CN111154473B

CN111154473B - 一种解堵驱油剂及其制备方法和应用

Info

Publication number: CN111154473B
Application number: CN202010037691.8A
Authority: CN
Inventors: 王江红; 王梓骁
Original assignee: Beijing Boxing Petroleum Technology Co ltd
Current assignee: Beijing Boxing Petroleum Technology Co ltd
Priority date: 2020-01-14
Filing date: 2020-01-14
Publication date: 2022-04-08
Anticipated expiration: 2040-01-14
Also published as: CN111154473A

Abstract

本发明实施例公开了一种解堵驱油剂及其制备方法和应用，涉及石油开采技术领域，所述解堵驱油剂包括如下重量百分数的原料：单组分表面活性剂15‑25％、油水界面追踪剂20‑30％、余量为去离子水。本发明实施例一种解堵驱油剂采用单组分表面活性剂，避免了在油藏中产生色谱分离，在该解堵驱油剂中加入油水界面追踪剂，可以提高乳化液的油水分离速度，有利快速聚集原油形成油流，显著提高了解堵和驱油效果，适用于渗透率大于0.1mD、温度在150℃以内，耐矿化度在250000mg/L以下的油藏，满足了大多数油藏条件，可根据具体油藏特征条件很方便地优选出适合油藏条件的解堵驱油剂。

Description

一种解堵驱油剂及其制备方法和应用

技术领域

本发明实施例涉及石油开采技术领域，具体涉及一种解堵驱油剂及其制备方法和应用。

背景技术

石油做为一项重要的能源，国内原油需求仍在增长，但对外依存度已接近70％，产能集中在一些老油田和油藏物性较差的油田，这些油田尤其是中低渗透率、泥质含量高或重质油的油藏，由于注入水水质残余油或机杂含量高、油水乳化、地层中泥质运移、结垢等原因，导致在长期注水开发过程中注水端和采出端分别存在注水和产液困难的问题，长期高压注水易导致注水管柱破损、发生管外窜、油藏过早水淹等问题。当油藏长期欠注时，采出端因地层能量不能得到有效补充或泥质及有基质沉积堵塞，产液量不断下降，长期处于供液不足状态；一旦油藏过早水淹和发生裂缝水窜时，油井含水持续上升，严重影响了油田生产。

目前解决注入和产液困难问题通常采用压裂和基质酸化技术，但该技术存在措施作用距离小，产生部分溶蚀松动后的矿物组分运移容易形成新的堵塞点，这样会导致有效期较短甚至措施无效，或者因酸液的非均匀注入易导致渗透率极差进一步恶化的现象，这些问题需频繁作业来缓解注入和采出困难问题，这样会存在措施费用高进而会影响原油生产。长期保持注入端和采出端的有效渗透率、提高水油渗流能力是解决上述问题的关键。

现有文献技术是通过多种类型的表面活性剂进行复配，达到降低油水界面张力、乳化洗油和改变润湿性的方式提高超低渗透率油藏的吸水能力从而提高原油产量具有一定效果，如专利CN104371689A通过阴离子、非离子及两性表面活性剂复配一种超低界面张力表面活性剂复配体系用于降压增注，但这种复配体系在油藏运移过程中会发生显著的色谱分离，导致复配体系分离后各组分配比失衡，大大降低了体系性能，尤其是钙镁离子较高的油藏中使用时，其专利中的阴离子组分为烷基磺酸盐在地层中经色谱分离后会和地层中的钙镁离子结合后形成水不溶物，易造成油藏二次伤害的风险。具有超低界面张力的表面活性剂驱油体系在乳化洗油过程中一般形成了粘度较低的水包油型乳化液，其乳化液粘度远低于原油粘度，这种乳化液如果不能快速实现油水分离形成油墙将导致后续的驱替流体极易发生窜流指进现象，降低了表面活性剂的驱油效果和利用率。

因此，寻求一种组分单一的表面活性剂可将油水界面张力降低至10^-2mN/m及以下的数量级和较好润湿性和乳化洗油效果具有现实意义，如何较好地发挥表面活性剂的乳化洗油能力又能快速实现油水分离汇集原油又存在一定的矛盾，因此开发一种解堵洗油效果好同时能快速形成油流能力的低乳化解堵驱油体系，提高注水井的增注驱油能力和提高油井产量效果具有积极意义，通过这种低乳化解堵驱油体系和酸化及压裂措施联合应用，将使得一种措施达到多种效果，对提高酸化及压裂措施效果具有重要价值。

发明内容

为此，本发明实施例提供一种解堵驱油剂及其制备方法和应用，以解决现有石油开采过程中解堵驱油用的表面活性剂体系存在在油藏运移过程中会发生显著的色谱分离、不能快速实现油水分离等问题。

为了实现上述目的，本发明实施例提供如下技术方案：

根据本发明实施例的第一方面，一种解堵驱油剂，所述解堵驱油剂包括如下重量百分数的原料：单组分表面活性剂15-25％、油水界面追踪剂20-30％、余量为去离子水。

通过上述技术方案，得到的解堵驱油剂能够将原油和水的界面张力降低至10^-2mN/m及以下的数量级，其改变润湿性的润湿角范围在30°-120°，洗油率≥30％，原油乳化率小于60％，油水乳化后的油水分离时间小于15分钟。

进一步地，所述单组分表面活性剂的结构为R₁-(CH₂CH₂O)_m(CH₂CH₂CHO)_n-R₂；其中R₁为亲油基，R₂为亲水基，m＝0～10，n＝0～15。

通过上述技术方案，解堵驱油剂中的单组分表面活性剂具有多个可调节的亲油亲水基团，根据具体油藏的温度、水的矿化度和原油物性，通过对表面活性剂分子中亲油亲水基团的种类、单元数及亲油碳链的碳原子数量的优选及其聚氧乙烯及聚氧丙烯的聚合单元数的调节，达到解堵驱油剂的技术特征参数，获得和不同油藏流体具有较好的匹配性的解堵驱油剂。

进一步地，所述R₁为C8-C24的直链或支链的烷氧基、C8-C24的伯胺或叔胺基、C8-C24的烷基酰胺基丙胺基或C8-C24烷基苯氧基中的一种。

进一步地，所述R₂为羧酸基钠盐、磷酸基钠盐、磺酸基钠盐、羟乙基磺酸基钠盐、羟丙基磺酸基钠盐中的一种。

进一步地，所述油水界面追踪剂具有强疏水性。

通过上述技术方案，油水界面追踪剂为强亲油性材料而不溶于油，在移动过程中追随油水界面，既不溶于水也不溶于油从而实现汇集油滴快速分离油水和在油藏深部起到液流转向作用。更进一步地，所述油水界面追踪剂为膨胀石墨、鳞片石墨、球型石墨、石墨烯、疏水二氧化硅、聚四氟乙烯、聚氨酯树脂中的一种或几种。更进一步地，所述油水界面追踪剂的粒径为0.01～100μm，可以根据具体油藏天降优选合适的疏水颗粒物及其粒径和使用浓度，优选地粒径为0.02～30μm。

根据本发明实施例的第二方面，上述的解堵驱油剂的制备方法，所述制备方法包括如下步骤：

按重量百分数称取原料，在常温常压下，将去离子水加入反应釜中，在搅拌状态下，先加入单组分表面活性剂搅拌20-40分钟，再加入油水界面追踪剂一起搅拌40-70min后出料，得到解堵驱油剂粗分散体；

用胶体磨将所述解堵驱油剂粗分散体磨细均质化5-60min后得到解堵驱油剂。

根据本发明实施例的第三方面，上述的解堵驱油剂的应用，所述解堵驱油剂可用于注水井的解堵增效驱油、油藏深部的解水锁、油井解堵驱油和增油降水，还可在油水井的酸化过程中作为酸化前置液或者酸化后置液使用，还可在油水井压裂过程中作为一种压裂前置液使用。进一步地，所述解堵驱油剂用于注水井的解堵增效驱油时可采用低浓度连续注入或高浓度间歇式周期注入方式。

将本发明的解堵驱油剂添加于油田注入水中，通过乳化洗油解除各种渗透率油藏注采井的有机污染物，通过超低界面张力和改变润湿性来降低毛管阻力和提高毛管数，从而提高注水井的注水能力和油井的增油降水效果，减轻或消除油藏深部的水锁效应，更好地扩大水驱波及体积，最终提高原油采收率，适用于高中低渗透率及0.1mD以上的低渗透率油藏的解堵驱油，耐矿化度达到250000mg/L，优选油藏温度小于150℃。

将本发明的解堵驱油剂应用到油水井的酸化及压裂措施中，能进一步提高措施效果和有效期，应用时可以是将解堵驱油剂做为酸化或压裂的前置液，或者在酸化后将解堵驱油剂注入油藏目标层，之后按照酸化或压裂的施工流程进行投产，能够显著提高酸化或压裂效果、延长酸化或压裂有效期。

本发明的解堵驱油剂单独用于注水井或油井的解堵驱油时，先将解堵驱油剂用清水或者油田注入水稀释至质量百分比浓度不小于0.015％，优选质量百分比浓度为0.1～0.3％，总注入量为具体油藏目标层位的总有效孔隙体积的0.001～1倍，可以采低浓度连续注入或高浓度间歇式周期注入方式，酸化或压裂措施时优选采用较高浓度0.3～1％，优选使用质量百分比浓度为0.3～0.8％。

本发明解堵驱油剂的应用方法具体如下：

低浓度连续注入方式用于注水井的解堵时，将解堵驱油剂用清水或油田注入水配成质量百分比0.01％～0.3％的解堵驱油剂溶液，目标注水井停止，将已配制的解堵驱油剂溶液用泵车或注水泵按照注水井日注水速量连续注入目标油层，当注入压力降低1Mpa左右时，停止注解堵驱油剂溶液恢复注水系统正常注水；也可以用用计量泵直接将解堵驱油剂加注至注水系统，使注水系统中解堵驱油剂的质量百分比浓度为0.01％～0.3％，连续注入至注水压力下降1Mpa左右停止加注解堵驱油剂，当需要进一步提高驱油效果时可继续注入解堵驱油剂。直至加有解堵驱油剂的注入水总体积为油层有效孔隙体积的0.1％～0.5％PV，油井可见到明显的增油降水效果。

高浓度间歇式周期注入方式用于注水井的解堵时，将解堵驱油剂用清水或油田注入水配成质量百分比0.3％～1％解堵驱油剂溶液，将已配制的具体设计量的解堵驱油剂溶液用泵车或注水泵按照注水井日注水速率连续注入目标油层，注完后恢复注水系统正常注水；或者直接用计量泵将解堵驱油剂加注至注水系统，使注水系统中含解堵剂的质量百分比浓度为0.3％～1％，注完设计量的解堵驱油剂溶液后停注解堵驱油剂恢复正常注水，当需要进一步提高驱油效果时可间歇式多周期和注入水交替注入较高浓度解堵驱油剂，油井可见到明显的增油降水效果。

用于油井的解堵驱油时，用清水或油田注入水配制质量百分比浓度0.05％～0.6％的解堵驱油剂溶液，按照油井的处理半径1～5米和油层孔隙度计算所需解堵驱油剂溶液的体积，使用泵车或注水泵将解堵驱油剂溶液注入油层，关井1～7天，优选3～5天后投产，可见到明显的增油降水效果。

用于注水井的酸化的解堵增效时，可作为酸化前置液，用于清洗油层孔隙中的有机质，使用解堵驱油剂的体积为酸化量的2-10倍，使用质量百分比浓度为0.3％～1％，注完解堵驱油剂后进行酸化措施流程，对于注水井酸化完工后直接恢复注水。也可以用于酸化措施后，体积为酸化量的2-10倍，使用质量百分比浓度为0.3％～1％，措施完工后恢复正常注水即可，吸水剖面得到较好调整。

用于油井酸化的解堵增效时，将解堵驱油剂用清水或者油田注入水配成质量百分比浓度为0.05～0.3％的水溶液做为酸化前置液，注入完解堵驱油剂溶液后转入酸化施工流程，返排残酸后进行正常投产，大大缩短了残酸的返排时间，措施后的油井见到明显的增油降水效果。

用于油水井的水基压裂增效时，将解堵驱油剂配成质量百分比浓度为0.5％～1％做为压裂前置液，注入的解堵驱油剂的体积为压裂液总体积的10％～30％，之后按照正常的压裂施工流程完成压裂措施，将有效防止因水基压裂给油层带来水锁伤害，缩短了压裂后的返排周期和排液量。

本发明实施例具有如下优点：

本发明实施例一种解堵驱油剂采用单组分表面活性剂，避免了在油藏中产生色谱分离，在该解堵驱油剂中加入油水界面追踪剂，可以提高乳化液的油水分离速度，有利快速聚集原油形成油流，显著提高了解堵和驱油效果，适用于渗透率大于0.1mD、温度在150℃以内，耐矿化度在250000mg/L以下的油藏，满足了大多数油藏条件，可根据具体油藏特征条件很方便地优选出适合油藏条件的解堵驱油剂。

本发明实施例一种解堵驱油剂有多种用途：作为解堵剂可有效解除注水井中的有机质污染，提高注水能力；进入油藏身部可解除油藏中存在的水锁油的现象，提高了水驱效率和原油采收率；通过油井吞吐解除油井的有机堵塞和调整油井井近地带的润湿性、打破油井高含水时的油水界面平衡，重新形成油流通道，产生较好的增油降水效果；通过和酸化或压裂的联合应用，进一步提高了酸化或压裂的效果，延长了措施有效期，也降低了重复措施的费用。

附图说明

为了更清楚地说明本发明的实施方式或现有技术中的技术方案，下面将对实施方式或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。显而易见地，下面描述中的附图仅仅是示例性的，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据提供的附图引伸获得其它的实施附图。

本说明书所绘示的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，故不具技术上的实质意义，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容能涵盖的范围内。

图1为本发明实验例提供的不同浓度的解堵驱油剂溶液在实施例6的油藏条件下的油水界面张力对比图；

图2为本发明实验例提供的在实施例6的油藏条件下，使用20ml的质量百分比浓度为0.15％的解堵驱油剂溶液和10ml的脱水原油在95℃条件下经充分混合乳化后的油水界面随时间的变化图；

图3为本发明实施例8提供的解堵驱油剂在油藏条件下的油水分离效果图；

图4为本发明对比例3提供的解堵驱油剂在油藏条件下的油水分离效果图。

具体实施方式

以下由特定的具体实施例说明本发明的实施方式，熟悉此技术的人士可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点及功效，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

实施例1

一种解堵驱油剂包括如下重量份数的原料：单组分表面活性剂25份、油水界面追踪剂20份、去离子水55份。

所述单组分表面活性剂为十八烷基脂肪胺聚氧丙烯聚氧乙烯基醚羧酸钠，所述油水界面追踪剂为粒径为2μm的球形石墨。

上述的解堵驱油剂的制备方法包括如下步骤：

在常温常压下，将55份去离子水加入反应釜中，在搅拌状态下，先加入25份单组分表面活性剂搅拌30分钟，再加入20份油水界面追踪剂一起搅拌60分钟后出料，得到解堵驱油剂粗分散体；

用胶体磨将所述解堵驱油剂粗分散体磨细均质化10分钟后得到解堵驱油剂。

实施例2

一种解堵驱油剂包括如下重量份数的原料：单组分表面活性剂18份、油水界面追踪剂30份、去离子水52份。

所述单组分表面活性剂为十六烷基脂肪胺聚氧丙烯醚磺酸钠，所述油水界面追踪剂为粒径为35μm的鳞片石墨。

上述的解堵驱油剂的制备方法包括如下步骤：

在常温常压下，将52份去离子水加入反应釜中，在搅拌状态下，先加入18份单组分表面活性剂搅拌20分钟，再加入30份油水界面追踪剂一起搅拌60min后出料，得到解堵驱油剂粗分散体；

用胶体磨将所述解堵驱油剂粗分散体磨细均质化20分钟后得到解堵驱油剂。

实施例3

一种解堵驱油剂包括如下重量份数的原料：单组分表面活性剂15份、油水界面追踪剂30份、水55份。

所述单组分表面活性剂为十八烷基酰胺基聚氧乙烯基醚磺酸钠，所述油水界面追踪剂为粒径为0.3μm的疏水SiO₂。

上述的解堵驱油剂的制备方法包括如下步骤：

在常温常压下，将55份去离子水加入反应釜中，在搅拌状态下，先加入15份单组分表面活性剂搅拌30分钟，再加入30份油水界面追踪剂一起搅拌40min后出料，得到解堵驱油剂粗分散体；

用胶体磨将所述解堵驱油剂粗分散体磨细均质化30分钟后得到解堵驱油剂。

实施例4

一种解堵驱油剂包括如下重量份数的原料：单组分表面活性剂16份、油水界面追踪剂22份、水62份。

所述单组分表面活性剂为椰子油叔胺聚氧丙烯聚氧乙烯基磺酸钠，所述油水界面追踪剂为粒径为3μm的疏水SiO₂。

上述的解堵驱油剂的制备方法包括如下步骤：

在常温常压下，将62份去离子水加入反应釜中，在搅拌状态下，先加入16份单组分表面活性剂搅拌30分钟，再加入22份油水界面追踪剂一起搅拌70min后出料，得到解堵驱油剂粗分散体；

实施例5

一种解堵驱油剂包括如下重量份数的原料：单组分表面活性剂19份、油水界面追踪剂28份、水53份。

所述单组分表面活性剂为脂肪醇聚氧丙烯聚氧乙烯基羧酸钠，所述油水界面追踪剂为0.05μm的石墨烯。

上述的解堵驱油剂的制备方法包括如下步骤：

在常温常压下，将53份去离子水加入反应釜中，在搅拌状态下，先加入19份单组分表面活性剂搅拌30分钟，再加入28份油水界面追踪剂一起搅拌60min后出料，得到解堵驱油剂粗分散体；

实施例6

将实施例1所述的解堵驱油剂应用到以下条件的油藏中：油藏特征为渗透率1.5mD，总矿化度220000mg/L，其中钙镁离子浓度为1382mg/L，油藏温度95℃，油藏原油粘度为9.3mPa.s，因长期水质不达标，注入水含油量超标，注水井注入压力为28MPa，日注水量26m³，且油藏存在大面积水锁水淹现象，对应油井产液量35m³，含水92％。在油藏条件下测试的该解堵驱油剂主要技术特征为：油水界面张力为3.52×10^-3mN/m，润湿角为92.6°，洗油率32.3％，油水分离时间小于15分钟。

实施例1所述的解堵驱油剂的具体应用步骤如下：用计量泵将解堵驱油剂原液注入高压注水管线中，设置计量泵的流量，使注入水中解堵驱油剂的质量百分比浓度为0.15％，连续注入约0.03PV时，注入压力下降了0.8MPa，之后保持原注水压力，注水量上升到39m³/d，有效补充了地层能量，继续注解堵驱油剂0.15PV，油井含水下降到78.6％，累计油增加1265m³，油层水淹状况得到明显改善。

实施例7

将实施例2所述的解堵驱油剂应用到以下条件的油藏中：油藏特征为渗透率162mD，总矿化度3300mg/L，其中钙镁离子浓度为131mg/L，油藏温度119℃，油藏原油粘度为19.7mPa.s，泥质含量19.8％，因长期水质不达标，油藏泥质含量，高注入水含油量超标，注水井注入压力为16MPa，日注水量37m³，对应油井含水87.5％，经酸化后有效期仅22天。在油藏条件下该解堵驱油剂主要技术特征为：油水界面张力为6.71×10^-3mN/m，润湿角为87.3°，洗油率28％，油水分离时间8分钟。

实施例2所述的解堵驱油剂的具体应用步骤如下：用计量泵将解堵驱油剂原液注入高压注水管线中，设置计量泵的流量，使注入水中解堵驱油剂的质量百分比浓度为0.4％，先注入约0.02PV解堵驱油剂溶液，之后恢复正常注水，当总注入量达到0.036PV时，压力下降了1.3MPa，之后保持原注水压力，注水量上升到89m³/d，当措施后累计注水量0.04PV时，油井含水下降到81.3％，日产油增加3.5m³，注水有效期达192天。

实施例8

将实施例3所述的解堵驱油剂应用到以下条件的油藏中：油藏特征为渗透率18.3mD，总矿化度223500mg/L，其中钙镁离子浓度为5382mg/L，油藏温度82℃，油藏原油粘度为2.3mPa.s，油井产液量28m³，含水98％，经酸化后无明显效果，地层亏空严重。在油藏条件下该解堵驱油剂主要技术特征为：油水界面张力为1.32×10^-3mN/m，润湿角为78.3°，洗油率37.6％，如图3所示，10分钟时油水分离效果良好。

实施例3所述的解堵驱油剂的具体应用步骤如下：将解堵驱油剂用清水稀释成质量百分比为0.3％的解堵驱油剂溶液，用高压泵车将该解堵驱油剂溶液350m³注入油井，关井6天后开井，油井最低含水下降了33.5％，累计有效期178天，累计增油653m³。

实施例9

将实施例4所述的解堵驱油剂应用到以下条件的油藏中：油藏特征为渗透率50.1mD，总矿化度53630mg/L，其中钙镁离子浓度为650mg/L，油藏温度92℃，油藏原油粘度为7.3mPa.s，泥质含量23.2％。同邻注水井压裂后有效期小于60天，在油藏条件下该解堵驱油剂主要技术特征为：油水界面张力为6.52×10^-3mN/m，润湿角为88.1°，洗油率25.8％。

实施例4所述的解堵驱油剂的具体应用步骤如下：用注井水配制质量百分比为0.6％的解堵驱油剂溶液60m³，将该解堵驱油剂溶液作为压裂前置液压入注水井，之后进行压裂施工，经压裂措施完后，累计有效期218天，累计增加注水量23100m³。

实施例10

将实施例5所述的解堵驱油剂应用到以下条件的油藏中：油藏特征为渗透率630mD，总矿化度4560mg/L，油藏温度75℃，油藏原油粘度为19.2mPa.s，泥质含量13.2％。同邻注水井酸化有效期小于30天，在油藏条件下该解堵驱油剂主要技术特征为：油水界面张力为2.15×10^-3mN/m，润湿角为66.7°，洗油率29.6％。

实施例5所述的解堵驱油剂的具体应用步骤如下：用注井水配制质量百分比0.5％的解堵驱油剂溶液80m³，将该解堵驱油剂溶液作为酸化前置液注入注水井，之后进行酸化施工，经酸化措施完后，累计有效期187天，吸水剖面得到较好调整，累计增加注水量43000m³，对应油井累计增油790m³。

对比例1

对比例1的油藏特征同实施例6，不同之处在于所选的对比注水井在采用解堵驱油剂解堵驱油措施之前的注入压力为16.3MPa，日注水量41m³，对应油井含水91.6％。本对比例选取十二烷基脂肪胺聚氧丙烯醚磺酸钠和石油磺酸盐按3：1.6的质量比混合成的具有超低界面张力、良好润湿性及同等洗油效率的解堵驱油剂，该解堵驱油剂在油藏条件下的主要技术特征为：油水界面张力为6.53×10^-3mN/m，润湿角为89.1°，洗油率32.3％。

本对比1的具体应用步骤同实施例6，当总注入量达到0.036PV时，压力下降了0.3MPa，之后保持原注水压力，注水量上升到15m³/d，当措施后累计注水量0.04PV时，油井含水下降到89.8％，日产油平均仅增加0.5m³，注水有效期仅98天。

对比例2

对比例2的油藏特征同实施例8，不同之处在于所选的对比油井的产液量28m³，含水96.5％，本对比例选取由十六烷基酰胺基聚氧乙烯基醚磺酸钠、十二烷基氧化胺、正丁醇按2.5：1.4：1质量比混合成的具有超低界面张力、良好润湿性及同等洗油效率的多组分解堵驱油剂作为解堵驱油剂，在油藏条件下该解堵驱油剂主要技术特征为：油水界面张力为1.15×10^-3mN/m，润湿角为76.1°，洗油率39.2％。

本对比例的具体应用步骤如下：将该解堵驱油剂用清水稀释成质量百分比为0.4％的多组分解堵驱油剂溶液，用高压泵车将该解堵驱油剂溶液350m³注入油井，关井6天后开井，油井最低含水仅下降了4.3％，累计有效期仅65天，累计增油106m³。

对比例3

对比例3的油藏特征同实施例8，不同之处在于所选的对比油井产液量33.5m³，含水97.3％，本对比例选取十八烷基酰胺基聚氧乙烯基醚磺酸钠为解堵驱油剂，不添加油水界面追踪剂作为该油井的解堵驱油剂，在油藏条件下该解堵驱油剂主要技术特征为：油水界面张力为1.32×10^-3mN/m，润湿角为78.3°，洗油率37.6％，如图4所示，15分钟仍未见明显的油水分离。

对比例3的具体应用步骤如下：将该解堵驱油剂用清水稀释成质量百分比为0.3％的解堵驱油剂溶液，用高压泵车该解堵驱油剂溶液350m³注入油井，关井6天后开井，油井最低含水下降了13.5％，累计有效期108天，累计增油353m³。

实验例

将实施例1所述的解堵驱油剂用实施例6的油藏注入水稀释成0.01％、0.30％、0.50％、0.80％和1.00％不同浓度的解堵驱油剂溶液，用TX500C旋转滴界面张力仪在5000转/分钟95℃条件下，分别测试不同浓度的解堵驱油剂溶液在实施例6的油水界面张力，由如图1所示的结果可以看出，解堵驱油剂使用的质量百分比浓度在0.01～1％时均能使原油和注入水的油水界面张力在油藏温度下降低至10^-3mN/m及以下的数量级；另外，通过观察得到该解堵驱油剂在0.01％至1％的浓度变化时，其改变油水界面润湿性的润湿角由113°转变为67°，洗油率≥30％，油水分离时间小于15分钟，如图2所示为实施例6的模拟油藏条件下，使用20ml浓度为0.15％的解堵驱油剂溶液和10ml脱水原油至于具塞试管中，置于95℃的水浴锅中恒温30分钟后，震荡100次后形成油水乳化液，然后放回水浴锅中，静置观察油水乳化液的油水界面的形成时间，油水界面出现的时间越短界面越清晰则乳化液的油水分离效果越好，由图2可以看出，10分钟时乳化液的油水已出现明显分离，说明该解堵驱油剂具有明显优异的乳化洗油和快速油水分离效果。

将实施例3所述的解堵驱油剂在实施例8条件下测试油水分离能力，用使用40ml浓度为0.3％的解堵驱油剂溶液和10ml脱水原油至于具塞试管中，置于82℃的水浴锅中恒温30分钟后，震荡100次后形成油水乳化液，然后放回水浴锅中，静置观察油水乳化液的油水界面的形成时间，由图3可以看出，10分钟时乳化液的油水已出现明显分离，说明该解堵驱油剂具有明显优异的乳化洗油和快速油水分离效果。

将对比例3中未加油水追踪剂仅有质量百分比浓度为0.3％的十八烷基酰胺基聚氧乙烯基醚磺酸钠为解堵驱油剂，测试其油水分离能力，用使用40ml浓度为0.3％的解堵驱油剂溶液和10ml脱水原油至于具塞试管中，置于82℃的水浴锅中恒温30分钟后，震荡100次后形成油水乳化液，然后放回水浴锅中，静置观察油水乳化液的油水界面的形成时间，由图4可以看出，15分钟时乳化液仍未出现明显的油水界面，说明该解堵驱油剂虽具有明显优异的乳化洗油效果，但其油水分离效果很差。

由以上实施例1-10的实验结果可以看出，本发明一种解堵驱油剂能有效解除注水井中的有机质污染，提高注水能力；进入油藏身部可解除油藏中存在的水锁油的现象，提高了水驱效率和原油采收率；能有效解除油井的有机堵塞、调整油井井近地带的润湿性、打破油井高含水时的油水界面平衡，重新形成油流通道，产生较好的增油降水效果；通过和酸化或压裂的联合应用，进一步提高了酸化或压裂的效果，延长了措施有效期，能降低重复措施的费用。

通过实施例6、8和对比例1、2的结果可以看出，相比多组分的解堵驱油剂，本发明的解堵驱油剂采用单组分表面活性剂与油水界面追踪剂的协同作用，可有效解除注水井中的有机质污染，提高注水能力，能更有效地解除油井的有机堵塞和调整油井井近地带的润湿性、打破油井高含水时的油水界面平衡，产生更好的增油降水效果。

通过实施例8和对比例3的结果可以看出，在该解堵驱油剂中加入油水界面追踪剂后，可以提高乳化液的油水分离速度，有利于快速聚集原油形成油流，显著提高了解堵和驱油效果。

虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施例对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。

Claims

1.一种解堵驱油剂，其特征在于，所述解堵驱油剂包括如下重量百分数的原料：单组分表面活性剂15-25%、油水界面追踪剂20-30%、余量为去离子水；所述单组分表面活性剂的结构为R₁-(CH₂CH₂O)_m(CH₂CH₂CHO)_n-R₂；其中R₁为亲油基，R₂为亲水基， m=0～10，n=0～15，且m和n不同时为0；所述R₁为C8-C24的直链或支链的烷氧基、C8-C24的伯胺或叔胺基、C8-C24的烷基酰胺基丙胺基或C8-C24烷基苯氧基中的一种；所述R₂为羧酸基钠盐、磷酸基钠盐、磺酸基钠盐、羟乙基磺酸基钠盐、羟丙基磺酸基钠盐中的一种；所述油水界面追踪剂具有强疏水性；所述油水界面追踪剂为膨胀石墨、鳞片石墨、球型石墨、疏水二氧化硅、聚四氟乙烯、聚氨酯树脂中的一种或几种；所述油水界面追踪剂的粒径为0.01～100μm。

2.如权利要求1所述的解堵驱油剂的制备方法，其特征在于，所述制备方法包括如下步骤：按重量百分数称取原料，在常温常压下，将去离子水加入反应釜中，在搅拌状态下，先加入单组分表面活性剂搅拌20-40分钟，再加入油水界面追踪剂一起搅拌40-70min后出料，得到解堵驱油剂粗分散体；用胶体磨将所述解堵驱油剂粗分散体磨细均质化5-60min后得到解堵驱油剂。

3.如权利要求1所述的解堵驱油剂的应用，其特征在于，所述解堵驱油剂用于注水井的解堵增效驱油、油藏深部的解水锁、油井解堵驱油和增油降水，或者在油水井的酸化过程中作为酸化前置液或者酸化后置液使用，或者在油水井压裂过程中作为一种压裂前置液使用。

4.如权利要求3所述的解堵驱油剂的应用，其特征在于，所述解堵驱油剂用于注水井的解堵增效驱油时采用低浓度连续注入或高浓度间歇式周期注入方式。