本发明涉及油田酸化作业技术领域，是一种深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法。
背景技术：
酸化工艺是解决地层堵塞并恢复地层渗透率的主要措施，其作用机理可以简单理解为利用酸液腐蚀的特性，通过其在地层中各细小裂缝以及孔隙中的流动所产生一系列化学反应来达到对油水井周围各种影响渗透率的固体颗粒以及杂质进行溶解，从而降低其对于地层渗透率危害，使地层渗透性得以恢复提高并打通其通道的作用。
鲁克沁二叠系稠油油藏注水井构造属于近物源沉积，储层砂砾岩发育，局部地区泥砾含量极高（30%），储层具有强水（速）敏、原油粘度高、油水乳化严重及连通性差等特征，在用的常规酸化工艺酸化增注效果差，多年来解堵增注技术问题未得到解决，严重影响油田上产稳产。亟需研发一种新的解堵增注工艺技术，使之能够有效解除深层稠油油藏注水井有机、无机堵塞，提高鲁克沁二叠系超深稠油油藏注水井酸化有效率及酸化效果。
技术实现要素：
本发明提供了一种深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，克服了上述现有技术之不足，其能有效解除深层稠油油藏注水井有机、无机堵塞，提高鲁克沁二叠系超深稠油油藏注水井酸化有效率及酸化效果。
本发明的技术方案是通过以下措施来实现的：一种深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，按下述步骤进行：第一步，变排量脉冲式注入预处理段塞；第二步，注入活性水隔离段塞；第三步，变排量脉冲式注入酸处理段塞；第四步，低排量注入后置润湿段塞。
下面是对上述发明技术方案的进一步优化或/和改进：
上述第一步中，预处理段塞的排量控制在100l/min至200l/min，每5立方米至10立方米进行变排量脉冲注入；预处理段塞按照1.0%至3.0%水基聚驱降粘防蜡剂、1.0%至2.0%粘稳剂与余量的水配制而成。
上述水基聚驱降粘防蜡剂为甲基环氧乙烷与环氧乙烷磷酸酯的聚合物。
上述水基聚驱降粘防蜡剂采用重烷基酚聚氧乙烯磷酸酯或多烷基聚氧乙烯苯磺酸盐或乙氧基化烷基硫酸钠。
上述第三步中，酸处理段塞包括前置酸、主体酸和后置酸，前置酸按照10%至15%盐酸、3%至5%缓蚀剂、1%至3%粘稳剂、1%至3%铁稳剂和余量的水配制而成，主体酸按照5%至10%盐酸、2%至5%氢氟酸、4%至6%氟硼酸、4%至5%多氢酸、3%至4%缓蚀剂、1%至2%粘稳剂、1%至2%铁稳剂和余量的水配制而成，后置酸按照5%至8%盐酸、1%至3%缓蚀剂、1%至2%粘稳剂、1%至2%铁稳剂和余量的水配制而成。
上述第三步中，依序变排量注入前置酸、主体酸和后置酸，前置酸、主体酸和后置酸的排量均控制范围为100l/min至200l/min，每5立方米至10立方米变排量脉冲注入。
上述第四步中，后置润湿段塞按照0.6%至0.8%表活剂分子膜、1%至3%粘稳剂和余量的水配置而成，后置润湿段塞的注入排量为20l/min至50l/min。
上述表活剂分子膜为三季铵盐阳离子表面活性剂；或/和，粘稳剂为二甲基二烯丙基氯化铵，缓蚀剂为酮醛胺缩聚物，铁稳剂为氮川三乙酸铵。
上述第二步中，活性水隔离段塞为活性水，活性水的排量控制范围为100l/min至200l/min，注入活性水隔离段塞10立方米至20立方米。
本发明所述方法适用于深层砂砾岩稠油油藏注水井酸化增注，通过多级段塞变排量脉冲注入，使近井地带微裂缝张开或压开极短人工裂缝；并通过水基聚驱降粘乳化酸体系、复合深穿透螯合酸解堵体系变排量脉冲注入，有效解除有机及无机污染堵塞，解决深层砂砾岩稠油油藏常规酸化处理半径短、储层有机污染矛盾突出、有机与无机污染矛盾并存的难题，提高酸化增注效果。
具体实施方式
本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。本发明中所提到各种化学试剂和化学用品如无特殊说明，均为现有技术中公知公用的化学试剂和化学用品；本发明中的百分数如没有特殊说明，均为质量百分数；本发明中的溶液若没有特殊说明，均为溶剂为水的水溶液，例如，盐酸溶液即为盐酸水溶液；本发明中的常温、室温一般指15℃到25℃的温度，一般定义为25℃。
下面结合实施例对本发明作进一步描述：
实施例1：深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，按下述步骤进行：第一步，变排量脉冲式注入预处理段塞；第二步，注入活性水隔离段塞；第三步，变排量脉冲式注入酸处理段塞；第四步，低排量注入后置润湿段塞。
预处理段塞产生的剪切外力冲洗近井石表面残余有机质，使酸岩充分接触，注入后关井≥2小时，有效解除有机堵塞。
注入活性水隔离段塞的作用在于活性水隔离段塞冲洗，防止预处理段塞与酸处理段塞中的酸反应生成絮状物沉淀。
通过变排量脉冲式注入酸处理段塞，使近井地带储层微破裂，达到均衡布酸缓慢溶蚀，实现储层深部解堵。
注入后置润湿段塞的作用在于改变近井地带岩石润湿性，降低近井地带水相渗流阻力。
实施例2：作为上述实施例的优化，第一步中，预处理段塞的排量控制在100l/min至200l/min，每5立方米至10立方米进行变排量脉冲注入；预处理段塞按照1.0%至3.0%水基聚驱降粘防蜡剂、1.0%至2.0%粘稳剂与余量的水配制而成。
实施例3：作为上述实施例2的优化，水基聚驱降粘防蜡剂为甲基环氧乙烷与环氧乙烷磷酸酯的聚合物。优选的，水基聚驱降粘防蜡剂采用重烷基酚聚氧乙烯磷酸酯或多烷基聚氧乙烯苯磺酸盐或乙氧基化烷基硫酸钠。
实施例4：作为上述实施例的优化，第三步中，酸处理段塞包括前置酸、主体酸和后置酸，前置酸按照10%至15%盐酸、3%至5%缓蚀剂、1%至3%粘稳剂、1%至3%铁稳剂和余量的水配制而成，主体酸按照5%至10%盐酸、2%至5%氢氟酸、4%至6%氟硼酸、4%至5%多氢酸、3%至4%缓蚀剂、1%至2%粘稳剂、1%至2%铁稳剂和余量的水配制而成，后置酸按照5%至8%盐酸、1%至3%缓蚀剂、1%至2%粘稳剂、1%至2%铁稳剂和余量的水配制而成。
多氢酸可以为有机磷酸。
实施例5：作为上述实施例的优化，第三步中，依序变排量注入前置酸、主体酸和后置酸，前置酸、主体酸和后置酸的排量均控制范围为100l/min至200l/min，每5立方米至10立方米变排量脉冲注入。
实施例6：作为上述实施例的优化，第四步中，后置润湿段塞按照0.6%至0.8%表活剂分子膜、1%至3%粘稳剂和余量的水配置而成，后置润湿段塞的注入排量为20l/min至50l/min。
实施例7：作为上述实施例6的优化，表活剂分子膜为三季铵盐阳离子表面活性剂；或/和，粘稳剂为二甲基二烯丙基氯化铵，缓蚀剂为酮醛胺缩聚物，铁稳剂为氮川三乙酸铵。
酮醛胺缩聚物为现有公知作为酸化缓蚀剂的物质，其可以采用六和公司生产的的酸化缓蚀剂酮醛胺缩聚物lhsh-1，也可以采用其它酮醛胺缩聚物。
实施例8：作为上述实施例的优化，第二步中，活性水隔离段塞为活性水，活性水的排量控制范围为100l/min至200l/min，注入活性水隔离段塞10立方米至20立方米。
实施例9：将本发明所述深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，对玉北15-12井进行酸化增注作业，步骤如下：
按照2%水基聚驱降粘防蜡剂（甲基环氧乙烷与环氧乙烷磷酸酯的聚合物）+1%粘稳剂配方配制预处理液；
按照10%盐酸+3%缓蚀剂（酮醛胺缩聚物）+1%粘稳剂（二甲基二烯丙基氯化铵）+1%铁稳剂（氮川三乙酸铵）配方配制前置酸；
按照10%盐酸+2%氢氟酸+6%氟硼酸+4%多氢酸（有机磷酸）+3%缓蚀剂（酮醛胺缩聚物）+1%粘稳剂（二甲基二烯丙基氯化铵）+1%铁稳剂（氮川三乙酸铵）配方配制主体酸；
按照8%盐酸+3%缓蚀剂（酮醛胺缩聚物）+1%粘稳剂（二甲基二烯丙基氯化铵）+1%铁稳剂（氮川三乙酸铵）配方配制后置酸；
按照0.6%表活剂分子膜（三季铵盐阳离子表面活性剂）+1%粘稳剂（二甲基二烯丙基氯化铵）配制后置润湿段塞。完成配制后分开拉运，各液体不可混装。
步骤一：采用压裂车或水泥车变排量脉冲泵注，排量控制在100l/min至200l/min注入预处理段塞（预处理液）；
步骤二：采用压裂车或水泥车泵注，排量控制在100l/min至200l/min注入活性水隔离段塞10立方米至20立方米；
步骤三：采用压裂车或水泥车变排量交替泵注，排量控制在100l/min至200l/min，注入前置酸段塞（前置酸）、主体酸段塞（主体酸）、后置段塞（后置酸）；
步骤四：采用高压变频柱塞泵低排量20l/min至50l/min缓速注入后置润湿段塞。
该井（玉北15-12井）采用实施例所述方法酸化处理后，注水压力下降18mpa，增注10m³/d，累计增注4906m³，措施有效期302天，酸化效果良好。而现有技术中，曾采用粘土酸对鲁克沁油田玉北15-12井进行酸化处理，酸化后增注5m³/d，有效期3天，累计增注19m³，由此，可以看出本发明提供的深层砂砾岩稠油油藏解堵增注方法，酸化效果更好，酸化有效期更长。
本发明所述水基聚驱降粘乳化酸体系（预处理段塞）、复合深穿透螯合酸解堵体系（酸处理段塞）及复合分子膜增注体系（后置润湿段塞）构成高温缓释酸复合活性膜增注体系，高温缓释酸复合活性膜增注体系能增加高温下酸液缓速性能，且溶蚀率可控；有效改善岩心水相渗透率；改变岩石润湿性，提高注水渗流能力。其中，水基聚驱降粘乳化酸体系具有较强洗油、驱油、润湿反转及增溶作用。复合深穿透螯合酸解堵体系系具有深穿透缓速性能，同时其独特的吸附螯合作用能够络合地层水中游离的ca2+、mg2+多价金属阳离子，有效抑制酸化二次沉淀的生成，解除地层深部污染。复合分子膜增注体系能将岩石润湿性由亲水性反转为亲油性，从而降低水相渗流阻力，延长增注有效期。
实施例10：本发明所述高温缓释酸复合活性膜增注体系的缓释性能评价。
采用玉北二叠系储层岩心开展体系缓释性能评价，检验常规酸液体系（6%盐酸+3%氟硼酸+6%多氢酸）以及按实施例9配置的高温缓释酸复合活性膜增注体系对实际油田岩心的溶蚀率，得出其溶蚀规律。试验温度为90℃，压力条件是大气压，溶蚀试验的试验步骤如下：
将滤纸烘干、干燥之后称量；准备好过滤装置，铺设滤纸；称量适量的样品岩心，装入有编号的塑料烧杯；将配制的酸液倒入塑料烧杯中，计时开始；反应到设计时间后，立刻过滤，干燥，称量；记录整理数据，计算出溶蚀率。
按照以上试验步骤进行溶蚀试验，检验常规酸液体系和高温缓释酸复合活性膜增注体系岩心反应的溶蚀率。
实验结果如表1所示，实验结果表明：高温下（90℃），相同时间内，高温缓释酸复合活性膜增注体系的溶蚀率较常规酸液体系明显降低，高温缓释酸复合活性膜增注体系的最终溶蚀率（6h）较常规酸液降低15%左右，说明该高温缓释酸复合活性膜增注体系具有更优的缓速性能，能够提高酸化处理半径。
本发明有下述优点：
（1）结合采用预处理段塞变排量脉冲式注入+酸处理段塞变排量注入+后置润湿段塞低排量注入，通过变排量产生脉冲剪切外力，以达到解除污染堵塞目的。
（2）对于预处理段塞、酸处理段塞，频繁变排量脉冲式注入，迫使近井地带微裂缝张开或压开极短人工裂缝；通过基质孔隙或微裂缝注入解堵液（本发明所述高温缓释酸复合活性膜增注体系），使近井地带沿井筒四周均匀布酸，并扩大有效解堵半径。
（3）预处理段塞脉冲式注入，产生的剪切外力冲洗近井石表面残余有机质，使酸岩充分接触；主体酸处理段塞变排量注入，使近井地带储层微破裂，均衡布酸缓慢溶蚀，实现储层深部解堵；低排量注入后置润湿段塞，改变近井地带岩石润湿性，降低近井地带水相渗流阻力。
（4）本发明相较于目前现有常规酸化工艺，具有高温缓速效果显著、有效改善岩心水相渗透率、改变岩石润湿性、提高注水渗流能力、解堵能力强、稳定粘土等优越性,同时，使用多级段塞变排量交替注入工艺，利用变排量泵注产生的水力激荡效应，可以更加有效的解除储层存在的有机+无机污染堵塞，提高剖面动用程度，可以有效实现2.0米以上深部酸化，可有效解除有机与无机污染堵塞等优点，提高酸化增注效果。
综上所述，本发明所述方法适用于深层砂砾岩稠油油藏注水井酸化增注，通过多级段塞变排量脉冲注入，使近井地带微裂缝张开或压开极短人工裂缝；并通过水基聚驱降粘乳化酸体系、复合深穿透螯合酸解堵体系变排量脉冲注入，有效解除有机及无机污染堵塞，解决深层砂砾岩稠油油藏常规酸化处理半径短、储层有机污染矛盾突出、有机与无机污染矛盾并存的难题，提高酸化增注效果。
以上技术特征构成了本发明的实施例，其具有较强的适应性和实施效果，可根据实际需要增减非必要的技术特征，来满足不同情况的需求。