特低渗透油田注水井多组分化学微乳液降压增注的方法 【技术领域】
本发明涉及一种特低渗透油田注水井化学降压增注技术。
背景技术
在油田注水驱油开发过程中，由于注入水与储层岩石矿物、储层流体的不配伍，水中含油、悬浮物、微生物等代谢产物的存在，对注水井地层造成严重伤害，致使注水压力升高，吸水指数下降，影响驱油效果。
目前国内采用较多的化学增注技术有土酸、复合酸酸化，酸化-氧化复合、热化学增注等技术体系。特低渗透油田(指渗透率小于10×10-3μm2地储层)一直都是油田开发中的世界级技术难题，具有与中高渗透油田显著不同的渗流特征，油田注水开发过程中，各种堵塞污染交互存在、相互叠加，对油层造成堵塞伤害呈现复杂化的技术难题。实践表明，传统的酸化技术在低渗透油田现场应用过程中，常会因为酸岩反应速度快，酸穿透距离小，酸化后有效期短；或因酸岩反应和酸液不配伍等因素，形成新的沉积堵塞，造成成功率低，甚至无效或导致对应油井产量下降的现象。
发明内容：
本发明的目的在于，提供一种特低渗透油田注水井多组分化学微乳液复合降压增注的方法，能有效解除特低渗透油田注水井地层堵塞，改善液相渗流环境，提高石油采收率。
本发明是这样实现的：
采用将胶束酸微乳液和碱质-CO2微乳液集合于一体的方法。
所述碱质-CO2微乳液组分，是指用无机碱类包括氢氧化钠或碳酸钠溶液3～15％，无机络合物解堵剂0.5～5％，稳定剂IS-2：0.5～1.5％，磺酸盐类表面活性剂：0.2～2％，氟碳类表面活性剂：0.1～1.5％。
所述胶束酸微乳液组分：是指用无机酸盐类和有机酸的混合酸液10～25％，磷酸酯类微乳胶束剂5～15％，咪唑啉缓蚀剂0.5～1.5％，稳定剂IS-2：1～2.5％
现场使用时，先将碱质-CO2组分微乳液注入地层，在地层发生皂化反应，部分解除地层近井地带污染；后续微乳液胶束酸组分注入地层后，在与储层酸溶性垢发生反应解除堵塞的同时，与先期注入的碱质-CO2组分微乳液在地层相遇发生化学反应，生成大量CO2，形成超临界的CO2微乳液，解除地层堵塞，改善地层流体相渗关系。
本发明之微乳液在注水地层条件下，可生成新的超临界二氧化碳(SC-CO2)微乳液。能有效解除特低渗透油田注水井地层堵塞，改善液相渗流环境，对注水井实现降压增注，提高石油的采收率，使油田获得显著的技术经济效益。2004-2008年，本发明在长庆油田8个特低渗透难采油藏、9个不同层系的68口油水井进行了试验和应用。措施有效率达97.06％，平均单井增油达到2.3吨/日(该地区油田油井原日产油平均仅1-3吨)，取得了显著的经济效益。
【具体实施方式】
现场注入方式：分段塞连续注入；注入压力：低于油层破裂压力。在井口、管线额定安全压力条件下，可适当调大注入排量，提高解堵液穿透距离，深部解堵。
实施例1.长庆安塞特低渗透油田H14-14油田污水回注井中的应用，该井油层渗透率为13.63×10-3μm2。
注水井处理时，碱质-CO2微乳液组分，用氢氧化钠或碳酸钠等无机碱类溶液3％，络合物解堵剂5％，稳定性二氧化氯溶液1％，稳定剂IS-2：1.5％，磺酸盐类表面活性剂：0.2％，氟碳类表面活性剂：1.5％。
胶束酸微乳液组分：用无机酸盐类和有机酸的混合酸液10％，磷酸酯类微乳胶束剂5％，咪唑啉缓蚀剂0.5％，稳定剂IS-2：2.5％。
该井注入水质恶劣，一般措施无效或有效期段。应用本技术措施前，注水压力10.5Mpa，地质配注35m3/日，实际注水16m3/日；实施本发明后，注水压力降至8.8Mpa，注水量35m3/日，达到了地质配注要求，降压增注效果明显，有效期达到500天以上。
实施例2.长庆西峰油田X41-031井中的应用，该井油层渗透率仅为0.87×10-3μm2，属于超低渗透油层。
碱质-CO2微乳液组分，用氢氧化钠或碳酸钠等无机碱类溶液15％，络合物解堵剂0.5％，稳定性二氧化氯溶液7％，稳定剂IS-2：0.5％，磺酸盐类表面活性剂：2％，氟碳类表面活性剂：0.1％。
胶束酸微乳液组分：用无机酸盐类和有机酸的混合酸液15％，磷酸酯微乳胶束剂10％，咪唑啉缓蚀剂1.0％，稳定剂IS-2：1.5％
该井措施前，注水压力高达19.7Mpa，地质配注45m3/日，实际注水1m3/日，采用压裂、酸化等多种增注技术，均无效；应用本技术实施后，注水压力降至18.6Mpa，初期注水量46m3/日，100天后30m3/日，达到了地质配注要求，降压增注效果明显，解决了该油田的技术难题。
实施例3.长庆油田G31-15井中的应用，该井油层渗透率为8.26.×10-3μm2
碱质-CO2微乳液组分，用氢氧化钠或碳酸钠等无机碱类溶液10％，络合物2.5％，稳定性二氧化氯溶液5％，稳定剂IS-2：1.0％，磺酸盐类表面活性剂：2％，氟碳类表面活性剂：1％。
胶束酸微乳液组分：用无机酸盐类和有机酸的混合酸液25％，磷酸酯微乳胶束剂15％，咪唑啉缓蚀剂1.5％，稳定剂IS-2：1.0％。
该井措施前注水压力高15.5Mpa，地质配注30m3/日，实际注水5m3/日，实施后初期注水压力一度降至0，后回升至6.2Mpa，注水量32m3/日，达到了地质配注要求，降压增注效果明显，平均日增注27m3。