阅读说明：本技术 一种降压增注药剂投加方法 (Method for adding antihypertensive and augmented injection medicament ) 是由 邓志颖 张随望 宋昭杰 王尔珍 陆小兵 王勇 隋蕾 于 2019-10-09 设计创作，主要内容包括：本发明公开了一种降压增注药剂投加方法,第一步、获取注水井同层位对应油井最小破裂压力P<Sub>e</Sub>,作为门槛压力；第二步、检测注水井井底压力；第三步、当注水井为快要到达门槛压力,并且对应油井有高含水井的多层欠注井时,当注水井为快要到达门槛压力,并且对应油井有低含水井的单层欠注井时,当注水井为还未达到门槛压力,并且对应油井有低含水井的欠注井,且油压低时,当注水井为之前投注过降压增注药剂的不欠注井,计算理论加药时间t。通过不同的投药措施,从而降低注水压力,防止临井高压欠注井和临井裂缝开启井的注入压力上升。(The invention discloses a method for adding a pressure-reducing injection-increasing medicament, which comprises the first step of obtaining the minimum fracture pressure P of an oil well corresponding to the same layer position of a water injection well e As threshold pressure; secondly, detecting the bottom hole pressure of the water injection well; and thirdly, when the water injection well is a multilayer underinjection well which is about to reach the threshold pressure and corresponds to an oil well with a high water content well, when the water injection well is about to reach the threshold pressure and corresponds to a single-layer underinjection well with a low water content well, when the water injection well is a non-underinjection well which is not yet reaching the threshold pressure and corresponds to an oil well with a low water content well, and when the oil pressure is low, the water injection well is a non-underinjection well which is previously injected with the pressure-reducing and injection-increasing medicament, and the theoretical medicine adding time t is calculated. By different administration measures, the water injection pressure is reducedAnd the injection pressure of the high-pressure short injection well close to the well and the crack opening well close to the well are prevented from rising.)

一种降压增注药剂投加方法

技术领域

本发明属于油田注入水开发技术领域，具体涉及一种降压增注药剂投加方法。

背景技术

注水是补充地层能量、保证油田长期稳产的有效手段，但长庆油田部分低渗透油藏在注水开发过程中，随着注水开发延长，欠注井逐年增多，注水压力逐年增加，同时微裂缝逐渐开启较多，对应油井中高含水井和低液量井比例逐年增加，水驱受效程度差，开发矛盾逐渐暴露。

因此，为减少欠注井的增加和阻止无效裂缝开启，必须降低注水井注入压力。目前国内外降低注水井注水压力方法比较多，主要包括酸化增注和药剂投加。其中，药剂投加中主要投药阻垢剂、表面活性剂和杀菌剂，但是这些药剂都是从注水站的药罐中每天投加到每个井里，该投加方法具有用量大和缺乏针对性的特点，对临井高压欠注井和临井裂缝开启井效果较差。

发明内容

本发明的目的是提供一种降压增注药剂投加方法，根据井史和生产数据，确定降压增注药剂投加时间，从而降低注水压力，防止产生欠注井和临井裂缝开启井的注入压力上升。

本发明的目的是通过以下技术手段实现的，一种降压增注药剂投加方法，包括以下步骤：

第一步、获取注水井同层位对应油井最小破裂压力P_e，作为门槛压力；

第二步、检测注水井井底压力；

第三步、当注水井为快要到达门槛压力，并且对应油井有高含水井的多层欠注井时，不加注降压增注药剂，采用分流酸化技术，对裂缝侧向进行酸化增注，以对裂缝通道进行封堵；

当注水井为快要到达门槛压力，并且对应油井有低含水井的单层欠注井时，在井场安装局部增压装置，然后在局部增压装置的加药罐中投加降压增注药剂；

当注水井为还未达到门槛压力，并且对应油井有低含水井的欠注井，且油压低时，不加注降压增注药剂，在井场安装局部增压装置，提高注水井油压至低于门槛压力2～3MPa；

当注水井为之前投注过降压增注药剂的不欠注井，计算理论加药时间t，安装局部增压装置，并于理论加药时间t前3-4个月投加降压增注药剂。

进一步的，所述降压增注药剂为分子膜表面活性剂、杂双子表面活性剂或纳米驱油剂其中的一种。

进一步的，所述降压增注药剂为杂双子表面活性剂和长效粘土稳定剂混合，当储层粘土矿物含量高达20％以上，储层粘土为中等水敏，杂双子表面活性剂和长效粘土稳定剂体积比为2：1；当储层粘土矿物含量低于20％以下，储层粘土为无或弱水敏，杂双子表面活性井和长效粘土稳定剂体积比为3：1。

进一步的，所述第三步中，当注水井为还未达到门槛压力的欠注井经处理后水井仍欠注，投加降压增注药剂，药剂与注入水的质量比为0.5：100～1：100，至少连续加药时间3个月。

进一步的，所述第三步中，投加降压增注药剂时，降压增注药剂与注入水的质量比为0.5：100～1：100，至少连续加药时间3个月。

进一步的，所述第三步中，理论加药时间的计算方法为，收集上一次投注降压增注药剂后，日注水量和对应日油压的数据，绘制日注水量与油压的比值和时间的拟合曲线，

式中：t为理论加药时间；

q_w为注水井的日注水量；

k为上一次投注降压增注药剂措施生效后，注水量与油压比值和时间的拟合曲线的斜率；

b为上一次投注降压增注药剂措施生效后，注水量与油压的比值；

t₀为上一次投注降压增注药剂措施后，措施生效时间。

进一步的，所述绘制日注水量与油压的比值和时间的拟合曲线后，对拟合曲线去除异常点、进行归一化处理和进行抽稀处理，得到新的拟合曲线，以新拟合曲线的斜率作为k。

进一步的，第三步中，所述分流酸化技术中，使用分流剂，使用的分流剂包括质量占比75％～80％的麦芽中微生物生成聚合物的细菌、3％～5％的成膜性缓蚀剂、3％～5％磺基类渗透剂和10％～14％的烷基酚聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂。

本发明的有益效果在于：1、以微生物生成聚合物的细菌可以在进入地层遇水后，繁殖，增大体积，对孔喉进行封堵。与现有颗粒型分流级相比，避免了颗粒和孔喉不匹配而导致堵不住问题。本分流剂可以根据孔喉大小扩大自身体积对孔喉有效封堵；

2、本发明添加了成膜型缓蚀剂可在管柱表面形成缓蚀膜，使其对管柱腐蚀减小，可实现不动管柱作业，有效简化施工步骤，降低施工风险和费用；

3、添加的渗透剂和表活剂则提高渗透性，更利于分流剂进入地层细小通道，提高波及面积。

附图说明

图1为注水量与油压比值随时间变化的统计图。

以下将结合附图及实施例对本发明做进一步详细说明。

具体实施方式

【实施例1】

一种降压增注药剂投加方法，包括以下步骤：

第一步、获取注水井同层位对应油井最小破裂压力P_e，作为门槛压力；其中注水井同层位对应油井最小破裂压力P_e可由油井正常压裂生产时的压裂数据得到。

第二步、检测注水井井底压力；

第三步、当注水井为快要到达门槛压力，并且对应油井有高含水井的多层欠注井时，不加注降压增注药剂，采用分流酸化技术，对裂缝侧向进行酸化增注，以对裂缝通道进行封堵；

当注水井为快要到达门槛压力，并且对应油井有低含水井的单层欠注井时，在井场安装局部增压装置，然后在局部增压装置的加药罐中投加降压增注药剂；

当注水井为还未达到门槛压力，并且对应油井有低含水井的欠注井，且油压低时，不加注降压增注药剂，在井场安装局部增压装置，提高注水井油压至低于门槛压力2～3MPa；

当注水井为之前投注过降压增注药剂的不欠注井，计算理论加药时间t，安装局部增压装置，并于理论加药时间t前3-4个月投加降压增注药剂。

其中低含水：含水率在0～30％之间；中含水：含水率在30～60％之间；高含水：含水率>60％。

【实施例2】

在实施例1的基础上，所述降压增注药剂为分子膜表面活性剂、杂双子表面活性剂或纳米驱油剂其中的一种。

所述降压增注药剂为杂双子表面活性剂和长效粘土稳定剂混合，当储层粘土矿物含量高达20％以上，储层粘土为中等水敏，杂双子表面活性剂和长效粘土稳定剂体积比为2：1；当储层粘土矿物含量低于20％以下，储层粘土为无或弱水敏，杂双子表面活性井和长效粘土稳定剂体积比为3：1。

针对低渗透油藏，优选杂双子表面活性剂和长效粘土稳定剂相结合药剂。

当粘土矿物高达20％以上，其中粘土矿物中伊利石和伊蒙混层高达20％以上，储层为中等水敏，降压增注药剂中杂双子表面活性井和长效粘土稳定剂配比为2：1；当粘土矿物低于20％以下，其中粘土矿物中伊利石和伊蒙混层含量较少，储层为无/弱水敏，降压增注药剂中杂双子表面活性井和长效粘土稳定剂配比为3：1。

所述第三步中，当注水井为还未达到门槛压力的欠注井经处理后水井仍欠注，投加降压增注药剂，药剂与注入水的质量比为0.5：100～ 1：100，至少连续加药时间3个月。

第三步中，所述分流酸化技术中，使用分流剂，使用的分流剂包括质量占比75％～80％的麦芽中微生物生成聚合物的细菌、3％～5％的成膜性缓蚀剂、3％～5％磺基类渗透剂和10％～14％的烷基酚聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂。

所述第三步中，投加降压增注药剂时，降压增注药剂与注入水的质量比为0.5：100～1：100，至少连续加药时间3个月。

以微生物生成聚合物的细菌可以在进入地层遇水后，繁殖，增大体积，对孔喉进行封堵。与现有颗粒型分流级相比，避免了颗粒和孔喉不匹配而导致堵不住问题。本分流剂可以根据孔喉大小扩大自身体积对孔喉有效封堵；2、本发明添加了成膜型缓蚀剂可在管柱表面形成缓蚀膜，使其对管柱腐蚀减小，可实现不动管柱作业，有效简化施工步骤，降低施工风险和费用；3、添加的渗透剂和表活剂则提高渗透性，更利于分流剂进入地层细小通道，提高波及面积。

【实施例3】

在实施例1或实施例2的基础上，本实施例提供了一种分流剂，以所述油溶性分流暂堵剂的总重量为100％计，该分流剂是采用包括如下重量百分比的原料制备得到的：

微生物生成聚合物的细菌为主75％，成膜性缓蚀剂3％，磺基类渗透剂3％和烷基酚聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂10％及余量的水。

本实施例中，所述微生物生成聚合物的细菌为动胶菌、动胶菌和嗜碱性产酸细菌等；

所述成膜性缓蚀剂为2-硫酮基-1-胺乙基咪唑啉；

所述磺基类渗透剂为聚硅氧烷磺基琥珀酸盐；

所述烷基酚聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂为烷基酚聚氧乙烯醚(APEO)。

本实施例所述分流剂是采用包括以下步骤的制备方法制备得到的：将所述细菌和缓蚀剂在60℃按照比例混合后，再常温下加入渗透剂、表面活性剂和水搅拌均匀即可。

【实施例4】

在实施例1或实施例2的基础上，本实施例提供了一种分流剂，以所述油溶性分流暂堵剂的总重量为100％计，该分流剂是采用包括如下重量百分比的原料制备得到的：

微生物生成聚合物的细菌为主80％，成膜性缓蚀剂4％，磺基类渗透剂5％和烷基酚聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂10％及余量的水。

本实施例中，所述微生物生成聚合物的细菌为动胶菌、动胶菌和嗜碱性产酸细菌等；

所述成膜性缓蚀剂为2-硫酮基-1-胺乙基咪唑啉；

所述磺基类渗透剂为聚硅氧烷磺基琥珀酸盐；

所述烷基酚聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂为烷基酚聚氧乙烯醚(APEO)。

本实施例所述分流剂是采用包括以下步骤的制备方法制备得到的：将所述细菌和缓蚀剂在60℃按照比例混合后，再常温下加入渗透剂、表面活性剂和水搅拌均匀即可。

【实施例5】

在实施例1或实施例2的基础上，本实施例提供了一种分流剂，以所述油溶性分流暂堵剂的总重量为100％计，该分流剂是采用包括如下重量百分比的原料制备得到的：

微生物生成聚合物的细菌为主77％，成膜性缓蚀剂3％，磺基类渗透剂4％和烷基酚聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂12％及余量的水。

本实施例中，所述微生物生成聚合物的细菌为动胶菌、动胶菌和嗜碱性产酸细菌等；

所述成膜性缓蚀剂为2-硫酮基-1-胺乙基咪唑啉；

所述磺基类渗透剂为聚硅氧烷磺基琥珀酸盐；

所述烷基酚聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂为烷基酚聚氧乙烯醚(APEO)。

本实施例所述分流剂是采用包括以下步骤的制备方法制备得到的：将所述细菌和缓蚀剂在60℃按照比例混合后，再常温下加入渗透剂、表面活性剂和水搅拌均匀即可。

【实施例6】

所述第三步中，理论加药时间的计算方法为，收集上一次投注降压增注药剂后，日注水量和对应日油压的数据，绘制日注水量与油压的比值和时间的拟合曲线，

式中：t为理论加药时间；

q_w为注水井的日注水量；

k为上一次投注降压增注药剂措施生效后，注水量与油压比值和时间的拟合曲线的斜率；

b为上一次投注降压增注药剂措施生效后，注水量与油压的比值；

t₀为上一次投注降压增注药剂措施后，措施生效时间。

所述绘制日注水量与油压的比值和时间的拟合曲线后，对拟合曲线去除异常点、进行归一化处理和进行抽稀处理，得到新的拟合曲线，以新拟合曲线的斜率作为k。

如图1所示，姬塬油田罗1区块J1井，开发层为长8₁，从开发以来，其日注水量和油压比值与时间之间呈较好线性关系，2017年4 月进行增注措施，2017年6月措施见效，对应日注水量与油压比值增大，即2017年6月即为t₀，此时的油压5.38MPa，日注水量15MPa。对应日注水量与油压比值增大，但随着开发时间延长，该值逐渐减小，且减小的幅度(0.0009)小于措施前幅度(0.0013)，2018年7月的日注水量为11m³/d，井口压力(油压)为16.4MPa，日注水量与油压比值为0.67m³/(d·MPa)，该注水井同层位对应4口油井，4口油井初期井口破裂压力分别为22.2MPa，22.5MPa，25.5MPa，23.7MPa，即J1井对应油井同层位最小破裂压力为22.2MPa。

2545天约等于6.9年，约等于6年11月，则在2017年6月的基础上，加上6年11月，得到2024年5月。则理论投药时间即为2024年5月。

本实施例没有详细叙述的步骤及工艺均为常用手段，这里不一一叙述。所涉及的试剂的原料均可以直接在市场上购得。