一种高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法

摘要

本发明属于三次采油技术领域，具体涉及一种高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法，该方法具体包括以下步骤：试验油井筛选；单井吞吐工艺选择；现场试验。本发明具有工艺简单、针对性和有效期长的特点；同时，本发明不但能有效控制高温高盐油井的结蜡，而且具有增油的效果。因此，本发明可广泛地应用于含蜡油井的清防蜡以及单井增产的工艺中。

权利要求

1.一种高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：(1)试验油井筛选

油井筛选标准油层温度＜90℃、含蜡量＜40％、地层水矿化度＜100000mg/L，渗透率＞

100×10-3μm2和油层厚度大于2m；

(2)单井吞吐工艺选择

油井单井吞吐工艺如下：

首先从油井的油套环空中注入油基型清防蜡剂，油基型清防蜡剂注完后关井3-5d；关井时间结束后依次注入微生物清防蜡剂、CO2和地层水顶替液，地层水顶替液注完后关井

15-20d；关井时间结束后，油井开井生产，第1个月的日产液量为试验前日产液量的1/3，第2个月的日产液量为试验前日产液量的2/3，从第3个月的日产液量为试验前日产液量；

3

其中，油基型清防蜡剂的注入量为：30％≤含蜡量＜40％时，每米油层厚度15-20m ；

20％≤含蜡量＜30％时，每米油层厚度10-15m3；含蜡量＜20％时，每米油层厚度5-10m3；

微生物清防蜡剂的注入量体积V为：

V＝3.14R2HФβ

式中：V—微生物清防蜡剂体积总量，m3；

R—处理半径，m，取值范围油水井井距的1/15～1/12；

H—油井油层有效厚度，m；

Ф—油井油层孔隙度，无量纲；

β—用量系数，无量纲，取值范围为：30％≤含蜡量＜40％时，0.3≤β≤0.4；20％≤含蜡量＜30％时，0.2≤β≤0.3；含蜡量＜20％时，0.1≤β≤0.2；

CO2的注入量为与微生物清防蜡剂的体积比为5-10:1；地层水顶替液的注入量为30-

50m3；

(3)现场试验

按照上述工艺进行现场试验。

2.根据权利要求1所述的高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的油基型清防蜡剂由甜菜碱1.0-3.0wt％、琥珀酸二酯磺酸钠3.0-5.0wt、二甲苯5.0-

8.0wt％和其余为水组成。

3.根据权利要求1或2所述的高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的微生物清防蜡剂由石油烃降解菌的发酵液1.0-2.0wt％、营养剂2.0-3.0wt％和其余为水组成。

4.根据权利要求3所述的高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的营养剂由葡萄糖、蛋白胨和磷酸氢二钾组成，质量比例为1:0.2-0.3:0.05-0.1。

5.根据权利要求1所述的高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法，其特征在于，所述的油基型清防蜡剂的注入速度5-8m3/h、微生物清防蜡剂的注入速度8-10m3/h、CO2的注入速度10-15Nm3/h、地层水顶替液的注入速度15-20m3/h。

说明书

一种高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法

技术领域

[0001]  本发明涉及一种三次采油的方法， 特别涉及一种高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法。

背景技术

[0002] 油井结蜡的内在原因是原油含蜡，蜡含量越多，结蜡就越严重。在油层条件下，由于介质温度高，蜡是溶解在原油中的，当原油从油层流入井底，再从井底上升到井口的过程中，由于压力温度的降低，蜡在原油中的溶解度降低而析出。

[0003] 溶解于地层原油中的蜡，在开采过程中，会随着温度和压力的降低，逐渐从原油中析出、结晶并沉积在油管表面上，造成油管表面结蜡。

[0004] 油井结蜡会影响正常生产，因此油井清防蜡也是采油中需要解决的问题。目前常用的方法有热洗防蜡、机械防蜡和化学防蜡。热洗防蜡方式在油层压力较低时，大量洗井水会进入地层造成粘土膨胀，堵塞油层，还会污染地层，另外，热力清蜡还会导致洗井液发生倒灌现象，影响正常生产。热洗清蜡过程中，热量在井筒上的散热损失较大，还会导致井筒底部的蜡难以清除；机械防蜡具有劳动强度大，能源消耗也较大，成本较高；化学防蜡具有有效期短、成本高和安全环保性能差的缺点；同时，上述方法只能解决油井井筒结蜡的问题。

[0005] 通过文献检索，专利号“ZL03156478.x”，名称为“含蜡低渗透油藏注蒸汽热采的方法”介绍了一种蒸汽吞吐和蒸汽驱相结合的开采含蜡低渗透油藏的方法，该发明的缺点在于：（1）注蒸汽热采成本高，风险大；（2）管柱的腐蚀和维护成本高；（3）由于低渗透油藏渗透率低、原油的流动性差，注蒸汽热采提高采收率的幅度低，效果有限；（4）对油藏的选择条件比较苛刻，尤其是对油藏厚度和深度的要求比较高。

发明内容

[0006] 本发明的目的是针对现有技术的不足而提供一种高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法。该方法不仅能起到油井的清防蜡作用，而且能有效地提高油井的产量，同时具有有效期长和投入产出比高的特点。

[0007] 本发明提供的一种高温高盐高含蜡油井单井吞吐采油的方法，其特征在于，该方法具体包括以下步骤：

[0008] 1、试验油井筛选

[0009] 油井筛选标准油层温度＜90℃、含蜡量＜40%、地层水矿化度＜100000mg/L，渗透率＞100×10-3μm2和油层厚度大于2m。

[0010] 2、单井吞吐工艺选择

[0011] 油井单井吞吐工艺如下：

[0012] 首先从油井的油套环空中注入油基型清防蜡剂，油基型清防蜡剂注完后关井3-5d；关井时间结束后依次注入微生物清防蜡剂、CO2和地层水顶替液，地层水顶替液注完后关井15-20d；关井时间结束后，油井开井生产，第1个月的日产液量为试验前日产液量的1/
3，第2个月的日产液量为试验前日产液量的2/3，从第3个月的日产液量为试验前日产液量。

[0013] 其中，油基型清防蜡剂的注入量为：30%≤含蜡量＜40%时，每米油层厚度15-20m3；20%≤含蜡量＜30%时，每米油层厚度10-15m3；含蜡量＜20%时，每米油层厚度5-10m3。

[0014] 微生物清防蜡剂的注入量体积V为：`

[0015] V＝3.14R2HФβ

[0016] 式中 ： V—微生物清防蜡剂体积总量，m3；

[0017] R—处理半径，m，取值范围油水井井距的1/15～1/12；

[0018] H—油井油层有效厚度，m；

[0019] Ф—油井油层孔隙度，无量纲；

[0020] β—用量系数，无量纲，取值范围为：30%≤含蜡量＜40%时，0.3≤β≤0.4；20%≤含蜡量＜30%时，0.2≤β≤0.3；含蜡量＜20%时，0.1≤β≤0.2。

[0021] CO2的注入量为与微生物清防蜡剂的体积比为5-10:1；地层水顶替液的注入量为30-50m3。

[0022] 3、现场试验

[0023] 按照上述工艺进行现场试验。

[0024] 所述的油基型清防蜡剂由甜菜碱1.0-3.0wt%、琥珀酸二酯磺酸钠3.0-5.0wt和二甲苯5.0-8.0wt%组成。

[0025] 所述的微生物清防蜡剂由石油烃降解菌的发酵液1.0-2.0wt%和营养剂2.0-3.0wt%组成；其中营养剂由葡萄糖、蛋白胨、磷酸氢二钾组成，质量比例为1:0.2-0.3:0.05-
0.1。

[0026] 所述的油基型清防蜡剂的注入速度5-8m3/h、微生物清防蜡剂的注入速度8-10 m3/h、CO2的注入速度10-15Nm3/h、地层水顶替液的注入速度15-20 m3/h。

[0027] 本发明针对高温高盐高含蜡油井的特点选择单井吞吐工艺，首先从油井的油套环空中注入油基型清防蜡剂并关井一段时间，使清防蜡剂与油井近井地带的原油有充分的作用时间达到有效的清防蜡作用；其次，注入微生物清防蜡剂以及CO2和地层水顶替液，注入的CO2和地层水顶替液主要目的是提高微生物清防蜡剂的波及体积，注入的微生物清防蜡剂对原油中的石蜡具有降解的作用，从而降低了原油的粘度、提高了原油的流动性，大幅度地降低了油井结蜡的风险；通过上述工艺，对高温高盐高含蜡油井不仅能有效地起到清防蜡的作用，同时，能有效提高单井的产量。

[0028] 本发明与现有技术相比具有如下优点和有益效果：

[0029] （1）该发明具有工艺简单、针对性和可操作性强的特点，有利于现场推广应用；

[0030] （2）油藏适用范围广，既适合高温含蜡油井，又适合高盐含蜡油井；

[0031] （3）本发明不但能有效控制高温高盐油井的结蜡，而且具有增油的效果；同时，具有有效期长和可靠性强的特点。

[0032] 四、具体实施方式

[0033] 下面结合具体的实施例，并参照数据进一步详细描述本发明。应理解，这些实施例只是为了举例说明本发明，而非以任何方式限制本发明的范围。

[0034] 实施例1

[0035] 某油田油井A5，油层温度85℃、含蜡量32.5%、地层水矿化度32560mg/L、渗透率350×10-3μm2、油层厚度3.2m、原油粘度985mPa.s、孔隙度0.312、日油4.1t、日产液120m3，井距165m，试验前该井通过热洗和投加清防蜡剂的方式控制油井的结蜡，平均热洗周期为15d，清防蜡剂每天的投加量为25kg，利用本发明的方法在油井A5实施单井吞吐现场试验，具体实施步骤如下：

[0036] 1、试验油井筛选

[0037] 油井筛选标准为油层温度＜90℃、含蜡量＜40%、地层水矿化度＜100000mg/L，渗-3 2透率＞100×10 μm和油层厚度大于2m；油井A5的油层温度85℃、含蜡量32.5%、地层水矿化度32560mg/L、渗透率350×10-3μm2、油层厚度3.2m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。

[0038] 2、单井吞吐工艺选择

[0039] 油井单井吞吐工艺如下：首先从油井的油套环空中注入油基型清防蜡剂，油基型清防蜡剂注完后关井3d；关井时间结束后依次注入微生物清防蜡剂、CO2和地层水顶替液，地层水顶替液注完后关井20d；关井时间结束后，油井开井生产，第1个月的日产液量为40m3，第2个月的日产液量为80m3，从第3个月的日产液量为120m3。

[0040] 其中，油基型清防蜡剂由甜菜碱1.0wt%、琥珀酸二酯磺酸钠5.0wt和二甲苯6.0wt%组成，注入量为每米油层厚度16m3、为51.2m3，注入速度为5m3/h；微生物清防蜡剂由石油烃降解菌的发酵液1.0wt%、葡萄糖1.5wt%、蛋白胨0.4wt%和磷酸氢二钾0.1wt%组成，微生物清防蜡剂的注入体积V＝3.14R2HФβ

[0041] =3.14×112×3.2×0.312×0.32=121.4m3，注入速度10 m3/h；CO2的注入量为与微生物清防蜡剂的体积比为5:1、为607m3，注入速度为12Nm3/h；地层水顶替液的注入量为40m3，注入速度为15m3/h。

[0042] 3、现场试验

[0043] 按照上述工艺进行现场试验。

[0044] 在油井A5实施本发明后，油井停止热洗和投加清防蜡剂，有效期达到3年，油井平均日增油达到2.5t，投入产出比为1:6.5，单井吞吐现场试验效果良好。

[0045] 实施例2

[0046] 某油田油井B7，油层温度80℃、含蜡量23.6%、地层水矿化度53562mg/L、渗透率780×10-3μm2、油层厚度2.3m、原油粘度657mPa.s、孔隙度0.324、日油5.2t、日产液135m3，井距120m，试验前该井通过热洗和投加清防蜡剂的方式控制油井的结蜡，平均热洗周期为20d，清防蜡剂每天的投加量为20kg，利用本发明的方法在油井B7实施单井吞吐现场试验，具体实施步骤如下：

[0047] 1、试验油井筛选

[0048] 油井筛选标准为油层温度＜90℃、含蜡量＜40%、地层水矿化度＜100000mg/L，渗透率＞100×10-3μm2和油层厚度大于2m；油井B7的油层温度80℃、含蜡量23.6%、地层水矿化度53562mg/L、渗透率780×10-3μm2、油层厚度2.3m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。

[0049] 2、单井吞吐工艺选择

[0050] 油井单井吞吐工艺如下：首先从油井的油套环空中注入油基型清防蜡剂，油基型清防蜡剂注完后关井4d；关井时间结束后依次注入微生物清防蜡剂、CO2和地层水顶替液，地层水顶替液注完后关井15d；关井时间结束后，油井开井生产，第1个月的日产液量为45m3，第2个月的日产液量为90m3，从第3个月的日产液量为135m3。

[0051] 其中，油基型清防蜡剂由甜菜碱2.0wt%、琥珀酸二酯磺酸钠4.0wt和二甲苯5.0wt%组成，注入量为每米油层厚度12m3、为27.6m3，注入速度为6m3/h；微生物清防蜡剂由石油烃降解菌的发酵液2.0wt%、葡萄糖2.2wt%、蛋白胨0.6wt%和磷酸氢二钾0.2wt%组成，微生物清防蜡剂的注入体积V＝3.14R2HФβ =3.14×102×2.3×0.324×0.25=58.5m3，注入速度8m3/3 3
h；CO2的注入量为与微生物清防蜡剂的体积比为8:1、为468m ，注入速度为10Nm /h；地层水顶替液的注入量为30m3，注入速度为16m3/h。

[0052] 3、现场试验

[0053] 按照上述工艺进行现场试验。

[0054] 在油井B7实施本发明后，油井停止热洗和投加清防蜡剂，有效期达到4年，油井平均日增油达到2.3t，投入产出比为1:6.8，单井吞吐现场试验效果良好。

[0055] 实施例3

[0056] 某油田油井F12，油层温度87℃、含蜡量28.6%、地层水矿化度56784mg/L、渗透率980-3 2 3×10 μm 、油层厚度4.8m、原油粘度785mPa.s、孔隙度0.342、日油7.8t、日产液96m ，井距
95m，试验前该井通过热洗和投加清防蜡剂的方式控制油井的结蜡，平均热洗周期为12d，清防蜡剂每天的投加量为20kg，利用本发明的方法在油井F12实施单井吞吐现场试验，具体实施步骤如下：

[0057] 1、试验油井筛选

[0058] 油井筛选标准为油层温度＜90℃、含蜡量＜40%、地层水矿化度＜100000mg/L，渗透率＞100×10-3μm2和油层厚度大于2m；油井F12的油层温度87℃、含蜡量28.6%、地层水矿化度56784mg/L、渗透率980×10-3μm2、油层厚度4.8m，符合油井的筛选标准，可以在该井实施本发明。

[0059] 2、单井吞吐工艺选择

[0060] 油井单井吞吐工艺如下：首先从油井的油套环空中注入油基型清防蜡剂，油基型清防蜡剂注完后关井5d；关井时间结束后依次注入微生物清防蜡剂、CO2和地层水顶替液，地层水顶替液注完后关井18d；关井时间结束后，油井开井生产，第1个月的日产液量为32m3，第2个月的日产液量为64m3，从第3个月的日产液量为96m3。

[0061] 其中，油基型清防蜡剂由甜菜碱3.0wt%、琥珀酸二酯磺酸钠3.0wt和二甲苯8.0wt%组成，注入量为每米油层厚度14m3、为67.2m3，注入速度为8m3/h；微生物清防蜡剂由石油烃降解菌的发酵液1.5wt%、葡萄糖2.0wt%、蛋白胨0.4wt%和磷酸氢二钾0.1wt%组成，微生物清2
防蜡剂的注入体积V＝3.14RHФβ

[0062] =3.14×7.32×4.8×0.342×0.28=77.0m3，注入速度9 m3/h；CO2的注入量为与微生物清防蜡剂的体积比为10:1、为770m3，注入速度为15Nm3/h；地层水顶替液的注入量为50m3，注入速度为20m3/h。

[0063] 3、现场试验

[0064] 按照上述工艺进行现场试验。

[0065] 在油井F12实施本发明后，油井停止热洗和投加清防蜡剂，有效期达到3.5年，油井平均日增油达到3.2t，投入产出比为1:7.2，单井吞吐现场试验效果良好。

[0066] 对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。

[0067] 此外，应当理解，虽然本说明书按照实施方式加以描述，但并非每个实施方式仅包含一个独立的技术方案，说明书的这种叙述方式仅仅是为清楚起见，本领域技术人员应当将说明书作为一个整体，各实施例中的技术方案也可以经适当组合，形成本领域技术人员可以理解的其他实施方式。