一种用于注水井的调‑解联作工艺方法与流程

本发明涉及石油开发过程中注水井的调剖技术以及酸化技术，特别是涉及一种用于非均质储层注水井的调—解联作工艺方法。

背景技术：

自注水开发提出后将近一个世纪的时间内，注水一直作为世界范围内油田主流的采油方式。一个油藏往往由多个油层组成，由于各油层渗透性的差异，注入水将沿高渗透层突进，造成油井过早水淹。因此在注水开发过程中，油藏高渗透层吸水能力强，出现指进和舌进现象形成水流通道，注入水无效循环，低渗透层不能有效开发。由于储层的非均质性，在长期注水开发后很容易导致油井产水，对经济效益影响很大，包括在地层中可能出现水圈闭的死油区，注入水绕道而过，从而降低采收率。同时油井出水严重还有可能使储层结构破坏，造成油井出砂；含水上升会增加液体相对密度，增大井底油压，增加采油抽油动力设备；含水上升会腐蚀井下设备，严重时可能引发事故；由于产水增加，必然会使地面的脱水费用增加。

针对注水开采出现的这些问题，石油工作者提出了调剖堵水工艺，即改善注水井吸水剖面，封堵油井出水层位。

通过对注水井采取调剖工艺措施，改善吸水剖面可提高注入水的利用率，改善注水驱替效果。根据达西定律，向储层注入水，注入水线性流过储层各小段时，符合下列关系(何更生，唐海.油层物理[m].北京：石油工业出版社，2011.6)：

式中q-在压差δp下，进入储层的流量，cm³/s；

a-垂直于流动方向储层的截面积，cm²；

l-流体流过距离，cm；

μ-进入储层的流体粘度，mpa·s；

δp-流体的注入压力差，atm；

k-该孔隙介质的绝对渗透率，μm²。

由于进入各层段的注入水会大量进入高渗透层，而小渗透层进水量较少，导致指进和舌进现象。为了使注入水均匀进入每一小层(或小段)，达到均匀注水的目的，就必须满足各小层(或小段)的单位面积上的注水速度相同，即满足下式：

式中k1、k2…ki…kn-水井中各小层渗透率；

δp1、δp2…δpi…δpn-水井中各小层的注入压差；

μ1、μ2…μi…μn-各小层注入流体的粘度；

l1、l2…li…ln-注水时流体通过的径向距离。

由于储层的非均质性，要实现各层注水速度相同，就是要使各层渗透率接近。目前常采用的三种工程措施进行改善：调剖、堵水和酸化。调剖的目的是封堵高渗透层，酸化的目的是提高低渗透层的渗透率，堵水是从生产井进行协助改善。

注水井由于长期的注水，注入水通常已经沿某些高渗通道与油井连通了，为了维持储层压力必须对单井注水量有要求，当注水达不到配注要求时就提高压力注水，最终加速了指进和舌井现象的发生。在这种情况下，通常会对注水井进行调剖处理。

注水井在长期注水过程中，随着注入时间增长，注入量达不到配注要求，这是由于注水井近井地带被堵塞造成的，堵塞的原因包括：(1)注入水中的固相杂质堵塞；(2)水中的各种无机离子结垢伤害；(3)油污堵塞；(4)粘度矿物膨胀伤害；(5)管线腐蚀产物堵塞等。当注水井达不到配注要求后，通常会采取酸化解堵措施，以实现增注稳注的目的。

在实际生产过程中，为了改善注水井的生产状况，会经常采取调剖措施、酸化措施，但目前所有现场施工都是将二者分开进行的。从调剖及酸化解堵的发展上看，单纯的水井酸化与调剖无法同时实现水井的增注与减小层间矛盾。对于非均质储层，当配注达不到要求时，采取酸化解堵措施，而酸液注入储层后会大部分消耗在高渗层，低渗层进酸较少，最终容易加深储层的非均质矛盾。由于非均质储层本身的渗透率差异导致注水波及效率低而实施调剖措施，不管什么堵剂进入储层后是高渗、低渗都会被注入堵剂，因此调剖作业后不仅改善了注水剖面，同时还降低了单井注水量，这样也不能满足生产需要。通常对注不进的水井，会对其采取解堵措施，解堵用的酸液在解堵的同时也会将进入高渗层的堵剂解除，导致徒劳无功的结果。

为了实现多层油藏注水井的解堵调剖，改善注入剖面，提高油田开发效果，本发明针对注水井提出将调剖与酸化解堵相结合的工艺措施，称为调-解联作工艺。该工艺将两种工艺结合使用，可大大提高施工作业效率，减少施工作业成本。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供一种用于注水井的调—解联作工艺方法，首先选出有必要进行调-解联作工艺的注水井及改造层位，采用注水井调-解联作配套工艺技术，实现高含水油井的降水增油，多层油藏注水井的解堵调剖，改善注入剖面，提高油田开发效果，其施工操作简便、安全、高效，具有广阔的市场应用前景。

为达到以上技术目的，本发明提供以下技术方案。

一种用于注水井的调—解联作工艺方法，依次包括以下步骤：

(1)配制入井流体纤维素堵剂a剂、酸催化成胶的调剖剂b剂、酸液c剂；

(2)逐步提高压力向地层注水，绘制注入压力与排量的关系曲线，即试压施工曲线(见图1)，确定注入压力曲线拐点p*；

(3)在低于p*的注入压力下注入纤维素堵剂a剂用于远井调堵，注入量按远井调堵设计深度计算(注入量a＝π(r1²-r2²)hφ，r1、r2为远井调堵设计封堵深度外边缘和内边缘，h为设计封堵层的厚度，φ为设计封堵层的孔隙度)；

(4)在低于p*的注入压力下注入酸催化成胶的调剖剂b剂，注入量按近井调堵设计深度计算(注入量b＝π(r2²-rw²)hφ，r2、rw为近井调堵设计封堵深度外边缘和井底半径，h为设计封堵层的厚度，φ为设计封堵层的孔隙度)；

(5)注顶替液，顶替液注入量为油管体积，其目的是防止堵剂将油管堵死；

(6)关井候凝2-6小时；

(7)在高于p*的注入压力下注入酸液c剂，酸化、疏通近井地层，注入量按设计解堵深度计算(注入量c＝πr²haφa，r为设计解堵深度，ha为酸化层厚度，φa为储层的平均孔隙度)；

(8)泄压；

(9)恢复正常注水，如果能正常注水即施工完成。

所述纤维素堵剂a剂由以下各组分按重量百分比组成：纤维素0.5-5％，十二烷基硫酸钠(sds)0.01-0.1％，其余为水。所述纤维素为羟丙基甲基纤维素、羧甲基纤维素、羟乙基纤维素、羟丙基纤维素其中一种。sds与纤维素配成溶液后注入地层，sds遇高矿化度水会聚集成胶束状态使溶液粘度迅速升高，实现调剖的作用，由于纤维素溶液粘度低好注入，因此可实现深部注入、深部调剖。

所述酸催化成胶的调剖剂b剂由以下各组分按重量百分比组成：分子量为1800-2000w的部分水解聚丙烯酰胺0.05-0.5％，六次甲基四胺0.1-0.5％，氯化铵0.1-0.5％，间苯二酚0.01-0.04％，亚硫酸钠0.01-0.05％，其余为水。调-解工艺是先调后解，调剖剂b剂是酸催化体型凝胶，即在酸的引发下聚合成酚醛，然后在酸的引发下酚醛与部分水解聚丙烯酰胺交联成凝胶。部分水解聚丙烯酰胺的分子量在1800w-2000w形成的凝胶耐酸、耐剪切性优异，分子量或低或高形成的凝胶耐酸、耐剪切性都较差。调-解联作工艺是先调剖，紧接着再酸化解堵，因此调剖剂选择酸催化型，且形成的凝胶具有一定的耐酸性，如果不耐酸酸化后就会把调剖剂解除，这样相当于没有进行调剖作业。

所述顶替液为3重量％nh4cl或现场注水井用注入水。

所述酸液c剂由以下各组分按重量百分比组成：工业乙酸3-10％，工业盐酸5-15％，氟化铵2-6％，氟硼酸4-8％，阻垢分散剂3-15％，缓蚀剂0.5-2％，粘土稳定剂0.5-2％，铁离子稳定剂0.5-3％，清洗剂2-20％，互溶剂0.1-2％，其余为水。

如果步骤(9)注不进水，向地层注入解堵剂d剂，注入量按设计解堵深度计算(注入量d＝π(r2²-rw²)hφm，r2、rw为近井调堵设计封堵深度外边缘和井底半径，h为设计封堵层的厚度，φm为低渗层平均孔隙度)。

所述解堵剂d剂由以下各组分按重量百分比组成：高碘酸钠1-3％，缓蚀剂0.1-0.5％，互溶剂0.5-2％，其余为水。d剂不用提前配制，如果步骤(9)注不进水，再配制d剂。

所述阻垢分散剂为l-谷氨酸、马来酸-丙烯酸共聚物(ma/aa)、羟基亚乙基二膦酸(hedp)、氨基三甲叉膦酸(atmp)、二乙烯三胺五甲叉膦酸(dtpmp)或其混合物。阻垢分散剂能与残酸液中的结垢金属离子形成水溶性螯合物，具有良好的消除酸化过程二次沉淀的能力。即使是已形成的一些垢，阻垢分散剂也能使其分散于溶液中，防止结晶聚集。主要用于油田酸化、工业水处理等过程中，稳定结垢离子及分散已成垢。

所述缓蚀剂为丙炔醇、壬基酚聚氧乙烯醚(op-10)、二乙烯三胺、甲醛、丁炔乙醇、六亚甲基四胺、油酸或其混合物。缓蚀剂通过在金属表面定向吸附而形成吸附保护膜，抑制酸与金属间的电极反应，适用于多种腐蚀介质、离子的单向腐蚀与多元素的相互作用而产生的综合腐蚀并存的腐蚀环境，对高浓度酸的腐蚀环境具有良好的抗蚀、阻蚀、缓蚀作用。用于油气井酸化作业设备及管网的缓蚀防腐。

所述粘土稳定剂为2,3环氧丙基三甲基氯化铵、γ-氨丙基三乙氧基甲硅烷或其混合物。粘土稳定剂通过分子间力和氢键力等作用，牢固吸附在粘土表面，具有防止储层中粘土矿物水化膨胀和分散运移的作用。

所述铁离子稳定剂为乙二胺四乙酸(edta)、柠檬酸、氮川三乙酸(nta)、异抗坏血酸或其混合物。铁离子稳定剂用于将fe³⁺还原成fe²⁺以及络合和螯合fe³⁺，稳定铁离子，防止铁离子在酸中水解，防止铁凝胶沉淀。

所述清洗剂为甲苯、二甲苯、汽油、煤油、柴油或其混合物。储层中都有油污附着矿物表面或包裹堵塞物，清洗剂用于溶解这些油污，使得酸液易接触堵塞物，提高酸化效果。

所述互溶剂为乙二醇单丁醚(egmbe)、十二烷基硫酸钠、山梨糖醇酐油酸酯(span-80)、辛烷基苯酚-10(op-10)或其混合物。互溶剂使得酸液体系配制混合均匀，以及在酸液注入地层后使油污更易清洗乳化。

在施工过程中，首先改变压力向地层注水，测试储层吸入压力梯度曲线，通过这样的方法可以确定后续施工压力，更有效地保证施工效果。然后向地层注入流动性较好的a剂，用以实现深部调剖。然后注入酸性催化调剖b剂，酸性催化可以确保后续注入的酸液不会使其解堵。酸液c剂使用单步酸液，减少了多步酸液的工序及酸罐，简化了施工程序。本发明提出的施工工艺方法，简少了施工次数、避免了常规单独施工作业相互影响带来的弊端，可更有效的提高注水井的注水效率。

与现有技术相比，本发明的有益效果如下：

一个油藏往往由多个油层组成，由于各油层渗透性的差异，在注水开发过程中会出现指进和舌进现象形成水流通道，注入水无效循环，低渗透层不能有效开发。为了解决这个问题通常采用两种工艺进行处理，调剖封堵高渗层或者酸化提高低渗层注入能力。单独的调剖工艺通常会引起高渗、低渗都被封堵，单独的酸化作业通常会使非均质现象加重。

本发明与常规单独进行的调剖、酸化工艺相比，不会因为单独酸化使得注水井吸水剖面矛盾加剧进而导致生产井产量下降，同时避免了单独调剖、酸化作业次数的增加，有效降低施工成本，本发明将两项技术有机结合在一起，考虑两种作业的相互影响确定合适的作业试剂，避免单独作业两种工艺带来的不利影响，有效实现注水井的调堵高渗层、解堵低渗层。由于两种作业有效结合，可降低施工作业次数，有效降低施工成本。

附图说明

图1为试压施工曲线。

图2为双岩心导流实验流程图。

图3为实施例1岩心试压曲线。

图4为实施例2岩心试压曲线。

图5为实施例3岩心试压曲线。

具体实施方式

下面根据附图和实施例进一步说明本发明。

实施例1

以渤海bz34-1油田储层岩心作为实验材料，采用双岩心流动实验装置进行室内实验模拟，实验流程见图2。

首先选取两块渗透率有差异的岩心：1#(565md)、2#(89md)，将两块岩心装入岩心夹持器中，然后接好实验管线，配置好实验样品。实验模拟渤海储层温度65℃。

实验流程：第一步，实验得出试压曲线。驱替压差从0.2mpa开始，以0.1mpa递增，向双岩心流动装置注模拟地层水，记录不同压力下两个岩心稳定流时地层水的流速。根据实验数据绘制驱替过程的试压曲线，横坐标为注入压力，纵坐标为两个岩心流出水的流速总和，实验结果见图3，根据图3数据得出p*为2.1mpa；

第二步，在1.6mpa的压差下驱替注入纤维素堵剂a剂用于岩心的深部调堵(室内模拟实验的注入量不能按地下注入方式计算)，实验过程中见1#岩心出口端有堵剂流出，即停止注a剂；

第三步，在1.9mpa向并联岩心注调剖剂b剂；设计注入量为1#实验岩心的0.8pv，实验中记录出口流量为设计流量即停止注入b剂(室内模拟实验的注入量不能按地下注入方式计算)；

第四步，注顶替液3％nh4cl溶液，顶替液注入量为实验设备管线体积，关闭实验岩心的进出口管线，使岩心夹持器的温度恒定为65℃下6小时；

第五步，打开实验岩心的进出口管线；在2.4mpa下注入酸液c剂，设计注入量为2#岩心的10pv，实验中记录出口流量为设计流量即停止注入c剂；

第六步，泄压，完成实验；

第七步，注模拟地层水，测试调-解实验效果，实验后1#岩心的最终渗透率改善为原有渗透率的0.22倍，2#岩心的最终渗透率改善为原有渗透率的1.46倍。

实验结果显示经过调-解实验后的两块渗透率有极差的岩心，高渗岩心实现了封堵的效果，而低渗岩心实现了解堵的效果，且最终两块岩心的渗透率比较接近。说明本次设计的调-解联作工艺实现了对高渗岩心的封堵、低渗岩心的改善。

实施例1所用入井液：

模拟地层水：每升水中含5gnacl、3gkcl、1gmgcl2、1gcacl2、2gnahco3、1gna2co3、1gna2so4。

a剂：2％羧甲基纤维素，0.03％sds，其余为水。

b剂：0.25％分子量为1800w-2000w的部分水解聚丙烯酰胺，0.2％六次甲基四胺，0.2％氯化铵，0.02％间苯二酚，0.01％亚硫酸钠，其余为水。

c剂：5％工业乙酸，5％工业盐酸，4％氟化铵，4％氟硼酸，3％hedp，1％丙炔醇，1％2,3环氧丙基三甲基氯化铵，1％柠檬酸，3％二甲苯，1％egmbe，其余为水。

实施例2

以渤海pl19-3油田储层岩心作为实验材料，采用双岩心流动实验装置进行室内实验模拟，实验流程见图2。

首先选取两块渗透率有差异的岩心：3#(862md)、4#(226md)，将两块岩心装入岩心夹持器中，然后接好实验管线，配置好实验样品。实验模拟渤海储层温度65℃。

实验流程：第一步，实验得出试压曲线。驱替压差从0.1mpa开始，以0.1mpa递增，向双岩心流动装置注模拟地层水，记录不同压力下两个岩心稳定流时地层水的流速。根据实验数据绘制驱替过程的试压曲线，横坐标为注入压力，纵坐标为两个岩心流出水的流速总和，实验结果见图4，根据图4数据得出p*为0.8mpa；

第二步，在0.6mpa的压差下驱替注入纤维素堵剂a剂用于岩心的深部调堵(室内模拟实验的注入量不能按地下注入方式计算)，实验过程中见3#岩心出口端有堵剂流出，即停止注a剂；

第三步，在0.6mpa向并联岩心注调剖剂b剂；设计注入量为3#实验岩心的0.8pv，实验中记录出口流量为设计流量即停止注入b剂(室内模拟实验的注入量不能按地下注入方式计算)；

第四步，注顶替液3％nh4cl溶液，顶替液注入量为实验设备管线体积，关闭实验岩心的进出口管线，使岩心夹持器的温度恒定为65℃下6小时；

第五步，打开实验岩心的进出口管线；在1mpa下注入酸液c剂，设计注入量为4#岩心的8pv，实验中记录出口流量为设计流量即停止注入c剂；

第六步，泄压，完成实验；

第七步，注模拟地层水，测试调-解实验效果，实验后3#岩心的最终渗透率改善为原有渗透率的0.24倍，4#岩心的最终渗透率改善为原有渗透率的1.31倍。

实验结果显示经过调-解实验后的两块渗透率有极差的岩心，高渗岩心实现了封堵的效果，而低渗岩心实现了解堵的效果，且最终两块岩心的渗透率比较接近。说明本次设计的调-解联作工艺实现了对高渗岩心的封堵、低渗岩心的改善。

实施例2所用入井液：

模拟地层水：每升水中含5gnacl、3gkcl、1gmgcl2、1gcacl2、2gnahco3、1gna2co3、1gna2so4。

a剂：3％羟丙基甲基纤维素，0.05％sds，其余为水。

b剂：0.3％分子量为1800w-2000w的部分水解聚丙烯酰胺，0.15％六次甲基四胺，0.15％氯化铵，0.01％间苯二酚，0.01％亚硫酸钠，其余为水。

c剂：6％工业乙酸，6％工业盐酸，3％氟化铵，6％氟硼酸，6％hedp，1％op-10，1％γ-氨丙基三乙氧基甲硅烷，1％edta，3％汽油，1％十二烷基硫酸钠，其余为水。

实施例3

以渤海bz34-1油田储层岩心作为实验材料，采用双岩心流动实验装置进行室内实验模拟，实验流程见图2。

首先选取两块渗透率有差异的岩心：5#(356md)、6#(287md)，将两块岩心装入岩心夹持器中，然后接好实验管线，配置好实验样品。实验模拟渤海储层温度65℃。

实验流程：第一步，实验得出试压曲线。驱替压差从0.2mpa开始，以0.1mpa递增，向双岩心流动装置注模拟地层水，记录不同压力下两个岩心稳定流时地层水的流速。根据实验数据绘制驱替过程的试压曲线，横坐标为注入压力，纵坐标为两个岩心流出水的流速总和，实验结果见图5，根据图5数据得出p*为0.7mpa；

第二步，在0.5mpa的压差下驱替注入纤维素堵剂a剂用于岩心的深部调堵(室内模拟实验的注入量不能按地下注入方式计算)，实验过程中见5#岩心出口端有堵剂流出，即停止注a剂；

第三步，在0.5mpa向并联岩心注调剖剂b剂；设计注入量为5#实验岩心的1pv，实验中记录出口流量为设计流量即停止注入b剂(室内模拟实验的注入量不能按地下注入方式计算)；

第四步，注顶替液3％nh4cl溶液，顶替液注入量为实验设备管线体积，关闭实验岩心的进出口管线，使岩心夹持器的温度恒定为65℃下6小时；

第五步，打开实验岩心的进出口管线；在1mpa下注入酸液c剂，设计注入量为6#岩心的12pv，实验中记录出口流量为设计流量即停止注入c剂；

第六步，泄压，完成实验；

第七步，注模拟地层水，测试调-解实验效果，实验后5#岩心的最终渗透率改善为原有渗透率的0.73倍，6#岩心的最终渗透率改善为原有渗透率的0.93倍。

6#岩心渗透率改善情况说明实施例3的调-解联作没有效果，需进一步注d剂解堵。

第八步，向并联岩心注入解堵剂d剂，解除已封堵的并联岩心，设计注入量为5#、6#岩心的3pv，实验中记录出口流量为设计流量即停止注入d剂。接着注模拟地层水，测试解堵效果，实验后5#岩心的最终渗透率改善为原有渗透率的0.97倍，6#岩心的最终渗透率改善为原有渗透率的1.11倍。

实验结果显示经过调-解实验后的两块岩心渗透率都被降低，说明并联岩心没有实现调-解效果，注入解堵剂d后岩心渗透率得到了较好的恢复。实验说明如果调-解后岩心被封堵可以通过注解堵剂来恢复原有储层渗透率，该方法不会造成对储层的破坏性封堵。

实施例3所用入井液：

模拟地层水：每升水中含5gnacl、3gkcl、1gmgcl2、1gcacl2、2gnahco3、1gna2co3、1gna2so4。

a剂：1％羟丙基纤维素，0.03％sds，其余为水。

b剂：0.2分子量为1800w-2000w的部分水解聚丙烯酰胺，0.1％六次甲基四胺，0.2％氯化铵，0.01％间苯二酚，0.01％亚硫酸钠，其余为水。

c剂：3％工业乙酸，5％工业盐酸，5％氟化铵，6％氟硼酸，3％hedp，2％atmp，1％丁炔乙醇，1％2,3环氧丙基三甲基氯化铵，1％edta，5％二甲苯，1％span-80，其余为水。

d剂：1.5％高碘酸钠，0.5％egmbe，0.2％六亚甲基四胺，其余为水。

对比3个实施例结果，实施例1、实施例2调-解后改善效果好，高渗层实现了封堵，低渗层实现了解堵。实施例3调-解后改善效果差，高渗层低渗层都被封堵。分析其原因是：实施例1、实施例2两组岩心渗透率极差较大，实施例3岩心渗透率极差小，说明本发明适用于非均质注水井对高渗层的调堵、低渗层的解堵，特别是非均质性越严重的储层效果越佳。