一種用于油氣井的解堵方法與流程

本發明涉及油氣田開發領域，尤其涉及一種用于油氣井的解堵方法。

背景技術：

石油開發在鉆井、射孔、采油生產和修井作業過程中，由于入井液漏失、近井地帶固體顆粒運移、粘土膨脹、有機物沉淀等因素的影響，不可避免的會造成儲層傷害，導致儲層堵塞、近井地帶滲透率降低、油井產量下降。為了恢復油井產量，需要進行解堵作業。常用的解堵技術主要有酸化解堵、有機溶劑解堵和水力振蕩解堵等。目前，酸化解堵是應用最為廣泛的解堵方法。現有技術一般解堵劑采用液體鹽酸、氫氟酸和其他化學助劑組合，消除地層碳酸鹽、砂巖以及有機物堵塞。酸液采用37％的濃鹽酸和氫氟酸進行現場直接稀釋至10～20％的鹽酸和3～8％氫氟酸水溶液作為工作液。然而，現有技術所用解堵方法還存在如下缺陷：(1)濃鹽酸和氫氟酸具有很強的揮發性和腐蝕性，給環境和工作人員安全造成很大的威脅；(2)酸液濃度高，運輸和現場配液均很不方便；(3)酸巖反應速度快、解堵半徑小、施工效果差。

為了解決上述問題，中國專利(公告號為cn103484088b)公開了一種適用于復雜巖性儲層酸化的解堵劑及酸化解堵方法。該專利的解堵劑由以下重量百分比的原料混合制成：鹽酸肼10～25％，含氟化合物2～6％，酸化緩蝕劑0.3～3％，破乳助排劑0.3～3％，余量為水。該專利提供的酸化解堵方法為：先向井筒內注入前置液，然后注入解堵劑。該專利提供的解堵方法具有一定的解堵效果，但是，該專利至少還有如下三方面的問題未考慮：

第一，現有技術在開發低滲透油藏過程中，隨著含水率的上升，含油飽和度逐漸降低，大量油珠聚集會產生賈敏效應，造成的賈敏效應不僅會使油滴被補集成殘余油，而且會鎖死水驅油的通道，造成油藏滲透率降低，增大開采難度，并且，在低滲透和特低滲透油田開發中，隨著開發程度加深，賈敏效應增強。現有技術中通常采用酸化或壓裂的方法來減弱賈敏效應的不利影響，但是，目前還未有能夠消除賈敏效應的有效措施。

第二，油氣井的進口溫度與井底溫度跨度大，而現有技術的解堵劑可適用溫度范圍窄，在高于100℃的井底環境下解堵效果并不明顯，而且，現有解堵劑在作用時的反應速度和反應時間不受控制，使得常出現解堵劑還未到達堵層就開始作用，不僅造成解堵劑的浪費，還使得解堵效率不高。

第三，解堵劑中多含有聚合物組分，處理層的深度常位于地下幾十米甚至上百米，如此跨度的深度，使得聚合物不可避免的會受到剪切力和加速力的影響，剪切力和加速力會導致聚合物降解，從而削弱解堵劑的解堵效果。

技術實現要素：

針對現有油氣井存在的堵塞以及賈敏效應等問題，本發明提供了一種用于油氣井的解堵方法。所述解堵方法適用于油井、水井、壓裂或堵水調剖等措施井的解堵，所述解堵方法還適用于三次采油注聚井、采出井的解堵。本發明的解堵方法不僅可使油井增產、水井增注，并且還能降低采油成本，提高采油率。本發明的解堵方法通過段塞注入酸性解堵劑和改性聚硅納米材料來解除油水井中的污染物對地層的傷害。首先通過高壓注入泵注入酸性解堵劑，使其到達地層深部，從而將油水井中的高分子聚合物氧化，使大分子發生降解，粘度下降，有效清除堵塞，還可以氧化并徹底殺滅注水系統和地層水中的鐵細菌、硫酸鹽還原菌、腐生苗和藻類等。然后再注入雙子型表面活性劑修飾聚硅納米材料而得到的改性聚硅納米材料來降低油水界面張力，改善潤濕性，解除注水賈敏效應，提高乳化油增溶能力，從而來實現油水井的降壓增注，有效提高油氣井的開發程度。

進一步地，本發明的解堵方法使用由a劑、b劑和c劑組成的復合解堵劑對所述油氣井進行解堵。通過使用多組分的復合解堵劑，本發明的解堵方法不僅可以使各組分的利用效率高，還使得其增注效率高、使用范圍廣，尤其對低滲透和特低滲透油田的增注具有顯著效果。

進一步地，所述復合解堵劑中各組分通過至少具有存儲單元、注入單元和控制單元的注入設備采用分時異步注入所述油氣井的方式進行注入。本發明的解堵方法采用分時異步方式注入所述復合解堵劑的各組分，使復合解堵劑中的組分在解除油田的有機物和無機物堵塞后，再通過改性聚硅納米材料來改善油田的潤濕性，解除油田中出現的賈敏效應。在此，所述存儲單元分腔室存儲有所述a劑、所述b劑和所述c劑且各腔室通過注入管線將所述復合解堵劑中各組分以加壓方式注入所述注入單元。與井口耦合的所述注入單元包括主孔道和至少一個設置有用于控制所述復合解堵劑中各組分噴射速率的阻塞閥的注入口。所述注入單元基于所述控制單元對所述油氣井內有機物凝膠粘度、注水水壓、出液量和/或含水率的分析而以指定的噴射速率將所述a劑、所述b劑和所述c劑按分時方式從所述注入口噴射注入。優選地，通過控制單元從預先的經驗數據庫中讀取相似情況的參數，并依據所述參數來調整噴射速率，例如：所述控制單元預先存儲有油氣井內有機物凝膠粘度、注水水壓、出液量和/或含水率參數與各組分用量及噴射速率對照關系的數據庫。所述控制單元可以基于不同的分析結果來相應地調整參數，使得注入設備采用相應的噴射速率。

本發明的解堵方法使用至少具有一個注入口和設置于所述油氣井內的徑向導管的注入設備來注入復合解堵劑的a劑、b劑和c劑，注入的a劑、b劑和所述c劑能夠以產生渦流的方式沿著徑向導管注入，由此能夠降低解堵劑中的聚合物組分因剪切力和/或加速力而造成的降解，避免了解堵劑因聚合物降解而造成的解堵效率不高的缺陷。

進一步，為了提高復合解堵劑中各組分的利用率及相互間的協同作用，本發明通過如下方式實現所述a劑、所述b劑和所述c劑的不同注入：所述注入單元基于所述控制單元的預設時間間隔將所述a劑、所述b劑和所述c劑按分時方式從所述注入口噴射注入。或者，所述注入單元基于所述注入管線長度的不同、至少一個注入口高度的不同和/或所述注入管線與井口夾角的不同使所述a劑、所述b劑和所述c劑按分時方式從所述注入口噴射注入。優選的，所述注入單元基于所述注入管線與井口夾角的差異使所述a劑、所述b劑和所述c劑按分時方式從所述注入口噴射注入。更優選的，所述注入單元能夠基于所述控制單元的預設時間間隔，利用所述注入管線長度或流速的差異和/或至少一個注入口高度的差異將所述a劑、所述b劑和所述c劑三者按照其中至少一者滯后注入的方式注入所述油氣井中。通過設定夾角來解決本發明的技術問題，由此帶來至少兩個優勢：一是解堵劑的某些組分是含有聚合物的，需要將注入管線傾斜設置，避免聚合物降解，造成解堵效果不佳，第二個是可以通過注入管線的不同夾角來控制各組分的注入速率。

優選的，第一注入管線、第二注入管線和第三注入管線采用軸向或周向間隔設置，如此可使解堵劑各組分注入使產生渦流，從而使得各組分混合均勻，提高解堵效率，軸向和周向間隔設置的管線還能降低解堵劑中聚合物組分的降解，進一步提高解堵效率。更優選的，第一注入管線和第二注入管線的出口傾斜向上，并且第一注入管線和第二注入管線與井口的夾角為15～75°。在第一注入管線和第二注入管線的出口處設置有使所述a劑和所述b劑呈均勻分散狀方式注入的多孔擋片。將第一注入管線和第二注入管線傾斜向上設置并設置多孔擋片，使得所述a劑和所述b劑在進入井底作用之前即混合均勻，提高解堵效率。更優選的，第三注入管線的出口傾斜向下，第三注入管線與所述井口的夾角為30～60°，并且第三注入管線的出口按照使得注入的所述c劑呈柱狀的方式設置。第三注入管線采用如此的設置方式，可使通過第三注入管線注入的所述c劑引起渦流，避免翻轉，從而降低所述c劑的降解。

進一步，所述注入單元基于所述控制單元的預設時間間隔將所述a劑、所述b劑和所述c劑依次注入所述油氣井中，并且所述a劑、所述b劑和所述c劑注入的時間間隔均為30～180min。另選地或者附加地，所述注入單元基于所述控制單元的預設時間間隔將所述a劑和所述b劑同時注入所述油氣井后再注入所述c劑，并且所述a劑和所述b劑與所述c劑注入的時間間隔為30～180min。通過對所述油氣井內有機物凝膠粘度、注水水壓、出液量和/或含水率的分析，將時間間隔設置為30～180min，如此可使得所述a劑和所述b劑在充分解除油氣井的堵塞后再通過所述c劑解除油氣井的賈敏效應。更進一步地，所述注入單元基于所述控制單元的預設時間間隔將所述a劑和所述b劑以間隙交替的脈沖方式注入后再注入所述c劑，并且所述a劑和所述b的間隙交替預設時間為30～120s，所述a劑、所述b劑與所述c劑注入的時間間隔為30～180min。所述a劑和所述b劑以間隙交替的脈沖方式注入，在時間上彼此存在30～120s的間隔，從而使得所述a劑和所述b劑在解堵前充分混勻，提高解堵效率。

以上措施是本發明發明人基于經驗設定的優選措施，經現場試驗取得明顯效果。在做出本發明之前，本發明的發明人未在任何相關現場或文獻發現類似的做法。此外，由于堵塞屬于嚴重生產事故，容不得慢慢做試驗以確定最佳參數，因此對于本領域技術人員而言，上述時間參數與注入方法的組合絕非通過簡單的現場試驗能夠取得的。因此，發明人確信這些措施取得了意想不到的技術效果，具有創造性。

進一步地，所述存儲單元和所述注入單元間至少連接有水注入管線、第一注入管線、第二注入管線和第三注入管線，并且能夠通過所述控制單元來分別調整各個管線的流動特性。優選的，按照所述a劑、所述b劑和所述c劑三者非同步注入所述油氣井中的方式來設定所述第一注入管線、所述第二注入管線和所述第三注入管線的所述流動特性，其中，所述流動特性能夠通過所述控制單元以參數配置方式進行調整。所述水注入管線用于在所述解堵方法需要水的情況下向所述油氣井中注入水。所述水注入管線、所述第一注入管線、所述第二注入管線和所述第三注入管線的一端分別與水存儲腔室、a劑存儲腔室、b劑存儲腔室和c劑存儲腔室連接，另一端分別與第一注入口、第二注入口、第三注入口和第四注入口連接并通過所述第一注入口、第二注入口、第三注入口和第四注入口將水、a劑、b劑和c劑注入所述油氣井中。

進一步地，為了控制所述a劑、所述b劑和所述c劑的注入順序，將第一注入管線、第二注入管線和第三注入管線的長度依次增加以使所述a劑、所述b劑和所述c劑依次注入所述油氣井中。換而言之，用于a劑的第一注入管線、用于b劑的第二注入管線和用于c劑的第三注入管線是長度或流量彼此不同的管線，使得所述a劑、所述b劑和所述c劑能夠在時間上先后依次注入所述油氣井。將所述a劑、所述b劑和所述c劑依次注入，使復合解堵劑中的組分在解除油田的有機物和無機物堵塞后，再通過改性聚硅納米材料來改善油田的潤濕性，解除油田中出現的賈敏效應。

根據另一個另行或替代實施方式，所述第一注入管線與所述第二注入管線的長度相當且短于所述第三注入管線的長度以使在所述a劑和所述b劑同時注入所述油氣井后再注入所述c劑。換而言之，用于a劑的第一注入管線、用于b劑的第二注入管線和用于c劑的第三注入管線是長度或流量彼此不同的管線，使得所述c劑的注入時刻在時間上晚于所述a劑和所述b劑同時注入所述油氣井的時刻。將所述a劑和所述b劑同時注入后再注入所述c劑，使得所述a劑和所述b劑能夠協同解除油田的有機物和無機物堵塞，提高所述a劑和所述b劑的解堵效率及解堵效果。

進一步地，為了控制所述a劑、所述b劑和所述c劑的注入順序和/或混合效果，將所述主孔道的孔壁上至少設置有第一注入口、第二注入口、第三注入口和第四注入口。用于輸入a劑的第二注入口的水平位置低于用于輸入b劑的第三注入口的水平位置且用于輸入b劑的第三注入口的水平位置低于用于輸入c劑的第四注入口的水平位置以使所述a劑、所述b劑和所述c劑依次注入所述油氣井中。或者，用于輸入a劑的第二注入口的水平位置與用于輸入b劑的第三注入口的水平位置相當且低于用于輸入c劑的第四注入口的水平位置以使在所述a劑和所述b劑同時注入所述油氣井后再注入所述c劑。更進一步地，為了降低通過所述第四注入口注入的c劑的降解，也可以將所述第四注入口設置在較低的位置。

進一步地，為了控制所述a劑、所述b劑和所述c劑的注入順序和/或混合效果，將第一注入管線、第二注入管線和第三注入管線與所述井口的夾角向著使注入速率依次減小的方向變化以使所述a劑、所述b劑和所述c劑依次注入所述油氣井中。或者，所述第一注入管線和所述第二注入管線與所述井口的夾角相當，并且所述第一注入管線和所述第二注入管線與所述井口的夾角、所述第三注入管線與所述井口的夾角向著使注入速率依次減小的方向變化以使在所述a劑和所述b劑同時注入所述油氣井后再注入所述c劑。優選地，所述第三注入管線與所述井口的夾角為30～60°以降低通過所述第三注入管線注入的聚合物降解。

進一步地，為了控制所述a劑、所述b劑和所述c劑的注入量及注入速率，第一注入口、第二注入口、第三注入口和第四注入口內分別設置有第一阻塞閥、第二阻塞閥、第三阻塞閥和第四阻塞閥。所述控制單元基于水、所述a劑、所述b劑和所述c劑的濃度、注入量和/或各組分的注入順序通過控制所述第一阻塞閥、所述第二阻塞閥、所述第三阻塞閥和所述第四阻塞閥的開度來調整各組分的噴射速率。

進一步地，為了提高復合解堵劑各組分的利用率，所述控制單元基于對油氣井內有機物凝膠粘度、注水水壓、出液量和/或含水率的分析而加入相應的a劑、b劑和c劑。優選地，所述a劑、所述b劑和所述c劑的重量比為30～50∶2.5～30∶1～3。所述復合解堵劑的用量滿足如下公式：

q＝3.14r²hφ

其中，q為所述復合解堵劑的用量，單位為m³；r為所述復合解堵劑的處理半徑，單位為m；h為所述復合解堵劑的處理厚度，單位為m；φ為地層孔隙度。本發明的解堵方法依據待處理油氣井的半徑、堵層厚度以及地層孔隙度來確定復合解堵劑的用量，從而可以提高所述復合解堵劑的利用率，避免解堵劑的浪費和/或解堵劑用量不足的缺陷。

進一步地，為了提高復合解堵劑的溫度適用范圍以及控制器反應速度，本發明的所述a劑至少包括鹽酸、乙二醇單丁醚、二甲醚、緩蝕劑、起泡劑、穩泡劑和水，所述b劑至少包括基液、環糊精和酸前體酯，所述c劑為至少一種表面活性劑與改性聚硅納米材料按照質量比為1︰2～32的比例充分混合而制得的，并且所述解堵劑進行解堵之時，所述環糊精使所述酸前體酯的水解時間延遲30s～120s并使所述酸前體酯水解后形成的有機酸與所述a劑中的鹽酸協同作用以解除油氣井的有機堵塞后再通過所述c劑降低所述油氣井的表面張力以解除賈敏效應。本發明的解堵方法使用的用于解除油田有機物和無機物堵塞的a劑和b劑的可適用溫度范圍寬，尤其是能夠在高于100℃的井底環境下仍具有良好的解堵效果，克服了現有解堵劑不適應于高溫反應條件的缺陷。

本發明的解堵方法使用a劑中的鹽酸和b劑中的酸前體酯水解后形成的有機酸協同作用解除油田的有機物和無機物堵塞，不僅可以減小鹽酸的用量，從而減小解堵劑對地層的損害，而且本發明的解堵方法可以通過延遲酸前體酯的水解時間來延緩解堵劑的反應時間和反應速率，克服了現有解堵劑井下激活后不易控制其反應速率，存在安全隱患的問題。

進一步地，所述解堵方法至少包括如下步驟：通過所述第一注入管線將所述a劑注入所述油氣井中，間隔30～180min再通過所述第二注入管線將所述b劑中的基液和酸前體酯注入所述油氣井中，30～120s后將所述b劑中的環糊精注入所述油氣井中，關井反應2～6h后再通過所述第三注入管線將所述c劑注入所述油氣井中，關井反應4～24h以解除所述油氣井的堵塞和/或賈敏效應。

附圖說明

圖1是本發明的注入設備的一種優選實施方式的示意圖；

圖2是本發明的注入單元的一種優選實施方式的示意圖；和

圖3是本發明的注入單元的另一種優選實施方式的示意圖。

附圖標記列表

100：注入設備101：存儲單元102：注入單元

103：井口104：控制單元105：水注入管線

106：第一注入管線107：第二注入管線108：第三注入管線

109：主孔道110：第一阻塞閥111：第二阻塞閥

112：第三阻塞閥113：第四阻塞閥114：第五阻塞閥

115：第四注入管線116：分隔裝置117：注射空間

118：第一注入口119：第二注入口120：第三注入口

121：第四注入口122：第五注入口

具體實施方式

下面結合附圖和實施例進行詳細說明。

本發明的解堵方法使用由a劑、b劑和c劑組成的復合解堵劑對油氣井進行解堵。復合解堵劑中各組分通過注入設備100采用不同時注入油氣井的方式注入。圖1示出了本發明注入設備100的一種優選實施方式的示意圖。如圖1所示，注入設備100至少包括存儲單元101、注入單元102和控制單元104。存儲單元101用于分類存儲復合解堵劑的各個組分。優選地，存儲單元101至少包括水存儲腔室、a劑存儲腔室、b劑存儲腔室和c劑存儲腔室。存儲單元101將分腔室存儲的水、a劑、b劑和c劑通過注入管線以加壓方式注入所述注入單元102。與井口103耦合的注入單元102至少包括主孔道109和至少一個注入口。各個注入口中設置有至少一個用于控制各組分注入速率的阻塞閥。注入單元102基于控制單元104對油氣井內有機物凝膠粘度、注水水壓、出液量和/或含水率的分析而以指定的噴射速率將a劑、b劑和c劑不同時從注入口以噴射的方式注入。

根據一個優選實施方式，注入單元102基于控制單元104的預設時間間隔將a劑、b劑和c劑通過注入口以噴射的方式不同時注入油氣井中。優選地，注入單元102基于控制單元104的預設時間間隔將a劑、b劑和c劑依次注入油氣井中，并且a劑、b劑和c劑注入的時間間隔為30～180min。優選地，注入單元102基于控制單元104的預設時間間隔將a劑和b劑同時注入油氣井后再注入c劑，并且a劑和b劑的注入時間與c劑注入的時間間隔為30～180min。更優選地，時間間隔也可基于控制單元104對井內情況的分析設置為30min以內或者180min以上。優選地，注入單元102基于控制單元104的預設時間間隔將a劑和b劑以間隙交替的脈沖方式注入后再注入c劑。a劑和b的間隙交替預設時間為30～120s，a劑、b劑與c劑注入的時間間隔為30～180min。

再次參見圖1，存儲單元101和注入單元102間至少連接有水注入管線105、第一注入管線106、第二注入管線107和第三注入管線108。優選地，多根注入管線以其水平中心軸彼此不相交的方式設置。如圖2所示，水注入管線105的一端與水存儲腔室連接，另一端與第一注入口118連接，第一注入口118內設置有第一阻塞閥110。水存儲腔室中的水經過水注入管線105后從第一注入口118注入，并且第一阻塞閥110基于控制單元104的控制信息調整其開度來調整水的噴射速率。第一注入管線106的一端與a劑存儲腔室連接，另一端與第二注入口119連接，第二注入口119內設置有第二阻塞閥111。a劑存儲腔室中的a劑經過第一注入管線106后從第二注入口119注入，并且第二阻塞閥111基于控制單元104的控制信息調整其開度來調整a劑的噴射速率。第二注入管線107的一端與b劑存儲腔室連接，另一端與第三注入口120連接，第三注入口120內設置有第三阻塞閥112。b劑存儲腔室中的b劑經過第二注入管線107后從第三注入口120注入，并且第三阻塞閥112基于控制單元104的控制信息調整其開度來調整b劑的噴射速率。第三注入管線108的一端與c劑存儲腔室連接，另一端與第四注入口121連接，第四注入口121內設置有第四阻塞閥113。c劑存儲腔室中的c劑經過第三注入管線108后從第四注入口121注入，并且第四阻塞閥113基于控制單元104的控制信息調整其開度來調整c劑的噴射速率。主孔道109的孔壁上的注入口不限于此。如圖3所示，主孔道109的孔壁上還可以設置有第五注入口122。第五注入口122與第四注入管線115連通，第五注入口122內還設置有第五阻塞閥114。優選地，第四注入管線115為備用管線，可用于注入水、a劑、b劑和c劑或其余組分。優選地，第五阻塞閥114基于控制單元104的控制信息調整其開度來調整水、a劑、b劑和c劑和/或其余組分的噴射速率。

根據一個優選實施方式，注入單元102基于注入管線長度的不同、至少一個注入口高度的不同和/或注入管線與井口103夾角的不同使a劑、b劑和c劑通過注入口以噴射的方式不同時注入油氣井中。優選地，第一注入管線106、第二注入管線107和第三注入管線108的長度依次增加以使a劑、b劑和c劑依次注入油氣井中。或者，第一注入管線106與第二注入管線107的長度相當且短于第三注入管線108的長度以使在a劑和b劑同時注入油氣井后再注入c劑。優選地，用于輸入a劑的第二注入口119的水平位置低于用于輸入b劑的第三注入口120的水平位置。用于輸入b劑的第三注入口120的水平位置低于用于輸入c劑的第四注入口121的水平位置。或者，用于輸入a劑的第二注入口119的水平位置與用于輸入b劑的第三注入口120的水平位置相當且低于用于輸入c劑的第四注入口121的水平位置以使在a劑和b劑同時注入油氣井后再注入c劑。如圖2和圖3所示，為了降低c劑在注入過程中因受到剪切力和加速力而造成的降解，也可以將用于輸入c劑的第四注入口121設置在較低的位置。優選地，第一注入管線106、第二注入管線107和第三注入管線108與井口103的夾角向著使注入速率依次減小的方向變化以使a劑、b劑和c劑依次注入油氣井中。或者，第一注入管線106和第二注入管線107與井口103的夾角相當，并且第一注入管線106和第二注入管線107與井口103的夾角、第三注入管線108與井口103的夾角向著使注入速率依次減小的方向變化以使在a劑和b劑同時注入油氣井后再注入c劑。

根據一個優選實施方式，控制單元104基于水、a劑、b劑和c劑的濃度、注入量和/或各組分的注入順序通過控制第一阻塞閥110、第二阻塞閥111、第三阻塞閥112和第四阻塞閥113的開度來調整各組分的噴射速率。優選地，控制單元104也可以基于對井內狀況的分析來確定各組分的噴射速率。優選地，控制單元104中預先存儲有有機物凝膠粘度、注水水壓、出液量和/或含水率等與所需復合解堵劑濃度及用量直接對應關系的數據庫。本發明通過控制單元104對井內狀況進行分析，基于分析結果確定復合解堵劑各組分用量，如此可避免復合解堵劑用量過多造成的浪費和復合解堵劑用量過少造成油氣井產量提高不充分的問題。

圖3示出了本實施例的注入單元102的另一種優選實施方式的示意圖。如圖3所示，注入單元102的主孔道109中設置有分隔裝置116。分隔裝置116與主孔道109的孔壁之間形成為注射空間117。通過第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和第四注入口121注入的水、a劑、b劑和c劑分散于注射空間117，并且水、a劑、b劑和c劑在各注入管線內壓力作用下經分布于分隔裝置116上的至少一個分散孔進入分隔裝置116內混合并引起渦流。優選地，分隔裝置116為豎直中軸線與注入井的豎直中軸線重合的錐形管，并且分隔裝置116的直徑從注入井井口到井底逐漸增大以使注射空間117形成為v形環狀空間。優選地，分隔管116上設置有與第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和第四輸入和第五注入口122對應的多個分散孔。從而使從各個注入口注射或噴射的各組分進入注射空間117，并且從注射空間117通過多個分散孔以分散的形式進入主孔道109。分隔管116的設置有利于再一次分散復合解堵劑的各組分，使其混合均勻，而且還能進一步減小c劑在注入過程中因受到剪切力和加速力而造成的降解。

根據一個優選實施方式，第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和第四注入口121對應至少一個分散孔。分散孔以第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和/或第四注入口121的軸心線為中心分布，并且至少一個分散孔以陣列的形式分布在第一注入口118、第二注入口119、第三注入口120和/或第四注入口121的軸心線與分隔裝置116的管壁交叉點的周圍。分散孔的該種設置方式可使a劑、b劑和c劑分散更均勻。

根據一個優選實施方式，a劑至少包括鹽酸、乙二醇單丁醚、二甲醚、緩蝕劑、起泡劑、穩泡劑和水。鹽酸作為解堵劑的主酸，乙二醇單丁醚為表面活性劑，二甲醚為溶劑，緩蝕劑減緩對金屬的腐蝕，起泡劑通過與氣體生成穩定的氣泡使解堵劑中的酸液能實現均勻布酸，穩泡劑用于使氣泡穩定。優選地，鹽酸的重量百分比為5～20％，乙二醇單丁醚的重量百分比為1～20％，二甲醚的重量百分比為1～20％，緩蝕劑的重量百分比為1～4％，起泡劑的重量百分比為1～5％，穩泡劑的重量百分比為1～2.5％，余量為水。本發明的解堵方法使用的a劑通過起泡劑和穩泡劑可使其酸液均勻布酸，解除地層的有機物和無機物污染，并且還能夠增強酸化效率，提高復合解堵劑的利用率。

根據一個優選實施方式，緩蝕劑為十六烷基氯化吡啶、甲酰胺、丙炔醇、辛炔醇、烷基三甲基氯化銨和1-聚氨乙基-2-烷基咪唑啉中的一種或多種。緩蝕劑也可以為硝酸鈉、氟化鉀和三聚磷酸鈉中的一種或多種本發明的解堵劑中不含有強氧化物物質，采用一般的緩蝕劑即可有效緩解解堵劑作用時對油氣井中金屬的腐蝕。

根據一個優選實施方式，起泡劑為甜菜堿類起泡劑和/或高密度固體泡沫排水采氣助劑。高密度固體泡沫排水采氣助劑為密度高于1.06的泡沫排水采氣棒或泡沫排水采氣球。穩泡劑為聚丙烯酰胺、聚乙烯醇、蛋白、多肽、淀粉和纖維素中的一種或多種。為了解決現有泡沫酸化技術生成的泡沫大小不均，施工過程中易產生氣堵引起施工壓力過高的問題，本發明的解堵方法使用的a劑在地層高于100℃的溫度下反應后生成大量氣體以及熱量，氣體與起泡劑作用生成均勻的穩定氣泡，可有效封堵油氣井的高滲層，使解堵劑中的酸液能實現均勻布酸，解除地層的有機物和無機物污染；另一方面，解堵劑生成的氣體泡沫的泡沫粘度大，攜帶能力強，返排時將酸化后產生的微粒及二次沉淀帶出井筒，增加酸化的有效率。

根據一個優選實施方式，甜菜堿類起泡劑至少包括如下重量百分比的組分：20～45％的十二烷基二甲基甜菜堿，20～45％的椰油酰胺丙基甜菜堿和10～40％的十二烷基二甲基氧化胺，上述各組分的重量百分比之和為100％。本發明使用的甜菜堿類起泡劑具有良好的抗凝析油和低速起泡能力，為一種兩性表面活性劑，具有良好的洗滌和起泡作用，可廣泛與陰離子、陽離子和非離子表面活性劑配伍。

根據一個優選實施方式，高密度固體泡沫排水采氣助劑至少包括如下重量百分比的組分：50～60％的十二烷基硫酸鈉、5～10％的聚氧乙烯醚、5～20％的尿素和10～40％的氯化鈉和/或氯化鉀，上述各組分的重量百分比之和為100％。本發明使用的高密度固體泡沫排水采氣助劑的密度高于1.06，即高于地層水密度，其進入液面后能在重力作用下落至積液底部，在下落和到達底部過程中溶解是整個液柱內都有表面活性劑，提高泡沫排水效率。

根據一個優選實施方式，加入油氣井的a劑是通過如下方式制備的：將乙二醇單丁醚，二甲醚，緩蝕劑，起泡劑，穩泡劑和水依次加入反應釜中，將反應釜的溫度升至70～80℃。保持反應釜的溫度為70～80℃并在溫度下攪拌20～40min使乙二醇單丁醚，二甲醚，緩蝕劑，起泡劑，穩泡劑和水充分混合以得混合物。將反應釜的溫度降至50～60℃，在混合物中加入鹽酸并在50～60℃下繼續攪拌20～40min使鹽酸和混合物充分混合后停止加熱，邊冷卻邊攪拌，冷卻至常溫后即得a劑。

根據一個優選實施方式，b劑至少包括基液、環糊精和酸前體酯。其中，基液為溶劑，環糊精用于延遲酸前體酯的水解，酸前體酯水解后形成的有機酸為解堵劑的副酸，與主酸協同作用以實現解堵。優選地，環糊精的重量百分比為1～2％，酸前體酯的重量百分比為1～20％，余量為基液。優選地，將基液和酸前體酯加入反應釜中，將反應釜的溫度升至40～80℃，保持反應釜的溫度為40～80℃并在該溫度下攪拌20～60min使酸前體酯和基液充分混合后停止加熱，邊冷卻邊攪拌。b劑采用如下方式注入油氣井中：環糊精在基液與酸前體酯注入后再注入油氣井以使酸前體酯的水解時間延遲30s～120s，并且通過酸前體酯水解后形成的有機酸與a劑配方中的主酸協同作用以解除油氣井的堵塞。

本發明的解堵方法通過環糊精延遲酸前體酯的水解來延緩解堵劑的反應時間以及反應速度，環糊精尤其能延緩酸前體酯的水解，有效期長且克服了現有的解堵劑，例如二氧化氯解堵劑井下激活后不易控制其反應速率，存在安全隱患的問題，并且本發明的解堵方法使用的解堵劑能夠在高于100℃的溫度下實現解堵。本發明的解堵方法優選了高效、低傷害的酸液體系，具有顯著的解堵效果，能夠有效解除油層中的無機物和有機高分子聚合物造成的堵塞以及有效控制二次沉淀的生成。

根據一個優選實施方式，基液為油基液、水基液、水混溶液、油包水乳液和水包油乳液中的一種或多種。環糊精為酰化環糊精、羥基化環糊精、羧基化環糊精、烷基化環糊精、甲基環糊精、羥乙基環糊精、羥丙基環糊精、2-羥乙基環糊精、羧甲基環糊精、羧乙基環糊精、葡苷基環糊精和麥芽糖環糊精中的一種或多種。酸前體酯為甲酸酯、乳酸酯、檸檬酸酯、羧酸酯、乙酸乙酯、丙酸酯、丁酸酯、甲酸鹽酯、乙酸鹽酯、丁酸鹽酯、丙烯酸酯、原酸酯、醋酸丁酯、γ-戊內酯、三乙基原甲酸酯、磷酸酯、乙酸異戊酯、水楊酸甲酯、丁酸乙酯、丁酸芐酯、丙酸乙酯、苯甲酸乙酯、乙酸芐酯、丁酸甲酯、醋酸正丙酯和苯乙酸乙酯中的一種或多種。

低滲油藏具有特殊的微觀孔隙結構、孔隙細小、喉道細微、巖石孔隙比表面大等特點，導致滲流阻力大、注水壓力高、注水量小、注采不平衡等凸顯問題，從而造成原油采收率低。目前提高低滲透尤其是特低滲透油藏的采收率的技術效果均不明顯。本發明采用聚硅納米材料對巖芯空隙表面改性來對低滲致密油藏進行降壓增注。聚硅納米材料能夠吸附在巖石表面，改變巖石潤濕性，從而減小流體流動阻力、防止粘土膨脹和水垢附著，起到長期降壓增注的作用。

根據一個優選實施方式，c劑為至少一種表面活性劑與改性聚硅納米材料按照質量比為1︰2～32的比例充分混合而制得的。優選地，表面活性劑為季銨鹽型雙子型表面活性劑、十二烷基硫酸鈉、十二烷基磺酸鈉、十六烷基磺酸鈉、水楊酸鈉、對苯磺酸鈉中的一種或多種。更優選地，表面活性劑為季銨鹽型雙子型表面活性劑。聚硅納米材料是通過利用x射線和/或γ射線激活的添加劑來改性sio2所制得的。優選地，聚硅納米材料的顆粒尺寸為2～100nm。更優選地，聚硅納米材料的顆粒尺寸為5～20nm。

根據一個優選實施方式，聚硅納米材料通過帶有疏水性、助吸附性和/或親水性基團的有機化合物對其表面修飾以制得改性聚硅納米材料，并且帶有疏水性、助吸附性和親水性基團的有機化合物在聚硅納米微粒中所占的重量百分比分別為1～10％、1～7％和1～15％。

根據一個優選實施方式，帶有疏水性、助吸附性和/或親水性基團的有機化合物是帶有功能性基團的碳原子數為1～20的碳鏈化合物。疏水性功能基團為三甲基、二甲基、乙基、乙烯基、氟代烷基中的一種或多種。助吸附性功能基團為羥基、羧基、環氧基、胺基中的一種或多種。帶有親水性基團的有機化合物為含有羥基、羧基、胺基中的一種或多種的有機胺化合物和/或表面活性劑。表面活性劑為陰離子表面活性劑和/或非離子表面活性劑。

根據一個優選實施方式，c劑通過如下方式制備而成：c1～c6的硅酸酯與有機修飾劑在反應介質中進行水解、反應，反應產物干燥即得的水基納米聚硅微粒。水基納米聚硅微粒水解于ph值為8～11的條件下進行，反應溫度20～100℃，反應時間1～30h。修飾劑包括疏水性修飾劑、助吸附性修飾劑和親水性修飾劑。硅酸酯在反應介質中的濃度為0.1～4.0mol/l，硅酸酯與疏水性修飾劑以及助吸附性修飾劑的摩爾比為1︰0.05～0.5︰0～0.05。所含二氧化硅與親水性修飾劑的重量比為1︰0.2～20。疏水性修飾劑以及助吸附性修飾劑為有機硅化合物和/或有機酸化合物。有機硅化合物為碳鏈長度為1～20的烷氧基硅烷、氯硅烷或硅氮烷。有機酸分子式為rcooh，其中r的碳鏈長度為2～20。優選地，反應介質為丙酮、二甲苯、水、c1～c12的醇中的一種或幾種的組合。

本發明的解堵方法使用的改性聚硅納米材料使用季銨鹽型的雙子型表面活性劑，因此其同時也可以作為一種黏土穩定劑和殺菌劑，使得本發明的解堵方法不需要額外添加黏土穩定劑和殺菌劑。另一方面，由于改性聚硅納米材料的顆粒尺寸小，單位重量的比表面積大，因此相對于傳統的表面活性劑用量小，而且降壓增注效率更高。改性聚硅納米材料的尺寸為2～100nm，因其顆粒尺寸達到納米尺度，其性能將產生一系列變化即納米效應(如小尺寸效應、體積效應、表面效應、量子尺寸效應、宏觀量子隧道效應等)，因此其在油田的深部調剖、稠油降粘、低滲油藏增注、提高石油驅油效率方面具有顯著效果。

對比例1

一種解堵劑，其組分及重量百分比如下：10％的鹽酸，10％的丁二酸，2％的穩定劑，0.3％的緩蝕劑，0.8％的助劑和76.7％的水。穩定劑為甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化銨和氯化銨按照3︰1的重量比混合而成。緩蝕劑為十八烷胺。助劑為十二烷基甲基萘磺酸鈉。

對比例2

一種解堵劑，其組分及重量百分比如下：10％的鹽酸，12％的丁二酸，4％的穩定劑，0.4％的緩蝕劑，0.8％的助劑和72.7％的水。穩定劑為甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化銨和氯化銨按照3︰1的重量比混合而成。緩蝕劑為十八烷胺。助劑為十二烷基甲基萘磺酸鈉。

對比例3

一種解堵劑，其組分及重量百分比如下：15％的鹽酸，10％的丁二酸，2％的穩定劑，0.5％的緩蝕劑，0.8％的助劑和71.7％的水。穩定劑為甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化銨和氯化銨按照3︰1的重量比混合而成。緩蝕劑為十八烷胺。助劑為十二烷基甲基萘磺酸鈉。

對比例1～對比例3的解堵劑采用現有技術的解堵方法，測試溫度為50℃，解堵劑處理時間為10h。

如下表1所示，記載了實施例1～實施例4的復合解堵劑的原料重量。

表1實施例1～實施例4的復合解堵劑的原料重量表

實施例1

本實施例的復合解堵劑由以下重量百分比的組分制得：

a劑：5％的鹽酸，18％的乙二醇單丁醚，20％的二甲醚，1.0％的緩蝕劑，3.0％的起泡劑，2.5％的穩泡劑和50.5％的水。緩蝕劑選用十六烷基氯化吡啶。起泡劑為30％的十二烷基二甲基甜菜堿，30％的椰油酰胺丙基甜菜堿和40％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜堿類起泡劑。穩泡劑為聚丙烯酰胺。

b劑：79％的基液，1.0％的環糊精和20％的酸前體酯。基液為烷烴。環糊精為酰化環糊精。酸前體酯為甲酸酯和乙酸芐酯的混合物。

c劑：82％的聚硅納米材料，1％的帶有疏水性基團的有機化合物，7％的帶有助吸附性基團的有機化合物，10％的帶有親水性基團有機化合物。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為三甲基。帶有助吸附性基團的有機化合物為碳原子數為1～20的碳鏈化合物，助吸附性功能基團為羥基。帶有親水性基團有機化合物為含有羧基的有機胺化合物。

實施例2

本實施例a劑的原料及重量百分比如表1所示。緩蝕劑選用甲酰胺。起泡劑為35％的十二烷基二甲基甜菜堿，30％的椰油酰胺丙基甜菜堿和45％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜堿類起泡劑。穩泡劑為聚乙烯醇。

本實施例b劑的原料及重量百分比如表1所示。基液為柴油。環糊精為羥基化環糊精。酸前體酯為檸檬酸酯和丁酸甲酯的混合物。

本實施例c劑的原料及重量百分比如表1所示。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為乙基。帶有助吸附性基團的有機化合物為碳原子數為1～20的碳鏈化合物，助吸附性功能基團為羧基。帶有親水性基團有機化合物為含有羥基的有機胺化合物。

實施例3

本實施例的a劑的原料及重量百分比如表1所示。緩蝕劑選用烷基三甲基氯化銨。起泡劑為35％的十二烷基二甲基甜菜堿，35％的椰油酰胺丙基甜菜堿和30％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜堿類起泡劑。穩泡劑為聚乙烯醇和蛋白的混合物。

本實施例b劑的原料及重量百分比如表1所示。基液為芳香族油基化合物。環糊精為羧基化環糊精和烷基化環糊精的混合物。酸前體酯為乳酸酯、羧酸酯和醋酸正丙酯的混合物。

本實施例c劑的原料及重量百分比如表1所示。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為乙烯基。帶有助吸附性基團的有機化合物為碳原子數為1～20的碳鏈化合物，助吸附性功能基團為環氧基。帶有親水性基團有機化合物為含有胺基的表面活性劑。

實施例4

本實施例a劑的原料及重量百分比如表1所示。緩蝕劑選用并炔醇和辛炔醇的混合物。起泡劑為40％的十二烷基二甲基甜菜堿，35％的椰油酰胺丙基甜菜堿和25％的十二烷基二甲基氧化胺制得的甜菜堿類起泡劑。穩泡劑為多肽和淀粉的混合物。

本實施例b劑的原料及重量百分比如表1所示。基液為淡水。環糊精為甲基環糊精和羥乙基環糊精的混合物。酸前體酯為乙酸乙酯、丙酸酯和苯乙酸乙酯的混合物。

本實施例c劑的原料及重量百分比如表1所示。帶有疏水性基團的有機化合物為碳原子數為1～20的碳鏈化合物，疏水性功能基團為二甲基和氟代烷基。帶有助吸附性基團的有機化合物為碳原子數為1～20的碳鏈化合物，助吸附性功能基團為羧基和胺基。帶有親水性基團有機化合物為含有羥基和羧基的有機胺化合物。

使用實施例1～實施例4制備的解堵劑進行井下地層的解堵施工，注水井井下地層中的有機聚合物凝膠類封堵劑的粘度為1500～6500mpa·s，通過觀察該有機聚合物凝膠類封堵劑的破膠時間，并測定其破膠后的粘度及該有機聚合物凝膠的降解率。具體步驟如下：

s1：在井下溫度為25～150℃的條件下，以正注方式連接注入機組及地面管線，裝油壓表及套壓表，管線試壓25mpa，不刺不漏為合格。

s2：根據復合解堵劑的a劑、b劑和c劑的用量調節a劑注入口、b劑注入口和c劑注入口的流速。將實施例1～實施例4的復合解堵劑的a劑、b劑的基液和酸前體酯先后注入油氣井中，30～120s后將b劑中的環糊精注入油氣井中，關井反應6h后再將c劑注入油氣井中，關井反應10h。

s3：測定實施例1～實施例4的復合解堵劑破膠后的粘度及該有機聚合物凝膠的降解率。

s4：分別測定注水井使用解堵劑前后的注水壓力。其中，測定粘度為1500～6500mpa·s的有機聚合物的粘度所使用的粘度計為哈克marsii流變儀，測試溫度為常溫，剪切速率為7.34s^-1，轉子為錐板，型號為c60/1；測定該有機聚合物破膠后的粘度所使用的粘度計為哈克marsii流變儀，測試溫度為常溫，剪切速率為27s^-1，轉子為同軸圓筒，型號為z41。

采用如下公式計算有機聚合物凝膠的降解率：

k＝(η1-η2)/η1

其中，η1為有機聚合物凝膠降解前的粘度，η2為有機聚合物凝膠降解后的粘度。所得結果如表2所示。

表2對比例1～3和實施例1～4的解堵劑的解堵性能測試表

由表2可知，本發明實施例1～實施例4提供的復合解堵劑及其解堵方法的解堵效率高，在2～4h內即可使有機聚合物凝膠類封堵劑破膠，并將它們的粘度降低至可自由流動的狀態，使其降解率達到99.9％以上。可見，本發明實施例1～實施例4提供的復合解堵劑及其解堵方法具有優良的解堵效果，將其應用于堵塞的注水井，顯著降低了注水壓力，對于注水井的正常生產具有重要意義。

檢測對比例1～對比例3以及實施例1～實施例4處理的注水井解堵前后的出液量以及含水率以對比其解堵效果。出液量和含水率采用現有技術的測試方法，在此不再贅述，測試結果如表3所示。

表3對比例1～3和實施例1～4的解堵劑的解堵效果表

綜上，本發明的復合解堵劑及其解堵方法可使油田的出液量提高10％以上，含水率增加27％以上。相對于現有技術的酸液解堵劑及其解堵方法，本發明的復合解堵劑及其解堵方法具有明顯優勢，尤其是提高油氣井出液量方面優勢更明顯。

需要注意的是，上述具體實施例是示例性的，本領域技術人員可以在本發明公開內容的啟發下想出各種解決方案，而這些解決方案也都屬于本發明的公開范圍并落入本發明的保護范圍之內。本領域技術人員應該明白，本發明說明書及其附圖均為說明性而并非構成對權利要求的限制。本發明的保護范圍由權利要求及其等同物限定。