油層保護(hù)多媒體

1、第一章 概述一、問題的提出表1 建井和開采的各個不同階段地層損害嚴(yán)重性相對大小注：“-”表示不存在該類儲層損害；“*”表示存在該類儲層損害的嚴(yán)重程度。1表2 油氣井作業(yè)過程中可能導(dǎo)致的油氣層損害原因及因素2二、國外油氣層保護(hù)技術(shù)的發(fā)展歷程3三、油氣層損害的定義 定義：任何阻止流體從井眼周圍流入井底的現(xiàn)象均稱為油氣層損害。或：在鉆井、完井、井下作業(yè)及油氣田開采全過程中，造成油氣層滲透率下降的現(xiàn)象稱為油氣層損害。四、油氣層損害的原因 在鉆井、完井、修井、油氣開采等全過程中，由于外來流體的進(jìn)入或開采措施不當(dāng)?shù)仍?，破壞了地下流體與油氣層巖石、油氣層流體的平衡條件，導(dǎo)致水化膨脹、微粒運(yùn)移、細(xì)菌堵塞、外

2、來顆粒的侵入等，最終使油氣層的滲透率降低。4五、保護(hù)油氣層技術(shù)涉及的技術(shù)范圍1、主要思路2、主要內(nèi)容3、特點(1)是一項系統(tǒng)工程；(2)具有很強(qiáng)的針對性；(3)采用三個結(jié)合。5第二章 油氣層損害機(jī)理油氣層損害機(jī)理：油氣層損害產(chǎn)生的原因和伴隨損害發(fā)生的物理、化學(xué)變化過程。目的：認(rèn)識和診斷油氣層損害原因及損害過程。第一節(jié) 油氣層損害機(jī)理的研究方法損害的實質(zhì)：有效滲透率下降。滲流空間的改變：外來固相侵入、水敏性損害、酸敏性損害、堿敏性損害、微粒運(yùn)移、結(jié)垢、細(xì)菌堵塞、應(yīng)力敏感性損害。研究油氣層損害機(jī)理應(yīng)堅持微觀研究與宏觀研究相結(jié)合。6第二節(jié) 油氣層潛在損害因素1、油氣層儲滲空間滲流空間主要指孔隙。滲流

3、通道主要指喉道。 喉道：兩個顆粒間連通的狹窄部分，是易受損害的敏感部分?？紫督Y(jié)構(gòu)：孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其連通關(guān)系，它是從微觀上來描述的。滲透率和孔隙度是從宏觀角度來描述巖石的儲滲特性。(1)孔喉類型(縮經(jīng)喉道、點狀喉道、片狀喉道、彎片狀喉道、管束狀喉道)7(2)孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)主要有：孔喉大小、分布、孔喉彎曲程度和孔喉連通程度。 a、其它條件相同時，孔喉越大固相顆粒損害程度越大；濾液造成水鎖、賈敏等損害的可能性越小。b、孔喉彎曲程度增加越易受到損害。c、孔隙連通性越差越易受到損害。(3)滲透率和孔隙度滲透率是孔喉大小、均勻性和連通性三者的共同體現(xiàn)。如果儲層的滲透率高孔喉較大、較均勻、

4、連通性好、膠結(jié)物含量低、受固相侵入損害的可能性大。如果儲層的滲透率低孔喉較小、連通性差、膠結(jié)物含量高、易受水化膨脹、分散運(yùn)移、水鎖、賈敏損害。82、敏感性礦物(1)定義與特性 定義：易與流體發(fā)生物理化學(xué)作用，并導(dǎo)致油氣層滲透率降低。 特性：粒經(jīng)很小(37m)，比表面大，多位于孔喉處。(2)類型a、水敏和鹽敏礦物 指油氣層中與礦化度不同于地層水的水相作用產(chǎn)生水化膨脹或分散、脫離等，并引起油氣層滲透率下降的礦物。主要有：蒙脫石、伊利石/蒙皂石間層礦物、綠泥石/蒙皂石間層礦物。b、堿敏性礦物 與高pH值外來液作用產(chǎn)生分散、脫離或新的硅酸鹽沉淀、硅凝膠體，并引起滲透率下降的礦物。主要有：長石、微晶石英

5、、各類粘土礦物、蛋白石等。9c、酸敏性礦物指油氣層中與酸液作用產(chǎn)生化學(xué)沉淀或酸蝕后釋放出微粒，并引起滲透率下降的礦物。d、速敏礦物 油氣層中在高速流體流動作用下發(fā)生運(yùn)移，并堵塞喉道的微粒礦物。主要有：粘土礦物、粒經(jīng)小于37m的各種非粘土礦物。如：石英、長石、方解石。(3)產(chǎn)狀定義：指在含油氣巖石中的分布位置和存在狀態(tài)，對油氣層損害的影響很大。10a、薄膜式：以蒙脫石和伊利石為主，易發(fā)生水化膨脹、水鎖。b、櫛殼式：以綠泥石為主，易造成微粒運(yùn)移和酸蝕后生成Fe(OH)3膠凝體和SiO2凝膠體，堵塞孔喉。11c、橋接式：以毛發(fā)狀、纖維狀的伊利石為主，易造成微粒運(yùn)移。d、孔隙充填式：以高嶺石、綠泥石為

6、主，易造成微粒運(yùn)移。12(4)敏感性礦物含量與損害程度之間的關(guān)系a、含量越高損害程度越大； b、其它條件相同時，滲透率越低敏感性礦物造成的損害程度越大。3、油氣層巖石的潤濕性(1)定義(2)分類(3)作用a、控制孔隙中的流體分布；b、決定巖石孔道中毛管力的大小和方向；c、影響微粒運(yùn)移。(4)與油氣層損害的關(guān)系134、油氣層流體性質(zhì)(1)地層水指礦化度、離子類型和含量、pH值、水型等。 對損害的影響：a、生成垢；b、發(fā)生鹽析。(2)原油性質(zhì) 對油氣層損害的影響： a、生成有機(jī)垢； b、生成乳狀液。(3)天然氣性質(zhì) 主要是H2S、CO2。 可造成微粒堵塞，生成FeS沉淀。14a、機(jī)理b、影響因素

7、(a)顆粒粒經(jīng)與孔喉直徑的匹配關(guān)系； (b)顆粒濃度C：注水、壓井和修井中，顆粒濃度C損害程度；最近的研究發(fā)現(xiàn)，鉆井液中固相含量的多少對滲透率損害沒有明顯的因果關(guān)系。 第三節(jié) 外因作用下引起的油氣層損害1、外界流體進(jìn)入油氣層引起的損害(1)流體中固相顆粒堵塞油氣層 (c)施工壓差P、剪切速率D和施工時間t： 在屏蔽暫堵中，施工壓差P損害程度；剪切速率D破壞外濾餅，鉆井液中的顆粒進(jìn)入孔隙的機(jī)會如果不匹配，進(jìn)入的深度增加；如果匹配，適當(dāng)提高鉆速，有利于形成內(nèi)濾餅。 施工時間t注水、壓井和修井中，濾失量、損害程度；鉆井中，如果內(nèi)外濾餅形成的質(zhì)量不好，施工時間t損害程度。c、特點 (a)一般在近井地帶

8、造成嚴(yán)重的損害； (b)當(dāng)，且顆粒濃度低時顆粒侵入深度大，但損害程度低，但該損害程度隨時間的增加而增加； (c)對于中、高滲透性砂巖，尤其是裂縫性油氣層，顆粒的侵入深度和損害程度較大。15 (a)當(dāng)物性相似時，水敏性礦物含量越多，水敏性損害程度越大；(b)各粘土礦物對水敏性影響強(qiáng)弱順序為：蒙脫石伊利石蒙皂石層間礦物伊利石高嶺石、綠泥石(c)當(dāng)水敏性礦物含量及存在狀態(tài)相似時，高滲油氣層的水敏性損害低于低滲油氣層；(d)C外來液越低，引起的水敏性損害越強(qiáng)。如果越高，引起的水敏性損害也可能越大。(e)外來液礦化度降低速度越快，引起的水敏損害越強(qiáng)； (f)當(dāng)外來液的礦化度相同時，外來液中含高價陽離子的

9、成分越多，引起的水敏性損害程度越弱。 陽離子價數(shù)越高，它與粘土負(fù)電荷中心的作用力越強(qiáng)，陽離子越易吸附到粘土表面和晶層間。(2)外來流體與巖石不配伍a、水敏性損害16(a)原因：(i)粘土礦物的鋁氧八面體在堿性溶液作用下，使粘土表面的負(fù)電荷增多，導(dǎo)致晶層間斥力增加，促使水化分散；(ii)隱晶質(zhì)石英和蛋白質(zhì)等較易與氫氧化物反應(yīng)生成不可溶性硅酸鹽，這種硅酸鹽可在適當(dāng)?shù)膒H值范圍內(nèi)形成硅凝膠而堵塞孔道。(b)影響因素(i)堿敏性礦物含量； (ii)液體的pH值。它起主要作用，pH值越大，造成的堿敏損害越大；(iii)液體侵入量。b、堿敏性損害17c、酸敏性損害(a)原因(b)定義(c)控制因素酸液類型

10、和組成；酸敏性礦物含量；酸化后返排的時間及效果。18(a)危害(b)影響因素 (i)pH：(ii)聚合物處理劑； (iii)無機(jī)陽離子：沒有表面活性劑時，無機(jī)陽離子對巖石的潤濕性沒有明顯影響；當(dāng)有表面活性劑時，無機(jī)陽離子特別是高價陽離子可增強(qiáng)巖石的油潤濕。因為無機(jī)陽離子使表面活性劑的溶解度降低，在巖石表面的吸附增加；多價陽離子可使表面活性劑的活性增加；多價陽離子可使陰離子表面活性劑之間發(fā)生絡(luò)合作用，其絡(luò)合產(chǎn)物更易吸附于巖石表面。(iiii)溫度：溫度增加，表面活性劑與水的親合力增強(qiáng)，在巖石表面的吸附減弱，油濕性減弱，水濕性增強(qiáng)。d、水潤濕變?yōu)橛蜐櫇褚鸬膿p害19(3)外來流體與地層流體不配伍A

11、、結(jié)垢a、無機(jī)垢影響因素：a)外界流體和油氣層液體中鹽類的組成及濃度；b)液體的pH值b、有機(jī)垢指石蠟、瀝青及膠質(zhì)等。影響因素：a)外來液體引起原油pH值改變而導(dǎo)致沉淀，高pH值液體可促使瀝青絮凝、沉積；一些含瀝青的原油與酸反應(yīng)形成瀝青質(zhì)、樹脂、蠟的膠狀污泥。b)氣體和低表面張力的流體侵入油氣層，可促使有機(jī)垢的生成。20a、危害(a)一方面比孔喉尺寸大的乳狀滴堵塞孔喉；(b)另一方面是提高流體的粘度，增加流動阻力。b、影響因素(a)表面活性劑的性質(zhì)和濃度；(b)微粒的存在；(c)油氣層的潤濕性。B、乳化堵塞C、細(xì)菌堵塞a、損害的原因(a)細(xì)菌繁殖很快，常以體積較大的菌絡(luò)存在，堵塞孔道；(b)腐

12、生菌和鐵細(xì)菌都能產(chǎn)生粘液，堵塞油氣層；(c)細(xì)菌代謝的CO2、H2S、S2-、OH-，CaCO3、Fe(OH)3等無機(jī)垢。b、影響因素(a)環(huán)境條件(t、P、礦化度、pH)；(b)營養(yǎng)物。21a、原因b、定義水鎖損害：非潤濕相驅(qū)替潤濕相而造成的毛細(xì)管阻力油相滲透率K0降低。(4)外來流體進(jìn)入油氣層影響油水分布造成損害(毛細(xì)管阻力造成的損害)所以，對于低滲油氣層，易產(chǎn)生水鎖損害。22 賈敏損害：非潤濕液滴對潤濕相液體流動產(chǎn)生附加阻力油相滲透率K0降低。c、影響因素(a)外來水相侵入量；(b)油氣層孔喉半徑。對于低滲油氣層：水鎖、賈敏損害明顯。23 在相同油氣層條件下，一般生產(chǎn)壓差越大，流速越大，

13、微粒運(yùn)移的程度越大。a、影響臨界流速的因素(a)油氣層的成巖性、膠結(jié)性和微粒粒經(jīng)；(b)孔隙幾何形狀和流道表面出早粗糙度；(c)巖石和微粒的潤濕性；(d)流體的離子強(qiáng)度和pH值； pH值增加臨界流速降低，但變化不明顯(e)界面張力和流體粘滯力； (f)溫度影響。2、工程因素和油氣層環(huán)境條件發(fā)生變化造成的損害(1)作業(yè)或生產(chǎn)壓差引起的油氣層損害1)微粒運(yùn)移產(chǎn)生速敏損害(生產(chǎn)壓差過大)b、影響微粒運(yùn)移，并引起堵塞的因素有：(a)顆粒級配、顆粒濃度； 假如，很易堵塞； 假如顆粒濃度增加堵塞程度增加。(b)顆粒越粗糙，孔喉彎曲度越大，堵塞的可能性就越大；(c)V(P)增加堵塞程度增加、且堵塞強(qiáng)度增大；

14、(d)流速方向不同，對微粒運(yùn)移堵塞也有影響；24a、原因b、壓力降低形成垢的機(jī)理(a)無機(jī)垢的形成油層壓力降低脫氣，使原來的CO2分配在油、水兩相中，導(dǎo)致分配在油、水、氣三相中水相中CO2的減少，pH增加HCO3-解離為CO32-促使生成CaCO3沉淀物。(b)有機(jī)垢的形成油氣層壓力降低，原油中的輕質(zhì)組分和溶解氣揮發(fā)蠟在原油中的溶解度降低石蠟沉積。2)無機(jī)和有機(jī)沉淀物(油氣層流體產(chǎn)生)3)應(yīng)力敏感性損害a、原因b、影響應(yīng)力敏感性損害的因素(a)壓差；(b)油氣層自身的能量；(c)油氣藏類型。25損害程度很大。影響因素： a、作業(yè)壓差； b、地層的性質(zhì)。4)壓漏油氣層造成損害5)引起出砂和地層坍

15、塌造成損害 損害程度很大。當(dāng)?shù)貙颖容^疏松時，在沒有采取固結(jié)措施之前，一定要控制使用適當(dāng)?shù)膲毫M(jìn)行開采。當(dāng)作業(yè)壓差較大時，在高壓差的作用下，進(jìn)入油氣層的固相量和濾液量必然較大，相應(yīng)地固相損害和液相損害的深度加深，從而加大油氣層損害的程度。6)加深油氣層損害的深度26a、增加損害b、引起結(jié)垢損害當(dāng)溫度降低時，放熱沉淀反應(yīng)生成的沉淀物的溶解度降低，析出無機(jī)沉淀；當(dāng)原油的溫度低于石蠟的初凝點時，石蠟將在油氣層孔道中沉積，生成有機(jī)垢；當(dāng)溫度升高時，使吸熱沉淀反應(yīng)更易發(fā)生，有可能引起無機(jī)垢損害。(2)溫度變化引起的油氣層損害(3)生產(chǎn)和作業(yè)時間 a、生產(chǎn)或作業(yè)時間延長，油氣層損害的程度增加； b、影響損害

16、的深度。機(jī)理綜述：(a)油氣層損害的原因多樣性： (b)油氣層損害原因相互聯(lián)系性 (c)油氣層損害原因具有動態(tài)性27第三章 巖心分析一、X-射線衍射技術(shù)(XRD)作用：1、地層微粒分析； 2、全巖分析；3、粘土礦物類型鑒定和含量計算；4、間層礦物的鑒定和層間比的計算。二、掃描電鏡技術(shù)(SEM)作用： 1、地層微粒的觀察； 2、粘土礦物的觀測； 3、油氣層孔喉的觀測； 4、含鐵礦物的檢測； 5、油氣層損害的檢測。28三、薄片技術(shù)應(yīng)用：1、巖石的結(jié)構(gòu)與構(gòu)造； 2、骨架顆粒的成分及成巖作用；3、孔隙特征；4、不同產(chǎn)狀粘土礦物含量的計算； 5、熒光薄片應(yīng)用。四、壓汞法測巖石毛管壓力曲線應(yīng)用： 1、儲集

17、巖的分類評價； 2、損害機(jī)理分析 3、鉆井完井液設(shè)計； 4、入井流體懸浮固相控制； 5、評價和篩選工作液。29四、其它巖心分析技術(shù) 1、傅里葉變換紅外光譜分析； 2、CT掃描技術(shù)； 3、核磁共振成象技術(shù)(NMRI)； 4、電子探針等。30包括速敏、水敏、鹽敏、堿敏、酸敏和應(yīng)力敏感性六敏實驗第四章 儲層損害的評價方法第一節(jié) 敏感性評價實驗代表性巖樣的選取31 油氣層的速敏性是指在鉆井、測試、試油、采油、增產(chǎn)作業(yè)、注水等作業(yè)或生產(chǎn)過程中，當(dāng)流體在油氣層中流動時，引起油氣層中微粒運(yùn)移并堵塞喉道造成油氣層滲透率下降的現(xiàn)象。 目的：(1)找出臨界流速，以及由速度敏感引起的油氣層損害程度；(2)為以下的敏

18、感性評價實驗及其它的各種損害評價實驗確定合理的實驗流速提供依據(jù)。一般定為0.8倍臨界流速；(3)為確定合理的注采速度提供科學(xué)依據(jù)。一、速敏性評價(1)速敏概念和實驗?zāi)康?2)原理及作法 測定不同流量Qi對應(yīng)的滲透率Ki-1值。從注入速度與滲透率的變化關(guān)系上，判斷油氣層巖心對流速的敏感性，并找出滲透率明顯下降的臨界流速。損害程度=(KmaxKmin)/Kmax100%32 油氣層的這種遇淡水后滲透率降低的現(xiàn)象，稱為水敏。 目的：水敏實驗的目的是了解粘土礦物遇淡水后的膨脹、分散、運(yùn)移過程，找出發(fā)生水敏的條件及水敏引起的油氣層損害程度，為各類工作液的設(shè)計提供依據(jù)。二、水敏性評價(1)水敏概念和實驗?zāi)?/p>

19、的(2)原理及評價指標(biāo) 首先用地層水測定巖心的滲透率Kf，然后再用次地層水測定巖心的滲透率，最后用淡水測定巖心的滲透率KW，從而確定淡水引起巖心中粘土礦物的水化膨脹及造成的損害程度。33 目的：鹽敏評價實驗的目的是找出鹽敏發(fā)生的條件，以及由鹽敏引起的油氣層損害程度，為各類工作液的設(shè)計提供依據(jù)。三、鹽敏性評價(1)鹽敏概念和實驗?zāi)康?2)原理及評價指標(biāo) 通過向巖心注入不同礦化度等級的鹽水(按地層水的化學(xué)組成配制)并測定各礦化度下巖心對鹽水的滲透率。一般要作升高礦化度和降低礦化度兩種鹽敏評價實驗。 對地層水礦化度較高的油氣層，由于工作液的礦化度一般不會超過地層水的礦化度，因此可以不評價礦化度升高產(chǎn)

20、生的鹽敏問題。 評價指標(biāo)同水敏性評價。34 當(dāng)高pH值流體進(jìn)入油氣層后，將造成油氣層中粘土礦物和硅質(zhì)膠結(jié)的結(jié)構(gòu)破壞(主要是粘土礦物解理和膠結(jié)物溶解后釋放微粒)，從而造成油氣層的堵塞損害；此外，大量的氫氧根與某些二價陽離子結(jié)合會生成不溶物，造成油氣層的堵塞損害。 目的：找出堿敏發(fā)生的條件，主要是臨界pH值，以及由堿敏引起的油氣層損害程度，為各類工作液的設(shè)計提供依據(jù)。四、堿敏性評價(1)堿敏性的概念和實驗?zāi)康?2)原理及評價指標(biāo) 通過注入不同pH值的地層水并測定其滲透率，根據(jù)滲透率的變化來評價堿敏損害程度，找出堿敏損害發(fā)生的條件。一般從地層水的pH值開始，最后定為12。 評價指標(biāo)同速敏實驗。35

21、目的：研究各種酸液的酸敏程度，其本質(zhì)是研究酸液與油氣層的配合性，為油氣層基質(zhì)酸化和酸化解堵設(shè)計提供依據(jù)。五、酸敏性評價(1)酸敏性的概念和實驗?zāi)康?2)原理及評價指標(biāo) 酸敏實驗包括鮮酸(一定濃度的鹽酸、氫氟酸、土酸)和殘酸(可用鮮酸與另一塊巖心反應(yīng)后制備)的敏感實驗，作法為：(1) 用地層水測基礎(chǔ)滲透率，再用煤油測出酸作用前的滲透率K1(正向)；(2) 反向注入0.51.0倍孔隙體積的酸液；(3)用煤油正向測出恢復(fù)滲透率K2。用實驗所測的兩個滲透率K1和K2,計算K2/K1的比值來評價酸敏程度，36六、應(yīng)力敏感性評價影響應(yīng)力敏感損害的因素是：壓差、油氣層自身的能量和油氣藏的類型。37第二節(jié) 工

22、作液對油氣層的損害評價一、工作液的靜態(tài)損害評價 該法主要利用各種靜濾失實驗裝置測定工作液濾入巖心前后滲透率的變化，來評價工作液對油氣層的損害程度并優(yōu)選工作液配方。實驗時，要盡可能模擬地層的溫度和壓力條件。 Rs=(1-Kop/Ko)100% Rs值越大，損害越嚴(yán)重。二、工作液的動態(tài)損害評價 在盡量模擬地層實驗工況條件下，評價工作液對油氣層的綜合損害(包括液相和固相及添加劑對油氣層的損害)，為優(yōu)選損害最小的工作液和最優(yōu)施工工藝參數(shù)提供科學(xué)的依據(jù)。38三、 用多點滲透率儀測量損害深度和損害程度四、其它評價實驗簡介 其它評價實驗還有體積流量評價實驗、系列流體評價實驗、離心法測毛管壓力快速評價工作液及

23、正反向流動實驗、潤濕性實驗、相對滲透率曲線等實驗。39 隨著技術(shù)的不斷進(jìn)步，油氣層損害的室內(nèi)評價技術(shù)也在向前發(fā)展，目前已形成了如下幾個發(fā)展方向： (1)全模擬實驗，如溫度、壓力(回壓、地層壓力)、剪切等； (2)多點滲透率儀的應(yīng)用，由短巖心向長巖心發(fā)展； (3)小尺寸巖心向大尺寸巖心發(fā)展 (4)實驗的自動化，廣泛引入計算機(jī)數(shù)據(jù)采集； (5)計算機(jī)數(shù)學(xué)模擬與室內(nèi)物理模擬的結(jié)合。40第五章 保護(hù)油氣層的鉆井技術(shù)第一節(jié) 鉆井過程中造成油氣層損害的因素及保護(hù)油氣層的鉆井技術(shù)一、鉆井過程中造成油氣層損害的原因1、鉆井液中固相顆粒堵塞油氣層 影響損害程度的因素：隨固相含量增加而增大；固相顆粒的尺寸和級配；

24、侵入深度隨壓差增大而加深。2、鉆井液濾液與油氣層巖石不配伍引起的損害 水敏；鹽敏；堿敏；潤濕反轉(zhuǎn)；表面吸附。3、鉆井液濾液與油氣層流體不配伍引起的損害 無機(jī)鹽沉淀、形成處理劑不溶物、發(fā)生水鎖效應(yīng)、形成乳化堵塞、細(xì)菌堵塞。4、油相滲透率變化引起的損害5、負(fù)壓差急劇變化引起的油氣層損害41二、鉆井過程中造成油氣層損害程度的工程因素1、壓差2、浸泡時間3、環(huán)空返速4、鉆井液性能42三、保護(hù)油氣層的鉆井工藝技術(shù)1、建立四個壓力剖面(地層孔隙壓力、破裂壓力、地應(yīng)力、坍塌壓力)，為井身結(jié)構(gòu)、鉆井液密度設(shè)計提供科學(xué)依據(jù)2、確定合理的井身結(jié)構(gòu)是實現(xiàn)近平衡壓力鉆井的基本保證，特別是多壓力層系，盡可能使油氣層所在

25、的裸眼井段處于同一壓力體系3、實現(xiàn)近平衡壓力鉆井，控制油氣層的壓差處于安全的最低值4、降低浸泡時間 (1)采用優(yōu)選參數(shù)鉆井；(2)采用與地層特性相匹配的鉆井液，加強(qiáng)鉆井工藝技術(shù)措施及靜控工作，防止井下復(fù)雜事故的發(fā)生；(3)提高測井一次成功率，縮短完井時間；(4)加強(qiáng)管理，降低機(jī)修、組停、輔助工作和其它非生產(chǎn)時間。435、搞好中途測試6、搞好井控，防止井噴漏對油氣層的損害7、鉆進(jìn)多套壓力層系地層所采用的保護(hù)油氣層鉆井技術(shù) 采用中途測試，可以在鉆井過程中早期及時發(fā)現(xiàn)油氣層，準(zhǔn)確認(rèn)識油氣層的特性，正確評價油氣層的產(chǎn)能。鉆井過程一旦發(fā)生井噴就會誘發(fā)大量油氣層潛在損害因素；井漏會使大量鉆井液進(jìn)入油氣層，

26、造成固相堵塞。447、調(diào)整井保護(hù)油氣層鉆井技術(shù)(1)損害原因a、多壓力層系；b、地層孔隙壓力、滲透率、孔隙度、巖石組成與結(jié)構(gòu)均已發(fā)生變化；c、油氣水分布發(fā)生變化，相滲透率也隨之而改變。(2)保護(hù)技術(shù)a、搞清井區(qū)地層孔隙壓力、建立孔隙壓力和破裂壓力曲線；b、對于裸眼井段均為低壓層的井，應(yīng)按地層壓力系數(shù)，優(yōu)選相應(yīng)類別的低密度鉆井液，實現(xiàn)近平衡壓力鉆井、或預(yù)先在鉆井液中加解堵的堵漏劑來防漏。c、如裸眼井段為多壓力層系、高壓層是長期注水引起的，則應(yīng)在鉆調(diào)整井之前進(jìn)行泄壓。如個別地層壓力極高，可預(yù)先打泄壓井。d、如高壓層是原始高壓層，且裸眼井段是多壓力層系，則應(yīng)通過合理井身結(jié)構(gòu)來解決。45第二節(jié) 保護(hù)油

27、氣層的固井技術(shù)一、固井質(zhì)量與保護(hù)油氣層之間的關(guān)系 1、環(huán)空封固質(zhì)量不好，不同壓力系統(tǒng)的油氣水層相互干擾和竄流，易誘發(fā)油氣層潛在損害因素。2、環(huán)空封固質(zhì)量不好，當(dāng)油井進(jìn)行增產(chǎn)作業(yè)、注水、熱采等作業(yè)時，各種工作液就會在井下各層中竄流，對油氣層產(chǎn)生損害。3、環(huán)空封固質(zhì)量不好，會使油氣上竄至非產(chǎn)層，引起油氣資源損失；4、固井質(zhì)量不好，易發(fā)生套管損壞和腐蝕，引起油氣水互竄，造成對油氣層損害。46二、固井質(zhì)量對保護(hù)油氣層損害原因分析 1、固相顆粒堵塞；2、水泥漿濾液與儲層巖石和流體作用而引起的損害(水泥漿濾液通常很大)(1)水泥與水發(fā)生水化反應(yīng)時在濾液中形成大量Ca2+、Mg2+、Fg2+、 OH- 、C

28、O32-等離子，可與地層離子作用形成無機(jī)垢， OH-會誘發(fā)堿敏的發(fā)生。(2)發(fā)生水鎖、乳化堵塞；(3)濾液含表面活性劑時可引起巖石潤濕反轉(zhuǎn)。3、水泥漿中無機(jī)鹽結(jié)晶沉淀對油氣層的損害。47 1、提高固井質(zhì)量改善水泥漿性能。依據(jù)地層孔隙壓力和破裂壓力，選用水泥漿密度，控制合理壓差，嚴(yán)防固井過程發(fā)生油氣侵和井漏。提高頂替效率。防止水泥漿失重引起環(huán)空竄流。推廣應(yīng)用注水泥計算機(jī)輔助設(shè)計軟件。2、降低水泥漿濾失量為了減少水泥漿固相顆粒及濾液對油氣層的損害，需在水泥漿中加入降濾失劑，控制濾失量小于250ml。3、采用屏蔽暫堵鉆井液技術(shù)三、保護(hù)油氣層的固井技術(shù)48第六章 保護(hù)油氣層的鉆井液完井液技術(shù)第一節(jié) 保

29、護(hù)油氣層的鉆井液技術(shù)一、保護(hù)油氣層對鉆井液的要求1、鉆井液密度可調(diào)，滿足不同壓力油氣層近平衡壓力鉆井的需要2、降低鉆井液中固相顆粒對油氣層的損害 依據(jù)所鉆油氣層的孔喉直徑，選擇匹配的固相顆粒尺寸大小、級配和數(shù)量，用以減少固相侵入油氣層的數(shù)量與深度。還可以根據(jù)油氣層特性選用暫堵劑，在油井投產(chǎn)時再進(jìn)行解堵。對于固相顆粒堵塞會造成油氣層嚴(yán)重?fù)p害且不易解堵的井，鉆開油氣層時，應(yīng)盡可能采用無固相或無膨潤土鉆井液。3、鉆井液必須與油氣層巖石相配伍 中、強(qiáng)水敏性油氣層應(yīng)采用強(qiáng)抑制性鉆井液。對于鹽敏性油氣層，鉆井液的礦化度應(yīng)控制在兩個臨界礦化度之間。對于堿敏性油氣層，鉆井液的pH值應(yīng)盡可能控制在78;如需調(diào)控

30、pH值，最好不用燒堿作為堿度控制劑。對于非酸敏油氣層，可選用酸溶處理劑或暫堵劑。對于速敏性油氣層，應(yīng)盡量降低壓差和嚴(yán)防井漏。采用油基或油包水鉆井液、水包油鉆井液時，最好選用非離子型乳化劑，以免發(fā)生潤濕反轉(zhuǎn)等。4、鉆井液濾液組分必須與油氣層中流體相配伍 應(yīng)考慮的因素：濾液中所含的無機(jī)離子和處理劑不與地層中流體發(fā)生沉淀反應(yīng)；濾液與地層中流體不發(fā)生乳化堵塞作用；濾液表面張力低，以防發(fā)生水鎖作用；濾液中所含細(xì)菌在油氣層所處環(huán)境中不會繁殖生長。5、鉆井液的組成與性能都能滿足保護(hù)油氣層的需要49二、鉆開油氣層的鉆井液類型50三、屏蔽暫堵保護(hù)油氣層技術(shù)1、技術(shù)構(gòu)思2、技術(shù)要求(1)測定油氣層孔喉分布曲線及孔

31、喉的平均直徑； (2)按1/22/3孔喉直徑選擇架橋粒子的顆粒尺寸，使其在鉆井液中的含量大于3%；(3)按顆粒直徑小于架橋粒子(約1/4孔喉直徑)選用充填粒子，其加量大于1.5%；(4)加入可變形的粒子如：SAS、氧化瀝青、石蠟、樹脂等，加量一般為12%，粒經(jīng)與充填粒子相當(dāng)。變形粒子的軟化點與油氣層溫度相適應(yīng)。3、實施方案 油氣層孔喉大小及分布研究屏蔽暫堵技術(shù)室內(nèi)研究提出現(xiàn)場實施方案，進(jìn)行現(xiàn)場試驗收集試油、開采資料，綜合分析評價技術(shù)經(jīng)濟(jì)效益推廣應(yīng)用?，F(xiàn)場實施方案：a、進(jìn)入油氣層前處理鉆井液，并測定鉆井液的粒經(jīng)分布；b、進(jìn)入油氣層前加入各種暫堵劑；c、進(jìn)入油氣層后檢測鉆井液中的顆粒粒經(jīng)，并視情況

32、補(bǔ)加暫堵劑；d、加入暫堵劑后，停止使用能清除暫堵劑的地面固控設(shè)備。51第二節(jié) 保護(hù)油氣層的射孔液技術(shù)一、對射孔液的基本要求1、保證與油氣層巖石和流體相配伍2、防止射孔作業(yè)過程中和射孔后的后續(xù)作業(yè)過程中，對油氣層不造成損害3、滿足射孔和后續(xù)作業(yè)的要求，即應(yīng)具有一定密度、具備壓井條件4、應(yīng)具有適當(dāng)?shù)牧髯冃?，以滿足循環(huán)清洗炮眼的要求二、射孔液種類1、無固相清潔鹽水2、陽離子聚合物粘土穩(wěn)定劑射孔液3、無固相聚合物鹽水射孔液4、暫堵型聚合物射孔液5、油基射孔液6、酸基射孔液52第七章 保護(hù)油氣層的完井技術(shù)第一節(jié) 射孔完井的保護(hù)油氣層技術(shù)一、射孔對油氣層的損害分析1、成孔過程對油氣層的損害2、射孔參數(shù)不合

33、理或油氣層打開程度不完善對油氣層的損害3、射孔壓差不當(dāng)對油氣層的損害4、射孔液對油氣層的損害53二、保護(hù)油氣層的射孔完井技術(shù)1、正壓差射孔的保護(hù)油氣層技術(shù)(1)采用與油氣層相配伍的無固相射孔液(2)控制正壓差不超過2MPa2、負(fù)壓差射孔的保護(hù)油氣層技術(shù)(1)采用與油氣層相配伍的無固相射孔液(2)科學(xué)合理地確定負(fù)壓差值3、合理負(fù)壓差值的確定(1)若負(fù)壓差值偏低，便不能保證孔眼完全清潔暢通(2)合理負(fù)壓差值的計算a、若油氣層沒有出砂歷史，則Prec=0.2Pmin +0.8Pmax 若油氣層有出砂歷史，則Prec=0.8Pmin +0.2Pmaxb、根據(jù)油氣層滲透率確定最小負(fù)壓差值Pmin54c、

34、根據(jù)油氣層的聲波時差，確定最大負(fù)壓差值Pmax Pmax(氣井)=33.095-0.0524DTas Pmax(油井)=24.132-0.0399DTas 若聲波時差DTas 300s/m時，Pmax=0.8套管抗擠毀壓力4、射孔液的合理選擇、設(shè)計5、射孔參數(shù)優(yōu)化設(shè)計551、割縫襯管防砂保護(hù)油氣層技術(shù)2、礫石充填防砂護(hù)油氣層技術(shù)(1)礫石質(zhì)量要求(2)礫石充填液對油氣層的影響及其保護(hù)技術(shù)第二節(jié) 防砂完井的保護(hù)油氣層技術(shù)一、油層出砂機(jī)理二、保護(hù)油氣層的防砂完井技術(shù)56第三節(jié) 完井方法的優(yōu)選一、根據(jù)油氣藏類型選擇二、根據(jù)油氣層特性選擇三、工程技術(shù)及措施要求57油田開發(fā)生產(chǎn)過程中的保護(hù)油氣層技術(shù)石油

35、大學(xué)(華東)石油工程系58目 錄第一節(jié) 概述第二節(jié) 采油生產(chǎn)中的油層保護(hù)技術(shù)第三節(jié) 注水中的保護(hù)油層技術(shù)第四節(jié) 酸化作業(yè)中的保護(hù)油氣層技術(shù)第五節(jié) 壓裂作業(yè)中的保護(hù)油氣層技術(shù)第六節(jié) 修井作業(yè)中的保護(hù)油氣層技術(shù)第七節(jié) 提高采收率中的保護(hù)油氣層技術(shù)專題一：油水井儲層損害診斷技術(shù)一、油水井儲層損害的礦場診斷技術(shù)二、根據(jù)建立的數(shù)學(xué)模型診斷油氣層損害程度和類型專題二：油氣層敏感性的預(yù)測技術(shù)專題三：油氣層損害機(jī)理的經(jīng)驗分析專題四：保護(hù)油氣層的防砂技術(shù)59第一節(jié) 概述一、油田開發(fā)生產(chǎn)過程中的保護(hù)油氣層技術(shù)的重要性1、重要性 如：冀東油田高94-1井1993年內(nèi)采用高密度壓井液進(jìn)行多次作業(yè)，使近井地層堵塞損害十

36、分嚴(yán)重，后來采用CY-3解堵劑進(jìn)行解堵作業(yè)，才恢復(fù)了日產(chǎn)56噸的產(chǎn)量。 防止地層損害，保護(hù)油層是穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)，實現(xiàn)少投入多產(chǎn)出、獲得較好經(jīng)濟(jì)效益的重要措施之一。2、油田開發(fā)生產(chǎn)中油層損害的特點 油田一旦投入生產(chǎn)，油層壓力、溫度及其儲滲特性都在不斷發(fā)生變法，這種變法過程主要表現(xiàn)在：(1)油層巖石的儲、滲空間不斷改變。(2)巖石的潤濕性不斷改變或潤濕反轉(zhuǎn)。(3)油層的水動力學(xué)場(壓力、地應(yīng)力、天然驅(qū)動能量)、溫度場不斷破壞和不斷重新平衡。 因此，油田開發(fā)生產(chǎn)中油層損害的特點為：60(1)損害周期長。(2)損害范圍寬。(3)損害更具復(fù)雜性。(4)損害更具疊加性。61二、油田開發(fā)生產(chǎn)中保護(hù)油氣層研究的思

37、路及內(nèi)容62保護(hù)油層室內(nèi)評價研究程序框圖63第二節(jié) 采油生產(chǎn)中的油層保護(hù)技術(shù)一、采油生產(chǎn)中的油層損害因素分析1、生產(chǎn)壓差不合理 易引起速敏性損害。 流體流速是控制微粒在孔隙基質(zhì)中運(yùn)動的主要參數(shù)。2、結(jié)垢堵塞(1)無機(jī)垢堵塞采油過程中形成垢的類型：鈣的硫酸鹽(石膏和硬石膏)、鈣的碳酸鹽(方解石)、鋇的硫酸鹽(重晶石)、鍶的硫酸鹽(天青石)及鈉的氯化物等構(gòu)成。形成垢的主要原因：流體向井底流動時流體壓力降低而引起的，或者是由于注入水與地層流體不配伍，當(dāng)注入水突破時由于注入水與地層水在油井附近充分混合而引起，系統(tǒng)壓力降低更加劇了鹽垢的形成。對注水開發(fā)油田，如果注入水與地層不配伍，結(jié)垢將不僅出現(xiàn)在采油井

38、近井地層。從注水井到見水油井的注水地層運(yùn)移帶上，垢的形成與分別狀況十分復(fù)雜。64結(jié)垢大多分布在水洗明顯層位的大孔隙、微裂縫部位和孔壁上，以充填、孔壁寄生的晶簇、晶芽與粘土礦物伴生的團(tuán)塊形式存在。(2)有機(jī)垢堵塞類型：石蠟、瀝青質(zhì)。一般來說，原油含蠟量高的是生產(chǎn)稀油的井、出砂井或油井見水后其結(jié)蠟就嚴(yán)重，在影響石蠟沉積的諸因素中，溫度是最主要的因素。隨溫度降低，石蠟的溶解度下降，析蠟愈多。如果原油中的輕質(zhì)餾分愈多，則蠟的結(jié)晶溫度就愈低，就愈不易析蠟。瀝青質(zhì)沉積后很難解除，一般酸化無效果，而且會加劇瀝青質(zhì)沉積。一般注CO2混相驅(qū)、酸化解堵、注入不適宜的有機(jī)化合物如乙醇等都將引起嚴(yán)重的瀝青質(zhì)沉積，堵塞

39、近井地層。引起瀝青質(zhì)沉積的主要因素是壓力、其次為溫度。3、脫氣 當(dāng)原油脫氣很少，氣泡之間并未連通為連續(xù)相之前，孔喉處氣泡很容易“氣鎖”，只不過隨流體壓力降低，氣體析出量增多，其體積膨脹，氣體容易成為連續(xù)相，這種暫時“氣鎖”損害逐漸自動解除。654、出砂地層出砂同時伴隨著地層孔隙不同程度的堵塞。 采油過程中油井出砂的因素一般可歸納為：(1)流體向井流動采油速度與砂巖的膠結(jié)程度是決定產(chǎn)砂量大小的關(guān)鍵參數(shù)。(2)地質(zhì)因素(3)生產(chǎn)速度使骨架砂變?yōu)樽杂缮耙苿拥乃俣确Q為臨界生產(chǎn)速度。(4)膠結(jié)方式以硅質(zhì)膠結(jié)的強(qiáng)度最大，碳酸鹽膠結(jié)次之，粘土膠結(jié)最差。易出砂的砂巖油層主要以接觸膠結(jié)為主，其膠結(jié)物少，而且其中

40、含有粘土膠結(jié)物。66(5)多相流動總的來說，液體滲流而產(chǎn)生的拖力是油井出砂的主要因素。在其它條件相同時，生產(chǎn)壓差越高，流體粘度越大，越容易出砂；在同樣的生產(chǎn)壓差下，地層是否容易出砂還取決于建立生產(chǎn)壓差的方式，緩慢的方式建立將不容易出砂。二、采油生產(chǎn)中的保護(hù)油層技術(shù)1、技術(shù)思路672、合理確定采油工作制度683、保持地層壓力開采 優(yōu)點：可延緩或減少原油中的溶解氣的逸出；對結(jié)垢、析蠟有抑制作用；減輕出砂趨勢。4、采油生產(chǎn)中油層損害的防治a.防砂(機(jī)械防砂、化學(xué)防砂)化學(xué)防砂包括人工膠結(jié)砂和人工井壁防砂方法。b.防無機(jī)垢近井地層無機(jī)垢的防止一般采用擠注化學(xué)抑制劑的方法，對已發(fā)生結(jié)垢堵塞的情況還必須注

41、清垢劑解除堵塞。c.防治有機(jī)垢防止有機(jī)垢在地層孔隙的堆積，關(guān)鍵在于維持較高的地層壓力和溫度；防止有機(jī)垢在井筒或管線設(shè)備的沉積一般有油管內(nèi)襯(如玻璃襯里)和涂料油管，也可在油流中加入防蠟抑制劑。 清蠟方法有機(jī)械清蠟和熱力清蠟(包括熱洗、熱油循環(huán)、電熱清蠟、熱化學(xué)清蠟)或用熱酸處理；用于地層內(nèi)的清蠟方法有化學(xué)清蠟或熱酸處理法。 清除瀝青質(zhì)的沉積一般采用甲苯或甲苯和助溶劑進(jìn)行解堵處理。69三、油井中儲層損害的診斷及解堵處理技術(shù)1、儲層損害診斷的意義在前面我們已知道，油田開發(fā)生產(chǎn)過程是儲層發(fā)生動態(tài)變化的過程，也是儲層可能產(chǎn)生損害的過程，因此，在開發(fā)生產(chǎn)過程中，對儲層進(jìn)行保護(hù)和對已損害的儲層進(jìn)行解堵是“

42、增儲上產(chǎn)”的重要措施。目前，各老油田的采油井和注水井皆因各種原因發(fā)生了不同類型的損害，甚至許多油井已停產(chǎn)，給油田帶來了巨大的經(jīng)濟(jì)損失，因此，如何治理這些已停產(chǎn)的井，保護(hù)面臨停產(chǎn)的井、延長它們的生產(chǎn)壽命是擺在我們面前的首要任務(wù)。當(dāng)然，要科學(xué)地治理已停產(chǎn)的井，我們必須搞清這些井停產(chǎn)的原因是什么？然后才能針對該原因采取相應(yīng)的治理措施，如果是因為儲層損害而導(dǎo)致的油氣流動通道堵塞，我們必須進(jìn)行解堵措施處理。同樣，要延長生產(chǎn)井的使用壽命，應(yīng)該在預(yù)測儲層損害的基礎(chǔ)上采取相應(yīng)的保護(hù)措施。目前，我國已發(fā)展了解除不同儲層堵塞的處理措施，但在具體選擇這些措施時卻存在較大的盲目性，給施工效果帶來較大的影響，因此，為提

43、高施工效果和增加油田產(chǎn)量，也必須進(jìn)行儲層損害診斷。702、解堵技術(shù)介紹濃縮酸、低傷害濃縮酸技術(shù) 這是近年來發(fā)展起來的一項新技術(shù)。該技術(shù)使用磷酸作為酸化液中的主液，因其酸性相對較弱，酸巖反應(yīng)速度較慢（比土酸慢10倍左右），故能進(jìn)行深部酸化；低傷害濃縮酸在溶蝕泥質(zhì)的同時，又能避免Fe(OH)3、CaF2沉淀的大量生成，對地層的傷害極小。水力振蕩解堵技術(shù) 這項技術(shù)也是近年來發(fā)展起來的一項新技術(shù)。它主要是利用水力產(chǎn)生的振蕩波清除近井地帶的機(jī)械雜質(zhì)、鉆井泥漿、瀝青膠質(zhì)沉積等，并能形成不閉合的裂縫，改變原油結(jié)構(gòu)，降低其粘度，加快原油向井底的流動速度。該項技術(shù)主要用于解除近井地帶的堵塞。其特點是：施工簡單、

44、成本低廉、不傷害油層。合成酸酸化技術(shù) 這也是一種新型的深部酸化工藝。利用甲醛和鹵鹽的復(fù)合反應(yīng)在地層內(nèi)生成鹽酸或氫氟酸，從而達(dá)到深部酸化的目的。該技術(shù)適用于巖性致密、裂縫不發(fā)育、或堵塞半徑較大的油水井，1990年至1992年應(yīng)用比較多，效果也不錯。但它無法避免二次沉淀的生成，目前已逐漸被淘汰。71HJ-1堿性解堵技術(shù) 它是目前解除泥漿中重晶石污染唯一有效的解堵劑。重晶石中的主要成分是BaSO4，該解堵劑的主要成分為一種鋇離子螯合劑，它使不溶于水、酸的BaSO4中的Ba2+不斷被螯合劑螯合最后變成溶液，從而達(dá)到解除重晶石堵塞的目的。該解堵劑還有較強(qiáng)的溶解SO42-垢的能力，因此可解除含BaSO4、

45、CaSO4、CrSO4等的垢。CY-3解堵技術(shù) 能明顯降低水的表、界面張力，對油污有較強(qiáng)的清洗能力，能解除鉆井泥漿濾失、修井作業(yè)中的壓井液、洗井液等入井液、地層水等產(chǎn)生的水鎖堵塞和乳化堵塞，還能解除一些酸不溶物及油污等堵塞。CY-5解堵技術(shù) 能解除鉆井液聚合物膠體微粒在地層中產(chǎn)生的堵塞，還能解除Ca2+、Mg2+、Fe2+等離子形成的鹽垢、腐蝕產(chǎn)物、碳酸鹽，以及細(xì)菌菌體等堵塞物。CY-6解堵技術(shù) 適用于油井，對設(shè)備無腐蝕。對井筒套管及近井地帶地層形成的蠟堵，膠質(zhì)瀝青堵塞有較強(qiáng)的溶解作用。根據(jù)堵塞物程度和類型的不同，適當(dāng)調(diào)整配方，可以提高解堵效果。72定向爆破技術(shù)循環(huán)脈沖解堵技術(shù)3、解堵技術(shù)的選

46、擇方法根據(jù)儲層損害的類型和程度來選擇 對于初期產(chǎn)量較好，后因壓井、洗井、檢泵或其它措施引起近井地帶損害程度較輕的井，可采用水力振蕩、土酸加35%互溶劑的辦法來處理。 對于儲層的深部堵塞，或近井地帶污染較為嚴(yán)重的井，以及地層本身滲透率較低的井，可采用低傷害酸以達(dá)到深部酸化處理的目的。對于某些井生產(chǎn)潛力較大，但正常生產(chǎn)時日產(chǎn)卻比較低，或補(bǔ)孔換層后仍不出的井可用1215%HCl為前置液，1517%低傷害酸為主處理液來進(jìn)行處理。此外，還可以采取其它的解堵措施（如：高能氣體壓裂等）。根據(jù)巖性特征來選擇 對于灰質(zhì)含量較高、泥質(zhì)含量較低的井可采用濃縮酸來解堵；對于灰質(zhì)含量和泥質(zhì)含量都較高的井可采用1215%

47、HCl為前置液，1517%低傷害酸來處理，因為低傷害酸可避免二次沉淀的生成。73根據(jù)儲層類型來選擇 采用酸化方法來解除儲層損害，其成敗在于事前確定儲層損害的類型。從前述也可以看出，各種解堵技術(shù)適用于解除不同的儲層損害情況，如HJ-1堿性解堵技術(shù)適用于解除重晶石堵塞（即：鉆井泥漿導(dǎo)致的儲層損害），而有機(jī)質(zhì)（如：石蠟、瀝青質(zhì)和乳狀液等）堵塞適用于選擇稠油解堵劑。4、應(yīng)用實例 應(yīng)用儲層損害診斷軟件分別在勝利、大港和江蘇油田進(jìn)行了儲層損害診斷，其結(jié)果如下。74在渤南油田各油井損害類型和程度診斷的應(yīng)用表75在渤南油田各油井解堵措施與效果表76第三節(jié) 注水中的保護(hù)油層技術(shù)一、注水中油層損害因素分析(一)地

48、層巖石特性1、敏感性礦物的含量及產(chǎn)狀2、巖石的儲滲空間物性(二)地層流體特性1、地層水的性質(zhì) 包括礦化度、陽離子成分、陰離子成分、水型。2、原油性質(zhì) 包括密度、相對密度、壓縮系數(shù)、原油粘度、體積系數(shù)、凝固點、含硫量、含膠質(zhì)量、含瀝青量、含蠟量以及其它雜質(zhì)含量。3、天然氣性質(zhì)771、注入水與地層巖石不配伍(1)水敏損害(2)機(jī)雜堵塞(3)注入水造成巖石表面潤濕性反轉(zhuǎn)2、注入水與地層流體不配伍(1)結(jié)垢78(2)注入水與地層原油生成乳狀液 乳化液滴損害的主要形式有液鎖和吸附。(3)注入水引起的細(xì)菌堵塞(4)注入水中的溶解氣引起的損害3、注入水損害因素的相互影響(1)細(xì)菌的存在增加懸浮物顆粒含量并增

49、大顆粒粒徑(2)水中微生物的生長和繁殖將會加劇結(jié)晶和沉淀的作用(3)較低的pH值可抑制結(jié)晶的產(chǎn)生(4)含機(jī)械雜質(zhì)及殘余油的油田污水進(jìn)入回注系統(tǒng)，給細(xì)菌提供了很好的營養(yǎng)源，加速細(xì)菌反應(yīng)。(5)較低的注入速度有利于細(xì)菌繁殖及垢的生成，較高的注水速度導(dǎo)致微粒運(yùn)移，并加速腐蝕反映。(6)油滴和懸浮物能大量吸附化學(xué)劑，降低化學(xué)劑的效果。79(四)不合理的工作制度造成的損害1、注水強(qiáng)度過大引起的速敏損害2、其它不當(dāng)操作引起的損害 如：作業(yè)時，因壓井液侵入注水層段而造成的損害；注水井酸化措施不當(dāng)，破壞了骨架結(jié)構(gòu)或生成沉淀物，造成地層的二次損害；未按規(guī)定程序洗井、井筒不清潔，從而使井筒中的污物隨注入水進(jìn)入地層

50、。二、注水中的儲層損害實例1、在江蘇油田，目前的注入水水質(zhì)普遍不達(dá)標(biāo)，關(guān)鍵在污水含油、機(jī)雜、細(xì)菌、CO2等。2、注水井的洗井制度不能保證實施，即使洗井也無法保證泵口、井口、出口水質(zhì)一致(如江蘇、大港油田等)。3、江蘇富民油田由于電力緊張的影響，使注水壓力無法平穩(wěn)。4、江蘇富民油田注水有效率很低，長期注水的目的層卻由于種種原因注不進(jìn)去，擬進(jìn)行分層注水又由于封隔器質(zhì)量問題或水質(zhì)問題或壓力波動大的問題而無法得以實施。5、江蘇富民油田注水結(jié)垢問題也同樣嚴(yán)重，需進(jìn)一步研究。806、江蘇油田未建立合理的注入水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)和工藝條件。7、江蘇富民油田污水回注系統(tǒng)的腐蝕嚴(yán)重，包括細(xì)菌問題，但具體原因有待進(jìn)一步分析

51、研究。8、在注水過程中，有一半的注水管線內(nèi)部結(jié)垢，內(nèi)徑變小。9、在注水過程中，單方向突進(jìn)嚴(yán)重。10、在采油過程中，生產(chǎn)壓差建立得太快，引起出砂和微粒運(yùn)移等。三、注水中的保護(hù)油氣層技術(shù)(一)注水中保護(hù)油氣層技術(shù)的思路81(二)水質(zhì)和水質(zhì)保障體系1、水源水的選擇2、確定注入水水質(zhì)我國石油工業(yè)不同時期注入水水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)計表一般注入水應(yīng)滿足以下要求：(1)機(jī)雜含量及其粒徑不堵塞喉道；(2)注入水中的溶解氣、細(xì)菌等造成的腐蝕產(chǎn)物、沉淀不造成油層堵塞；(3)與油層水相配伍；(4)與油層的巖石和原油相配伍。切忌用一種水質(zhì)標(biāo)準(zhǔn)來對不同類型油層的注入水水質(zhì)進(jìn)行對比評價。3、水質(zhì)保證體系概念設(shè)計1) 水質(zhì)保證體系的

52、設(shè)計原則(1)水處理流程和設(shè)備能滿足本區(qū)塊的注入水水質(zhì)處理的要求；(2)能滿足注入水開發(fā)期水源水(淡水、清污回注水、污水)變化的要求；82(3)體系運(yùn)行穩(wěn)定、操作維護(hù)簡單、經(jīng)濟(jì)實用；(4)注水管理系統(tǒng)完整、水質(zhì)檢測規(guī)范。2) 水質(zhì)保證體系的組成(三)合理工作制度的確定1、注水強(qiáng)度的計算 Q 1.8310-3QcA = H Dc2c 式中：A=0.7(dh)0.3r(rh12)0.5SPcSe，表示射孔井單位射開厚度的流動面積，cm2； Qc實驗巖心臨界流速Vc對應(yīng)的臨界流量，cm3/min； Q某一注水井的臨界注水量，m3/d； Dc實驗用巖心直徑，cm； H射開油層厚度，m； d射開孔眼直徑

53、，cm；83 r射開孔眼半徑，cm； h射開孔眼底部圓柱形部長度，cm； h12射開孔眼底部錐形部長度，cm； SPc每米射孔數(shù)目； Se發(fā)射率； 油層孔隙度； c巖心孔隙度。2、注水壓力的確定注水壓力應(yīng)在地層的真實破裂壓力以下進(jìn)行。3、正確選用各類處理劑四、在水井中儲層損害的診斷及處理技術(shù)1、增注措施的選擇原理 根據(jù)各種解堵技術(shù)的不同增注原理，我們必須根據(jù)水井油氣層被損害的情況選擇相應(yīng)的增注處理技術(shù)。84第四節(jié) 酸化作業(yè)中的保護(hù)油氣層技術(shù)一、酸化作業(yè)中的油層損害因素1、酸液與油層流體不配伍(1) 酸液與油層原油不配伍當(dāng)酸液與油層流體接觸時，主要存在兩種損害機(jī)理，即剛性膜乳狀液的形成以及瀝青稀

54、淤泥的沉積。原油的分類：石蠟基原油和瀝青質(zhì)原油(根據(jù)原油重質(zhì)組分的特性)。 人們稱酸處理作業(yè)中由原油與酸接觸而產(chǎn)生的瀝青稀淤泥為酸渣。酸渣一旦產(chǎn)生，會對油層帶來永久性損害，很難消除。瀝青稀淤泥主要發(fā)生在API重度不小于27、瀝青稀含量不大于3%(質(zhì)量分?jǐn)?shù))的原油中。影響酸渣形成的主要因素為：使用鹽酸：增加鹽酸的強(qiáng)度會加劇酸渣的形成。因此，當(dāng)存在瀝青質(zhì)原油時，決不能使用濃度為28%以上的鹽酸。酸中含鐵：含鐵離子尤其是三價鐵離子的酸會加劇酸渣的形成。使用土酸：土酸造成的瀝青稀淤泥沉積問題比鹽酸還要嚴(yán)重。低表面張力液體的使用：85不配伍的酸液添加劑： Houchin等人的研究證明：API重度不小于2

55、2，瀝青稀含量不小于4%的原油一般會形成剛性膜乳狀液。(2) 酸液與地層水不配伍2、酸液與油層巖石不配伍1)酸液與油層礦物反應(yīng)產(chǎn)生二次沉淀；2)酸液的沖刷與溶解作用造成微粒運(yùn)移；3)酸化產(chǎn)生水鎖和巖石潤濕性改變。3、添加劑選擇不當(dāng)4、酸化設(shè)計、施工不當(dāng)(1)施工參數(shù)選擇不當(dāng) 酸化施工參數(shù)包括酸濃度、施工泵壓、施工排量、酸液用量等。(2)施工中的油層損害86二、酸化過程中的儲層損害實例1、酸化處理增產(chǎn)的效果很明顯。從這方面來看，在鉆井、完井中存在油層損害。2、對酸液與地層巖石配伍性研究較多，而酸液與儲層流體的配伍性及酸化工藝研究較少。3、各類酸對各類儲層的酸化效果尚需進(jìn)一步研究。4、由于地層壓力

56、系數(shù)較低，使殘酸返排未能達(dá)到滿意效果，殘酸返排是困擾江蘇石油勘探局油井酸化施工的一大難題。5、酸化配方及與儲層和井內(nèi)各種流體配伍，及選井等方面的研究工作還不夠，故對酸化效果無法預(yù)測，造成酸化施工過程中的盲目性。三、酸化作業(yè)中的保護(hù)油氣層技術(shù)1、基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的錄取2、油層損害的判斷3、正確選擇酸液4、優(yōu)選酸液添加劑 粘土穩(wěn)定劑、助排劑、絡(luò)合劑、還原劑、緩蝕劑、表面活性劑、抗淤渣劑、互溶劑。875、優(yōu)選施工參數(shù) 注入壓力或速度、注酸量、后置液、排液速度。6、施工中的質(zhì)量保證第五節(jié) 壓裂作業(yè)中的保護(hù)油氣層技術(shù)一、壓裂作業(yè)中的油層損害因素分析1、壓裂液與地層流體不配伍(1)壓裂液與原油不配伍(2)壓裂液與

57、地層水不配伍2、壓裂液與地層巖石不配伍3、壓裂液對支撐裂縫導(dǎo)流能力的損害1)壓裂液濃縮對支撐裂縫導(dǎo)流能力的損害2)壓裂液殘渣對支撐裂縫導(dǎo)流能力的損害3)壓裂劑對支撐裂縫導(dǎo)流能力的損害88三、壓裂作業(yè)中的保護(hù)油氣層技術(shù)1、基礎(chǔ)數(shù)據(jù)的錄取2、優(yōu)選壓裂液體系 水基壓裂液、油基壓裂液、泡沫壓裂液、乳化壓裂液3、優(yōu)選壓裂液添加劑 降濾失添加劑、粘土穩(wěn)定劑、破乳劑、助排劑、破膠劑。4、支撐劑的選擇 支撐劑強(qiáng)度、顆粒大小及分布、品質(zhì)(純度與雜質(zhì)含量)、圓度和球度、支撐劑密度。5、優(yōu)選施工 施工參數(shù)的優(yōu)化、精心組織施工、選擇排液措施。89第六節(jié) 修井作業(yè)中的保護(hù)油氣層技術(shù)一、修井作業(yè)中的油層損害1、修井入井液

58、對油層的損害因素分析1)修井入井液中固體微粒侵入損害2)修井入井液與油層及地下流體不配伍損害3)微生物損害2、修井作業(yè)技術(shù)措施不當(dāng)對油層的損害二、保護(hù)油層優(yōu)質(zhì)修井選擇1、優(yōu)選化學(xué)添加劑2、控制懸浮固體顆粒粒徑和數(shù)量3、控制密度指標(biāo) 循環(huán)洗井、沖砂液的密度應(yīng)不大于1g/cm3，壓井液密度應(yīng)為作業(yè)區(qū)域地層壓力再附加10%20%。4、控制濾失量到最低程度905、控制一定的pH值在臨界pH值以下。6、含鹽量的控制在兩個臨界鹽度值范圍內(nèi)。7、熱穩(wěn)定性好、無腐蝕作用。三、不壓井作業(yè)技術(shù)1、不壓井作業(yè)技術(shù)概況2、自噴井不壓井作業(yè)技術(shù)3、抽油機(jī)井不壓井作業(yè)技術(shù)4、注水井不壓井不放噴作業(yè)技術(shù)第七節(jié) 提高采收率中

59、的保護(hù)油氣層技術(shù)一、注蒸汽采油中的保護(hù)油氣層技術(shù)1、損害因素分析(1)高溫下水化學(xué)反應(yīng)(2)粘土膨脹(3)微粒運(yùn)移91(4)出砂引起的油層損害(5)瀝青質(zhì)沉積造成的損害(6)乳化造成的損害2、保護(hù)油層技術(shù)(1)控制注入速度(2)控制注入蒸汽的pH值(3)完井防砂(4)必要的添加劑(5)清除機(jī)械雜質(zhì)二、化學(xué)驅(qū)油中的保護(hù)油氣層技術(shù)1、損害因素分析(1)聚合物引起的油層損害(2)堿劑引起的油層損害(3)表面活性劑引起的油層損害92專題一：油水井儲層損害診斷技術(shù)一、油水井儲層損害的礦場診斷技術(shù)1、利用生產(chǎn)數(shù)據(jù)診斷儲層損害和進(jìn)行產(chǎn)能計算(1)表皮系數(shù)的計算 利用現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)診斷油層損害程度進(jìn)行了研究。

60、在采油過程中，油井的采油指數(shù)可定義為： q0=J(pe-pwf) 式中：q0產(chǎn)油量，m3/d； J采油指數(shù)，m3/d/MPa； pe地層壓力，MPa； pwf井底流壓，MPa。 通過穩(wěn)定試井資料可對表皮系數(shù)進(jìn)行估算，其計算式如下： K re 3 S=( -1)ln()- rw 4 93式中：K巖心分析油測定的該井地層滲透率，m2； 油井附近損害的平均滲透率，m2,由穩(wěn)定試井測出，即： qBln(re/rw)-3/4 =1.84210-3 (P-Pwf)h 式中：q產(chǎn)油量，m3/d； 原油的粘度，mPa.s； B原油體積系數(shù)； re泄油半徑，m； rw 井眼半徑，m； P地層壓力，MPa； pw