低渗透油藏开发过程中的油层保护

1、低渗透油藏开发过程中的保护油气层技术 第一节第一节 概述概述第二节第二节 开发过程中的油气层损害因素开发过程中的油气层损害因素第三节第三节 开发过程中的油气层保护技术开发过程中的油气层保护技术第一节 概述我国低渗透油气层保护技术的进展1.油气层保护工作成为低渗透油田开发的一个系统工程；2.研究出具有国际先进水平的保护油气层技术；已研究出大量适合自己油田且具有国际先进水平的同类技术，如负压射孔技术和洞穿水力射孔技术。3.建立了油气层损害和控制智能化计算机软件系统。通过大量的室内敏感性实验研究和机理研究以及现场试验，了解各油田的储层性质，逐步形成包括油气层损害的识别、诊断、评价、预防以及处理的保护

2、油气层配套技术，建立了油气层损害与控制智能化计算机软件系统，判识的结论具有较高的精确度，省时、省力，省资金。第二节 开发过程中的油气层损害因素分析根据低渗透油藏的特点，损害机理分为四种：外来流体与储层岩石矿物不配伍造成的损害（水敏）；外来流体与储层流体不配伍造成的储层损害（结垢）；固相颗粒堵塞引起的储层损害（固相堵塞）；毛细现象造成的储层损害（水锁）；一、水敏损害1.水敏损害的主要原因粘土矿物与工作液体相接触时，由于粘土的膨胀或者颗粒分散运移而引起渗透率降低的现象。一、水敏损害2.影响储层水敏性的因素（1）矿物类型和产状。当岩石中所含粘土矿物的种类不同时，其膨胀性也不同。其中蒙脱石的膨胀性最强

3、。高岭石和伊利石为非膨胀或不易膨胀的粘土矿物，对岩石水敏损害较小。粘土矿物的产状对岩石的水敏损害有一定的影响，蜂窝式产状的水敏性最严重，此时，粘土边缘相互领接，与流体接触面积大，易产生膨胀。一、水敏损害（2）储层岩石的物性水敏性与储层岩石本身的性质有关，在渗透率低、孔喉半径小的储层，即使含有少量的水敏性粘土矿物，也可能造成较大的影响；而渗透率较高、孔吼半径较大的储层，相同含量的水敏性粘土矿物，其油气层损害造成的影响相对较小。（3）外来液体矿化度大小与地层水的差异。当外来液体矿化度比油层水矿化度低时，外来液体与粘土接触后，粘土矿物将产生水化膨胀，导致孔喉缩小，渗透率降低。一、水敏损害（4）外来液

4、体的阳离子成分外来液体的阳离子成分不同，会导致粘土的水敏性有较大的差异，主要是与阳离子的价数及水化离子半径大小相关。阳离子价越高，与粘土负电荷中心的作用力越强，阳离子越易被粘土吸附到表面或晶层间，使粘土表现出较弱的水敏性。二、结垢结垢：无机垢和有机垢1.无机垢碳酸钡、硫酸钡、氯化钠、石膏、碳酸锶、硫酸锶等。影响因素：1）温度：吸热结垢反应：CaCO3、CaSO4等； 放热结垢反应：BaSO42）压力：地层压力下降，地层流体中气体会不断脱出，地层中的CO2含量减少，PH值将升高，使HCO3-离子的解离平衡向CO32-浓度增加的方向移动。 CO32-的浓度逐渐增加，生成的CaCO3沉淀就会越来越多

5、。二、结垢3）外来流体的PH值当外来流体PH值升高时，会促使地层水HCO3-解离成H和CO32-易于生成CaCO34）接触时间地层流体与不配伍的外来流体相互接触的时间越长，所生成的沉淀颗粒越大，沉淀的数量越多，造成储层的损害越严重。二、结垢2.有机垢主要是指石蜡、沥青及胶质在井眼附近地带的沉淀，其后果是堵塞储层的渗流通道，而且还可能使储层的润湿性反转，导致储层渗透能力下降。有机垢产生的原因：外来流体与地层原油不配伍自然条件的改变使化学平衡受到破坏。二、结垢1）外来液体与地层原油的不配伍外来液体引起原油PH值改变而导致沉淀，当侵入地层的钻井液或压井液的PH值较高时，可促使沥青絮凝、沉积。酸化时，

6、酸与原油接触，会形成胶状污泥，这些污泥很难溶解，造成储层损害。气体进入储层引起损害，如空气进入储层，因空气中含有氧气，与原油接触，导致原油氧化，使原油中不溶性烃类衍生物增多，而析出沉淀，当储层进入CO2时，CO2溶于含沥青的原油中，会产生沥青沉淀。在完井、修井过程中，低界面张力流体侵入储层亦容易引起原油中沥青质沉淀。二、结垢2）外来条件发生改变在油层条件下，石蜡和沥青质都是溶解在原油中的。一旦油层被打开，储层原有的平衡状态被破坏，此时所发生的平衡移动使有机垢易于生成。主要因素包括：（1）温度、压力的降低。原油温度、压力的降低是导致有机垢生成的重要原因。压力降低导致石蜡和沥青质溶解度的下降。当原

7、油温度低于石蜡的初凝点时，石蜡便在储层孔隙中逐渐析出，经过析蜡、析晶长大和沉淀三个阶段，形成有机垢。2）外来条件发生改变（2）原油中轻质组分和溶解气脱出。原油中轻质组分含量越多，则蜡的始凝点越低；原油中溶解气越多，则溶解蜡的能力越强。油井生产过程中，近井地带的地层流体压力常低于地层平衡压力，因而易引起原油中轻质组分和溶解气脱出，使蜡在原油中的溶解能力减弱和初凝点下降。（3）晶核量增加。蜡的析出必须有晶核存在。在原油生产过程中，油湿微粒增加或外来固相的侵入都会增加蜡的结晶中心，为蜡的析出提供条件。三、固相堵塞固相颗粒的来源：一是外来固相颗粒，即在钻井、完井、修井、增产、注液等各个生产环节中进入储

8、层的固相颗粒；二是储层本身存在大量的颗粒，这些颗粒可以随储层内流体的流动而发生运移。无论是外来的固相颗粒，还是储层本身的微粒运移，其最终结果均是堵塞孔隙吼道，导致储层渗透率降低。三、固相堵塞1.外来固相颗粒对储层的损害。当钻井液、压井液和注入流体等与渗透性地层相接触时，由于井内液柱压力和地层压力的不平衡，在地层表面，射孔孔道壁及裂缝内就会因渗滤作用而形成滤饼，造成渗透面通道堵塞。外来固相颗粒来源于钻井、完井、各种作业中的加重材料、粘土、增粘剂、降滤失剂、防漏剂、钻屑、水泥颗粒、射孔碎片、铁锈等，这些颗粒随渗入储层的流体进入储层孔道、裂缝等，并在油层颗粒表面活吼道沉积，使渗流面积减少或使渗流孔道

9、弯曲度增加，导致渗透率降低。三、固相堵塞外来固相颗粒对油层的损害程度及侵入深度的影响因素：1）滤饼形成的好坏一般固相颗粒的侵入是由钻井液或压井液滤失而产生，在滤失过程中形成滤饼，滤饼对滤失和固相侵入有一定的控制作用。滤饼越好，侵入储层中的固相颗粒和滤液就越少，对储层的损害就越小。三、固相堵塞2)固相颗粒的粒径与储层孔喉大小若固相颗粒直径大于储层孔喉直径，固相颗粒不能进入储层，若固相颗粒直径小于孔喉直径，则可进入储层，进入储层的深度和量的多少，取决于颗粒直径和储层孔喉直径的匹配程度。l当匹配程度很高时，固相颗粒可在井筒形成较好的滤饼，阻止固相颗粒的继续侵入，减小对储层的侵入量和侵入深度，减轻对储

10、层的损害。l当匹配程度不高时，固相颗粒很容易进入储层深部。l当颗粒直径大于吼道直径时，只在储层表面堵塞；l当颗粒直径接近1/2-1/3吼道直径时，颗粒只在储层的浅部沉积堵塞；l而在1/3-1/6吼道直径时会进入储层深部堵塞，l小于1/6时，则可在储层内自由流动通过而不堵塞储层。固相颗粒侵入深部储层时，这种损害难于返排或在射孔中解除。三、固相堵塞3）压差的影响当射孔液，压井液不清洁，含有大量小于储层孔吼直径的杂质时，在较高的压差下，固相颗粒随大量滤液滤失进入储层孔隙，并在其中自由移动直到沉积，压差的增加会加速固相颗粒运移到储层深部，形成一个较大的损害带。因此，钻井液、射孔液的相对密度不宜太高，要

11、与储层压力相匹配，既能防止井喷，又能减少对储层的损害。三、固相堵塞4）其它影响因素作业时间的影响：钻井、射孔、修井、注水等作业时间越长，固相颗粒侵入到油层的深度越大，对储层的损害越严重。固相颗粒的含量：压井液、修井液及注入。剪切速度：钻井过程，剪切作用破坏外泥饼，给钻井液中的颗粒提供更多的机会进入储层，如果颗粒直径与孔吼直径不匹配，会使固相颗粒大量进入储层；如果颗粒与孔吼直径相匹配，则剪切速度提高，有利于泥饼形成。三、固相堵塞2.储层本身的微粒运移对储层的损害储层微粒除粘土矿物外，还包括非粘土矿物，如石英、长石、方解石、白云石等，其中石英含量最高。非粘土矿物运移是由于液流速度过大而形成的，整个

12、过程可分为三步：起动、运移、沉积堵塞。（1）起动为关键的一步。微粒所受的力主要为重力、范德华力、双电层斥力及水动力，前两种力是促使微粒沉积的力，而后两种力则是促使微粒运动的力。而后两种力的力矩之和大于前两种力的力矩之和时，微粒开始悬浮在孔隙内的流体中或随流体流动。（2）运移。在单相流动时，各种起动的微粒随流体的运动而运移，油润湿的微粒在油相中运移，混合润湿的微粒则在油水界面上移动。三、固相堵塞2.储层本身的微粒运移对储层的损害（3）沉积堵塞是由于微粒运动时不断碰撞孔壁而失去能量造成的。此外，在基本为恒压的生产中，随着微粒的不断沉积。一般情况下，微粒小于孔吼直径（尤其是接近1/3-1/6吼道直径

13、）时，容易造成沉积堵塞；孔道越弯曲、孔壁越粗糙、微粒的浓度越大、流体流速越小。四、水锁流体侵入储层后，随着含水饱和度的增加，引起油相渗透率下降的现象称为水锁现象。此时，外来流体进入油层后如同活塞一样堵塞油气孔道。如果要使油流动，必须额外增加一个压力，即毛细管压力。由于特低渗油气层的表皮压降很大，地层能够给予油层的压力较小，毛细管阻力对油的流动有较大的影响，即水锁损害往往较为严重。因此，水锁损害通常发生于特低渗透油藏。特低渗透油藏的主要损害方式。影响水锁的因素：侵入体的表面张力、储层润湿性、侵入流体量及含水饱和度、储层孔道的大小、驱替压力的大小、外来流体粘度的大小及岩石孔道弯曲程度和粗糙程度。四

14、、水锁1.含水饱和度是形成水锁主要因素；岩石的毛细管力受孔吼入口、毛细管的大小和孔隙大小分布的影响。在原始条件下，高毛细管力会引起水饱和度增高，一般为4575。在致密储层和常规储层中，含水饱和度会降低或阻止天然气的流动。2.外来流体表面张力和接触角的影响。水锁的基本公式：pkcos2四、水锁3.生产作业过程中减小孔吼半径及增加吼道粗糙程度造成的不利因素。外来液体与储层吼道粘土矿物或敏感性非粘土矿物的作用、外来流体与储层地下流体不配伍，则会在储层中结垢或形成酸渣，此外化学剂在吼道表面的吸附滞留对形成水锁的影响也很大。第三节 开发过程中的保护油气层技术 一、钻井完井中的油气层保护工作1.优选钻井完

15、井液体系2.屏蔽暂堵技术3.采用负压射孔降低过平衡压力钻井时钻井液对产层的各种损害，尤其是在水平井中用负压钻井技术更有意义；u减少或避免了井漏、压差卡钻等事故的发生；u延长钻头寿命，提高机械钻速，降低钻井成本；u在钻井的同时能够通过试井评价产层的生产能力和地层的性质，有利于迅速发现和保护油气层，有利于提高油气井产能。4.水敏性储层损害预测及保护的专家系统5.射孔完井过程中的保护油气层技术l20世纪80年代以来，我国射孔技术迅速发展，在大量推广清水过油管射孔技术的同时，开展了负压射孔、优质射孔液的现场试验。l目前优化射孔设计、油管输送式射孔、射孔测试联作技术大量应用并实现国产化；l目前国内开展的

16、深穿透水力射孔技术是一种适用于低渗透油田改造处理油水井污染堵塞的高效增产、增效手段。孔眼长而大；孔眼无污染；套管强度受损小。适用于因钻井、完井、井下作业及长期采油和注水生产造成的近井带污染堵塞的油水井解堵。该技术施工简单、能量集中、处理深度大、选择性好，处理后直接见效，易与其它处理方法结合使用等优点。二、压裂生产过程中的保护油气层技术低渗透油田自然渗透能力差，一般都需要进行油气层改造改变渗流能力来提高产能。但是，油气层改造的同时难免对油气层造成二次伤害。因此，立足油气层改造的同时要重视和搞好油气层保护工作，将二次伤害降低到最低。20世纪80年代中后期以来，俄、美等国研究开发既能消除或减轻地层伤

17、害，又能防止再次伤害的新型地层处理技术。下面主要介绍几种有效处理低渗油气层的新技术：二、压裂生产过程中的保护油气层技术1、高砂比压裂技术高砂比压裂技术是改造低渗透和特低渗透油气层的有效措施，使用该技术进行初次压裂和重复压裂，均能收到显著效果。其特点是裂缝受到支撑砂支撑的高度和长度大，可产生高导流能力的宽裂缝，减少微粒对裂缝导流能力的影响，并克服了支撑砂嵌入问题，从而使油井的增产的倍数高，有效增产时间长 二、压裂生产过程中的保护油气层技术2、高能气体压裂技术高能气体压裂技术是新近发展起来的现代压裂技术，通常有爆炸压裂和燃烧压裂。该方法特别适用于水力压裂无效的特低渗透性且地层岩石相对坚硬的油气层和

18、不宜采用水力压裂的水敏性油气层的裸眼井压裂。该技术工艺简单，成本较低，污染小，普遍用于降低或清除近井地带的伤害。二、压裂生产过程中的保护油气层技术3、复合压裂技术复合压裂技术是20世纪80年代末国外研开发的一项新型增产、增注技术。它将高能气体压裂与水力压裂相结合，先对地层进行高能气体压裂。在目的层压开多条径向裂缝，然后进行水力压裂延伸这些裂缝，从而得到多条足够长的有支撑剂支撑的裂缝。它集中了高能气体压裂与水力压裂技术的优点，具有广阔的应用前景。二、压裂生产过程中的保护油气层技术4、干式压裂现在国外采用一种新型的不伤害地层的新技术干式压裂（Thomas R Wringht,1998）。该压裂技术在作业时的关键是采用二氧化碳混砂机将支撑剂混入液态二氧化碳流。它不需要任何传统的携砂液携砂，因而不会有伤害性流体进入生产层，对水敏性地层几乎不会造成可能的伤害。三、酸化生产过程中的保护油气层技术酸化是油气井常用的一项增产、增注措施。20世纪80年代发展起来的酸化技术是对以前技术的进一步完善，而20世纪80年代后主要是通过复配、改性或重新合成高性能的产品，使之更能够满足复杂地层的需要。现在国内外普遍应用暂堵酸化技术。它是常规酸化工艺的一个改进，对地层没有伤害，适用于多层段、薄夹层、层间物性变化