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油水井转投注预处理方法
技术领域：
本发明属于油田采油技术领域，尤其是涉及一种提高采油量的油水井转投注预处理方法。
背景技术：
在油田开发过程中，由于地层能量逐渐减弱，使大量的原油滞留在地层内而无法开采，从而使原油的采收率下降。因此，为了恢复地层能量，使残余油尽可能地开采出来，目前，最常用的方法是采用注水开发。注水开发目前基本采用以下两种形式：1)新井投注：即在新钻探区块钻注水井，采用早期注水方式或与开采同步方式进行注水开发。2)油井转注：即由于某些区块油井随着开采时间的增长，地层能量下降幅度较快，某些油井已无开采价值，但由于该区块还存在着剩余油没有开采，即采出程度较低。因此将该区块某些抽油井转为注水井，以此通过注水来增加地层能量，提高采出程度。但在注水开发过程中存在两个问题：一是注入水降低了水井的吸水能力，改变了油层的流体特性，近井地带地层形成了堵塞，引起注入压力逐年上升；二是注入水与地层水的化学相容性差，腐蚀结垢严重，加之油层地质条件差、渗透率低，泥质含量较高，导致注入压力上升快，造成油层伤害。由于上述两方面的问题使注水井压力不断攀升，目前吉林油田大情字井已有42口水井注入压力超过10Mpa，其中黑79区块24口，黑75区块4口，黑46区块10口，最高注入压力达到18.1Mpa。如此高的注水压力最终导致注水井欠注，甚至注不进，地层能量得不到补充，周围油井产量下降。
目前，针对注水井投注及转注后压力上升快这一问题，各采油厂主要采取对投注及转注水井进行防膨处理这一主要手段。该方法对新投注水井能起到一定的作用，但这一作用是暂时的。这是由于对于新投注水井由于地层的粘土矿物在防膨剂作用下粘土膨胀速度降低，但随着长时间的注水开发防膨剂的作用逐渐消失，注水井的注水压力很快就会上升。而对于转注水井随着开采时间的增加，粘土矿物在表面水化力、渗透水化和毛细管作用力的作用下，粘土晶体表面(膨胀性粘土表面包括外表面和内表面)吸附水分子，第一层是水分子与粘土表面的六角形网格的氧原子形成氢键而保持在表面上。水分子也通过氢键结合为六角环，第二层也以类似情况与第一层以氢键连接，以后的水层照此继续，氢键的强度随离开表面的距离增加而降低。另外，由于晶层之间的阳离子浓度大于溶液内部的浓度，因此，水发生浓差扩散，进入层间，由此增加晶层间距，从而形成扩散双电层。渗透膨胀引起的体积增加比晶格膨胀要大得多，体积可增加20-50倍。由于转注水井粘土矿物长时间接触水，粘土矿物早已经膨胀完全了。因此，加入防膨剂后对粘土已起不到作用，另外，由于长时间开采，近井地带的地层早已经形成了有机与无机垢类，该种垢类不清除，仅靠防膨剂是起不到降压效果的。
发明内容：
本发明所要解决的技术问题是提供一种有效解除油田地层堵塞，能起到降压增注效果的油水井转投注预处理方法，使用该方法对于转投注水井进行预处理后注入压力上升缓慢，能很好地延缓能量递减，是一种标本兼治的工艺处理方法。
本发明的油水井转投注预处理方法包括下列步骤：
a)配制前置液，前置液的组成比例是：防膨缩膨剂∶降粘解稠剂∶水溶性破乳剂＝6-10∶3-15∶0.5-3，其中，防膨缩膨剂的重量百分比组成为：氯化铵3-8％、小阳离子聚合物DDHC 30-50％、十二烷基二甲基苄基氯化铵1227为8-10％、余量为水，降粘解稠剂的重量百分比组成为：混合苯75-85％、OP-10为3-6％、SP-80为4-5％、乙烯和醋酸乙烯酯共聚物EVA为2-3％、甲醇为5-10％、余量为水；
b)配制工作液，工作液的重量百分比组成为：盐酸8-15％、氢氟酸2-6％、缓蚀剂-土酸1.5-2％、铁离子稳定剂NTA 0.5-3％、助排剂ZA-5为0.3-1％、防膨缩膨剂0.5-1％、乙二醇丁醚0.3-1％、降粘解稠剂2-10％、余量为水；
c)后置液：清水；
d)用泵车将前置液、工作液、后置液依次挤入地层，关井反应4-6小时；
e)进行返排，用PH试纸测定PH＝7时返排结束，开井正常生产。
水溶性破乳剂为LG938。
本发明油水井转投注预处理方法是从解决压力攀升快的问题根源着手，能够有效解除油田地层堵塞，能起到降压增注效果。对于转投注水井进行预处理后注入压力上升缓慢，能很好地延缓能量递减。目前已累计施工45口井，与10口挤防膨剂的注水井相比较压力下降2.4Mpa，是一种标本兼治的工艺方法。
附图说明：
图1是乾北60-19井投注前预处理与乾北18-2井投注前加防膨剂效果对比曲线图；
图2是黑98区块投注前预处理与加防膨剂效果对比曲线图；
图3是黑98区块投注前预处理与投注前加防膨剂效果对比曲线图；
图4是黑123-4-4井投注前预处理与黑123-5-5井投注前加防膨剂效果对比曲线图。
下面通过试验例进一步说明本发明。
实验例1 垢类分析及采取的对策
1、垢类组成
我们选取了乾安注水井垢样，通过煅烧及酸液溶蚀后，测得垢类组成如下：表1

  垢类组成  有机垢(％)  无机垢(％)  酸不溶物(％)  垢样1#  21.56％  76.30％  2.14％  垢样2#  42.60％  54.77％  2.63％
2、采取的对策
根据乾安地区的垢样分析结果可以看出，在垢样内存在着有机垢、无机垢和酸不溶物三类物质。针对这些垢类的组成，根据现场及历年来酸化措施的经验，我们采取了不同的室内试验。
(一)针对有机垢类的试验
称取1#、2#两口注水井的垢样，分别放入不同浓度转前预处理剂的烧杯内，在50℃下，记录不同时间内的清洗效率。实验数据见下表2。从表中数据可以看出，对于有机垢类在2％-11％不同浓度的降粘解稠剂溶液中，在设定的温度下，3h内基本上清洗完毕。
不同浓度不同时间下(1#/2#)垢样的清洗率
表2

(二)针对无机垢类的试验
取1#、2#两口注水井的垢样，分别放入装有不同浓度转前预处理剂的烧杯中，在50℃下，记录不同时间内的溶蚀率及溶蚀完成后的现象，实验数据见下表3。
不同浓度不同时间下(1#/2#)垢样的清洗率
表3

(三)助剂的选择
为保证效果，通过室内实验对配方进行筛选，在预处理液里添加了助排剂、缓蚀剂、稳定剂。
1.助排剂的选择
处理液配比中加入1.0％的助排剂，可使反应后的残液易于返排出地层，并可以使岩石保持水润湿，接触角下降，从而大大降低了岩石与原油的界面张力，提高油相渗透率。
2.防膨缩膨剂的选择
由于乾安油田存在敏感性矿物，由于长时间的开采粘土矿物早已膨胀完全，因此对于膨胀完全的粘土矿物，单纯的防膨剂已不起作用了，鉴于该种情况，我们开发研制了防膨缩膨剂。该剂的加入，不仅可以将已膨胀完全的粘土缩膨同时稳定剂在颗粒表面吸附，使其颗粒不易集结成大颗粒堵塞孔道。该剂的机理及特点如下：
2.1
防膨缩膨剂作用机理
2.1.1
压缩双电层机理
经设计合成的分子进入粘土颗粒晶层间，它带有充足的正电荷离子依靠其静电引力吸附中和负电荷，过剩的正电荷使粘土颗粒中性反转，压缩双电层，晶层收缩，减小了粘土层间距。
对于已膨胀的粘土，使用合适的分子有效地改变粘土的带电性质，是使粘土产生收缩的主要机理。而未膨胀的粘土，在其形成过程中粘土晶体一般带负电荷，依“电中性原理”，即有等当量的反离子吸附在粘土表面，粘土处理剂分子中地正电性基团便可与粘土晶层表面上的低价阳离子发生阳离子交换吸附。
2.1.2
粘土转型机理
粘土处理剂中的成分，可将膨胀性粘土矿物转型，使之脱水。可减弱或消除粘土矿物的阳离子交换能力，使膨胀性粘土矿物表现出非膨胀性。
2.1.3
“包被”机理
该防膨缩膨剂分子与粘土颗粒强烈的静电引力，使高分子牢固地吸附在粘土或其它微粒上形成一层保护层，从而有效地阻止了粘土的水化作用。
2.1.4
多点吸附机理
充分利用防膨缩膨剂分之具有的适度的链长和链上带有特定的功能基，同时吸附到多个晶层和微粒上，从而有效地抑制了粘土的分散和运移。这一机理也可称之为“桥连”机理。
该防膨缩膨剂是综合以上四大机理设计合成出来的多功能粘土矿物处理剂，它通过与粘土矿物发生物理化学反应，使粘土晶格改性，使其遇水后不膨胀；已膨胀的粘土晶格，通过化学反应改性后释放出水分子，晶格缩小。并通过多点吸附作用使这些改性的粘土物质与原地层矿物牢固结合，从而避免了粘土矿物遇水膨胀、运移给地层造成伤害，提高油气开发效果，并节省了大量的地层改造费用。
2.2主要特点
2.2.1对膨胀性粘土矿物的防膨、缩膨合二为一；
2.2.2可使粘土悬浮物的粒径变小；
2.2.3与地层水、淡水有良好的配伍性；
2.2.4与酸化成分、压裂成分及无机盐有良好的配伍性；
2.2.5作为酸化、压裂的前置液具有良好的增效作用。
3.铁离子稳定剂选择
酸处理地层时，一般认为当残酸PH值达到2.2时，开始形成凝胶状Fe(OH)₃沉淀，当PH为3.2时沉淀就完全了，为了防止二次沉淀的产生，在处理液中加入铁离子稳定剂，该稳定剂与主体酸液配伍，在酸性介质中和中性介质中，与铁络合均有较高的稳定性，在温度大于90℃时仍有较好的稳定效果。
4.缓蚀剂的选择
针对乾安油田单井产能的特点，采用不动管柱施工工艺，为了保证在施工过程中管柱不受腐蚀，我们对酸化缓蚀剂进行了优选，通过缓蚀率试验和配伍性试验，我们选出了缓蚀剂-土酸，缓蚀率达98％以上，而且现场实施过程中也证明，该缓蚀剂的使用，保证了不动管柱酸化解堵施工工艺的实施，达到了经济有效性。
实验例2
选取具有可对比性的投注前预处理6口井，挤防膨剂12口井。统计结果表明：采用投注前预处理技术的井初期注入压力较挤防膨剂井的初期注入压力降低3.5MPa。  项目  统计井  数  初期压  力  平均注水时  间  目前油  压  目前注水  量  预处理  6  0.9  278天  6.7  50.0  挤防膨  剂  11  5.8  343天  10.2  45.9
实验例3
另选取具有可对比性的投注前预处理4口井，挤防膨剂8口井。统计结果表明：采用投注前预处理技术的井初期注入压力较挤防膨剂井的注入压力降低5.3MPa，注水120天后压力仍降低3.9MPa。  项目  统计井数  初期压力  平均注水时间  油压  预处理  4  0.9  120天  5.8  挤防膨剂  8  6.2  120天  9.7
实验例4
乾北开发层位相同的两口井乾北60-19和乾北18-2两口井进行对比。这两口井注入层段均为青三VI、VII砂组，乾北18-2井2005年1月27日投注时挤防膨剂，乾北60-19井2005年4月28日投注时采用预处理技术。
乾北18-2井注水15天注入压力为5.2MPa，而乾北60-19井注水15天注入压力为0.2MPa，初期注入压力明显降低5MPa，注水270天后乾北60-19井注入压力仅为5.4MPa，而乾北60-19井注入压力为7.5MPa，相比之下降低2.1MPa。其效果对比见图1。  井号  投注日期 注入层段             投注前措施  投注前  处理手  段  初期  压力  目前  油压  目前注  水量  压裂液用量  (m³)  返排量  (m³)  差值  乾北18-2  05.1.27 青三VI、VII砂组  81  61  -20  防膨剂  5.2  7.5  40.0  乾北60-19  05.4.28 青三VI、VII砂组  128  92  -36  预处理  0.2  5.4  45.0
实验例5
黑98-6-2和黑98-7-1、黑98-15-9、黑98-7-5四口井，这四口井注入层段均为青三XI、XII砂组，黑98-6-2井2005年4月28日投注时采用预处理技术，其它三口井投注前挤注防膨剂。
黑98-6-2井注水15天注入压力为0.9MPa，较其它三口井平均注入压力6.5MPa降低5.6MPa，注水195天后黑98-6-2井注入压力为6.1MPa，而其它三口井平均注入压力为10.9MPa，相比之下降低4.8MPa。其效果对比见图2。  项目  井号  投注日期 注入层段              投注前措施  初期  压力  目前  油压  目前注  水量  压裂液用  量(m³)  返排量  (m³)  差值  预处理  黑98-6-2  05.07.14 青三XI、XII砂组  241.7  182.1  59.6  0.9  6.1  55.0  防膨剂  黑98-7-1  05.03.16 青三XI、XII砂组  250.9  175.9  -75.0  6.4  10.6  50.0  黑98-15-9  05.03.14 青三XI、XII砂组  75.9  48.9  -27.0  8.1  10.7  45.0  黑98-7-5  05.3.31 青三XI、XII砂组  81.8  60.3  -21.5  5.0  11.3  40.0  平均  136.2  95.0  41.2  6.5  10.9  45.0
实验例6
黑98-5-4、黑98-2-4和黑98-11-17、黑98-11-5、黑98-11-9、黑98-13-6、黑98-15-13、黑98-7-9八口井，注入层段均为青三X、XI、XII砂组，黑98-5-4、黑98-2-4二口井投注时采用预处理技术，其它六口井投注前挤注防膨剂。
挤注防膨剂的六口井注水15天，平均注入压力5.4MPa，采用预处理技术的二口井注水15天，注入压力平均为1.2MPa，相比降低3.9MPa，注水270天后，挤注防膨剂的六口井平均注入压力为10.4MPa，采用预处理技术的二口井平均注入压力为6.9MPa，相比之下降低3.5MPa。其效果对比见图3。  项目  序号  井号  投注日期  射孔井段小层号  压裂液用  量(m³)  返排量  (m³)  差值  初期  压力  目前  油压  目前注  水量  预处理  1  黑98-2-4  05.5.31  青三X、XI、XII砂组  127.7  95.7  -32.0  0  5.3  60.0  2  黑98-5-4  05.4.30  青三X、XI、XII砂组  47.8  34.7  -13.1  2.3  8.4  45.0         平均  87.8  65.2  -22.6  1.2  6.9  52.5  防膨剂  1  黑98-7-9  05.03.14  青三X、XI、XII砂组  76.2  46.9  -29.3  9.5  10.6  45.0  2  黑98-11-5  05.03.27  青三X、XI、XII砂组  118.0  89.3  -28.7  4.6  11.0  40.0  3  黑98-11-9  05.03.17  青三X、XI、XII砂组  190.0  148.2  -41.8  2.2  9.7  60.0  4  黑98-11-17  05.03.18  青三X、XI、XII砂组  92.4  62.1  -30.3  3.2  10.2  50.0  5  黑98-13-6  05.04.11  青三X、XI、XII砂组  152.0  118.9  -33.1  7.5  10.4  60.0  6  黑98-15-13  05.03.18  青三X、XI、XII砂组  76.7  42.1  -34.6  5.3  10.3  65.0          平均  117.6  84.6  -33.0  5.4  10.4  53.3
实验例7
黑123-5-5和黑123-4-4两口井注入层段均为青二IV、V砂组，青一III砂组，黑123-5-5井2005年3月31日投注时挤防膨剂，黑123-4-4井2005年8月21日投注时采用预处理技术。
黑123-5-5注水15天注入压力为6.5MPa，而黑123-4-4井注水15天注入压力为0MPa，初期注入压力明显降低6.5MPa，注水150天后黑123-5-5井注入压力为10.2MPa，而黑123-4-4井注入压力仅为8.2MPa，相比之下降低2.0MPa。其效果对比见图4井号投注日期注入层段                投注前措施投注前处理手 段初期压力目前油压目前注水量压裂液用量(m³)返排量(m³)差值黑123-5-505.3.31青二IV、V砂组，青一III砂组14090-50防膨剂6.510.240.0黑123-4-405.8.21青二IV、V砂组，青一III砂组8956-33预处理0.08.245.0
结论：通过以上对比，我们可以得出本发明具有如下效果：
1.可以明显降低初期注入压力；
2.能够有效减缓压力升高过快的问题；
3.注入压力在很长一段时间内保持平稳，在一定程度上能够减少由于注入压力高而采取降压增注的费用。
实施例1 油水井转投注预处理方法包括如下步骤：
a)配制前置液，前置液的组成比例是：防膨缩膨剂∶降粘解稠剂∶水溶性破乳剂＝6∶3∶0.5，其中，防膨缩膨剂的重量百分比组成为：氯化铵3％、小阳离子聚合物DDHC 30％、十二烷基二甲基苄基氯化铵1227为8％、余量为水，降粘解稠剂的重量百分比组成为：混合苯75％、OP-10为3％、SP-80为4％、乙烯和醋酸乙烯酯共聚物EVA为2％、甲醇为5％、余量为水，水溶性破乳剂为LG938；
b)配制工作液，工作液的重量百分比组成为：盐酸8％、氢氟酸2％、缓蚀剂土酸1.5％、铁离子稳定剂NTA 0.5％、助排剂ZA-5为0.3％、防膨缩膨剂0.5％、乙二醇丁醚0.3％、降粘解稠剂2％、余量为水；
c)后置液：清水；
d)用泵车将前置液、工作液、后置液依次挤入地层，关井反应4-6小时；
e)进行返排，用PH试纸测定PH＝7时返排结束，开井正常生产。
实施例2 油水井转投注预处理方法包括如下步骤：
a)配制前置液，前置液的组成比例是：防膨缩膨剂∶降粘解稠剂∶水溶性破乳剂＝10∶15∶3，其中，防膨缩膨剂的重量百分比组成为：氯化铵8％、小阳离子聚合物DDHC 50％、十二烷基二甲基苄基氯化铵1227为10％、余量为水，降粘解稠剂的重量百分比组成为：混合苯为85％、OP-10为6％、SP-80为5％、乙烯和醋酸乙烯酯共聚物EVA为3％、甲醇为10％、余量为水，水溶性破乳剂为LG938；
b)配制工作液，工作液的重量百分比组成为：盐酸15％、氢氟酸6％、缓蚀剂土酸2％、铁离子稳定剂NTA 3％、助排剂ZA-5为1％、防膨缩膨剂1％、乙二醇丁醚1％、降粘解稠剂10％、余量为水；
c)后置液：清水；
d)用泵车将前置液、工作液、后置液依次挤入地层，关井反应4-6小时；
e)进行返排，用PH试纸测定PH＝7时返排结束，开井正常生产。
实施例3 油水井转投注预处理方法包括如下步骤：
a)配制前置液，前置液的组成比例是：防膨缩膨剂∶降粘解稠剂∶水溶性破乳剂＝8∶10∶2，其中，防膨缩膨剂的重量百分比组成为：氯化铵5％、小阳离子聚合物DDHC 40％、十二烷基二甲基苄基氯化铵1227为9％、余量为水，降粘解稠剂的重量百分比组成为：混合苯为80％、OP-10为5％、SP-80为5％、乙烯和醋酸乙烯酯共聚物EVA为2.5％、甲醇为8％、余量为水，水溶性破乳剂为LG938；
b)配制工作液，工作液的重量百分比组成为：盐酸12％、氢氟酸4％、缓蚀剂土酸2％、铁离子稳定剂NTA 2％、助排剂ZA-5为0.5％、防膨缩膨剂0.8％、乙二醇丁醚0.5％、降粘解稠剂5％、余量为水；
c)后置液：清水；
d)用泵车将前置液、工作液、后置液依次挤入地层，关井反应4-6小时；
e)进行返排，用PH试纸测定PH＝7时返排结束，开井正常生产。