一种低渗透油藏注水井预处理剂及其制备方法

摘要

本发明公开了一种低渗透油藏注水井预处理剂，属于油田注水开发技术领域。该预处理剂包括以下质量百分含量的组分：表面活性剂0.3-0.8％、氯化铵1-2％、乙醇2-5％、小分子阳离子聚合物2-5％、乙二醇单丁醚1-5％、盐酸10-15％、氢氟酸1-3％、缓蚀剂2-4％、铁离子稳定剂1-2％、余量为水，其中表面活性剂包括以下质量百分含量的组分：氟碳表面活性剂75-90％、余量为甜菜碱和/或脂肪酸二乙醇酰胺。本发明的预处理中各组分配伍性好，能够同时使用，将油水井转投前的多段塞预处理有效融合成一个段塞，不仅能将油水界面张力降低至3×10-4mN/m及以下，降低注水压力，同时还具有防膨及解除固相堵塞的效果，不仅有效达到了降压增注的目的，且显著提高了施工效率。

说明书

技术领域

本发明涉及油田注水开发技术领域，特别涉及一种低渗透油藏注水井预处 理剂及其制备方法。

背景技术

近年来，对低渗透油气田的开发受到国内外愈来愈多的关注。在近期探明 储量和累计探明未动用储量中，低渗透油藏储量所占比例高达65％～70％，而对 低渗透油藏的开发主要采用注水开发方式(包括投注新井和油井转注)。

注水开发指的是利用注水井把水注入油层，以补充和保持油层压力。在注 水开发过程中，普遍存在注水压力高，注水量不能满足地质配注要求的问题， 导致地层能量不能得到及时补充而影响低渗透油藏注水开发效果。造成上述现 象的原因如下：(1)低渗透油藏主要以低渗、低孔、窄吼道为主，储层黏土矿 物含量相对较高，敏感性强，极易受到伤害，造成注水困难甚至注不进水；(2) 低渗透油藏近井地带的强亲水性导致水锁，造成注水压力不断升高，注水困难； (3)随着注水时间的延长，注水井近井地带孔道内的油膜逐渐被注入水冲洗掉， 形成的水膜越来越厚，水相渗透率逐渐降低，水渗流阻力越来越大，最后导致 注水压力上升，注水效率下降，地层长期欠注。所以，在进行注水开发之前， 需要对注水井进行预处理。

目前对注水井采取的预处理过程主要为：在注水井进行正常投、转注之前， 首先向地层中注入三亚甲基碳酸酯、碳酸乙烯酯类表面活性剂来降低油水界面 张力；然后再向地层中注入防膨剂进行防膨预处理，以稳定地层；最后再向地 层中注入酸化剂来解除地层中的固相堵塞。

发明人发现现有技术至少存在以下技术问题：

现有技术中表面活性剂、防膨剂和酸化剂之间配伍性差，不能同时使用， 只能顺序注入，导致施工效率较低，且不能有效达到降压增注的目的。

发明内容

本发明实施例所要解决的技术问题在于，提供了一种配伍性好的能有效降 低注水压力的低渗透油藏注水井预处理剂及其制备方法。具体技术方案如下：

一方面，提供了一种低渗透油藏注水井预处理剂，包括以下质量百分含量 的组分：表面活性剂0.3-0.8％、氯化铵1-2％、乙醇2-5％、小分子阳离子聚合物 2-5％、乙二醇单丁醚1-5％、盐酸10-15％、氢氟酸1-3％、缓蚀剂2-4％、铁离子 稳定剂1-2％、余量为水；

所述表面活性剂包括以下质量百分含量的组分：氟碳表面活性剂75-90％、 余量为甜菜碱和/或脂肪酸二乙醇酰胺。

作为优选，所述预处理剂包括以下质量百分含量的组分：表面活性剂 0.4-0.6％、氯化铵1.5-2％、乙醇3-4％、小分子阳离子聚合物2-3％、乙二醇单丁 醚3-5％、盐酸10-12％、氢氟酸1-1.5％、缓蚀剂2-3％、铁离子稳定剂1.5-2％、 余量为水；

所述表面活性剂包括以下质量百分含量的组分：氟碳表面活性剂90％、甜 菜碱5％、脂肪酸二乙醇酰胺5％。

具体地，所述氟碳表面活性剂选自FC-03型表面活性剂。

具体地，所述小分子阳离子聚合物为有机聚季铵盐。

作为优选，所述小分子阳离子聚合物为氯化二甲基二烯丙基铵。

具体地，所述缓蚀剂选自曼希尼碱类与吡啶类、季胺盐类、炔醇类缓蚀剂 中的至少一种。

另一方面，提供了一种上述的低渗透油藏注水井预处理剂的制备方法，包 括：根据低渗透油藏注水井预处理剂中各组分的质量百分含量，将氟碳表面活 性剂、氯化铵、乙醇、小分子阳离子聚合物、乙二醇单丁醚、盐酸、氢氟酸、 缓蚀剂、铁离子稳定剂和水混合均匀，得到低渗透油藏注水井预处理剂。

作为优选，所述方法包括：根据低渗透油藏注水井预处理剂中各组分的质 量百分含量，利用部分的水，分别配制第一溶液和配制第二溶液；

将所述第一溶液、所述第二溶液以及剩余部分的水混合，搅拌均匀后，得 到低渗透油藏注水井预处理剂；

所述配制第一溶液为：根据低渗透油藏注水井预处理剂中各组分的质量百 分含量，将氯化铵与部分水加入搅拌釜中，搅拌至所述氯化铵完全溶解在水中， 配制得到第一溶液；

所述配制第二溶液为：在50-70℃下，将乙醇加入搅拌釜中，然后在搅拌状 态下，向所述搅拌釜中依次加入氟碳表面活性剂、另一部分的水、乙二醇单丁 醚、盐酸、缓蚀剂、氢氟酸、铁离子稳定剂，搅拌均匀，配制得到第二溶液。

具体地，所述配制第二溶液的过程中，在向所述搅拌釜中加入一种组分后， 搅拌20-30分钟，然后再向所述搅拌釜中加入另一种组分。

本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：

本发明实施例提供的预处理剂，上述各组分之间的配伍性好，能够同时使 用，通过各组分之间的协同复配作用，该预处理将油水井转投前的多段塞预处 理有效融合成一个段塞，不仅能将油水界面张力降低至3×10^-4mN/m及以下，降 低注水压力，同时还具有防膨及解除固相堵塞的效果，不仅有效达到了降压增 注的目的，且显著提高了施工效率。

具体实施方式

为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施方式作进一 步地详细描述。

一方面，提供了一种低渗透油藏注水井预处理剂，包括以下质量百分含量 的组分：表面活性剂0.3-0.8％、氯化铵1-2％、乙醇2-5％、小分子阳离子聚合物 2-5％、乙二醇单丁醚1-5％、盐酸10-15％、氢氟酸1-3％、缓蚀剂2-4％、铁离子 稳定剂1-2％、余量为水；

其中，表面活性剂包括以下质量百分含量的组分：氟碳表面活性剂75-90％、 余量为甜菜碱和/或脂肪酸二乙醇酰胺。

本发明实施例提供的预处理剂，上述各组分之间的配伍性好，能够同时使 用，通过各组分之间的协同复配作用，该预处理将油水井转投前的多段塞预处 理有效融合成一个段塞，不仅能将油水界面张力降低至10^-4mN/m及以下，降低 注水压力，同时还具有防膨及解除固相堵塞的效果，不仅有效达到了降压增注 的目的，且显著提高了施工效率。

由上述可知，本发明实施例提供的预处理剂，由于可将预处理液与地层原 油界面张力降低至3×10^-4mN/m及以下，能够有效提高洗油效率，解除残余油堵 塞，同时消除毛细阻力，解除水锁伤害，从而降低注水压力，达到降压增注的 目的。由于该预处理剂中各个成分的配伍性较好，能够同时使用，即可作为一 个段塞同时使用，避免了多段塞处理，在降低注水压力的同时，还具有防膨及 解除固相堵塞的效果，有效稳定了地层并解除了残余油、水锁等液相伤害，简 化了施工工序，显著提高了施工效率。

进一步地，本发明实施例还提供了一种具有优选配比的预处理剂，该预处 理剂包括以下质量百分含量的组分：表面活性剂0.4-0.6％、氯化铵1.5-2％、乙 醇3-4％、小分子阳离子聚合物2-3％、乙二醇单丁醚3-5％、盐酸10-12％、氢氟 酸1-1.5％、缓蚀剂2-3％、铁离子稳定剂1.5-2％、余量为水；

其中，该表面活性剂包括以下质量百分含量的组分：氟碳表面活性剂90％、 甜菜碱5％、脂肪酸二乙醇酰胺5％。

可以理解的是，本发明实施例提供的预处理剂中，上述各组分均为本领域 常见的产品。本领域技术人员可以容易地获得上述各个组分。

本发明实施例中的表面活性剂为一种复合表面活性剂，其由氟碳表面活性 剂作为主组分，甜菜碱、脂肪酸二乙醇酰胺或者两者任意比例的混合物作为副 组分，使该复合表面活性剂具有憎水、憎油双重性质，降低溶液表面张力能力 极为显著，对于提高水溶液润湿性并降低界面张力方面能产生良好的效果。举 例来说，上述氟碳表面活性剂为FC-03型号的表面活性剂；上述甜菜碱可以为 十二烷基甜菜碱或者椰油酰胺丙基甜菜碱；上述脂肪酸二乙醇酰胺指的是椰子 油脂肪酸二乙醇酰胺。

具体地，上述小分子阳离子聚合物为有机聚季铵盐中的氯化二甲基二烯丙 基铵。

本发明实施例中，上述小分子阳离子聚合物不仅具有高价阳离子的强聚结 效应，还具有高聚物对膨胀性粘土表面的吸附成膜作用，是较理想的抑制剂。 其稳定粘土的能力不仅远超过无机盐类(如钙盐、钾盐等)，也远超过广为应用 的聚丙烯酸盐类粘土稳定剂。该类小分子阳离子聚合物与氯化铵均可作为粘土 稳定剂，来抑制粘土膨胀，稳定地层。

具体地，上述缓蚀剂由曼希尼碱类缓蚀剂与吡啶类缓蚀剂、季胺盐类缓蚀 剂、炔醇类缓蚀剂中的一种或几种复配而成。由于曼希尼碱类缓蚀剂对减缓注 酸管线和设备等的腐蚀具有显著的效果，所以本发明实施例中的缓蚀剂优选曼 希尼碱类缓蚀剂。

具体地，乙二醇单丁醚为低毒物质，可溶于水和醇，其与石油烃具有高的 稀释比。在本发明实施例提供的预处理剂中，乙二醇单丁醚不仅是优良的溶剂， 还是优良的表面活性剂，能有效清除油垢。

盐酸和氢氟酸在本发明预处理剂中作为低伤害的酸化处理剂使用，不仅能 通过解除固相堵塞并反应掉地层矿物来提高渗透率，还能降低近井地带的压力 降，并减少注入水中固相颗粒在近井地带的堵塞。而且，两者的配合还能与敏 感性粘土矿物反应，降低地层的敏感性，减小水化膨胀，达到保护储层的目的。 可以理解的是，本领域常用的工业土酸可以替代本发明实施例中所述的盐酸和 氢氟酸。

具体地，本发明实施例提供的预处理剂中的铁离子稳定剂一般由PH值控制 剂、螯合剂和还原剂组成，其能防止由于铁离子引起的二次沉淀的生成。

另一方面，本发明实施例还提供了一种上述的低渗透油藏注水井预处理剂 的制备方法，包括：根据低渗透油藏注水井预处理剂中各组分的质量百分含量， 将表面活性剂、氯化铵、乙醇、小分子阳离子聚合物、乙二醇单丁醚、盐酸、 氢氟酸、缓蚀剂、铁离子稳定剂和水混合均匀，得到低渗透油藏注水井预处理 剂。可见，该方法简单，易操作，利于提高施工效率。

作为优选，为了提高该预处理剂配制效率，减少配制时间，该方法包括： 根据低渗透油藏注水井预处理剂中各组分的质量百分含量，利用部分的水，分 别配制第一溶液和配制第二溶液；

将上述第一溶液、第二溶液以及剩余部分的水混合，搅拌均匀后，得到低 渗透油藏注水井预处理剂；

其中，配制第一溶液为：根据低渗透油藏注水井预处理剂中各组分的质量 百分含量，将氯化铵与部分水加入搅拌釜中，搅拌至所述氯化铵完全溶解在水 中，配制得到第一溶液。

配制第二溶液为：在50-70℃下，将乙醇加入搅拌釜中，然后在搅拌状态下， 向所述搅拌釜中依次加入表面活性剂、另一部分的水、乙二醇单丁醚、盐酸、 缓蚀剂、氢氟酸、铁离子稳定剂，搅拌均匀，配制得到第二溶液。

可以理解的是，上述配制第一溶液和配制第二溶液无先后顺序的限制，两 者优选同时进行。

具体地，为了便于各组分完全溶解，提高配伍性，在配制第二溶液的过程 中，在向搅拌釜中加入一种组分后，搅拌20-30分钟，然后再向搅拌釜中加入另 一种组分。

以下将通过具体实施例进一步地描述本发明。

在以下具体实施例中未注明条件者，均按照常规条件或者制造商建议的条 件进行。所用原料未注明生产厂商及规格者均为可以通过市购获得的常规产品。

其中，以下实施例中所使用的原料的具体信息如下：

实施例1

本实施例提供了一种低渗透油藏注水井预处理剂，包括以下质量百分含量 的组分：表面活性剂0.6％、氯化铵2％、乙醇5％、氯化二甲基二烯丙基铵2％、 乙二醇单丁醚1％、盐酸12％、氢氟酸1％、缓蚀剂2％、铁离子稳定剂2％、余 量为水。其中，表面活性剂包括以下质量百分含量的组分：氟碳表面活性剂85％、 椰油酰胺丙基甜菜碱3％、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺12％。

该预处理剂的制备方法如下：

配制第一溶液：根据该预处理剂中各组分的质量百分含量，将氯化铵与部 分水加入搅拌釜中，搅拌至氯化铵完全溶解在水中，配制得到第一溶液。

配制第二溶液：在50℃下，将乙醇加入搅拌釜中，然后在搅拌状态下，向 搅拌釜中加入表面活性剂，搅拌30分钟后，再向搅拌釜中依次加入另一部分的 水、氯化二甲基二烯丙基铵、乙二醇单丁醚、盐酸、缓蚀剂、氢氟酸、铁离子 稳定剂，搅拌均匀，配制得到第二溶液。其中，每向搅拌釜中加入一种组分， 搅拌20-30分钟再向搅拌釜中加入另一组分，搅拌时间可在20-30分钟之间任意 选择。

将上述第一溶液、第二溶液以及剩余部分的水混合，搅拌均匀后，得到低 渗透油藏注水井预处理剂。

实施例2

本实施例提供了一种低渗透油藏注水井预处理剂，包括以下质量百分含量 的组分：氟碳表面活性剂0.8％、氯化铵1％、乙醇2％、氯化二甲基二烯丙基铵 4％、乙二醇单丁醚5％、盐酸10％、氢氟酸3％、缓蚀剂2％、铁离子稳定剂1％、 余量为水。其中，表面活性剂包括以下质量百分含量的组分：氟碳表面活性剂 93％、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺7％。

该预处理剂的制备方法如下：

配制第一溶液：根据该预处理剂中各组分的质量百分含量，将氯化铵与部 分水加入搅拌釜中，搅拌至氯化铵完全溶解在水中，配制得到第一溶液。

配制第二溶液：在60℃下，将乙醇加入搅拌釜中，然后在搅拌状态下，向 搅拌釜中加入表面活性剂，搅拌30分钟后，再向搅拌釜中依次加入另一部分的 水、氯化二甲基二烯丙基铵、乙二醇单丁醚、盐酸、缓蚀剂、氢氟酸、铁离子 稳定剂，搅拌均匀，配制得到第二溶液。其中，每向搅拌釜中加入一种组分， 搅拌20-30分钟再向搅拌釜中加入另一组分，搅拌时间可在20-30分钟之间任意 选择。

将上述第一溶液、第二溶液以及剩余部分的水混合，搅拌均匀后，得到低 渗透油藏注水井预处理剂。

实施例3

本实施例提供了一种低渗透油藏注水井预处理剂，包括以下质量百分含量 的组分：表面活性剂0.3％、氯化铵2％、乙醇4％、氯化二甲基二烯丙基铵5％、 乙二醇单丁醚3％、盐酸15％、氢氟酸2％、缓蚀剂4％、铁离子稳定剂2％、余 量为水。其中，表面活性剂包括以下质量百分含量的组分：氟碳表面活性剂95％、 椰油酰胺丙基甜菜碱5％。

该预处理剂的制备方法如下：

配制第一溶液：根据该预处理剂中各组分的质量百分含量，将氯化铵与部 分水加入搅拌釜中，搅拌至氯化铵完全溶解在水中，配制得到第一溶液。

配制第二溶液：在70℃下，将乙醇加入搅拌釜中，然后在搅拌状态下，向 搅拌釜中加入表面活性剂，搅拌30分钟后，再向搅拌釜中依次加入另一部分的 水、氯化二甲基二烯丙基铵、乙二醇单丁醚、盐酸、缓蚀剂、氢氟酸、铁离子 稳定剂，搅拌均匀，配制得到第二溶液。其中，每向搅拌釜中加入一种组分， 搅拌20-30分钟再向搅拌釜中加入另一组分，搅拌时间可在20-30分钟之间任意 选择。

将上述第一溶液、第二溶液以及剩余部分的水混合，搅拌均匀后，得到低 渗透油藏注水井预处理剂。

实施例4

本实施例提供了一种低渗透油藏注水井预处理剂，包括以下质量百分含量 的组分：氟碳表面活性剂0.5％、氯化铵1.8％、乙醇3.5％、氯化二甲基二烯丙 基铵2.5％、乙二醇单丁醚3.5％、盐酸11％、氢氟酸1.5％、缓蚀剂2.5％、铁离 子稳定剂1.5％、余量为水。其中，表面活性剂包括以下质量百分含量的组分： 氟碳表面活性剂90％、椰油酰胺丙基甜菜碱5％、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺5％。

该预处理剂的制备方法如下：

配制第一溶液：根据该预处理剂中各组分的质量百分含量，将氯化铵与部 分水加入搅拌釜中，搅拌至氯化铵完全溶解在水中，配制得到第一溶液。

配制第二溶液：在65℃下，将乙醇加入搅拌釜中，然后在搅拌状态下，向 搅拌釜中加入表面活性剂，搅拌30分钟后，再向搅拌釜中依次加入另一部分的 水、氯化二甲基二烯丙基铵、乙二醇单丁醚、盐酸、缓蚀剂、氢氟酸、铁离子 稳定剂，搅拌均匀，配制得到第二溶液。其中，每向搅拌釜中加入一种组分， 搅拌20-30分钟再向搅拌釜中加入另一组分，搅拌时间可在20-30分钟之间任意 选择。

将上述第一溶液、第二溶液以及剩余部分的水混合，搅拌均匀后，得到低 渗透油藏注水井预处理剂。

实施例5

本实施例利用冀东油田中的南堡油田的原油来测定利用实施例1-4提供的 预处理剂处理后的油水界面张力。

该界面张力的测试方法如下：

利用旋转滴界面张力测定仪，在储层温度下，对目标区块原油与预处理剂 间的油水界面张力进行测试，单位为mN/m。测试时，先将仪器升温至储层温度， 接着将毛细管中装满预处理剂并将管内气泡赶净，接着用微样进样器将目标区 块原油注入到毛细管中央，再用预处理剂溶液将毛细管中液体补满，将盖上压 帽的毛细管装入仪，打开闪光灯，调整合适的转速，通过测定油滴在预处理液 中直径，计算油水界面张力值。

上述测定的油水界面张力的测试结果如表1所示：

表1

所使用的预处理剂 油水界面张力(mN/m) 实施例1 3×10^-4实施例2 1.5×10^-4实施例3 2×10^-4实施例4 4×10^-5

由表1可知，本发明实施例提供的预处理剂能够有效降低油水界面张力， 这对于降低注水压力，提高降压增注效果具有重要的意义。

实施例6

本实施例利用实施例4提供的预处理剂对现场注水井进行处理。

背景：南堡油田南堡4号构造403-1断块的一口采油井。2011年5月2日 投产的28#、30#、33-37#、40#层。初期日产液6.9吨，日产油5.8吨，含水15.3％， 气油比263m³/t，动液面2084m。目前日产液2.9吨，日产油1.91吨，含水34.2％， 气油比484m³/t，动液面1961m。转注补充东二段油藏能量。转注前用实施例4 提供的预处理剂进行预处理，施工排量2-3L/min。

施工过程：用酸罐车将实施例4提供的预处理剂溶液拉至现场，导入清洁 的地面配酸池，以保证预处理剂溶液的持续注入。使用2台700型泵车将预处 理液完全注入地层后，再顶替2％氯化铵溶液，关井反应1-2小时。排液，直至 残夜PH＝7，开井注水。其中，预处理剂设计用量为90立方米，施工压力为10MPa， 施工排量为260L/min。

结果表明，通过注入实施例2提供的预处理剂后，注水压力降低了6MPa， 日注水量增加了5立方米，目前已经连续注入6个月，日注水量保持稳定。可 见，本发明实施例提供的预处理剂通过形成一个段塞，不仅达到了降压增注的 目的，且有效提高了施工效率。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明的保护范围，凡 在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含 在本发明的保护范围之内。