；

2)将处理液从油管注入，处理液用量为{目的层射孔厚度×(2～15)m³/m的用酸强度}×高渗层厚度/总射孔厚度；

3)将主体酸液从油管注入，主体酸液用量为{π×射孔厚度×平均孔隙度×处理半径²}×高渗层厚度/总射孔厚度；处理半径为1m～3m；

4)将处理液从油管注入，处理液用量为步骤2)中主体酸用量的1/4～1/2；

5)将控水增油剂从油管注入，控水增油剂用量为目的层中需要封堵层厚度的0.3-1.5倍m³/m；

6)将处理液从油管注入，用量为{目的层射孔厚度×(2～15)m³/m的用酸强度}×低渗层厚度/总射孔厚度；

7)将主体酸液从油管注入，用量为{π×射孔厚度×平均孔隙度×处理半径²}×低渗层厚度/总射孔厚度；处理半径为1m～3m；

8)将处理液从油管注入，用量为步骤7)中主体酸用量的1/4～1/2；

9)上述液体挤注完毕，从油管挤入顶替液，顶替液量大于油管体积1.5倍；

10)挤注顶替液完毕，立即进行残酸返排；优选的，所述顶替液为清水或者粘土温定剂与清水的混合物，所述粘土稳定剂占顶替液的质量百分比为1～3％，优选的2％。

8.根据权利要求3～6任一项所述的用于高含水油藏控水增油酸化工艺方法，其特征在于：当储层为碳酸盐岩或火成岩储层时，不需要操作步骤4)以及步骤8)。