一种增注液及其制备方法和应用
阅读说明：本技术 一种增注液及其制备方法和应用 (Liquid for increasing injection, preparation method and application thereof ) 是由 李啸南 冯青 黄子俊 李敬松 张宁 徐文娟 宫汝祥 刘子雄 杨慰兴 曾鸣 杨浩 于 2021-01-19 设计创作，主要内容包括：本申请公开了一种增注液及其制备方法和应用,所述增注液包括携带液和纳米硅材料,所述携带液按重量百分比计包括：0.1％至1％的生物表面活性剂,0.1％至2％的生物酶,0.5％至2％的助溶剂,0.01％至0.1％微生物多糖,余量为水；所述携带液与所述纳米硅材料的重量比为100:(0.01至10)。所述增注液利用微生物代谢物为分散体系,以及纳米减阻增注材料的合成和性能,综合应用纳米材料润湿反转、吸附、耐冲刷、增孔增渗等技术机理降低井筒附近渗流阻力,大幅度提高措施有效期。(The application discloses an augmented fluid, a preparation method and an application thereof, wherein the augmented fluid comprises a carrying fluid and a nano-silicon material, and the carrying fluid comprises the following components in percentage by weight: 0.1 to 1 percent of biosurfactant, 0.1 to 2 percent of biological enzyme, 0.5 to 2 percent of cosolvent, 0.01 to 0.1 percent of microbial polysaccharide and the balance of water; the weight ratio of the carrying fluid to the nano silicon material is 100 (0.01-10). The augmented injection liquid utilizes microbial metabolites as a dispersion system and the synthesis and performance of a nano anti-drag augmented injection material, comprehensively applies technical mechanisms of nano material wetting inversion, adsorption, scouring resistance, pore increasing and infiltration increasing and the like to reduce seepage resistance near a shaft, and greatly improves the effective period of measures.)
技术领域
本文涉及但不限于一种油田工作液，尤其涉及但不限于一种增注液及其制备方法和应用。
背景技术
海上油田大部分储层属于疏松砂岩类型。由于储层泥质含量高、储层胶结较差、以及注入水水质等问题，这类油田普遍存在注水压力高、作业频繁、达不到配注等问题，从而严重制约了油田注水开发效果和储量动用程度的提高。为了解决常规注水井的注入困难问题，提高储层吸水指数，一般使用盐酸、氟硼酸、土酸等酸化措施来溶蚀掉储层的堵塞物。但一般酸化解堵措施半径为1-2m，作用有效距离短，同时经过多轮次酸化措施之后，储层中能被溶蚀的堵塞颗粒越来越少，酸化效果越来越差，有效期也越来越短，80％以上措施有效期少于1个月。
目前常规注水井解堵增注技术存在问题的根本原因如下：(1)针对泥质含量重的砂岩储层，长期受到黏土水化膨胀、颗粒运移堵塞的影响，导致污染影响范围大，由于注入流体配伍性较差，常规酸化解堵无法根本上解决此类问题；(2)缺少绿色环保友好的生物解堵体系；(3)由于注入水中阳离子(Ca2+\Mg2+\Ba2+)，与储层流体配伍性较差，容易在储层中形成难溶解的无机垢，缺少有效的技术手段来抑制储层表面垢的形成；(4)对处于薄互层较为发育的中低渗砂岩储层中，部分小层渗透性较差，储层介质中水化膜较厚，孔吼连通性较差的物性区域会存在“水锁”效应。
现有技术的普遍采用一些无机盐，无机阳离子聚合物、阳离子有机聚合物等防膨剂进行抑制注水引起的粘土水化膨胀问题。而当井史中首次解堵措施效果失效时，将继续采用同一体系进行第二轮、第三轮次常规解堵措施；低产低效井经历多轮次解堵之后，有效期越来越短。并且目前缺乏绿色环保、长效降压的解堵增注技术。
发明内容
以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制本申请的保护范围。
本申请提供了一种新型生物纳米长效增注技术，为海上油田“注好水、注够水”提供一套行之有效的技术解决方案。
本申请提供了一种增注液，所述增注液包括携带液和纳米硅材料，所述携带液按重量百分比计包括：0.1％至1％的生物表面活性剂，0.1％至2％的生物酶，0.5％至2％的助溶剂，0.01％至0.1％微生物多糖，余量为水；
在本申请提供给的一种实施方式中，所述携带液与所述纳米硅材料的重量比为100:(0.01至10)。
在本申请提供给的一种实施方式中，所述纳米硅材料为疏水纳米聚硅材料；
在本申请提供给的一种实施方式中，所述纳米硅材料选自叔丁基硅烷、乙烯基硅烷、氨基硅烷和硅氧烷偶联剂改性硅材料中的任一种或更多种。
在本申请提供给的一种实施方式中，所述生物表面活性剂选自鼠李糖脂、脂肽、甾醇、脂蛋白和槐糖脂中的任一种或更多种。
在本申请提供给的一种实施方式中，所述生物酶选自脂肪酶、蛋白酶、酯酶、异构酶和淀粉酶中的任一种或更多种；
在本申请提供给的一种实施方式中，所述脂肪酶、蛋白酶、酯酶、异构酶和淀粉酶的重量比为(0.01至0.1):(0.01至1):(0.05至0.5):(0至0.5):(0至0.5)；
在本申请提供给的一种实施方式中，所述脂肪酶选自假单胞菌属微生物产脂肪酶和芽孢杆菌属微生物脂肪酶中的任一种或两种；
在本申请提供给的一种实施方式中，所述蛋白酶选自芽孢杆菌属微生物产蛋白酶和短小杆菌属微生物产蛋白酶中的任一种或两种；
在本申请提供给的一种实施方式中，酯酶选自不动杆菌属微生物产酯酶和假单胞菌属微生物产酯酶中的任一种或两种；
在本申请提供给的一种实施方式中，所述异构酶选自红杆菌属微生物产异构酶、嗜酸乳酸杆菌属微生物产异构酶中的任一种或两种；
在本申请提供给的一种实施方式中，所述淀粉酶选自芽孢杆菌属微生物产淀粉酶、盐单胞菌属微生物产淀粉酶中的任一种或两种。
在本申请提供给的一种实施方式中，所述助溶剂为低分子量醇类；
在本申请提供给的一种实施方式中，所述助溶剂选自丙醇、异丙醇、丁醇、戊醇和异戊醇中的任一种或更多种。
在本申请提供给的一种实施方式中，所述微生物多糖选自乳酸菌属微生物和黄单胞菌属微生物产生物大分子微生物多糖中的任一种或两种；
在本申请提供给的一种实施方式中，所述微生物多糖选自为微生物产生的胞外聚合物；
在本申请提供给的一种实施方式中，所述微生物多糖为黄原胶。
又一方面，本申请提供了上述的增注液在降低注水井的注入压力或降低储层吸水指数中的应用。
在本申请提供给的一种实施方式中，所述增注液用于疏松砂岩类型储层。
在本申请提供给的一种实施方式中，所述增注液现场施工压力小于井口采油树安全阀压(美钻，5000PSI)，
在本申请提供给的一种实施方式中，注入速度为0.1m3/min至0.5m3/min，注入量为0.2PV至0.4PV左右。
又一方面，本申请提供了上述的增注液的制备方法，包括以下步骤：将携带液各原料与纳米硅材料混合均匀后，升温至25℃至40℃，保温0h至2h，冷却后再加入纳米硅材料，混合搅拌均匀，即得纳米硅材料携带液；
在本申请提供给的一种实施方式中，所述各原料按照水、生物表面活性剂、生物酶、助溶剂和微生物多糖以及纳米硅材料的顺序加入容器中。
本申请获得了以下技术效果：
1、本申请提供了一种生物纳米长效增注技术，利用微生物代谢产物为分散体系，以及纳米减阻增注材料的合成和性能，综合应用纳米材料润湿反转、吸附、耐冲刷、增孔增渗等技术机理降低井筒附近渗流阻力，大幅度提高措施有效期。
2、具有良好的吸附特性，能在储层深部形成疏水性吸附膜，减弱流体渗流阻力，耐冲刷性能高，能满足海上油田注采强度高的开采现状。能够改变多空介质润湿性，抑制粘土颗粒水化膨胀，形成疏水性覆膜提高水相渗透率，有效阻止水进入粘土内部，具备较好防膨束膨作用。提高水相渗透率200％以上。同时使得污染物颗粒难以吸附在岩石表面形成垢，具有防垢阻垢效果。
3、生物制剂具备绿色环保特性，易降解，降解率达到100％；
4、解决了中深层薄互层部分注水井“注入难，注入剖面不均”问题；解决物性差区域的“水锁”现象，提高薄互层中低渗小层的吸水能力。
本申请的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本申请而了解。本申请的其他优点可通过在说明书中所描述的方案来发明实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本申请技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。
图1为本申请实施例中A井注水历史动态曲线；
图2为本申请实施例中A井增注施工曲线；
图3为本申请实施例中A井的吸水指数测试结果曲线；
图4为本申请实施例中A井储层的吸水指数变化曲线。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
本申请实施例中提供了一种增注液体系，所述增注液体系包括携带液和纳米硅材料，所述携带液按重量百分比计包括：0.1％至1％的生物表面活性剂，0.1％至2％的生物酶，0.5％至2％的助溶剂，0.01％至0.1％微生物多糖，余量为水；
在本申请实施例中，所述携带液与所述纳米硅材料的重量比为100:(0.01至10)。
在本申请实施例中，所述纳米硅材料为疏水纳米聚硅材料；
在本申请实施例中，所述纳米硅材料选自叔丁基硅烷、乙烯基硅烷、氨基硅烷和硅氧烷偶联剂改性硅材料中的任一种或更多种。
在本申请实施例中，所述生物表面活性剂选自鼠李糖脂、脂肽、甾醇、脂蛋白和槐糖脂中的任一种或更多种。
在本申请实施例中，所述生物酶选自脂肪酶、蛋白酶、酯酶、异构酶和淀粉酶中的任一种或更多种；
在本申请实施例中，所述脂肪酶、蛋白酶、酯酶、异构酶和淀粉酶的重量比为(0.01至0.1):(0.01至1):(0.05至0.5):(0至0.5):(0至0.5)；
在本申请实施例中，所述脂肪酶选自假单胞菌属微生物产脂肪酶和芽孢杆菌属微生物脂肪酶中的任一种或两种；
在本申请实施例中，所述蛋白酶选自芽孢杆菌属微生物产蛋白酶和短小杆菌属微生物产蛋白酶中的任一种或两种；
在本申请实施例中，酯酶选自不动杆菌属微生物产酯酶和假单胞菌属微生物产酯酶中的任一种或两种；
在本申请实施例中，所述异构酶选自红杆菌属微生物产异构酶、嗜酸乳酸杆菌属微生物产异构酶中的任一种或两种；
在本申请实施例中，所述淀粉酶选自芽孢杆菌属微生物产淀粉酶、盐单胞菌属微生物产淀粉酶中的任一种或两种。
在本申请实施例中，所述助溶剂为低分子量醇类；
在本申请实施例中，所述助溶剂选自丙醇、异丙醇、丁醇、戊醇和异戊醇中的任一种或更多种。
在本申请实施例中，所述微生物多糖选自乳酸菌属微生物和黄单胞菌属微生物产生物大分子微生物多糖中的任一种或两种；
在本申请实施例中，所述微生物多糖选自为微生物产生的胞外聚合物；
在本申请实施例中，所述微生物多糖为黄原胶。
又一方面，本申请实施例中提供了上述的增注液在降低注水井的注入压力或降低储层吸水指数中的应用。
在本申请实施例中，所述增注液用于疏松砂岩类型储层。
在本申请实施例中，所述增注液现场施工压力小于井口采油树安全阀压(美钻，5000PSI)，
在本申请实施例中，注入速度为0.1m3/min至0.5m3/min，注入量为0.2PV至0.4PV左右。
又一方面，本申请提供了上述的增注液的制备方法，包括以下步骤：将携带液各原料与纳米硅材料混合均匀后，升温至25℃至40℃，保温0h至2h，冷却后再加入纳米硅材料，混合搅拌均匀，即得纳米硅材料携带液；
在本申请实施例中，所述各原料按照水、生物表面活性剂、生物酶、助溶剂和微生物多糖以及纳米硅材料的顺序加入容器中。
在本申请实施例中，槐糖脂CAS号148409-20-5。
在本申请实施例中，鼠李糖脂为CAS：147858-26-2。
实施例1
在本实施例中，脂肪酶为假单胞菌属(Pseudomonas sp.)微生物和芽孢杆菌属(Bacillus sp.)微生物产脂肪酶按(W/W)1:1混合；
蛋白酶为芽孢杆菌属(Bacillus sp.)微生物产蛋白酶和短小杆菌属(Curtobacterium sp.)微生物产蛋白酶按(W/W)1:1混合；
酯酶为不动杆菌属(Acinetobacter sp.)微生物产酯酶和假单胞菌属(Pseudomonas sp.)微生物产酯酶按(W/W)1:1混合
在本实施例中，所述黄原胶购自南通英瑞达生物科技有限公司，英达牌号；
所述疏水纳米聚硅氨基硅烷改性硅材料，购自山东省寿光是昌泰微纳化工厂，昌泰CT-617牌号。
实施例生物纳米增注体系总用量223m3，其中生物纳米液：水＝1:9(V/V)。
生物纳米携带液成份配比如下(w/w)：鼠李糖脂(1.5％)、脂肪酶(0.2％)、蛋白酶(0.3％)、酯酶(1％)、异丙醇(6.2％)、黄原胶(0.5％)。
疏水纳米聚硅与生物纳米携带液的重量比为100:0.1。
现场配置过程如下：在10m3配液罐中泵入1m3生物纳米液，在其中加入9m3清水，在40℃下通过泵进行水流循环2小时，形成澄清透明纳米增注液体系。用于现场施工。
实施例2
在本实施例中，所述异构酶选自红杆菌属(Rhodobacter sp.)微生物产异构酶、嗜酸乳酸杆菌属(Lactobacillusacidophilus sp.)微生物产异构酶按(W/W)1:1混合；
在本实施例中，所述淀粉酶选自芽孢杆菌属(Bacillus sp.)微生物产淀粉酶；
在本实施例中，所述生物大分子稳定剂为乳酸菌属微生物发酵液。
所述疏水纳米聚硅为乙烯基硅烷改性硅材料，购自山东省寿光是昌泰微纳化工厂，昌泰CT-619牌号。
实施例生物纳米增注体系总用量178m3，其中生物纳米液:水＝1:9(V/V)。
生物纳米携带液成份配比如下(w/w)：、槐糖脂(6％)、异构酶(1.5％)、淀粉酶(2.5％)、异戊醇(7.3％)、乳酸菌发酵液(15％)(乳酸菌生物大分子微生物多糖在携带液中的量约为0.5％。
疏水纳米聚硅与生物纳米携带液的重量比为100:0.8。
现场配置过程如下：在10m3配液罐中泵入1m3生物纳米液，在其中加入9m3清水，在40℃下通过泵进行水流循环2小时，形成澄清透明纳米增注液体系。用于现场施工。
实施例3
在本实施例中，槐糖脂、鼠李糖脂按(W/W＝1:1)混合。
在本实施例中，所述异构酶选自红杆菌属微生物(Rhodobacter sp.)产异构酶；
在本实施例中，所述淀粉酶选自芽孢杆菌属微生物(Bacillus sp.)产淀粉酶；
在本实施例中，所述脂肪酶选芽孢杆菌属(Bacillus sp.)微生物产脂肪酶；
在本实施例中，所述生物大分子稳定剂为黄单胞菌属(xanthomonas sp.)微生物发酵液。
所述疏水纳米聚硅为乙烯基硅烷改性硅材料，购自山东省寿光是昌泰微纳化工厂，昌泰CT-619牌号。
实施例生物纳米增注体系总用量350m3，其中生物纳米液:水＝1:9(w/w)。
生物纳米携带液成份配比如下(w/w)：槐糖脂+鼠李糖脂(4％)、异构酶(1.6％)、淀粉酶(1.4％)、脂肪酶(1.5％)、异戊醇(7.5％)、黄单胞菌(xanthomonas sp.)发酵液(10％)(黄单胞菌生物大分子微生物多糖在携带液中的量约为0.6％)。
疏水纳米聚硅与生物纳米携带液的重量比为100:1.2。
现场配置过程如下：在10m3配液罐中泵入1m3生物纳米液，在其中加入9m3清水，在40℃下通过泵进行水流循环2小时，形成澄清透明纳米增注液体系。用于现场施工。
实施例4
本对比例中的原料来源与比例与实施例1相同；
其中生物纳米携带液：水＝1:9(w/w)。
配置过程如下：在100ml的锥形瓶中加入5g生物纳米携带液，在其中加入45g清水，搅拌温度40℃，搅拌时间15分钟，形成澄清透明纳米增注液体系。用于岩心驱替实验。实施例4渗透率提高率见表1。
实验室岩芯驱替实验包括以下步骤：
(1)选择大小合适的人造岩芯在120℃进行烘干处理，称干重并测量其直径d及长度L，并计算视体积。放于模拟地层水(矿化度20000mg/L)中饱和处理12h。
(2)将岩芯放入岩芯夹持器中，加环压，抽真空4h。打开烘箱，设定温度为60℃(地层温度)，饱和模拟地层水/清水驱替，达到驱替稳定压力，测试一定流量下的水驱压力△P1，以此测定岩芯的孔隙体积、计算孔隙度，根据达西公式计算岩芯渗透率k。使模拟地层水/清水中的离子在岩芯中均匀分布。
(3)用KCl(3％)或NH4Cl(3％)驱替一段时间，达到驱替稳定压力，在一定流量(0.5mL/min至1mL/min)下注入预定浓度和体积(2个PV至5个PV)的实施例4渗透率提高率见表1。
纳米增注液，然后在设定温度下，关闭闸阀恒温静置24h以上；
(4)清水清洗管线，用KCl(3％)或NH4Cl(3％)驱替一段时间，再用地层水/清水驱替(1-3PV)，直至驱出流体中无纳米液后，再测试一定流量下的地层水驱压力△P2，计算岩芯渗透率kh。
由公式：渗透率提高率＝(kh-k)/k，得到纳米液驱前后岩芯渗透率提高率。以上测试采用单点测试法，要求每次流量相同，记录的压力值稳定。
对比例1(不涉及微生物多糖)
本对比例与实施例4的区别仅在于不涉及微生物多糖；其他原料和制备方法相同。
配置过程如下：在100ml的锥形瓶中加入5g生物纳米液，在其中加入45g清水，搅拌温度40℃，搅拌时间15分钟，形成澄清透明纳米增注液体系。用于岩心驱替实验(按实施例4中步骤)。对比例1的渗透率提高率见表1。
对比例2(不涉及生物酶)
本对比例中的原料来源与比例与实施例4相同，区别仅在于本对比例不涉及生物酶；
配置过程如下：在100ml的锥形瓶中加入5g生物纳米液，在其中加入45g清水，搅拌温度40℃，搅拌时间15分钟，形成澄清透明纳米增注液体系。用于岩心驱替实验(按实施例4中步骤)。对比例2的渗透率提高率见表1。
对比例3(不涉及生物表面活性剂)
本对比例中的原料来源与比例与实施例4相同，区别仅在于本对比例不涉及生物酶；。
配置过程如下：在100ml的锥形瓶中加入5g生物纳米液，在其中加入45g清水，搅拌温度40℃，搅拌时间15分钟，形成澄清透明纳米增注液体系。用于岩心实验(按实施例4中步骤)。对比例3的渗透率提高率见表1。
表1实施例4与对比例1至3的效果对比统计表
应用例1
渤海油田A井为沙河街组5井区的一口注水井，疏松砂岩类型储层。2015年12月开始投注，配注量280m3/d，但注入过程中注入压力短期快速上升，实际注水量110m3/d，远远达不到配注量，储层吸水能力变得越来越差。
该井的历史注入动态曲线如图1所示。
A井停注前注水量93m3/d，注入压力17.9MPa(注入压力小于井口采油树安全阀)。A井停注约3个月后使用实施例1制备得到的增注液，进行增注作业，施工排量：0.1至0.5m3/min，(可根据施工压力现场调整确定)；施工压力：≤25MPa(视现场注入情况进行调整)；增注体系用量为223m3(0.25PV)，采用油管正挤，笼统注入方式。作业结束后测试吸水指数第一二防砂段由13.3m3/(d·MPa)上升到29.8m3/(d·MPa)，中低渗小层的启动压力由15.9MPa下降到7.7MPa。
该井增注施工曲线如图2所示。
增注措施后A井吸水指数测试结果曲线如图3所示。
由于生物纳米材料耐冲刷且性能稳定，A井有效期至今已经达到9个月，储层吸水指数在18m3至30m3/(d·MPa)变化，累增注量为2.5x104m3，储层吸水指数变化曲线如图4所示。
虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
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