CN101285378A

CN101285378A - Hsa复合解堵工艺

Info

Publication number: CN101285378A
Application number: CNA2008100644802A
Authority: CN
Inventors: 吴永华; 吴震宇; 吴明伟; 吴琼钰
Original assignee: DAQING HUILIAN TECHNOLOGY DEVELOPMENT Co Ltd
Current assignee: Daqing Huilian Technology Development Co ltd
Priority date: 2008-05-09
Filing date: 2008-05-09
Publication date: 2008-10-15
Anticipated expiration: 2028-05-09
Also published as: CN101285378B

Abstract

本发明涉及一种HSA复合解堵工艺。该工艺包括两部分，首先在注水井井口采用高压泵注入复合酸，间隔5－24小时后，采用高浓度段塞或使用滴注装置注入活性剂，其中复合酸由盐酸10～12％、氢氟酸1％～2％、氟硼酸8％～10％、冰醋酸2％、缓蚀剂2.0％、柠檬酸0.1～0.2％、异丁醇4.0～6.0％及水68～72％组成，活性剂由阴非离子表面活性剂0.1～0.2％、氯化钠0.3～0.5％及余量水组成，上述的缓蚀剂由六次甲基四胺和甲醛按1∶1复配而成，阴、非离子表面活性剂由石油苯磺酸钠和脂肪酸烷醇酰胺按1∶1复配而成。该复合解堵剂具有近井地带和油层深部综合解堵的作用，有效期长，解堵效果明显。

Description

HSA复合解堵工艺

技术领域：

本发明涉及油田采油领域中一种注水井解堵工艺，尤其是一种HSA复合解堵工艺。

背景技术：

低渗透油田油层发育差，油层孔隙半径明显变小、粘土含量及泥质含量显著增加、粒度中值明显降低。该类油层在注水开发过程中轻微堵塞即可造成注入压力升高，注入困难。同时孔道细小、孔喉作用增强、高比表面等特点直接对流体流动产生明显影响，而且渗透率越低，影响越强。随着注入水不断推进，渗流阻力迅速增加，注入压力升高快，注水量递减快。堵塞有有机堵塞和无机堵塞，无机堵塞主要包括钻完井措施过程中泥浆污染、粘土矿物水化膨胀、内源和外源颗粒造成的速敏伤害等；有机堵塞是指原油中有机质(譬如沥青、胶质等)在多孔介质中吸附、沉积后使部分孔喉受到堵塞，岩石渗透率明显下降，同时还可使岩石表面润湿性偏亲油，水相渗透率降低，同时孔道细小、孔喉作用增强、高比表面等特点直接对流体流动产生明显影响，而且渗透率越低，影响越强。随着注入水不断推进，渗流阻力迅速增加，注入压力升高快，注水量递减快。常用的解堵方法是酸化解堵，但效果不明显且有效期短。

发明内容：

为了克服背景技术的不足，本发明提供一种HSA复合解堵工艺，该工艺具有近井地带和油层深部综合解堵的作用，有效期长，解堵效果明显。

该HSA复合解堵工艺原理：

通常情况下，压差与流量的关系为：

Δp = \frac{Qμ \ln R_{e} / R_{w}}{2 k_{w} hπ}

在Q、μ、h、R_e、R_w保持不变的情况下，ΔP和K_w成反比，即若能提高K_w，就能降低ΔP。而

k_w＝k×k_rw

式中K_w为地层对注入水的有效渗透率；

K为地层绝对渗透率；

K_rw为地层对注入水的相对渗透率。

从该公式可以看出，提高绝对渗透率和相对渗透率都可以提高注入水的有效渗透率。以往的油水井压裂、酸化措施解除机械杂质、垢等堵塞，疏通孔道，其作用机理是提高地层的绝对渗透率；而室内研究表明，界面张力低溶液，可提高注入水的相对渗透率，理论上亲水岩石的终点(最高)水相对渗透率只有0.15左右，而若溶液界面张力为零，则应达到1。即靠改变界面张力，水的相对渗透率在理论上可以提高1/0.15＝6.7倍，注入压差也应该降低6.7倍。

本发明的技术方案是：该HSA复合解堵工艺包括两部分，首先在注水井井口采用高压泵注入复合酸，间隔5-24小时后，采用高浓度段塞或使用滴注装置注入活性剂，其中复合酸由盐酸10～12％、氢氟酸1％-2％、氟硼酸8％-10％、冰醋酸2％、缓蚀剂2.0％、柠檬酸0.1～0.2％、异丁醇4.0～6.0％及水68～72％组成，活性剂由阴、非离子表面活性剂0.1～0.2％、氯化钠0.3～0.5％及余量水组成，上述的缓蚀剂由六次甲基四胺和甲醛按1∶1复配而成，阴、非离子表面活性剂由石油苯磺酸钠、脂肪酸烷醇酰胺按1∶1复配而成。在整个注入过程中，可依据注入井注入压力和注入量变化，适当调整活性剂浓度及用量。

该HSA活性剂性能评价：

1.复合酸体系

该体系由无机酸、有机酸、缓蚀剂及粘土稳定剂等组成，具有较好的解堵性能。针对发育较差的油层，要在一定深度和广度范围内提高地层的孔隙度和渗透率，常规的酸化液与地层中胶结物的反应速度快、作用范围小，达不到提高地层渗透率的效果，而采用的复合酸体系中无机酸、有机酸在地层中缓慢水解生成氢氟酸，降低酸液反应活力，从而增加了活性酸的作用半径。粘土稳定剂在岩石胶结物表面可形成保护膜，防止地层与酸液反应后胶结物中的粘土矿物随液流转移，起到保护地层的目的。缓蚀剂是一种铁离子稳定剂，保护油套管及设备不受酸液腐蚀，并能防止地层中铁离子的沉淀。具体性能见下表1及图3。

复合酸综合性能数据表表1

腐蚀速度(g/m².h)	溶蚀率(％)	残酸与Fe³⁺的混合物	界面张力(mN/m)	化学稳定性
腐蚀速度(g/m².h)	溶蚀率(％)	残酸与Fe³⁺的混合物	界面张力(mN/m)	化学稳定性	0.95	＞50	无沉淀	2.41	15天性能不变

2.活性剂解堵液：

由非离子表面活性剂、阴离子表面活性剂及助剂等组成具有一定表面活性溶液体系。该体系可降低油水界面张力，增加原油流动能力；可改变岩石表面润湿性，使岩石润湿性向亲水方向转变，发挥毛管力作用；增加水相渗透率，降低注入压力。各项性能如下表2及图4：

①与大庆原油油水界面张力可达到10^-2mN/m；

②活性剂溶液可降低亲油介质表面与水的接触角；

③活性剂溶液增加水相渗透率，降低注入压力。

活性剂解堵液处理后的载波片与蒸馏水的动态接触角表2

溶液	前进角(°)	后退角(°)
溶液	前进角(°)	后退角(°)	矿场注入水	92.98	90.39
活性解堵液	67.75	60.43	矿场注入水	92.98	90.39

备注：用甲基硅油处理过的载波片模拟亲油油层。

本发明具有如下有益效果：本发明通过分析该类油层注水困难、注水压力高的原因，并在总结以往注水井降压增注工作的基础上，通过大量的理论研究和实验，开发出一种新型的解堵技术，即：HSA复合解堵技术。其所应用的解堵剂是一种由复合酸、活性剂等构成的复合体系，具有近井地带和油层深部综合解堵的作用，使解堵效果明显优于常规酸化解堵，有效期长。此外，该技术对中低渗透污染严重的油层具有明显的解堵效果。受地层条件制约因素少。该活性剂复合解堵技术是将复合酸酸化技术和活性剂解堵增注技术两种不同工艺有机结合，既提高注入水的绝对渗透率又提高其相对渗透率，综合提高注入水的有效渗透率，进一步降低注入压力。首先向地层注入复合酸酸化液，解除近井地带油层无机物堵塞，疏通孔道，从而保证后续活性液顺利注入。再注入具有一定表面活性的活性液及相应助剂，活性液随注入水逐步推入地层深部，活化滞留油、增大毛管数并改变岩石润湿性，增加水的相对渗透率的作用，达到提高油层注入能力的目的。复合酸体系作用是解除地层周围无机污染，增加地层孔隙度和渗透率，可使后续活性剂溶液注入顺利，对油层深部发驱油、降低油水界面张力的作用。该复合解堵剂具有近井地带和油层深部综合解堵的作用。

附图说明：

图1是南5-31-626井注水曲线；

图2是南6-20-626井注水曲线；

图3活性剂体系与原油界面张力稳定性曲线；

图4岩心相对渗透率曲线；

图5高压泵注工艺示意图；

图6活性剂滴注工艺示意图。

具体实施方式：

下面结合实施例对本发明作进一步说明：

下述实施例中所用的复合解堵液配方为：复合酸由盐酸12％、氢氟酸1％、氟硼酸8％、冰醋酸2％、缓蚀剂2.0％、柠檬酸0.2％、异丁醇4.0％及水70.8％组成，活性剂由阴非离子表面活性剂0.1％、氯化钠0.5％及99.4的水组成，其中缓蚀剂由六次甲基四胺和甲醛按1∶1复配而成，阴非离子表面活性剂由石油苯磺酸钠、脂肪酸烷醇酰胺按1∶1复配而成。

实施例1、模拟实际地层温度、压力，将复合酸及活性剂先后通过天然岩心，进行岩心解堵流动模拟试验，以注复合解堵液前后标准盐水渗透率的变化判断解堵效果。

η＝(Kw-Kw₀)/Kw×100％

式中η-渗透率提高率，％

Kw₀-注解堵液前岩心的初始水测渗透率，×10^-3μm²；

Kw-注解堵液后岩心的水测渗透率，×10^-3μm²。

岩心物理模拟实验数据表3

井号	岩心长度(cm)	Kw₀(×10^-3μm²)	Kw(×10^-3μm²)	η(％)
井号	岩心长度(cm)	Kw₀(×10^-3μm²)	Kw(×10^-3μm²)	η(％)	1#	2.73	53.81	97.58	81.34％
2#	2.53	65.42	144.10	120.27％	1#	2.73	53.81	97.58	81.34％
2#	2.53	65.42	144.10	120.27％	平均				100.81％

天然岩心采用HSA复合解堵后岩心渗透率提高率平均达100.81％。

实施例2、南6区西块三次加密井现场试验：

1.试验井地质特征及吸水状况差原因分析

根据试验井实际的注入状况，通过对南6区西块三次加密井区储层矿物及流体物性分析，结合试验井吸水剖面测井成果，吸水状况差主要有以下几方面原因：

(1)储层均质性差，吸水量不均，层间矛盾严重，部分层段不吸水；

(2)该储层属薄差脏污油层，流动性差，吸水能力较弱，中等速敏，中强水敏，中强盐敏，中强酸敏，中强碱敏，常规酸化措施无法解决该井矛盾；

(3)该储层泥质含量较高，地层水矿化度较高，当外来液注入时，由于矿化度的逆差较大，极易造成地层水与外来液之间电子漂移，致使矿物粘土膨胀、运移，造成原来吸水的层段不吸水，整体渗透率降低，储层不仅是近井地带污染，深层次矛盾更加突出；

(4)该储层属二、三类储层，流体物性较差，原油重质成份较多，吸附牢固；

(5)该储层润湿条件大部分显中强亲油性，不易于流体流动。

2.HSA活性剂复合解堵液注入量：

在堵塞原因分析基础上，结合试验井动静态生产数据，综合判断、确定增注层位和解堵半径，以此为依据，计算现场HSA活性剂复合解堵液注入量。

HSA活性剂复合解堵液现场用量表4

3.现场试验情况及效果分析：

(1)南5-31-626井

2006年12月2日对该井萨II 1---萨III2、葡II 4---II 10、高I1---高I 4+5、高I 6+7---I 16+17进行HSA活性剂复合解堵施工，首先采用高压泵注入复合酸(如图5所示)，注入流量为每半小时10立方米，注入压力为11.3～11.5MPa，间隔12小时后采用滴注的方式注入活性剂，注入流量为每天63立方米，累计注入时间为30天。措施后全井日注入量由措施前42m³增加到了78m³，日注入量增加36m³，从整体上见到了较好的降压增注效果。

从分层注水数据看，吸水比例低的高I 6+7---I 16+17、高I 1---高I 4+5、萨II 1---萨III2层段吸水能力得到了明显改善。

注水井南5-31-626井HSA活性剂复合解堵现场试验数据表5

(2)南6-20-626井

该井于2006年12月24日全井采用HSA活性剂复合解堵施工，首先采用高压泵注入复合酸，注入流量为每半小时10立方米，间隔12小时后采用滴注的方式注入活性剂(如图6所示)，累计注入时间为33天，注入1650m³活性剂溶液，注入压力为8.6～11.2MPa。措施前注入压力12.1MPa，日注水量46m³，措施后在注入压力8.82MPa下，日注入量80m³，吸水指数由措施前的0.73m³/m.MPa提高到了1.74m³/m.MPa，增幅达到了138％。

2007年10月该井进行了注入剖面测试，与措施前注入剖面测试数据对比显示：采用HSA活性剂复合解堵前后吸水剖面发生了明显改变，吸水厚度提高。

南6-20-626井HSA活性剂复合解堵前后吸收剖面测试数据表6

目前两口井的有效期都已达到10个月，并持续有效，取得了较好的降压增注效果。

HSA复合解堵技术既能提高注入水的绝对渗透率又可以提高其相对渗透率，二者综合提高注入水的有效渗透率，起到降压增注作用。南6区西块三次加密井现场试验表明：HSA活性剂复合解堵技术可使注水压力降低，注水量增加；并能使吸水状况差油层的吸水能力得到改善，具有调整层间吸水差异的作用。

Claims

1、一种HSA复合解堵工艺，其特征在于：该工艺包括两部分，首先在注水井井口采用高压泵注入复合酸，间隔5-24小时后，采用高浓度段塞或使用滴注装置注入活性剂，其中复合酸由盐酸10～12％、氢氟酸1％-2％、氟硼酸8％-10％、冰醋酸2％、缓蚀剂2.0％、柠檬酸0.1～0.2％、异丁醇4.0～6.0％及水68～72％组成，活性剂由阴、非离子表面活性剂0.1～0.2％、氯化钠0.3～0.5％及余量水组成，上述的缓蚀剂由六次甲基四胺和甲醛按1∶1复配而成，阴、非离子表面活性剂由石油苯磺酸钠和脂肪酸烷醇酰胺按1∶1复配而成。