一种用于油气井的解堵方法与流程

本发明涉及油气田开发领域，尤其涉及一种用于油气井的解堵方法。

背景技术：

石油开发在钻井、射孔、采油生产和修井作业过程中，由于入井液漏失、近井地带固体颗粒运移、粘土膨胀、有机物沉淀等因素的影响，不可避免的会造成储层伤害，导致储层堵塞、近井地带渗透率降低、油井产量下降。为了恢复油井产量，需要进行解堵作业。常用的解堵技术主要有酸化解堵、有机溶剂解堵和水力振荡解堵等。目前，酸化解堵是应用最为广泛的解堵方法。现有技术一般解堵剂采用液体盐酸、氢氟酸和其他化学助剂组合，消除地层碳酸盐、砂岩以及有机物堵塞。酸液采用37％的浓盐酸和氢氟酸进行现场直接稀释至10～20％的盐酸和3～8％氢氟酸水溶液作为工作液。然而，现有技术所用解堵方法还存在如下缺陷：(1)浓盐酸和氢氟酸具有很强的挥发性和腐蚀性，给环境和工作人员安全造成很大的威胁；(2)酸液浓度高，运输和现场配液均很不方便；(3)酸岩反应速度快、解堵半径小、施工效果差。

为了解决上述问题，中国专利(公告号为cn103484088b)公开了一种适用于复杂岩性储层酸化的解堵剂及酸化解堵方法。该专利的解堵剂由以下重量百分比的原料混合制成：盐酸肼10～25％，含氟化合物2～6％，酸化缓蚀剂0.3～3％，破乳助排剂0.3～3％，余量为水。该专利提供的酸化解堵方法为：先向井筒内注入前置液，然后注入解堵剂。该专利提供的解堵方法具有一定的解堵效果，但是，该专利至少还有如下三方面的问题未考虑：

第一，现有技术在开发低渗透油藏过程中，随着含水率的上升，含油饱和度逐渐降低，大量油珠聚集会产生贾敏效应，造成的贾敏效应不仅会使油滴被补集成残余油，而且会锁死水驱油的通道，造成油藏渗透率降低，增大开采难度，并且，在低渗透和特低渗透油田开发中，随着开发程度加深，贾敏效应增强。现有技术中通常采用酸化或压裂的方法来减弱贾敏效应的不利影响，但是，目前还未有能够消除贾敏效应的有效措施。

第二，油气井的进口温度与井底温度跨度大，而现有技术的解堵剂可适用温度范围窄，在高于100℃的井底环境下解堵效果并不明显，而且，现有解堵剂在作用时的反应速度和反应时间不受控制，使得常出现解堵剂还未到达堵层就开始作用，不仅造成解堵剂的浪费，还使得解堵效率不高。

第三，解堵剂中多含有聚合物组分，处理层的深度常位于地下几十米甚至上百米，如此跨度的深度，使得聚合物不可避免的会受到剪切力和加速力的影响，剪切力和加速力会导致聚合物降解，从而削弱解堵剂的解堵效果。

技术实现要素：

针对现有油气井存在的堵塞以及贾敏效应等问题，本发明提供了一种用于油气井的解堵方法。所述解堵方法适用于油井、水井、压裂或堵水调剖等措施井的解堵，所述解堵方法还适用于三次采油注聚井、采出井的解堵。本发明的解堵方法不仅可使油井增产、水井增注，并且还能降低采油成本，提高采油率。本发明的解堵方法通过段塞注入酸性解堵剂和改性聚硅纳米材料来解除油水井中的污染物对地层的伤害。首先通过高压注入泵注入酸性解堵剂，使其到达地层深部，从而将油水井中的高分子聚合物氧化，使大分子发生降解，粘度下降，有效清除堵塞，还可以氧化并彻底杀灭注水系统和地层水中的铁细菌、硫酸盐还原菌、腐生苗和藻类等。然后再注入双子型表面活性剂修饰聚硅纳米材料而得到的改性聚硅纳米材料来降低油水界面张力，改善润湿性，解除注水贾敏效应，提高乳化油增溶能力，从而来实现油水井的降压增注，有效提高油气井的开发程度。

进一步地，本发明的解堵方法使用由a剂、b剂和c剂组成的复合解堵剂对所述油气井进行解堵。通过使用多组分的复合解堵剂，本发明的解堵方法不仅可以使各组分的利用效率高，还使得其增注效率高、使用范围广，尤其对低渗透和特低渗透油田的增注具有显著效果。

进一步地，所述复合解堵剂中各组分通过至少具有存储单元、注入单元和控制单元的注入设备采用分时异步注入所述油气井的方式进行注入。本发明的解堵方法采用分时异步方式注入所述复合解堵剂的各组分，使复合解堵剂中的组分在解除油田的有机物和无机物堵塞后，再通过改性聚硅纳米材料来改善油田的润湿性，解除油田中出现的贾敏效应。在此，所述存储单元分腔室存储有所述a剂、所述b剂和所述c剂且各腔室通过注入管线将所述复合解堵剂中各组分以加压方式注入所述注入单元。与井口耦合的所述注入单元包括主孔道和至少一个设置有用于控制所述复合解堵剂中各组分喷射速率的阻塞阀的注入口。所述注入单元基于所述控制单元对所述油气井内有机物凝胶粘度、注水水压、出液量和/或含水率的分析而以指定的喷射速率将所述a剂、所述b剂和所述c剂按分时方式从所述注入口喷射注入。优选地，通过控制单元从预先的经验数据库中读取相似情况的参数，并依据所述参数来调整喷射速率，例如：所述控制单元预先存储有油气井内有机物凝胶粘度、注水水压、出液量和/或含水率参数与各组分用量及喷射速率对照关系的数据库。所述控制单元可以基于不同的分析结果来相应地调整参数，使得注入设备采用相应的喷射速率。

本发明的解堵方法使用至少具有一个注入口和设置于所述油气井内的径向导管的注入设备来注入复合解堵剂的a剂、b剂和c剂，注入的a剂、b剂和所述c剂能够以产生涡流的方式沿着径向导管注入，由此能够降低解堵剂中的聚合物组分因剪切力和/或加速力而造成的降解，避免了解堵剂因聚合物降解而造成的解堵效率不高的缺陷。

进一步，为了提高复合解堵剂中各组分的利用率及相互间的协同作用，本发明通过如下方式实现所述a剂、所述b剂和所述c剂的不同注入：所述注入单元基于所述控制单元的预设时间间隔将所述a剂、所述b剂和所述c剂按分时方式从所述注入口喷射注入。或者，所述注入单元基于所述注入管线长度的不同、至少一个注入口高度的不同和/或所述注入管线与井口夹角的不同使所述a剂、所述b剂和所述c剂按分时方式从所述注入口喷射注入。优选的，所述注入单元基于所述注入管线与井口夹角的差异使所述a剂、所述b剂和所述c剂按分时方式从所述注入口喷射注入。更优选的，所述注入单元能够基于所述控制单元的预设时间间隔，利用所述注入管线长度或流速的差异和/或至少一个注入口高度的差异将所述a剂、所述b剂和所述c剂三者按照其中至少一者滞后注入的方式注入所述油气井中。通过设定夹角来解决本发明的技术问题，由此带来至少两个优势：一是解堵剂的某些组分是含有聚合物的，需要将注入管线倾斜设置，避免聚合物降解，造成解堵效果不佳，第二个是可以通过注入管线的不同夹角来控制各组分的注入速率。

优选的，第一注入管线、第二注入管线和第三注入管线采用轴向或周向间隔设置，如此可使解堵剂各组分注入使产生涡流，从而使得各组分混合均匀，提高解堵效率，轴向和周向间隔设置的管线还能降低解堵剂中聚合物组分的降解，进一步提高解堵效率。更优选的，第一注入管线和第二注入管线的出口倾斜向上，并且第一注入管线和第二注入管线与井口的夹角为15～75°。在第一注入管线和第二注入管线的出口处设置有使所述a剂和所述b剂呈均匀分散状方式注入的多孔挡片。将第一注入管线和第二注入管线倾斜向上设置并设置多孔挡片，使得所述a剂和所述b剂在进入井底作用之前即混合均匀，提高解堵效率。更优选的，第三注入管线的出口倾斜向下，第三注入管线与所述井口的夹角为30～60°，并且第三注入管线的出口按照使得注入的所述c剂呈柱状的方式设置。第三注入管线采用如此的设置方式，可使通过第三注入管线注入的所述c剂引起涡流，避免翻转，从而降低所述c剂的降解。

进一步，所述注入单元基于所述控制单元的预设时间间隔将所述a剂、所述b剂和所述c剂依次注入所述油气井中，并且所述a剂、所述b剂和所述c剂注入的时间间隔均为30～180min。另选地或者附加地，所述注入单元基于所述控制单元的预设时间间隔将所述a剂和所述b剂同时注入所述油气井后再注入所述c剂，并且所述a剂和所述b剂与所述c剂注入的时间间隔为30～180min。通过对所述油气井内有机物凝胶粘度、注水水压、出液量和/或含水率的分析，将时间间隔设置为30～180min，如此可使得所述a剂和所述b剂在充分解除油气井的堵塞后再通过所述c剂解除油气井的贾敏效应。更进一步地，所述注入单元基于所述控制单元的预设时间间隔将所述a剂和所述b剂以间隙交替的脉冲方式注入后再注入所述c剂，并且所述a剂和所述b的间隙交替预设时间为30～120s，所述a剂、所述b剂与所述c剂注入的时间间隔为30～180min。所述a剂和所述b剂以间隙交替的脉冲方式注入，在时间上彼此存在30～120s的间隔，从而使得所述a剂和所述b剂在解堵前充分混匀，提高解堵效率。

以上措施是本发明发明人基于经验设定的优选措施，经现场试验取得明显效果。在做出本发明之前，本发明的发明人未在任何相关现场或文献发现类似的做法。此外，由于堵塞属于严重生产事故，容不得慢慢做试验以确定最佳参数，因此对于本领域技术人员而言，上述时间参数与注入方法的组合绝非通过简单的现场试验能够取得的。因此，发明人确信这些措施取得了意想不到的技术效果，具有创造性。

进一步地，所述存储单元和所述注入单元间至少连接有水注入管线、第一注入管线、第二注入管线和第三注入管线，并且能够通过所述控制单元来分别调整各个管线的流动特性。优选的，按照所述a剂、所述b剂和所述c剂三者非同步注入所述油气井中的方式来设定所述第一注入管线、所述第二注入管线和所述第三注入管线的所述流动特性，其中，所述流动特性能够通过所述控制单元以参数配置方式进行调整。所述水注入管线用于在所述解堵方法需要水的情况下向所述油气井中注入水。所述水注入管线、所述第一注入管线、所述第二注入管线和所述第三注入管线的一端分别与水存储腔室、a剂存储腔室、b剂存储腔室和c剂存储腔室连接，另一端分别与第一注入口、第二注入口、第三注入口和第四注入口连接并通过所述第一注入口、第二注入口、第三注入口和第四注入口将水、a剂、b剂和c剂注入所述油气井中。

进一步地，为了控制所述a剂、所述b剂和所述c剂的注入顺序，将第一注入管线、第二注入管线和第三注入管线的长度依次增加以使所述a剂、所述b剂和所述c剂依次注入所述油气井中。换而言之，用于a剂的第一注入管线、用于b剂的第二注入管线和用于c剂的第三注入管线是长度或流量彼此不同的管线，使得所述a剂、所述b剂和所述c剂能够在时间上先后依次注入所述油气井。将所述a剂、所述b剂和所述c剂依次注入，使复合解堵剂中的组分在解除油田的有机物和无机物堵塞后，再通过改性聚硅纳米材料来改善油田的润湿性，解除油田中出现的贾敏效应。

根据另一个另行或替代实施方式，所述第一注入管线与所述第二注入管线的长度相当且短于所述第三注入管线的长度以使在所述a剂和所述b剂同时注入所述油气井后再注入所述c剂。换而言之，用于a剂的第一注入管线、用于b剂的第二注入管线和用于c剂的第三注入管线是长度或流量彼此不同的管线，使得所述c剂的注入时刻在时间上晚于所述a剂和所述b剂同时注入所述油气井的时刻。将所述a剂和所述b剂同时注入后再注入所述c剂，使得所述a剂和所述b剂能够协同解除油田的有机物和无机物堵塞，提高所述a剂和所述b剂的解堵效率及解堵效果。

进一步地，为了控制所述a剂、所述b剂和所述c剂的注入顺序和/或混合效果，将所述主孔道的孔壁上至少设置有第一注入口、第二注入口、第三注入口和第四注入口。用于输入a剂的第二注入口的水平位置低于用于输入b剂的第三注入口的水平位置且用于输入b剂的第三注入口的水平位置低于用于输入c剂的第四注入口的水平位置以使所述a剂、所述b剂和所述c剂依次注入所述油气井中。或者，用于输入a剂的第二注入口的水平位置与用于输入b剂的第三注入口的水平位置相当且低于用于输入c剂的第四注入口的水平位置以使在所述a剂和所述b剂同时注入所述油气井后再注入所述c剂。更进一步地，为了降低通过所述第四注入口注入的c剂的降解，也可以将所述第四注入口设置在较低的位置。

进一步地，为了控制所述a剂、所述b剂和所述c剂的注入顺序和/或混合效果，将第一注入管线、第二注入管线和第三注入管线与所述井口的夹角向着使注入速率依次减小的方向变化以使所述a剂、所述b剂和所述c剂依次注入所述油气井中。或者，所述第一注入管线和所述第二注入管线与所述井口的夹角相当，并且所述第一注入管线和所述第二注入管线与所述井口的夹角、所述第三注入管线与所述井口的夹角向着使注入速率依次减小的方向变化以使在所述a剂和所述b剂同时注入所述油气井后再注入所述c剂。优选地，所述第三注入管线与所述井口的夹角为30～60°以降低通过所述第三注入管线注入的聚合物降解。

进一步地，为了控制所述a剂、所述b剂和所述c剂的注入量及注入速率，第一注入口、第二注入口、第三注入口和第四注入口内分别设置有第一阻塞阀、第二阻塞阀、第三阻塞阀和第四阻塞阀。所述控制单元基于水、所述a剂、所述b剂和所述c剂的浓度、注入量和/或各组分的注入顺序通过控制所述第一阻塞阀、所述第二阻塞阀、所述第三阻塞阀和所述第四阻塞阀的开度来调整各组分的喷射速率。

进一步地，为了提高复合解堵剂各组分的利用率，所述控制单元基于对油气井内有机物凝胶粘度、注水水压、出液量和/或含水率的分析而加入相应的a剂、b剂和c剂。优选地，所述a剂、所述b剂和所述c剂的重量比为30～50∶2.5～30∶1～3。所述复合解堵剂的用量满足如下公式：

q＝3.14r²hφ

其中，q为所述复合解堵剂的用量，单位为m³；r为所述复合解堵剂的处理半径，单位为m；h为所述复合解堵剂的处理厚度，单位为m；φ为地层孔隙度。本发明的解堵方法依据待处理油气井的半径、堵层厚度以及地层孔隙度来确定复合解堵剂的用量，从而可以提高所述复合解堵剂的利用率，避免解堵剂的浪费和/或解堵剂用量不足的缺陷。

进一步地，为了提高复合解堵剂的温度适用范围以及控制器反应速度，本发明的所述a剂至少包括盐酸、乙二醇单丁醚、二甲醚、缓蚀剂、起泡剂、稳泡剂和水，所述b剂至少包括基液、环糊精和酸前体酯，所述c剂为至少一种表面活性剂与改性聚硅纳米材料按照质量比为1︰2～32的比例充分混合而制得的，并且所述解堵剂进行解堵之时，所述环糊精使所述酸前体酯的水解时间延迟30s～120s并使所述酸前体酯水解后形成的有机酸与所述a剂中的盐酸协同作用以解除油气井的有机堵塞后再通过所述c剂降低所述油气井的表面张力以解除贾敏效应。本发明的解堵方法使用的用于解除油田有机物和无机物堵塞的a剂和b剂的可适用温度范围宽，尤其是能够在高于100℃的井底环境下仍具有良好的解堵效果，克服了现有解堵剂不适应于高温反应条件的缺陷。

本发明的解堵方法使用a剂中的盐酸和b剂中的酸前体酯水解后形成的有机酸协同作用解除油田的有机物和无机物堵塞，不仅可以减小盐酸的用量，从而减小解堵剂对地层的损害，而且本发明的解堵方法可以通过延迟酸前体酯的水解时间来延缓解堵剂的反应时间和反应速率，克服了现有解堵剂井下激活后不易控制其反应速率，存在安全隐患的问题。

进一步地，所述解堵方法至少包括如下步骤：通过所述第一注入管线将所述a剂注入所述油气井中，间隔30～180min再通过所述第二注入管线将所述b剂中的基液和酸前体酯注入所述油气井中，30～120s后将所述b剂中的环糊精注入所述油气井中，关井反应2～6h后再通过所述第三注入管线将所述c剂注入所述油气井中，关井反应4～24h以解除所述油气井的堵塞和/或贾敏效应。

附图说明

图1是本发明的注入设备的一种优选实施方式的示意图；

图2是本发明的注入单元的一种优选实施方式的示意图；和

图3是本发明的注入单元的另一种优选实施方式的示意图。

附图标记列表

100：注入设备101：存储单元102：注入单元

103：井口104：控制单元105：水注入管线

106：第一注入管线107：第二注入管线108：第三注入管线

109：主孔道110：第一阻塞阀111：第二阻塞阀

112：第三阻塞阀113：第四阻塞阀114：第五阻塞阀

115：第四注入管线116：分隔装置117：注射空间

118：第一注入口119：第二注入口120：第三注入口

121：第四注入口122：第五注入口

具体实施方式

下面结合附图和实施例进行详细说明。

本发明的解堵方法使用由a剂、b剂和c剂组成的复合解堵剂对油气井进行解堵。复合解堵剂中各组分通过注入设备100采用不同时注入油气井的方式注入。图1示出了本发明注入设备100的一种优选实施方式的示意图。如图1所示，注入设备100至少包括存储单元101、注入单元102和控制单元104。存储单元101用于分类存储复合解堵剂的各个组分。优选地，存储单元101至少包括水存储腔室、a剂存储腔室、b剂存储腔室和c剂存储腔室。存储单元101将分腔室存储的水、a剂、b剂和c剂通过注入管线以加压方式注入所述注入单元102。与井口103耦合的注入单元102至少包括主孔道109和至少一个注入口。各个注入口中设置有至少一个用于控制各组分注入速率的阻塞阀。注入单元102基于控制单元104对油气井内有机物凝胶粘度、注水水压、出液量和/或含水率的分析而以指定的喷射速率将a剂、b剂和c剂不同时从注入口以喷射的方式注入。

根据一个优选实施方式，注入单元102基于控制单元104的预设时间间隔将a剂、b剂和c剂通过注入口以喷射的方式不同时注入油气井中。优选地，注入单元102基于控制单元104的预设时间间隔将a剂、b剂和c剂依次注入油气井中，并且a剂、b剂和c剂注入的时间间隔为30～180min。优选地，注入单元102基于控制单元104的预设时间间隔将a剂和b剂同时注入油气井后再注入c剂，并且a剂和b剂的注入时间与c剂注入的时间间隔为30～180min。更优选地，时间间隔也可基于控制单元104对井内情况的分析设置为30min以内或者180min以上。优选地，注入单元102基于控制单元104的预设时间间隔将a剂和b剂以间隙交替的脉冲方式注入后再注入c剂。a剂和b的间隙交替预设时间为30～120s，a剂、b剂与c剂注入的时间间隔为30～180min。

再次参见图1，存储单元101和注入单元102间至少连接有水注入管线105、第一注入管线106、第二注入管线107和第三注入管线108。优选地，多根注入管线以其水平中心轴彼此不相交的方式设置。如图2所示，水注入管线105的一端与水存储腔室连接，另一端与第一注入口118连接，第一注入口118内设置有第一阻塞阀110。水存储腔室中的水经过水注入管线105后从第一注入口118注入，并且第一阻塞阀110基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整水的喷射速率。第一注入管线106的一端与a剂存储腔室连接，另一端与第二注入口119连接，第二注入口119内设置有第二阻塞阀111。a剂存储腔室中的a剂经过第一注入管线106后从第二注入口119注入，并且第二阻塞阀111基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整a剂的喷射速率。第二注入管线107的一端与b剂存储腔室连接，另一端与第三注入口120连接，第三注入口120内设置有第三阻塞阀112。b剂存储腔室中的b剂经过第二注入管线107后从第三注入口120注入，并且第三阻塞阀112基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整b剂的喷射速率。第三注入管线108的一端与c剂存储腔室连接，另一端与第四注入口121连接，第四注入口121内设置有第四阻塞阀113。c剂存储腔室中的c剂经过第三注入管线108后从第四注入口121注入，并且第四阻塞阀113基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整c剂的喷射速率。主孔道109的孔壁上的注入口不限于此。如图3所示，主孔道109的孔壁上还可以设置有第五注入口122。第五注入口122与第四注入管线115连通，第五注入口122内还设置有第五阻塞阀114。优选地，第四注入管线115为备用管线，可用于注入水、a剂、b剂和c剂或其余组分。优选地，第五阻塞阀114基于控制单元104的控制信息调整其开度来调整水、a剂、b剂和c剂和/或其余组分的喷射速率。

根据一个优选实施方式，注入单元102基于注入管线长度的不同、至少一个注入口高度的不同和/或注入管线与井口103夹角的不同使a剂、b剂和c剂通过注入口以喷射的方式不同时注入油气井中。优选地，第一注入管线106、第二注入管线107和第三注入管线108的长度依次增加以使a剂、b剂和c剂依次注入油气井中。或者，第一注入管线106与第二注入管线107的长度相当且短于第三注入管线108的长度以使在a剂和b剂同时注入油气井后再注入c剂。优选地，用于输入a剂的第二注入口119的水平位置低于用于输入b剂的第三注入口120的水平位置。用于输入b剂的第三注入口120的水平位置低于用于输入c剂的第四注入口121的水平位置。或者，用于输入a剂的第二注入口119的水平位置与用于输入b剂的第三注入口120的水平位置相当且低于用于输入c剂的第四注入口121的水平位置以使在a剂和b剂同时注入油气井后再注入c剂。如图2和图3所示，为了降低c剂在注入过程中因受到剪切力和加速力而造成的降解，也可以将用于输入c剂的第四注入口121设置在较低的位置。优选地，第一注入管线106、第二注入管线107和第三注入管线108与井口103的夹角向着使注入速率依次减小的方向变化以使a剂、b剂和c剂依次注入油气井中。或者，第一注入管线106和第二注入管线107与井口103的夹角相当，并且第一注入管线106和第二注入管线107与井口103的夹角、第三注入管线108与井口103的夹角向着使注入速率依次减小的方向变化以使在a剂和b剂同时注入油气井后再注入c剂。

根据一个优选实施方式，控制单元104基于水、a剂、b剂和c剂的浓度、注入量和/或各组分的注入顺序通过控制第一阻塞阀110、第二阻塞阀111、第三阻塞阀112和第四阻塞阀113的开度来调整各组分的喷射速率。优选地，控制单元104也可以基于对井内状况的分析来确定各组分的喷射速率。优选地，控制单元104中预先存储有有机物凝胶粘度、注水水压、出液量和/或含水率等与所需复合解堵剂浓度及用量直接对应关系的数据库。本发明通过控制单元104对井内状况进行分析，基于分析结果确定复合解堵剂各组分用量，如此可避免复合解堵剂用量过多造成的浪费和复合解堵剂用量过少造成油气井产量提高不充分的问题。

图3示出了本实施例的注入单元102的另一种优选实施方式的示意图。如图3所示，注入单元102的主孔道109中设置有分隔装置116。分隔装置116与主孔道109的孔壁之间形成为注射空间117。通过第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和第四注入口121注入的水、a剂、b剂和c剂分散于注射空间117，并且水、a剂、b剂和c剂在各注入管线内压力作用下经分布于分隔装置116上的至少一个分散孔进入分隔装置116内混合并引起涡流。优选地，分隔装置116为竖直中轴线与注入井的竖直中轴线重合的锥形管，并且分隔装置116的直径从注入井井口到井底逐渐增大以使注射空间117形成为v形环状空间。优选地，分隔管116上设置有与第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和第四输入和第五注入口122对应的多个分散孔。从而使从各个注入口注射或喷射的各组分进入注射空间117，并且从注射空间117通过多个分散孔以分散的形式进入主孔道109。分隔管116的设置有利于再一次分散复合解堵剂的各组分，使其混合均匀，而且还能进一步减小c剂在注入过程中因受到剪切力和加速力而造成的降解。

根据一个优选实施方式，第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和第四注入口121对应至少一个分散孔。分散孔以第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和/或第四注入口121的轴心线为中心分布，并且至少一个分散孔以阵列的形式分布在第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和/或第四注入口121的轴心线与分隔装置116的管壁交叉点的周围。分散孔的该种设置方式可使a剂、b剂和c剂分散更均匀。

根据一个优选实施方式，a剂至少包括盐酸、乙二醇单丁醚、二甲醚、缓蚀剂、起泡剂、稳泡剂和水。盐酸作为解堵剂的主酸，乙二醇单丁醚为表面活性剂，二甲醚为溶剂，缓蚀剂减缓对金属的腐蚀，起泡剂通过与气体生成稳定的气泡使解堵剂中的酸液能实现均匀布酸，稳泡剂用于使气泡稳定。优选地，盐酸的重量百分比为5～20％，乙二醇单丁醚的重量百分比为1～20％，二甲醚的重量百分比为1～20％，缓蚀剂的重量百分比为1～4％，起泡剂的重量百分比为1～5％，稳泡剂的重量百分比为1～2.5％，余量为水。本发明的解堵方法使用的a剂通过起泡剂和稳泡剂可使其酸液均匀布酸，解除地层的有机物和无机物污染，并且还能够增强酸化效率，提高复合解堵剂的利用率。

根据一个优选实施方式，缓蚀剂为十六烷基氯化吡啶、甲酰胺、丙炔醇、辛炔醇、烷基三甲基氯化铵和1-聚氨乙基-2-烷基咪唑啉中的一种或多种。缓蚀剂也可以为硝酸钠、氟化钾和三聚磷酸钠中的一种或多种本发明的解堵剂中不含有强氧化物物质，采用一般的缓蚀剂即可有效缓解解堵剂作用时对油气井中金属的腐蚀。

根据一个优选实施方式，起泡剂为甜菜碱类起泡剂和/或高密度固体泡沫排水采气助剂。高密度固体泡沫排水采气助剂为密度高于1.06的泡沫排水采气棒或泡沫排水采气球。稳泡剂为聚丙烯酰胺、聚乙烯醇、蛋白、多肽、淀粉和纤维素中的一种或多种。为了解决现有泡沫酸化技术生成的泡沫大小不均，施工过程中易产生气堵引起施工压力过高的问题，本发明的解堵方法使用的a剂在地层高于100℃的温度下反应后生成大量气体以及热量，气体与起泡剂作用生成均匀的稳定气泡，可有效封堵油气井的高渗层，使解堵剂中的酸液能实现均匀布酸，解除地层的有机物和无机物污染；另一方面，解堵剂生成的气体泡沫的泡沫粘度大，携带能力强，返排时将酸化后产生的微粒及二次沉淀带出井筒，增加酸化的有效率。

根据一个优选实施方式，甜菜碱类起泡剂至少包括如下重量百分比的组分：20～45％的十二烷基二甲基甜菜碱，20～45％的椰油酰胺丙基甜菜碱和10～40％的十二烷基二甲基氧化胺，上述各组分的重量百分比之和为100％。本发明使用的甜菜碱类起泡剂具有良好的抗凝析油和低速起泡能力，为一种两性表面活性剂，具有良好的洗涤和起泡作用，可广泛与阴离子、阳离子和非离子表面活性剂配伍。

根据一个优选实施方式，高密度固体泡沫排水采气助剂至少包括如下重量百分比的组分：50～60％的十二烷基硫酸钠、5～10％的聚氧乙烯醚、5～20％的尿素和10～40％的氯化钠和/或氯化钾，上述各组分的重量百分比之和为100％。本发明使用的高密度固体泡沫排水采气助剂的密度高于1.06，即高于地层水密度，其进入液面后能在重力作用下落至积液底部，在下落和到达底部过程中溶解是整个液柱内都有表面活性剂，提高泡沫排水效率。

根据一个优选实施方式，加入油气井的a剂是通过如下方式制备的：将乙二醇单丁醚，二甲醚，缓蚀剂，起泡剂，稳泡剂和水依次加入反应釜中，将反应釜的温度升至70～80℃。保持反应釜的温度为70～80℃并在温度下搅拌20～40min使乙二醇单丁醚，二甲醚，缓蚀剂，起泡剂，稳泡剂和水充分混合以得混合物。将反应釜的温度降至50～60℃，在混合物中加入盐酸并在50～60℃下继续搅拌20～40min使盐酸和混合物充分混合后停止加热，边冷却边搅拌，冷却至常温后即得a剂。

根据一个优选实施方式，b剂至少包括基液、环糊精和酸前体酯。其中，基液为溶剂，环糊精用于延迟酸前体酯的水解，酸前体酯水解后形成的有机酸为解堵剂的副酸，与主酸协同作用以实现解堵。优选地，环糊精的重量百分比为1～2％，酸前体酯的重量百分比为1～20％，余量为基液。优选地，将基液和酸前体酯加入反应釜中，将反应釜的温度升至40～80℃，保持反应釜的温度为40～80℃并在该温度下搅拌20～60min使酸前体酯和基液充分混合后停止加热，边冷却边搅拌。b剂采用如下方式注入油气井中：环糊精在基液与酸前体酯注入后再注入油气井以使酸前体酯的水解时间延迟30s～120s，并且通过酸前体酯水解后形成的有机酸与a剂配方中的主酸协同作用以解除油气井的堵塞。

本发明的解堵方法通过环糊精延迟酸前体酯的水解来延缓解堵剂的反应时间以及反应速度，环糊精尤其能延缓酸前体酯的水解，有效期长且克服了现有的解堵剂，例如二氧化氯解堵剂井下激活后不易控制其反应速率，存在安全隐患的问题，并且本发明的解堵方法使用的解堵剂能够在高于100℃的温度下实现解堵。本发明的解堵方法优选了高效、低伤害的酸液体系，具有显著的解堵效果，能够有效解除油层中的无机物和有机高分子聚合物造成的堵塞以及有效控制二次沉淀的生成。

根据一个优选实施方式，基液为油基液、水基液、水混溶液、油包水乳液和水包油乳液中的一种或多种。环糊精为酰化环糊精、羟基化环糊精、羧基化环糊精、烷基化环糊精、甲基环糊精、羟乙基环糊精、羟丙基环糊精、2-羟乙基环糊精、羧甲基环糊精、羧乙基环糊精、葡苷基环糊精和麦芽糖环糊精中的一种或多种。酸前体酯为甲酸酯、乳酸酯、柠檬酸酯、羧酸酯、乙酸乙酯、丙酸酯、丁酸酯、甲酸盐酯、乙酸盐酯、丁酸盐酯、丙烯酸酯、原酸酯、醋酸丁酯、γ-戊内酯、三乙基原甲酸酯、磷酸酯、乙酸异戊酯、水杨酸甲酯、丁酸乙酯、丁酸苄酯、丙酸乙酯、苯甲酸乙酯、乙酸苄酯、丁酸甲酯、醋酸正丙酯和苯乙酸乙酯中的一种或多种。

低渗油藏具有特殊的微观孔隙结构、孔隙细小、喉道细微、岩石孔隙比表面大等特点，导致渗流阻力大、注水压力高、注水量小、注采不平衡等凸显问题，从而造成原油采收率低。目前提高低渗透尤其是特低渗透油藏的采收率的技术效果均不明显。本发明采用聚硅纳米材料对岩芯空隙表面改性来对低渗致密油藏进行降压增注。聚硅纳米材料能够吸附在岩石表面，改变岩石润湿性，从而减小流体流动阻力、防止粘土膨胀和水垢附着，起到长期降压增注的作用。

根据一个优选实施方式，c剂为至少一种表面活性剂与改性聚硅纳米材料按照质量比为1︰2～32的比例充分混合而制得的。优选地，表面活性剂为季铵盐型双子型表面活性剂、十二烷基硫酸钠、十二烷基磺酸钠、十六烷基磺酸钠、水杨酸钠、对苯磺酸钠中的一种或多种。更优选地，表面活性剂为季铵盐型双子型表面活性剂。聚硅纳米材料是通过利用x射线和/或γ射线激活的添加剂来改性sio2所制得的。优选地，聚硅纳米材料的颗粒尺寸为2～100nm。更优选地，聚硅纳米材料的颗粒尺寸为5～20nm。

根据一个优选实施方式，聚硅纳米材料通过带有疏水性、助吸附性和/或亲水性基团的有机化合物对其表面修饰以制得改性聚硅纳米材料，并且带有疏水性、助吸附性和亲水性基团的有机化合物在聚硅纳米微粒中所占的重量百分比分别为1～10％、1～7％和1～15％。

根据一个优选实施方式，带有疏水性、助吸附性和/或亲水性基团的有机化合物是带有功能性基团的碳原子数为1～20的碳链化合物。疏水性功能基团为三甲基、二甲基、乙基、乙烯基、氟代烷基中的一种或多种。助吸附性功能基团为羟基、羧基、环氧基、胺基中的一种或多种。带有亲水性基团的有机化合物为含有羟基、羧基、胺基中的一种或多种的有机胺化合物和/或表面活性剂。表面活性剂为阴离子表面活性剂和/或非离子表面活性剂。

根据一个优选实施方式，c剂通过如下方式制备而成：c1～c6的硅酸酯与有机修饰剂在反应介质中进行水解、反应，反应产物干燥即得的水基纳米聚硅微粒。水基纳米聚硅微粒水解于ph值为8～11的条件下进行，反应温度20～100℃，反应时间1～30h。修饰剂包括疏水性修饰剂、助吸附性修饰剂和亲水性修饰剂。硅酸酯在反应介质中的浓度为0.1～4.0mol/l，硅酸酯与疏水性修饰剂以及助吸附性修饰剂的摩尔比为1︰0.05～0.5︰0～0.05。所含二氧化硅与亲水性修饰剂的重量比为1︰0.2～20。疏水性修饰剂以及助吸附性修饰剂为有机硅化合物和/或有机酸化合物。有机硅化合物为碳链长度为1～20的烷氧基硅烷、氯硅烷或硅氮烷。有机酸分子式为rcooh，其中r的碳链长度为2～20。优选地，反应介质为丙酮、二甲苯、水、c1～c12的醇中的一种或几种的组合。

本发明的解堵方法使用的改性聚硅纳米材料使用季铵盐型的双子型表面活性剂，因此其同时也可以作为一种黏土稳定剂和杀菌剂，使得本发明的解堵方法不需要额外添加黏土稳定剂和杀菌剂。另一方面，由于改性聚硅纳米材料的颗粒尺寸小，单位重量的比表面积大，因此相对于传统的表面活性剂用量小，而且降压增注效率更高。改性聚硅纳米材料的尺寸为2～100nm，因其颗粒尺寸达到纳米尺度，其性能将产生一系列变化即纳米效应(如小尺寸效应、体积效应、表面效应、量子尺寸效应、宏观量子隧道效应等)，因此其在油田的深部调剖、稠油降粘、低渗油藏增注、提高石油驱油效率方面具有显著效果。

对比例1

一种解堵剂，其组分及重量百分比如下：10％的盐酸，10％的丁二酸，2％的稳定剂，0.3％的缓蚀剂，0.8％的助剂和76.7％的水。稳定剂为甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和氯化铵按照3︰1的重量比混合而成。缓蚀剂为十八烷胺。助剂为十二烷基甲基萘磺酸钠。

对比例2

一种解堵剂，其组分及重量百分比如下：10％的盐酸，12％的丁二酸，4％的稳定剂，0.4％的缓蚀剂，0.8％的助剂和72.7％的水。稳定剂为甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和氯化铵按照3︰1的重量比混合而成。缓蚀剂为十八烷胺。助剂为十二烷基甲基萘磺酸钠。

对比例3

一种解堵剂，其组分及重量百分比如下：15％的盐酸，10％的丁二酸，2％的稳定剂，0.5％的缓蚀剂，0.8％的助剂和71.7％的水。稳定剂为甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和氯化铵按照3︰1的重量比混合而成。缓蚀剂为十八烷胺。助剂为十二烷基甲基萘磺酸钠。

对比例1～对比例3的解堵剂采用现有技术的解堵方法，测试温度为50℃，解堵剂处理时间为10h。

如下表1所示，记载了实施例1～实施例4的复合解堵剂的原料重量。

表1实施例1～实施例4的复合解堵剂的原料重量表

实施例1

本实施例的复合解堵剂由以下重量百分比的组分制得：

a剂：5％的盐酸，18％的乙二醇单丁醚，20％的二甲醚，1.0％的缓蚀剂，3.0％的起泡剂，2.5％的稳泡剂和50.5％的水。缓蚀剂选用十六烷基氯化吡啶。起泡剂为30％的十二烷基二甲基甜菜碱，30％的椰油酰胺丙基甜菜碱和40％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜碱类起泡剂。稳泡剂为聚丙烯酰胺。

b剂：79％的基液，1.0％的环糊精和20％的酸前体酯。基液为烷烃。环糊精为酰化环糊精。酸前体酯为甲酸酯和乙酸苄酯的混合物。

c剂：82％的聚硅纳米材料，1％的带有疏水性基团的有机化合物，7％的带有助吸附性基团的有机化合物，10％的带有亲水性基团有机化合物。带有疏水性基团的有机化合物为碳原子数为1～20的碳链化合物，疏水性功能基团为三甲基。带有助吸附性基团的有机化合物为碳原子数为1～20的碳链化合物，助吸附性功能基团为羟基。带有亲水性基团有机化合物为含有羧基的有机胺化合物。

实施例2

本实施例a剂的原料及重量百分比如表1所示。缓蚀剂选用甲酰胺。起泡剂为35％的十二烷基二甲基甜菜碱，30％的椰油酰胺丙基甜菜碱和45％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜碱类起泡剂。稳泡剂为聚乙烯醇。

本实施例b剂的原料及重量百分比如表1所示。基液为柴油。环糊精为羟基化环糊精。酸前体酯为柠檬酸酯和丁酸甲酯的混合物。

本实施例c剂的原料及重量百分比如表1所示。带有疏水性基团的有机化合物为碳原子数为1～20的碳链化合物，疏水性功能基团为乙基。带有助吸附性基团的有机化合物为碳原子数为1～20的碳链化合物，助吸附性功能基团为羧基。带有亲水性基团有机化合物为含有羟基的有机胺化合物。

实施例3

本实施例的a剂的原料及重量百分比如表1所示。缓蚀剂选用烷基三甲基氯化铵。起泡剂为35％的十二烷基二甲基甜菜碱，35％的椰油酰胺丙基甜菜碱和30％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜碱类起泡剂。稳泡剂为聚乙烯醇和蛋白的混合物。

本实施例b剂的原料及重量百分比如表1所示。基液为芳香族油基化合物。环糊精为羧基化环糊精和烷基化环糊精的混合物。酸前体酯为乳酸酯、羧酸酯和醋酸正丙酯的混合物。

本实施例c剂的原料及重量百分比如表1所示。带有疏水性基团的有机化合物为碳原子数为1～20的碳链化合物，疏水性功能基团为乙烯基。带有助吸附性基团的有机化合物为碳原子数为1～20的碳链化合物，助吸附性功能基团为环氧基。带有亲水性基团有机化合物为含有胺基的表面活性剂。

实施例4

本实施例a剂的原料及重量百分比如表1所示。缓蚀剂选用并炔醇和辛炔醇的混合物。起泡剂为40％的十二烷基二甲基甜菜碱，35％的椰油酰胺丙基甜菜碱和25％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜碱类起泡剂。稳泡剂为多肽和淀粉的混合物。

本实施例b剂的原料及重量百分比如表1所示。基液为淡水。环糊精为甲基环糊精和羟乙基环糊精的混合物。酸前体酯为乙酸乙酯、丙酸酯和苯乙酸乙酯的混合物。

本实施例c剂的原料及重量百分比如表1所示。带有疏水性基团的有机化合物为碳原子数为1～20的碳链化合物，疏水性功能基团为二甲基和氟代烷基。带有助吸附性基团的有机化合物为碳原子数为1～20的碳链化合物，助吸附性功能基团为羧基和胺基。带有亲水性基团有机化合物为含有羟基和羧基的有机胺化合物。

使用实施例1～实施例4制备的解堵剂进行井下地层的解堵施工，注水井井下地层中的有机聚合物凝胶类封堵剂的粘度为1500～6500mpa·s，通过观察该有机聚合物凝胶类封堵剂的破胶时间，并测定其破胶后的粘度及该有机聚合物凝胶的降解率。具体步骤如下：

s1：在井下温度为25～150℃的条件下，以正注方式连接注入机组及地面管线，装油压表及套压表，管线试压25mpa，不刺不漏为合格。

s2：根据复合解堵剂的a剂、b剂和c剂的用量调节a剂注入口、b剂注入口和c剂注入口的流速。将实施例1～实施例4的复合解堵剂的a剂、b剂的基液和酸前体酯先后注入油气井中，30～120s后将b剂中的环糊精注入油气井中，关井反应6h后再将c剂注入油气井中，关井反应10h。

s3：测定实施例1～实施例4的复合解堵剂破胶后的粘度及该有机聚合物凝胶的降解率。

s4：分别测定注水井使用解堵剂前后的注水压力。其中，测定粘度为1500～6500mpa·s的有机聚合物的粘度所使用的粘度计为哈克marsii流变仪，测试温度为常温，剪切速率为7.34s^-1，转子为锥板，型号为c60/1；测定该有机聚合物破胶后的粘度所使用的粘度计为哈克marsii流变仪，测试温度为常温，剪切速率为27s^-1，转子为同轴圆筒，型号为z41。

采用如下公式计算有机聚合物凝胶的降解率：

k＝(η1-η2)/η1

其中，η1为有机聚合物凝胶降解前的粘度，η2为有机聚合物凝胶降解后的粘度。所得结果如表2所示。

表2对比例1～3和实施例1～4的解堵剂的解堵性能测试表

由表2可知，本发明实施例1～实施例4提供的复合解堵剂及其解堵方法的解堵效率高，在2～4h内即可使有机聚合物凝胶类封堵剂破胶，并将它们的粘度降低至可自由流动的状态，使其降解率达到99.9％以上。可见，本发明实施例1～实施例4提供的复合解堵剂及其解堵方法具有优良的解堵效果，将其应用于堵塞的注水井，显著降低了注水压力，对于注水井的正常生产具有重要意义。

检测对比例1～对比例3以及实施例1～实施例4处理的注水井解堵前后的出液量以及含水率以对比其解堵效果。出液量和含水率采用现有技术的测试方法，在此不再赘述，测试结果如表3所示。

表3对比例1～3和实施例1～4的解堵剂的解堵效果表

综上，本发明的复合解堵剂及其解堵方法可使油田的出液量提高10％以上，含水率增加27％以上。相对于现有技术的酸液解堵剂及其解堵方法，本发明的复合解堵剂及其解堵方法具有明显优势，尤其是提高油气井出液量方面优势更明显。

需要注意的是，上述具体实施例是示例性的，本领域技术人员可以在本发明公开内容的启发下想出各种解决方案，而这些解决方案也都属于本发明的公开范围并落入本发明的保护范围之内。本领域技术人员应该明白，本发明说明书及其附图均为说明性而并非构成对权利要求的限制。本发明的保护范围由权利要求及其等同物限定。