石油开采-保护油气层技术-课件

石油开采-保护油气层技术石油开采-保护油气层技术1目录第一节概述第二节采油生产中的油层保护技术第三节注水中的保护油层技术第四节酸化作业中的保护油气层技术第五节压裂作业中的保护油气层技术第六节修井作业中的保护油气层技术第七节提高采收率中的保护油气层技术目录第一节概述2第一节概述油田开发生产过程中的保护油气层技术的重要性:1、重要性如：冀东油田高94-1井1993年内采用高密度压井液进行多次作业，使近井地层堵塞损害十分严重，后来采用CY-3解堵剂进行解堵作业，才恢复了日产5～6吨的产量。防止地层损害，保护油层是稳产、增产，实现少投入多产出、获得较好经济效益的重要措施之一。2、油田开发生产中油层损害的特点油田一旦投入生产，油层压力、温度及其储渗特性都在不断发生变化，这种变法过程主要表现在：(1)油层岩石的储、渗空间不断改变。(2)岩石的润湿性不断改变或润湿反转。(3)油层的水动力学场(压力、地应力、天然驱动能量)、温度场不断破坏和不断重新平衡。

因此，油田开发生产中油层损害的特点为：第一节概述3(1)损害周期长。(2)损害范围宽。(3)损害更具复杂性。(4)损害更具叠加性。(1)损害周期长。41、生产压差过大一、采油损害分析第二节采油生产中的保护油层技术采油工作制度不合理或选用过大的油嘴，或生产压差过大，会导致一系列的危害。(1)地层微粒运移，形成速敏损害，降低地层有效渗透率。(2)严重时会造成地层出砂，这种情况在低渗、低压稠油油藏最容易出现。1、生产压差过大一、采油损害分析第二节采油生产中的保护油5出砂：

地层出砂同时伴随着地层孔隙不同程度的堵塞。采油过程中油井出砂的因素一般可归纳为：(1)流体向井流动

采油速度与砂岩的胶结程度是决定产砂量大小的关键参数。(2)地质因素(3)生产速度

使骨架砂变为自由砂移动的速度称为临界生产速度。(4)胶结方式

以硅质胶结的强度最大，碳酸盐胶结次之，粘土胶结最差。

易出砂的砂岩油层主要以接触胶结为主，其胶结物少，而且其中含有粘土胶结物。(5)多相流动

总的来说，液体渗流而产生的拖力是油井出砂的主要因素。在其它条件相同时，生产压差越高，流体粘度越大，越容易出砂；在同样的生产压差下，地层是否容易出砂还取决于建立生产压差的方式，缓慢的方式建立将不容易出砂。出砂：62、应力敏感损害(1)由于生产压差过大，有效应力增加，使储层孔喉压缩、裂缝闭合，从而使渗透率下降。(2)对于低孔低渗储层、低孔特低渗储层、致密气层、裂缝性储层尤为重要。2、应力敏感损害(1)由于生产压差过大，有效应力增加，使储层73、结垢损害出现地层压力下降和地温下降：(1)无机垢，压力下降将可能导致盐类沉淀和结垢

CaCO3CaSO4BaSO4(2)有机垢，原油中的石蜡和沥青质会从液相中分离出来，沉积在井壁附近地层中或井筒里，造成地层堵塞。3、结垢损害出现地层压力下降和地温下降：8无机垢堵塞：采油过程中形成垢的类型：钙的硫酸盐(石膏和硬石膏)、钙的碳酸盐(方解石)、钡的硫酸盐(重晶石)、锶的硫酸盐(天青石)及钠的氯化物等构成。形成垢的主要原因：流体向井底流动时流体压力降低而引起的，或者是由于注入水与地层流体不配伍，当注入水突破时由于注入水与地层水在油井附近充分混合而引起，系统压力降低更加剧了盐垢的形成。对注水开发油田，如果注入水与地层不配伍，结垢将不仅出现在采油井近井地层。从注水井到见水油井的注水地层运移带上，垢的形成与分别状况十分复杂。结垢大多分布在水洗明显层位的大孔隙、微裂缝部位和孔壁上，以充填、孔壁寄生的晶簇、晶芽与粘土矿物伴生的团块形式存在。无机垢堵塞：9有机垢堵塞类型：石蜡、沥青质。一般来说，原油含蜡量高的是生产稀油的井、出砂井或油井见水后其结蜡就严重，在影响石蜡沉积的诸因素中，温度是最主要的因素。随温度降低，石蜡的溶解度下降，析蜡愈多。如果原油中的轻质馏分愈多，则蜡的结晶温度就愈低，就愈不易析蜡。沥青质沉积后很难解除，一般酸化无效果，而且会加剧沥青质沉积。一般注CO2混相驱、酸化解堵、注入不适宜的有机化合物如乙醇等都将引起严重的沥青质沉积，堵塞近井地层。引起沥青质沉积的主要因素是压力、其次为温度。有机垢堵塞10

4、润湿反转/乳化堵塞随着地层压力的下降，水驱油藏的井含水率上升，进而引起储层润湿反转或乳化堵塞地层现象。4、润湿反转/乳化堵塞随着地层压力的下降，水驱油藏的井含115、脱气当油气层压力降低到低于饱和压力时，气体不断地从油中析出，流体在储层中的渗流由单相流变成多相流，油的相对渗透率下降，油井总产液量和产油量均下降。当原油脱气很少，气泡之间并未连通为连续相之前，孔喉处气泡很容易“气锁”，只不过随流体压力降低，气体析出量增多，其体积膨胀，气体容易成为连续相，这种暂时“气锁”损害逐渐自动解除。5、脱气当油气层压力降低到低于饱和压力时，气体不断地从油中析121、确定合理的采油工作制度二、采油过程保护技术根据油气储量规模、地层能量、地层压力、储层渗透率，以及含水区范围与生产井的垂向、水平距离等因素，通过试井和试采等优化出合理的采油工作制度。1、确定合理的采油工作制度二、采油过程保护技术根据油气储量规13Qmax1.8310-3QcAQHDc2

Qc最佳采油量的确定：根据岩心流动实验等确定油层最高采油速度，然后根据试井试采及数值模拟确定最佳采油量Q，使QQmaxQmax1.8310-3QcAQ14式中，A=dh*SPE*SE表示射孔单位射开厚度的流动面积，cm2Qc

实验岩心临界流量，m3/dQmax

最高采油量，m3/dDc岩心直径，cmH射开层段厚度Q油层孔隙度h射孔孔眼长度Qc岩心孔隙度d射孔孔眼直径SPE孔密，孔/米SE发射率式中，A=dh*SPE*SE152、保持地层压力下开采—保持压力在饱和压力以上开采，压力缓慢降落，避免脱气、结垢损害。—我国常用注水，甚至早期注水保持地层压力。—对于新开发的油气田，尤其应注意防止生产压差过大所带来的危害，如底水锥进、边水指进、油井出砂和脱气。2、保持地层压力下开采—保持压力在饱和压力以上开采，压力缓慢163、早期预防措施—根据储层特征、损害机理，结合油气田开发要求等，制定出防止油层损害的基本技术和措施—优选完井方法，建立合理的井底结构—选择适当的防垢措施—作业压力保持平稳，避免频繁更换油嘴—精心维护采油设备，确保正常、高效运转3、早期预防措施—根据储层特征、损害机理，结合油气田开发要求174、缓解和消除采油损害的措施—控制生产压差、限制产量可缓解结垢和出砂—实现注采平衡，调整产液剖面，及时堵水—热洗清蜡、酸化解堵、压裂—注垢抑制剂，除垢剂—及时修井，清洗孔眼、砾石层—高渗油层压裂—砾石充填防砂技术—磁化、物理震荡、超声波采油4、缓解和消除采油损害的措施—控制生产压差、限制产量可缓解结18减缓水锁的措施：采用低滤失优质修井液、洗井液等采用适当的表面活性剂处理技术采用无渗透技术采用保护油气层完井液体系减缓水锁的措施：采用低滤失优质修井液、洗井液等19二、采油生产中的保护油层技术1、合理确定采油工作制度2、保持地层压力开采优点：可延缓或减少原油中的溶解气的逸出；对结垢、析蜡有抑制作用；减轻出砂趋势。二、采油生产中的保护油层技术1、合理确定采油工作制度203、采油生产中油层损害的防治a.防砂(机械防砂、化学防砂)化学防砂包括人工胶结砂和人工井壁防砂方法。b.防无机垢近井地层无机垢的防止一般采用挤注化学抑制剂的方法，对已发生结垢堵塞的情况还必须注清垢剂解除堵塞。c.防治有机垢防止有机垢在地层孔隙的堆积，关键在于维持较高的地层压力和温度；防止有机垢在井筒或管线设备的沉积一般有油管内衬(如玻璃衬里)和涂料油管，也可在油流中加入防蜡抑制剂。清蜡方法有机械清蜡和热力清蜡(包括热洗、热油循环、电热清蜡、热化学清蜡)或用热酸处理；用于地层内的清蜡方法有化学清蜡或热酸处理法。

清除沥青质的沉积一般采用甲苯或甲苯和助溶剂进行解堵处理。3、采油生产中油层损害的防治21三、油井中储层损害的诊断及解堵处理技术1、诊断的意义

在前面我们已知道，油田开发生产过程是储层发生动态变化的过程，也是储层可能产生损害的过程，因此，在开发生产过程中，对储层进行保护和对已损害的储层进行解堵是“增储上产”的重要措施。目前，各老油田的采油井和注水井皆因各种原因发生了不同类型的损害，甚至许多油井已停产，给油田带来了巨大的经济损失，因此，如何治理这些已停产的井，保护面临停产的井、延长它们的生产寿命是摆在我们面前的首要任务。当然，要科学地治理已停产的井，我们必须搞清这些井停产的原因是什么？然后才能针对该原因采取相应的治理措施，如果是因为储层损害而导致的油气流动通道堵塞，我们必须进行解堵措施处理。同样，要延长生产井的使用寿命，应该在预测储层损害的基础上采取相应的保护措施。目前，我国已发展了解除不同储层堵塞的处理措施，但在具体选择这些措施时却存在较大的盲目性，给施工效果带来较大的影响，因此，为提高施工效果和增加油田产量，也必须进行储层损害诊断。三、油井中储层损害的诊断及解堵处理技术222、解堵技术介绍①浓缩酸、低伤害浓缩酸技术

这是近年来发展起来的一项新技术。该技术使用磷酸作为酸化液中的主液，因其酸性相对较弱，酸岩反应速度较慢（比土酸慢10倍左右），故能进行深部酸化；低伤害浓缩酸在溶蚀泥质的同时，又能避免Fe(OH)3、CaF2沉淀的大量生成，对地层的伤害极小。②水力振荡解堵技术

这项技术也是近年来发展起来的一项新技术。它主要是利用水力产生的振荡波清除近井地带的机械杂质、钻井泥浆、沥青胶质沉积等，并能形成不闭合的裂缝，改变原油结构，降低其粘度，加快原油向井底的流动速度。该项技术主要用于解除近井地带的堵塞。其特点是：施工简单、成本低廉、不伤害油层。③合成酸酸化技术

这也是一种新型的深部酸化工艺。利用甲醛和卤盐的复合反应在地层内生成盐酸或氢氟酸，从而达到深部酸化的目的。该技术适用于岩性致密、裂缝不发育、或堵塞半径较大的油水井，1990年至1992年应用比较多，效果也不错。但它无法避免二次沉淀的生成，目前已逐渐被淘汰。2、解堵技术介绍23④HJ-1碱性解堵技术

它是目前解除泥浆中重晶石污染唯一有效的解堵剂。重晶石中的主要成分是BaSO4，该解堵剂的主要成分为一种钡离子螯合剂，它使不溶于水、酸的BaSO4中的Ba2+不断被螯合剂螯合最后变成溶液，从而达到解除重晶石堵塞的目的。该解堵剂还有较强的溶解SO42-垢的能力，因此可解除含BaSO4、CaSO4、CrSO4等的垢。⑤CY-3解堵技术

能明显降低水的表、界面张力，对油污有较强的清洗能力，能解除钻井泥浆滤失、修井作业中的压井液、洗井液等入井液、地层水等产生的水锁堵塞和乳化堵塞，还能解除一些酸不溶物及油污等堵塞。⑥CY-5解堵技术

能解除钻井液聚合物胶体微粒在地层中产生的堵塞，还能解除Ca2+、Mg2+、Fe2+等离子形成的盐垢、腐蚀产物、碳酸盐，以及细菌菌体等堵塞物。⑦CY-6解堵技术

适用于油井，对设备无腐蚀。对井筒套管及近井地带地层形成的蜡堵，胶质沥青堵塞有较强的溶解作用。根据堵塞物程度和类型的不同，适当调整配方，可以提高解堵效果。④HJ-1碱性解堵技术24⑧定向爆破技术⑨循环脉冲解堵技术3、解堵技术的选择方法①根据储层损害的类型和程度来选择

对于初期产量较好，后因压井、洗井、检泵或其它措施引起近井地带损害程度较轻的井，可采用水力振荡、土酸加3～5%互溶剂的办法来处理。对于储层的深部堵塞，或近井地带污染较为严重的井，以及地层本身渗透率较低的井，可采用低伤害酸以达到深部酸化处理的目的。对于某些井生产潜力较大，但正常生产时日产却比较低，或补孔换层后仍不出的井可用12～15%HCl为前置液，15～17%低伤害酸为主处理液来进行处理。此外，还可以采取其它的解堵措施（如：高能气体压裂等）。②根据岩性特征来选择

对于灰质含量较高、泥质含量较低的井可采用浓缩酸来解堵；对于灰质含量和泥质含量都较高的井可采用12～15%HCl为前置液，15～17%低伤害酸来处理，因为低伤害酸可避免二次沉淀的生成。⑧定向爆破技术25③根据储层类型来选择

采用酸化方法来解除储层损害，其成败在于事前确定储层损害的类型。从前述也可以看出，各种解堵技术适用于解除不同的储层损害情况，如HJ-1碱性解堵技术适用于解除重晶石堵塞（即：钻井泥浆导致的储层损害），而有机质（如：石蜡、沥青质和乳状液等）堵塞适用于选择稠油解堵剂。③根据储层类型来选择26损害类型

原因

损害程度外来颗粒堵塞悬浮物含量过高****次生颗粒堵塞腐蚀产物、有机垢、无机垢**细菌堵塞细菌及其代谢产物***粘土膨胀注入水与地层岩石不配伍（如淡水）****微粒运移注水压力波动、流速过高***胶结颗粒扩散、溶解乳化堵塞/水锁表面活性剂、粘性流体侵入***润湿反转表面活性剂**出砂*注水损害类型及原因第三节注水中的保护油层技术损害类型原因27（1）注入水与地层岩石不配伍

注入水造成粘土矿物水化膨胀、分散运移；注水速率太高，引起地层松散微粒分散、运移。一、注水损害机理a、水敏损害——水敏损害是注入水与地层岩石不配伍的主要表现形式，是注水井地层损害的重要原因之一。——水敏矿物中，蒙脱石、伊/蒙间层、白云母是重要的水敏矿物。——许多砂岩储层有10%-15%的粘土矿物——油田注水初期，注入水多为浅层地下水或浅层水、江湖水，矿化度很低（淡水）。

（1）注入水与地层岩石不配伍一、注水损害机理a、水敏损害28

b、速敏损害——速敏矿物有高岭石、伊利石、微晶石英等。——速敏损害程度与注入压力有关，还与水敏损害程度有关。

b、速敏损害29

c、润湿性变化——油层大部分是中间润湿或水湿，水湿油层变为油湿后，渗透率降低40%，采收率也减低。——一切阳离子表面活性剂的滤液、防腐剂、杀菌剂、破乳剂、含沥青油基液盐水、含油液体都会改变油层润湿性。

c、润湿性变化30

注入水与地层水不配伍是指注入水与地层水混合后生成沉淀，以及注入水中的溶解氧和细菌等引起的地层堵塞。a、注入水与地层水混和后生成沉淀——根本原因是注入水与地层水所含难溶离子浓度积大于该化合物的溶度积。（2）注入水与地层流体不配伍

沉淀与无机垢（水型不同、矿化度不同）；有机垢（温度下降等）。注入水与地层水不配伍是指注入水与地层水混合后生31b、溶解氧引起沉淀氧化注水设施，产生Fe(OH)2、Fe(OH)3沉淀有利于好氧菌的繁殖使原油中不溶解性烃衍生物增多而析出沉淀b、溶解氧引起沉淀氧化注水设施，产生Fe(OH)2、Fe(32

Ca(HCO3)2CaCO3+CO2+H2O当压力下降时，PCO2,CO2逸出，平衡向右移动，CaCO3，此外，CO2具有腐蚀性。c、游离二氧化碳引起沉淀Ca(HCO3)233

在注水系统中存在着硫酸盐还原菌（SRB)、腐生菌（TGB）和铁细菌（IB）等多种微生物，这些细菌除自身造成地层堵塞外，还存在下列几种危害：增大悬浮物颗粒含量并增大颗粒直径增大总铁含量4Fe+SO42-+4H2OFeS+3Fe(OH)2+2OH-

增加硫化物含量，SRB能将SO42-还原成二价硫离子，以硫化物形式存在，加剧设备腐蚀，堵塞地层。d、细菌损害在注水系统中存在着硫酸盐还原菌（SRB34（3）注入水水质太差—注入水中机械杂质含量大：堵塞。—注入水中溶解氧含量大：腐蚀、结垢、腐蚀产物、菌体。—含油量大：液阻、乳化堵塞、水相渗透率下降。—细菌含量大：腐蚀、腐蚀产物、菌体。（3）注入水水质太差35

泥砂：0.05-4m的粘土，4-60m的粉砂，>60的细砂

各种腐蚀产物及垢：Fe2O3,CaCO3,CaSO4,FeS等

细菌：SRB5-10m、TGB10-30m

有机物：胶质沥青和石蜡等按颗粒大小分a、注入水机械杂质损害a）机杂种类及大小泥砂：0.05-4m的粘土，4-60m的按颗36

硬性机杂：砂粒、无机垢、腐蚀产物

软性机杂：细菌、有机物

球型状：砂粒、腐蚀产物

片状：粘土有机物、腐蚀产物

条形状：细菌按硬度及形状分硬性机杂：砂粒、无机垢、腐蚀产物按硬度及形37

机杂颗粒堵塞地层实际上是机杂颗粒被地层孔隙所捕获的过程，捕获的机理有：

沉降作用：颗粒直径、密度、颗粒沉降速度。

拦截作用：一种深层过滤过程，颗粒直径、拦截。

惯性作用：颗粒随流体流动时因迂回曲折的孔隙而不断改变流向，但颗粒在惯性力的作用下可能会偏离流向而被捕获。直径密度惯性作用

扩散作用：对于较小的固体颗粒，无规则的扩散运动是它们被捕获的重要原因。b）机杂堵塞机杂颗粒堵塞地层实际上是机杂颗粒被地层孔隙所捕获的过程38

c）四种类型机杂堵塞

井眼变窄外泥饼作用桥堵内泥饼作用井底升高沉淀炮眼堵塞完井液（射孔液、压井液等）

对于多数射孔完成的注水井，炮眼堵塞是注水井损害的主要形式，炮眼堵塞除与机杂颗粒浓度大小以及注入压力有关外，还与储层特征、射孔条件射孔参数等有关c）四种类型机杂堵塞井眼变窄外泥饼作用39

其腐蚀产物可能成为水垢的结晶核，从而加速注入水与地层水混合后产生水垢的速度。b、硫化氢腐蚀物损害其腐蚀产物可能成为水垢的结晶核40

（1）建立合理的工作制度二、注水油层保护技术控制注入水流速低于临界流速，防止速敏损害。调整吸水剖面，避免单层、或同一层内的某部分过度吸水。实现注采平衡，防止指进、水锥、乳化堵塞。（1）建立合理的工作制度二、注水油层保护技术控制411、注水强度的计算Q1.83×10-3QcA

=HDc2c

式中：A=[0.7(dh)＋0.3r(r－h12)0.5]×SPc×Se，表示射孔井单位射开厚度的流动面积，cm2；Qc实验岩心临界流速Vc对应的临界流量，cm3/min；Q某一注水井的临界注水量，m3/d；Dc实验用岩心直径，cm；H射开油层厚度，m；d射开孔眼直径，cm；r射开孔眼半径，cm；h射开孔眼底部圆柱形部长度，cm；h12射开孔眼底部锥形部长度，cm；SPc每米射孔数目；Se发射率；

油层孔隙度；

c岩心孔隙度。1、注水强度的计算422、注水压力的确定注水压力应在地层的真实破裂压力以下进行。2、注水压力的确定43（2）严格水质处理，确保水质达标物理指标：温度、相对密度、悬浮物含量、粒度分布、含油量。化学指标：总溶解盐量、阳离子含量、阴离子含量、硬度、碱度、氧化度、酸碱度、水型、溶解氧、细菌。（2）严格水质处理，确保水质达标物理指标：温度、相对密度、悬44注水水质要求—悬浮物含量及粒度分布不堵塞油层孔喉—溶解氧、细菌的腐蚀产物、沉淀不堵塞油层—与地层水配伍，结垢问题不影响正常注入—与油层矿物配伍—与原油配伍—含油量低注水水质要求45水质控制原则—必须以经济效益为中心，高效开发为目标—必须针对具体的油藏，确定水质标准—必须建立水质保障体系、检测、监督、考核机制—水质控制应与增产增注工艺措施相结合—严格水质标准，但要适度控制成本水质控制原则46（3）正确选用各类处理剂处理剂类型：—防膨剂、稳定剂、破乳剂、杀菌剂、防垢剂、除氧剂选用处理剂原则：—与油层岩石、原油配伍，预防乳化物和结垢—处理剂之间必须配伍，防止沉淀形成（3）正确选用各类处理剂处理剂类型：47三、注水油层损害的解除（1）表面活性剂浸泡注入表面活性剂，使油层恢复为水湿，增加水相渗透率。注入破乳剂，促进油水分散，解除乳化液堵塞，提高水相渗透率。三、注水油层损害的解除（1）表面活性剂浸泡注入表面活性剂，使48（2）化学除垢水溶性水垢：淡水洗井酸溶性水垢：盐酸酸洗不溶性水垢：机械除垢——爆炸、钻磨、扩眼、重复射孔（2）化学除垢水溶性水垢：淡水洗井49（3）水力压裂解除固相颗粒堵塞解除难于酸溶的无机垢损害可用于解除相圈闭损害（3）水力压裂解除固相颗粒堵塞50第四节采气中的保护油层技术一、采气引起的储层损害1、与采油过程损害有相似之处2、特殊性：相圈闭损害严重气井见水后井底积水，形成水相圈闭，伴随无机垢沉积，产量锐减凝析气藏，若井底流压低于露点压力，油相在井筒附近聚集，形成油相圈闭低压气藏，举升困难，回压过大高压裂缝性气藏，应力敏感性强3、井口形成水合物晶体4、若含有腐蚀性气体，井下工具腐蚀严重第四节采气中的保护油层技术一、采气引起的储层损害1、与采511、合理的井身结构；含有活跃底水、边水时，采用射孔完成，控制好避射厚度。2、采气过程压差平稳。3、及时排液，根据产液量确定合适的举升措施，排水采气。4、采取防腐、防垢措施，延长正常生产期。5、注气保持压力，流压高于露点压力，避免油相圈闭损害6、采用气基流体作为压井液、修井液，如泡沫。7、采用气基流体作为酸化液、压裂液，如泡沫酸、高能气体压裂、泡沫压裂液、液氮、液CO2等。二、采气过程保护技术1、合理的井身结构；含有活跃底水、边水时，采用射孔完成，控制521、找水堵水，及时排液，排水采气。2、注入热干气（不含水，不含油）。3、重复射孔，射穿损害带。微粒运移损害、结垢损害。4、酸洗除垢。5、井下电磁加热，解除水相圈闭。6、高能气体压裂、泡沫压裂、液氮、液CO2压裂等。三、采气过程损害的解除1、找水堵水，及时排液，排水采气。三、采气过程损害的解除53汇报结束完毕联系方式13905462736、89732196(O)、89732239(O)。E-mail：jgc5786126再见，常联系！！！汇报结束完毕联系方式139054654石油开采-保护油气层技术石油开采-保护油气层技术55目录第一节概述第二节采油生产中的油层保护技术第三节注水中的保护油层技术第四节酸化作业中的保护油气层技术第五节压裂作业中的保护油气层技术第六节修井作业中的保护油气层技术第七节提高采收率中的保护油气层技术目录第一节概述56第一节概述油田开发生产过程中的保护油气层技术的重要性:1、重要性如：冀东油田高94-1井1993年内采用高密度压井液进行多次作业，使近井地层堵塞损害十分严重，后来采用CY-3解堵剂进行解堵作业，才恢复了日产5～6吨的产量。防止地层损害，保护油层是稳产、增产，实现少投入多产出、获得较好经济效益的重要措施之一。2、油田开发生产中油层损害的特点油田一旦投入生产，油层压力、温度及其储渗特性都在不断发生变化，这种变法过程主要表现在：(1)油层岩石的储、渗空间不断改变。(2)岩石的润湿性不断改变或润湿反转。(3)油层的水动力学场(压力、地应力、天然驱动能量)、温度场不断破坏和不断重新平衡。

因此，油田开发生产中油层损害的特点为：第一节概述57(1)损害周期长。(2)损害范围宽。(3)损害更具复杂性。(4)损害更具叠加性。(1)损害周期长。581、生产压差过大一、采油损害分析第二节采油生产中的保护油层技术采油工作制度不合理或选用过大的油嘴，或生产压差过大，会导致一系列的危害。(1)地层微粒运移，形成速敏损害，降低地层有效渗透率。(2)严重时会造成地层出砂，这种情况在低渗、低压稠油油藏最容易出现。1、生产压差过大一、采油损害分析第二节采油生产中的保护油59出砂：

地层出砂同时伴随着地层孔隙不同程度的堵塞。采油过程中油井出砂的因素一般可归纳为：(1)流体向井流动

采油速度与砂岩的胶结程度是决定产砂量大小的关键参数。(2)地质因素(3)生产速度

使骨架砂变为自由砂移动的速度称为临界生产速度。(4)胶结方式

以硅质胶结的强度最大，碳酸盐胶结次之，粘土胶结最差。

易出砂的砂岩油层主要以接触胶结为主，其胶结物少，而且其中含有粘土胶结物。(5)多相流动

总的来说，液体渗流而产生的拖力是油井出砂的主要因素。在其它条件相同时，生产压差越高，流体粘度越大，越容易出砂；在同样的生产压差下，地层是否容易出砂还取决于建立生产压差的方式，缓慢的方式建立将不容易出砂。出砂：602、应力敏感损害(1)由于生产压差过大，有效应力增加，使储层孔喉压缩、裂缝闭合，从而使渗透率下降。(2)对于低孔低渗储层、低孔特低渗储层、致密气层、裂缝性储层尤为重要。2、应力敏感损害(1)由于生产压差过大，有效应力增加，使储层613、结垢损害出现地层压力下降和地温下降：(1)无机垢，压力下降将可能导致盐类沉淀和结垢

CaCO3CaSO4BaSO4(2)有机垢，原油中的石蜡和沥青质会从液相中分离出来，沉积在井壁附近地层中或井筒里，造成地层堵塞。3、结垢损害出现地层压力下降和地温下降：62无机垢堵塞：采油过程中形成垢的类型：钙的硫酸盐(石膏和硬石膏)、钙的碳酸盐(方解石)、钡的硫酸盐(重晶石)、锶的硫酸盐(天青石)及钠的氯化物等构成。形成垢的主要原因：流体向井底流动时流体压力降低而引起的，或者是由于注入水与地层流体不配伍，当注入水突破时由于注入水与地层水在油井附近充分混合而引起，系统压力降低更加剧了盐垢的形成。对注水开发油田，如果注入水与地层不配伍，结垢将不仅出现在采油井近井地层。从注水井到见水油井的注水地层运移带上，垢的形成与分别状况十分复杂。结垢大多分布在水洗明显层位的大孔隙、微裂缝部位和孔壁上，以充填、孔壁寄生的晶簇、晶芽与粘土矿物伴生的团块形式存在。无机垢堵塞：63有机垢堵塞类型：石蜡、沥青质。一般来说，原油含蜡量高的是生产稀油的井、出砂井或油井见水后其结蜡就严重，在影响石蜡沉积的诸因素中，温度是最主要的因素。随温度降低，石蜡的溶解度下降，析蜡愈多。如果原油中的轻质馏分愈多，则蜡的结晶温度就愈低，就愈不易析蜡。沥青质沉积后很难解除，一般酸化无效果，而且会加剧沥青质沉积。一般注CO2混相驱、酸化解堵、注入不适宜的有机化合物如乙醇等都将引起严重的沥青质沉积，堵塞近井地层。引起沥青质沉积的主要因素是压力、其次为温度。有机垢堵塞64

4、润湿反转/乳化堵塞随着地层压力的下降，水驱油藏的井含水率上升，进而引起储层润湿反转或乳化堵塞地层现象。4、润湿反转/乳化堵塞随着地层压力的下降，水驱油藏的井含655、脱气当油气层压力降低到低于饱和压力时，气体不断地从油中析出，流体在储层中的渗流由单相流变成多相流，油的相对渗透率下降，油井总产液量和产油量均下降。当原油脱气很少，气泡之间并未连通为连续相之前，孔喉处气泡很容易“气锁”，只不过随流体压力降低，气体析出量增多，其体积膨胀，气体容易成为连续相，这种暂时“气锁”损害逐渐自动解除。5、脱气当油气层压力降低到低于饱和压力时，气体不断地从油中析661、确定合理的采油工作制度二、采油过程保护技术根据油气储量规模、地层能量、地层压力、储层渗透率，以及含水区范围与生产井的垂向、水平距离等因素，通过试井和试采等优化出合理的采油工作制度。1、确定合理的采油工作制度二、采油过程保护技术根据油气储量规67Qmax1.8310-3QcAQHDc2

Qc最佳采油量的确定：根据岩心流动实验等确定油层最高采油速度，然后根据试井试采及数值模拟确定最佳采油量Q，使QQmaxQmax1.8310-3QcAQ68式中，A=dh*SPE*SE表示射孔单位射开厚度的流动面积，cm2Qc

实验岩心临界流量，m3/dQmax

最高采油量，m3/dDc岩心直径，cmH射开层段厚度Q油层孔隙度h射孔孔眼长度Qc岩心孔隙度d射孔孔眼直径SPE孔密，孔/米SE发射率式中，A=dh*SPE*SE692、保持地层压力下开采—保持压力在饱和压力以上开采，压力缓慢降落，避免脱气、结垢损害。—我国常用注水，甚至早期注水保持地层压力。—对于新开发的油气田，尤其应注意防止生产压差过大所带来的危害，如底水锥进、边水指进、油井出砂和脱气。2、保持地层压力下开采—保持压力在饱和压力以上开采，压力缓慢703、早期预防措施—根据储层特征、损害机理，结合油气田开发要求等，制定出防止油层损害的基本技术和措施—优选完井方法，建立合理的井底结构—选择适当的防垢措施—作业压力保持平稳，避免频繁更换油嘴—精心维护采油设备，确保正常、高效运转3、早期预防措施—根据储层特征、损害机理，结合油气田开发要求714、缓解和消除采油损害的措施—控制生产压差、限制产量可缓解结垢和出砂—实现注采平衡，调整产液剖面，及时堵水—热洗清蜡、酸化解堵、压裂—注垢抑制剂，除垢剂—及时修井，清洗孔眼、砾石层—高渗油层压裂—砾石充填防砂技术—磁化、物理震荡、超声波采油4、缓解和消除采油损害的措施—控制生产压差、限制产量可缓解结72减缓水锁的措施：采用低滤失优质修井液、洗井液等采用适当的表面活性剂处理技术采用无渗透技术采用保护油气层完井液体系减缓水锁的措施：采用低滤失优质修井液、洗井液等73二、采油生产中的保护油层技术1、合理确定采油工作制度2、保持地层压力开采优点：可延缓或减少原油中的溶解气的逸出；对结垢、析蜡有抑制作用；减轻出砂趋势。二、采油生产中的保护油层技术1、合理确定采油工作制度743、采油生产中油层损害的防治a.防砂(机械防砂、化学防砂)化学防砂包括人工胶结砂和人工井壁防砂方法。b.防无机垢近井地层无机垢的防止一般采用挤注化学抑制剂的方法，对已发生结垢堵塞的情况还必须注清垢剂解除堵塞。c.防治有机垢防止有机垢在地层孔隙的堆积，关键在于维持较高的地层压力和温度；防止有机垢在井筒或管线设备的沉积一般有油管内衬(如玻璃衬里)和涂料油管，也可在油流中加入防蜡抑制剂。清蜡方法有机械清蜡和热力清蜡(包括热洗、热油循环、电热清蜡、热化学清蜡)或用热酸处理；用于地层内的清蜡方法有化学清蜡或热酸处理法。

清除沥青质的沉积一般采用甲苯或甲苯和助溶剂进行解堵处理。3、采油生产中油层损害的防治75三、油井中储层损害的诊断及解堵处理技术1、诊断的意义

在前面我们已知道，油田开发生产过程是储层发生动态变化的过程，也是储层可能产生损害的过程，因此，在开发生产过程中，对储层进行保护和对已损害的储层进行解堵是“增储上产”的重要措施。目前，各老油田的采油井和注水井皆因各种原因发生了不同类型的损害，甚至许多油井已停产，给油田带来了巨大的经济损失，因此，如何治理这些已停产的井，保护面临停产的井、延长它们的生产寿命是摆在我们面前的首要任务。当然，要科学地治理已停产的井，我们必须搞清这些井停产的原因是什么？然后才能针对该原因采取相应的治理措施，如果是因为储层损害而导致的油气流动通道堵塞，我们必须进行解堵措施处理。同样，要延长生产井的使用寿命，应该在预测储层损害的基础上采取相应的保护措施。目前，我国已发展了解除不同储层堵塞的处理措施，但在具体选择这些措施时却存在较大的盲目性，给施工效果带来较大的影响，因此，为提高施工效果和增加油田产量，也必须进行储层损害诊断。三、油井中储层损害的诊断及解堵处理技术762、解堵技术介绍①浓缩酸、低伤害浓缩酸技术

这是近年来发展起来的一项新技术。该技术使用磷酸作为酸化液中的主液，因其酸性相对较弱，酸岩反应速度较慢（比土酸慢10倍左右），故能进行深部酸化；低伤害浓缩酸在溶蚀泥质的同时，又能避免Fe(OH)3、CaF2沉淀的大量生成，对地层的伤害极小。②水力振荡解堵技术

这项技术也是近年来发展起来的一项新技术。它主要是利用水力产生的振荡波清除近井地带的机械杂质、钻井泥浆、沥青胶质沉积等，并能形成不闭合的裂缝，改变原油结构，降低其粘度，加快原油向井底的流动速度。该项技术主要用于解除近井地带的堵塞。其特点是：施工简单、成本低廉、不伤害油层。③合成酸酸化技术

这也是一种新型的深部酸化工艺。利用甲醛和卤盐的复合反应在地层内生成盐酸或氢氟酸，从而达到深部酸化的目的。该技术适用于岩性致密、裂缝不发育、或堵塞半径较大的油水井，1990年至1992年应用比较多，效果也不错。但它无法避免二次沉淀的生成，目前已逐渐被淘汰。2、解堵技术介绍77④HJ-1碱性解堵技术

它是目前解除泥浆中重晶石污染唯一有效的解堵剂。重晶石中的主要成分是BaSO4，该解堵剂的主要成分为一种钡离子螯合剂，它使不溶于水、酸的BaSO4中的Ba2+不断被螯合剂螯合最后变成溶液，从而达到解除重晶石堵塞的目的。该解堵剂还有较强的溶解SO42-垢的能力，因此可解除含BaSO4、CaSO4、CrSO4等的垢。⑤CY-3解堵技术

能明显降低水的表、界面张力，对油污有较强的清洗能力，能解除钻井泥浆滤失、修井作业中的压井液、洗井液等入井液、地层水等产生的水锁堵塞和乳化堵塞，还能解除一些酸不溶物及油污等堵塞。⑥CY-5解堵技术

能解除钻井液聚合物胶体微粒在地层中产生的堵塞，还能解除Ca2+、Mg2+、Fe2+等离子形成的盐垢、腐蚀产物、碳酸盐，以及细菌菌体等堵塞物。⑦CY-6解堵技术

适用于油井，对设备无腐蚀。对井筒套管及近井地带地层形成的蜡堵，胶质沥青堵塞有较强的溶解作用。根据堵塞物程度和类型的不同，适当调整配方，可以提高解堵效果。④HJ-1碱性解堵技术78⑧定向爆破技术⑨循环脉冲解堵技术3、解堵技术的选择方法①根据储层损害的类型和程度来选择

对于初期产量较好，后因压井、洗井、检泵或其它措施引起近井地带损害程度较轻的井，可采用水力振荡、土酸加3～5%互溶剂的办法来处理。对于储层的深部堵塞，或近井地带污染较为严重的井，以及地层本身渗透率较低的井，可采用低伤害酸以达到深部酸化处理的目的。对于某些井生产潜力较大，但正常生产时日产却比较低，或补孔换层后仍不出的井可用12～15%HCl为前置液，15～17%低伤害酸为主处理液来进行处理。此外，还可以采取其它的解堵措施（如：高能气体压裂等）。②根据岩性特征来选择

对于灰质含量较高、泥质含量较低的井可采用浓缩酸来解堵；对于灰质含量和泥质含量都较高的井可采用12～15%HCl为前置液，15～17%低伤害酸来处理，因为低伤害酸可避免二次沉淀的生成。⑧定向爆破技术79③根据储层类型来选择

采用酸化方法来解除储层损害，其成败在于事前确定储层损害的类型。从前述也可以看出，各种解堵技术适用于解除不同的储层损害情况，如HJ-1碱性解堵技术适用于解除重晶石堵塞（即：钻井泥浆导致的储层损害），而有机质（如：石蜡、沥青质和乳状液等）堵塞适用于选择稠油解堵剂。③根据储层类型来选择80损害类型

原因

损害程度外来颗粒堵塞悬浮物含量过高****次生颗粒堵塞腐蚀产物、有机垢、无机垢**细菌堵塞细菌及其代谢产物***粘土膨胀注入水与地层岩石不配伍（如淡水）****微粒运移注水压力波动、流速过高***胶结颗粒扩散、溶解乳化堵塞/水锁表面活性剂、粘性流体侵入***润湿反转表面活性剂**出砂*注水损害类型及原因第三节注水中的保护油层技术损害类型原因81（1）注入水与地层岩石不配伍

注入水造成粘土矿物水化膨胀、分散运移；注水速率太高，引起地层松散微粒分散、运移。一、注水损害机理a、水敏损害——水敏损害是注入水与地层岩石不配伍的主要表现形式，是注水井地层损害的重要原因之一。——水敏矿物中，蒙脱石、伊/蒙间层、白云母是重要的水敏矿物。——许多砂岩储层有10%-15%的粘土矿物——油田注水初期，注入水多为浅层地下水或浅层水、江湖水，矿化度很低（淡水）。

（1）注入水与地层岩石不配伍一、注水损害机理a、水敏损害82

b、速敏损害——速敏矿物有高岭石、伊利石、微晶石英等。——速敏损害程度与注入压力有关，还与水敏损害程度有关。

b、速敏损害83

c、润湿性变化——油层大部分是中间润湿或水湿，水湿油层变为油湿后，渗透率降低40%，采收率也减低。——一切阳离子表面活性剂的滤液、防腐剂、杀菌剂、破乳剂、含沥青油基液盐水、含油液体都会改变油层润湿性。

c、润湿性变化84

注入水与地层水不配伍是指注入水与地层水混合后生成沉淀，以及注入水中的溶解氧和细菌等引起的地层堵塞。a、注入水与地层水混和后生成沉淀——根本原因是注入水与地层水所含难溶离子浓度积大于该化合物的溶度积。（2）注入水与地层流体不配伍

沉淀与无机垢（水型不同、矿化度不同）；有机垢（温度下降等）。注入水与地层水不配伍是指注入水与地层水混合后生85b、溶解氧引起沉淀氧化注水设施，产生Fe(OH)2、Fe(OH)3沉淀有利于好氧菌的繁殖使原油中不溶解性烃衍生物增多而析出沉淀b、溶解氧引起沉淀氧化注水设施，产生Fe(OH)2、Fe(86

Ca(HCO3)2CaCO3+CO2+H2O当压力下降时，PCO2,CO2逸出，平衡向右移动，CaCO3，此外，CO2具有腐蚀性。c、游离二氧化碳引起沉淀Ca(HCO3)287

在注水系统中存在着硫酸盐还原菌（SRB)、腐生菌（TGB）和铁细菌（IB）等多种微生物，这些细菌除自身造成地层堵塞外，还存在下列几种危害：增大悬浮物颗粒含量并增大颗粒直径增大总铁含量4Fe+SO42-+4H2OFeS+3Fe(OH)2+2OH-

增加硫化物含量，SRB能将SO42-还原成二价硫离子，以硫化物形式存在，加剧设备腐蚀，堵塞地层。d、细菌损害在注水系统中存在着硫酸盐还原菌（SRB88（3）注入水水质太差—注入水中机械杂质含量大：堵塞。—注入水中溶解氧含量大：腐蚀、结垢、腐蚀产物、菌体。—含油量大：液阻、乳化堵塞、水相渗透率下降。—细菌含量大：腐蚀、腐蚀产物、菌体。（3）注入水水质太差89

泥砂：0.05-4m的粘土，4-60m的粉砂，>60的细砂

各种腐蚀产物及垢：Fe2O3,CaCO3,CaSO4,FeS等

细菌：SRB5-10m、TGB10-30m

有机物：胶质沥青和石蜡等按颗粒大小分a、注入水机械杂质损害a）机杂种类及大小泥砂：0.05-4m的粘土，4-60m的按颗90

硬性机杂：砂粒、无机垢、腐蚀产物

软性机杂：细菌、有机物

球型状：砂粒、腐蚀产物

片状：粘土有机物、腐蚀产物

条形状：细菌按硬度及形状分硬性机杂：砂粒、无机垢、腐蚀产物按硬度及形91

机杂颗粒堵塞地层实际上是机杂颗粒被地层孔隙所捕获的过程，捕获的机理有：

沉降作用：颗粒直径、密度、颗粒沉降速度。

拦截作用：一种深层过滤过程，颗粒直径、拦截。

惯性作用：颗粒随流体流动时因迂回曲折的孔隙而不断改变流向，但颗粒在惯性力的作用下可能会偏离流向而被捕获。直径密度惯性作用

扩散作用：对于较小的固体颗粒，无规则的扩散运动是它们被捕获的重要原因。b）机杂堵塞机杂颗粒堵塞地层实际上是机杂颗粒被地层孔隙所捕获的过程92

c）四种类型机杂堵塞

井眼变窄外泥饼作用桥堵内泥饼作用井底升高沉淀炮眼堵塞完井液（射孔液、压井液等）

对于多数射孔完成的注水井，炮眼堵塞是注水井损害的主要形式，炮眼堵塞除与机杂颗粒浓度大小以及注入压力有关外，还与储层特征、射孔条件射孔参数等有关c）四种类型机杂堵塞井眼变窄外泥饼作用93

其腐蚀产物可能成为水垢的结晶核，从而加速注入水与地层水混合后产生水垢的速度。b、硫化氢腐蚀物损害其腐蚀产物可能成为水垢的结晶核94

（1）建立合理的工作制度二、注水油层保护技术控制注入水流速低于临界流速，防止速敏损害。调整吸水剖面，