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1、油气层 保护技术,石油大学(华东)石油工程学院 蒋官澄,第一章 概述 一、问题的提出 表1 建井和开采的各个不同阶段地层损害严重性相对大小,注：“-”表示不存在该类储层损害；“*”表示存在该类储层损害的严重程度。,表2 油气井作业过程中可能导致的油气层损害原因及因素,二、国外油气层保护技术的发展历程,三、油气层损害的定义,定义：任何阻止流体从井眼周围流入井底的现象均称为油气层损害。或：在钻井、完井、井下作业及油气田开采全过程中，造成油气层渗透率下降的现象称为油气层损害。,四、油气层损害的原因,在钻井、完井、修井、油气开采等全过程中，由于外来流体的进入或开采措施不当等原因，破坏了地下流体与油气层

2、岩石、油气层流体的平衡条件，导致水化膨胀、微粒运移、细菌堵塞、外来颗粒的侵入等，最终使油气层的渗透率降低。,五、保护油气层技术涉及的技术范围,1、主要思路 2、主要内容 3、特点 (1)是一项系统工程； (2)具有很强的针对性； (3)采用三个结合。,第二章 油气层损害机理,油气层损害机理：油气层损害产生的原因和伴随损害发生的物理、化学变化过程。 目的：认识和诊断油气层损害原因及损害过程。,第一节 油气层损害机理的研究方法,损害的实质：有效渗透率下降。 渗流空间的改变：外来固相侵入、水敏性损害、酸敏性损害、碱敏性损害、微粒运移、结垢、细菌堵塞、应力敏感性损害。 研究油气层损害机理应坚持微观研究

3、与宏观研究相结合。,第二节 油气层潜在损害因素,1、油气层储渗空间 渗流空间主要指孔隙。渗流通道主要指喉道。 喉道：两个颗粒间连通的狭窄部分，是易受损害的敏感部分。 孔隙结构：孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其连通关系，它是从微观上来描述的。 渗透率和孔隙度是从宏观角度来描述岩石的储渗特性。 (1)孔喉类型(缩经喉道、点状喉道、片状喉道、弯片状喉道、管束状喉道),(2)孔隙结构参数 主要有：孔喉大小、分布、孔喉弯曲程度和孔喉连通程度。 a、其它条件相同时，孔喉越大固相颗粒损害程度越大；滤液造成水锁、贾敏等损害的可能性越小。 b、孔喉弯曲程度增加越易受到损害。 c、孔隙连通性越差越易受到损害。

4、 (3)渗透率和孔隙度 渗透率是孔喉大小、均匀性和连通性三者的共同体现。 如果储层的渗透率高孔喉较大、较均匀、连通性好、胶结物含量低、受固相侵入损害的可能性大。 如果储层的渗透率低孔喉较小、连通性差、胶结物含量高、易受水化膨胀、分散运移、水锁、贾敏损害。,2、敏感性矿物 (1)定义与特性 定义：易与流体发生物理化学作用，并导致油气层渗透率降低。 特性：粒经很小(37m)，比表面大，多位于孔喉处。 (2)类型 a、水敏和盐敏矿物 指油气层中与矿化度不同于地层水的水相作用产生水化膨胀或分散、脱离等，并引起油气层渗透率下降的矿物。 主要有：蒙脱石、伊利石/蒙皂石间层矿物、绿泥石/蒙皂石间层矿物。 b

5、、碱敏性矿物 与高pH值外来液作用产生分散、脱离或新的硅酸盐沉淀、硅凝胶体，并引起渗透率下降的矿物。 主要有：长石、微晶石英、各类粘土矿物、蛋白石等。,c、酸敏性矿物 指油气层中与酸液作用产生化学沉淀或酸蚀后释放出微粒，并引起渗透率下降的矿物。 d、速敏矿物 油气层中在高速流体流动作用下发生运移，并堵塞喉道的微粒矿物。 主要有：粘土矿物、粒经小于37m的各种非粘土矿物。 如：石英、长石、方解石。 (3)产状 定义：指在含油气岩石中的分布位置和存在状态，对油气层损害的影响很大。,a、薄膜式：以蒙脱石和伊利石为主，易发生水化膨胀、水锁。,b、栉壳式：以绿泥石为主，易造成微粒运移和酸蚀后生成Fe(O

6、H)3胶凝体和SiO2凝胶体，堵塞孔喉。,c、桥接式：以毛发状、纤维状的伊利石为主，易造成微粒运移。,d、孔隙充填式：以高岭石、绿泥石为主，易造成微粒运移。,(4)敏感性矿物含量与损害程度之间的关系 a、含量越高损害程度越大； b、其它条件相同时，渗透率越低敏感性矿物造成的损害程度越大。 3、油气层岩石的润湿性 (1)定义 (2)分类 (3)作用 a、控制孔隙中的流体分布； b、决定岩石孔道中毛管力的大小和方向； c、影响微粒运移。 (4)与油气层损害的关系,4、油气层流体性质 (1)地层水 指矿化度、离子类型和含量、pH值、水型等。 对损害的影响：a、生成垢；b、发生盐析。 (2)原油性质

7、对油气层损害的影响： a、生成有机垢； b、生成乳状液。 (3)天然气性质 主要是H2S、CO2。 可造成微粒堵塞，生成FeS沉淀。,a、机理 b、影响因素 (a)颗粒粒经与孔喉直径的匹配关系； (b)颗粒浓度C：注水、压井和修井中，颗粒浓度C损害程度； 最近的研究发现，钻井液中固相含量的多少对渗透率损害没有明显的因果关系。,第三节 外因作用下引起的油气层损害,1、外界流体进入油气层引起的损害,(1)流体中固相颗粒堵塞油气层,(c)施工压差P、剪切速率D和施工时间t： 在屏蔽暂堵中，施工压差P损害程度； 剪切速率D破坏外滤饼，钻井液中的颗粒进入孔隙的机会如果不匹配，进入的深度增加；如果匹配，适

8、当提高钻速，有利于形成内滤饼。 施工时间t注水、压井和修井中，滤失量、损害程度；钻井中，如果内外滤饼形成的质量不好，施工时间t损害程度。,c、特点 (a)一般在近井地带造成严重的损害； (b)当，且颗粒浓度低时颗粒侵入深度大，但损害程度低，但该损害程度随时间的增加而增加； (c)对于中、高渗透性砂岩，尤其是裂缝性油气层，颗粒的侵入深度和损害程度较大。,(a)当物性相似时，水敏性矿物含量越多，水敏性损害程度越大； (b)各粘土矿物对水敏性影响强弱顺序为： 蒙脱石伊利石蒙皂石层间矿物伊利石高岭石、绿泥石 (c)当水敏性矿物含量及存在状态相似时，高渗油气层的水敏性损害低于低渗油气层； (d)C外来液

9、越低，引起的水敏性损害越强。 如果越高，引起的水敏性损害也可能越大。 (e)外来液矿化度降低速度越快，引起的水敏损害越强； (f)当外来液的矿化度相同时，外来液中含高价阳离子的成分越多，引起的水敏性损害程度越弱。 阳离子价数越高，它与粘土负电荷中心的作用力越强，阳离子越易吸附到粘土表面和晶层间。,(2)外来流体与岩石不配伍,a、水敏性损害,(a)原因： (i)粘土矿物的铝氧八面体在碱性溶液作用下，使粘土表面的负电荷增多，导致晶层间斥力增加，促使水化分散； (ii)隐晶质石英和蛋白质等较易与氢氧化物反应生成不可溶性硅酸盐，这种硅酸盐可在适当的pH值范围内形成硅凝胶而堵塞孔道。 (b)影响因素 (

10、i)碱敏性矿物含量； (ii)液体的pH值。它起主要作用，pH值越大，造成的碱敏损害越大； (iii)液体侵入量。,b、碱敏性损害,c、酸敏性损害,(a)原因 (b)定义 (c)控制因素 酸液类型和组成； 酸敏性矿物含量； 酸化后返排的时间及效果。,(a)危害 (b)影响因素 (i)pH： (ii)聚合物处理剂； (iii)无机阳离子：没有表面活性剂时，无机阳离子对岩石的润湿性没有明显影响；当有表面活性剂时，无机阳离子特别是高价阳离子可增强岩石的油润湿。因为无机阳离子使表面活性剂的溶解度降低，在岩石表面的吸附增加；多价阳离子可使表面活性剂的活性增加；多价阳离子可使阴离子表面活性剂之间发生络合作

11、用，其络合产物更易吸附于岩石表面。 (iiii)温度：温度增加，表面活性剂与水的亲合力增强，在岩石表面的吸附减弱，油湿性减弱，水湿性增强。,d、水润湿变为油润湿引起的损害,(3)外来流体与地层流体不配伍,A、结垢,a、无机垢 影响因素： a)外界流体和油气层液体中盐类的组成及浓度； b)液体的pH值 b、有机垢 指石蜡、沥青及胶质等。 影响因素： a)外来液体引起原油pH值改变而导致沉淀，高pH值液体可促使沥青絮凝、沉积；一些含沥青的原油与酸反应形成沥青质、树脂、蜡的胶状污泥。 b)气体和低表面张力的流体侵入油气层，可促使有机垢的生成。,a、危害 (a)一方面比孔喉尺寸大的乳状滴堵塞孔喉； (

12、b)另一方面是提高流体的粘度，增加流动阻力。 b、影响因素 (a)表面活性剂的性质和浓度； (b)微粒的存在； (c)油气层的润湿性。,B、乳化堵塞,C、细菌堵塞,a、损害的原因 (a)细菌繁殖很快，常以体积较大的菌络存在，堵塞孔道； (b)腐生菌和铁细菌都能产生粘液，堵塞油气层； (c)细菌代谢的CO2、H2S、S2-、OH-，CaCO3、Fe(OH)3等无机垢。 b、影响因素 (a)环境条件(t、P、矿化度、pH)； (b)营养物。,a、原因 b、定义 水锁损害：非润湿相驱替润湿相而造成的毛细管阻力油相渗透率K0降低。,(4)外来流体进入油气层影响油水分布造成损害(毛细管阻力造成的损害),

13、所以，对于低渗油气层，易产生水锁损害。,贾敏损害：非润湿液滴对润湿相液体流动产生附加阻力油相渗透率K0降低。,c、影响因素 (a)外来水相侵入量； (b)油气层孔喉半径。 对于低渗油气层：水锁、贾敏损害明显。,在相同油气层条件下，一般生产压差越大，流速越大，微粒运移的程度越大。 a、影响临界流速的因素 (a)油气层的成岩性、胶结性和微粒粒经； (b)孔隙几何形状和流道表面出早粗糙度； (c)岩石和微粒的润湿性； (d)流体的离子强度和pH值； pH值增加临界流速降低，但变化不明显 (e)界面张力和流体粘滞力； (f)温度影响。,2、工程因素和油气层环境条件发生变化造成的损害,(1)作业或生产压

14、差引起的油气层损害,1)微粒运移产生速敏损害(生产压差过大),b、影响微粒运移，并引起堵塞的因素有： (a)颗粒级配、颗粒浓度； 假如，很易堵塞； 假如颗粒浓度增加堵塞程度增加。 (b)颗粒越粗糙，孔喉弯曲度越大，堵塞的可能性就越大； (c)V(P)增加堵塞程度增加、且堵塞强度增大； (d)流速方向不同，对微粒运移堵塞也有影响；,a、原因 b、压力降低形成垢的机理 (a)无机垢的形成 油层压力降低脱气，使原来的CO2分配在油、水两相中，导致分配在油、水、气三相中水相中CO2的减少，pH增加HCO3-解离为CO32-促使生成CaCO3沉淀物。 (b)有机垢的形成 油气层压力降低，原油中的轻质组分

15、和溶解气挥发蜡在原油中的溶解度降低石蜡沉积。,2)无机和有机沉淀物(油气层流体产生),3)应力敏感性损害,a、原因 b、影响应力敏感性损害的因素 (a)压差；(b)油气层自身的能量；(c)油气藏类型。,损害程度很大。 影响因素： a、作业压差； b、地层的性质。,4)压漏油气层造成损害,5)引起出砂和地层坍塌造成损害,损害程度很大。 当地层比较疏松时，在没有采取固结措施之前，一定要控制使用适当的压力进行开采。,当作业压差较大时，在高压差的作用下，进入油气层的固相量和滤液量必然较大，相应地固相损害和液相损害的深度加深，从而加大油气层损害的程度。,6)加深油气层损害的深度,a、增加损害 b、引起结

16、垢损害 当温度降低时，放热沉淀反应生成的沉淀物的溶解度降低，析出无机沉淀； 当原油的温度低于石蜡的初凝点时，石蜡将在油气层孔道中沉积，生成有机垢； 当温度升高时，使吸热沉淀反应更易发生，有可能引起无机垢损害。,(2)温度变化引起的油气层损害,(3)生产和作业时间,a、生产或作业时间延长，油气层损害的程度增加； b、影响损害的深度。 机理综述：(a)油气层损害的原因多样性： (b)油气层损害原因相互联系性 (c)油气层损害原因具有动态性,第三章 岩心分析,一、X-射线衍射技术(XRD),作用： 1、地层微粒分析； 2、全岩分析； 3、粘土矿物类型鉴定和含量计算； 4、间层矿物的鉴定和层间比的计算

17、。,二、扫描电镜技术(SEM),作用： 1、地层微粒的观察； 2、粘土矿物的观测； 3、油气层孔喉的观测； 4、含铁矿物的检测； 5、油气层损害的检测。,三、薄片技术,应用： 1、岩石的结构与构造； 2、骨架颗粒的成分及成岩作用； 3、孔隙特征； 4、不同产状粘土矿物含量的计算； 5、荧光薄片应用。,四、压汞法测岩石毛管压力曲线,应用： 1、储集岩的分类评价； 2、损害机理分析 3、钻井完井液设计； 4、入井流体悬浮固相控制； 5、评价和筛选工作液。,四、其它岩心分析技术,1、傅里叶变换红外光谱分析； 2、CT扫描技术； 3、核磁共振成象技术(NMRI)； 4、电子探针等。,包括速敏、水敏、盐

18、敏、碱敏、酸敏和应力敏感性六敏实验,第四章 储层损害的评价方法,第一节 敏感性评价实验,代表性岩样的选取,油气层的速敏性是指在钻井、测试、试油、采油、增产作业、注水等作业或生产过程中，当流体在油气层中流动时，引起油气层中微粒运移并堵塞喉道造成油气层渗透率下降的现象。 目的：(1)找出临界流速，以及由速度敏感引起的油气层损害程度；(2)为以下的敏感性评价实验及其它的各种损害评价实验确定合理的实验流速提供依据。一般定为0.8倍临界流速；(3)为确定合理的注采速度提供科学依据。,一、速敏性评价,(1)速敏概念和实验目的,(2)原理及作法,测定不同流量Qi对应的渗透率Ki-1值。从注入速度与渗透率的变

19、化关系上，判断油气层岩心对流速的敏感性，并找出渗透率明显下降的临界流速。,损害程度=(KmaxKmin)/Kmax100%,油气层的这种遇淡水后渗透率降低的现象，称为水敏。 目的：水敏实验的目的是了解粘土矿物遇淡水后的膨胀、分散、运移过程，找出发生水敏的条件及水敏引起的油气层损害程度，为各类工作液的设计提供依据。,二、水敏性评价,(1)水敏概念和实验目的,(2)原理及评价指标,首先用地层水测定岩心的渗透率Kf，然后再用次地层水测定岩心的渗透率，最后用淡水测定岩心的渗透率KW，从而确定淡水引起岩心中粘土矿物的水化膨胀及造成的损害程度。,目的：盐敏评价实验的目的是找出盐敏发生的条件，以及由盐敏引起

20、的油气层损害程度，为各类工作液的设计提供依据。,三、盐敏性评价,(1)盐敏概念和实验目的,(2)原理及评价指标,通过向岩心注入不同矿化度等级的盐水(按地层水的化学组成配制)并测定各矿化度下岩心对盐水的渗透率。一般要作升高矿化度和降低矿化度两种盐敏评价实验。 对地层水矿化度较高的油气层，由于工作液的矿化度一般不会超过地层水的矿化度，因此可以不评价矿化度升高产生的盐敏问题。 评价指标同水敏性评价。,当高pH值流体进入油气层后，将造成油气层中粘土矿物和硅质胶结的结构破坏(主要是粘土矿物解理和胶结物溶解后释放微粒)，从而造成油气层的堵塞损害；此外，大量的氢氧根与某些二价阳离子结合会生成不溶物，造成油气

21、层的堵塞损害。 目的：找出碱敏发生的条件，主要是临界pH值，以及由碱敏引起的油气层损害程度，为各类工作液的设计提供依据。,四、碱敏性评价,(1)碱敏性的概念和实验目的,(2)原理及评价指标,通过注入不同pH值的地层水并测定其渗透率，根据渗透率的变化来评价碱敏损害程度，找出碱敏损害发生的条件。一般从地层水的pH值开始，最后定为12。 评价指标同速敏实验。,目的：研究各种酸液的酸敏程度，其本质是研究酸液与油气层的配合性，为油气层基质酸化和酸化解堵设计提供依据。,五、酸敏性评价,(1)酸敏性的概念和实验目的,(2)原理及评价指标,酸敏实验包括鲜酸(一定浓度的盐酸、氢氟酸、土酸)和残酸(可用鲜酸与另一

22、块岩心反应后制备)的敏感实验，作法为：(1) 用地层水测基础渗透率，再用煤油测出酸作用前的渗透率K1(正向)；(2) 反向注入0.51.0倍孔隙体积的酸液；(3)用煤油正向测出恢复渗透率K2。用实验所测的两个渗透率K1和K2,计算K2/K1的比值来评价酸敏程度，,六、应力敏感性评价,影响应力敏感损害的因素是：压差、油气层自身的能量和油气藏的类型。,第二节 工作液对油气层的损害评价,一、工作液的静态损害评价,该法主要利用各种静滤失实验装置测定工作液滤入岩心前后渗透率的变化，来评价工作液对油气层的损害程度并优选工作液配方。实验时，要尽可能模拟地层的温度和压力条件。 Rs=(1-Kop/Ko)100

23、% Rs值越大，损害越严重。,二、工作液的动态损害评价,在尽量模拟地层实验工况条件下，评价工作液对油气层的综合损害(包括液相和固相及添加剂对油气层的损害)，为优选损害最小的工作液和最优施工工艺参数提供科学的依据。,三、 用多点渗透率仪测量损害深度和损害程度,四、其它评价实验简介,其它评价实验还有体积流量评价实验、系列流体评价实验、离心法测毛管压力快速评价工作液及正反向流动实验、润湿性实验、相对渗透率曲线等实验。,随着技术的不断进步，油气层损害的室内评价技术也在向前发展，目前已形成了如下几个发展方向： (1)全模拟实验，如温度、压力(回压、地层压力)、剪切等； (2)多点渗透率仪的应用，由短岩心

24、向长岩心发展； (3)小尺寸岩心向大尺寸岩心发展 (4)实验的自动化，广泛引入计算机数据采集； (5)计算机数学模拟与室内物理模拟的结合。,第五章 保护油气层的钻井技术,第一节 钻井过程中造成油气层损害的因素及保护油气层的钻井技术,一、钻井过程中造成油气层损害的原因,1、钻井液中固相颗粒堵塞油气层 影响损害程度的因素：随固相含量增加而增大；固相颗粒的尺寸和级配；侵入深度随压差增大而加深。 2、钻井液滤液与油气层岩石不配伍引起的损害 水敏；盐敏；碱敏；润湿反转；表面吸附。 3、钻井液滤液与油气层流体不配伍引起的损害 无机盐沉淀、形成处理剂不溶物、发生水锁效应、形成乳化堵塞、细菌堵塞。 4、油相渗

25、透率变化引起的损害 5、负压差急剧变化引起的油气层损害,二、钻井过程中造成油气层损害程度的工程因素,1、压差,2、浸泡时间,3、环空返速,4、钻井液性能,三、保护油气层的钻井工艺技术,1、建立四个压力剖面(地层孔隙压力、破裂压力、地应力、坍塌压力)，为井 身结构、钻井液密度设计提供科学依据,2、确定合理的井身结构是实现近平衡压力钻井的基本保证，特别是多压力层 系，尽可能使油气层所在的裸眼井段处于同一压力体系,3、实现近平衡压力钻井，控制油气层的压差处于安全的最低值,4、降低浸泡时间,(1)采用优选参数钻井；(2)采用与地层特性相匹配的钻井液，加强钻井工艺技术措施及静控工作，防止井下复杂事故的发

26、生；(3)提高测井一次成功率，缩短完井时间；(4)加强管理，降低机修、组停、辅助工作和其它非生产时间。,5、搞好中途测试,6、搞好井控，防止井喷漏对油气层的损害,7、钻进多套压力层系地层所采用的保护油气层钻井技术,采用中途测试，可以在钻井过程中早期及时发现油气层，准确认识油气层的特性，正确评价油气层的产能。,钻井过程一旦发生井喷就会诱发大量油气层潜在损害因素；井漏会使大量钻井液进入油气层，造成固相堵塞。,7、调整井保护油气层钻井技术,(1)损害原因 a、多压力层系； b、地层孔隙压力、渗透率、孔隙度、岩石组成与结构均已发生变化； c、油气水分布发生变化，相渗透率也随之而改变。 (2)保护技术

27、a、搞清井区地层孔隙压力、建立孔隙压力和破裂压力曲线； b、对于裸眼井段均为低压层的井，应按地层压力系数，优选相应类别的低密度钻井液，实现近平衡压力钻井、或预先在钻井液中加解堵的堵漏剂来防漏。 c、如裸眼井段为多压力层系、高压层是长期注水引起的，则应在钻调整井之前进行泄压。如个别地层压力极高，可预先打泄压井。 d、如高压层是原始高压层，且裸眼井段是多压力层系，则应通过合理井身结构来解决。,第二节 保护油气层的固井技术,一、固井质量与保护油气层之间的关系,1、环空封固质量不好，不同压力系统的油气水层相互干扰和窜流，易诱发油气层潜在损害因素。 2、环空封固质量不好，当油井进行增产作业、注水、热采等

28、作业时，各种工作液就会在井下各层中窜流，对油气层产生损害。 3、环空封固质量不好，会使油气上窜至非产层，引起油气资源损失； 4、固井质量不好，易发生套管损坏和腐蚀，引起油气水互窜，造成对油气层损害。,二、固井质量对保护油气层损害原因分析,1、固相颗粒堵塞； 2、水泥浆滤液与储层岩石和流体作用而引起的损害(水泥浆滤液通常很大) (1)水泥与水发生水化反应时在滤液中形成大量Ca2+、Mg2+、Fg2+、 OH- 、CO32-等离子，可与地层离子作用形成无机垢， OH-会诱发碱敏的发生。 (2)发生水锁、乳化堵塞； (3)滤液含表面活性剂时可引起岩石润湿反转。 3、水泥浆中无机盐结晶沉淀对油气层的损

29、害。,1、提高固井质量 改善水泥浆性能。 依据地层孔隙压力和破裂压力，选用水泥浆密度，控制合理压差，严防固井过程发生油气侵和井漏。 提高顶替效率。 防止水泥浆失重引起环空窜流。 推广应用注水泥计算机辅助设计软件。 2、降低水泥浆滤失量 为了减少水泥浆固相颗粒及滤液对油气层的损害，需在水泥浆中加入降滤失剂，控制滤失量小于250ml。 3、采用屏蔽暂堵钻井液技术,三、保护油气层的固井技术,第六章 保护油气层的钻井液完井液技术,第一节 保护油气层的钻井液技术,一、保护油气层对钻井液的要求,1、钻井液密度可调，满足不同压力油气层近平衡压力钻井的需要 2、降低钻井液中固相颗粒对油气层的损害 依据所钻油气

30、层的孔喉直径，选择匹配的固相颗粒尺寸大小、级配和数量，用以减少固相侵入油气层的数量与深度。还可以根据油气层特性选用暂堵剂，在油井投产时再进行解堵。对于固相颗粒堵塞会造成油气层严重损害且不易解堵的井，钻开油气层时，应尽可能采用无固相或无膨润土钻井液。,3、钻井液必须与油气层岩石相配伍 中、强水敏性油气层应采用强抑制性钻井液。对于盐敏性油气层，钻井液的矿化度应控制在两个临界矿化度之间。对于碱敏性油气层，钻井液的pH值应尽可能控制在78;如需调控pH值，最好不用烧碱作为碱度控制剂。对于非酸敏油气层，可选用酸溶处理剂或暂堵剂。对于速敏性油气层，应尽量降低压差和严防井漏。采用油基或油包水钻井液、水包油钻

31、井液时，最好选用非离子型乳化剂，以免发生润湿反转等。 4、钻井液滤液组分必须与油气层中流体相配伍 应考虑的因素：滤液中所含的无机离子和处理剂不与地层中流体发生沉淀反应；滤液与地层中流体不发生乳化堵塞作用；滤液表面张力低，以防发生水锁作用；滤液中所含细菌在油气层所处环境中不会繁殖生长。 5、钻井液的组成与性能都能满足保护油气层的需要,二、钻开油气层的钻井液类型,三、屏蔽暂堵保护油气层技术,1、技术构思 2、技术要求 (1)测定油气层孔喉分布曲线及孔喉的平均直径； (2)按1/22/3孔喉直径选择架桥粒子的颗粒尺寸，使其在钻井液中的含量大于3%； (3)按颗粒直径小于架桥粒子(约1/4孔喉直径)选

32、用充填粒子，其加量大于1.5%； (4)加入可变形的粒子如：SAS、氧化沥青、石蜡、树脂等，加量一般为12%，粒经与充填粒子相当。变形粒子的软化点与油气层温度相适应。 3、实施方案 油气层孔喉大小及分布研究屏蔽暂堵技术室内研究提出现场实施方案，进行现场试验收集试油、开采资料，综合分析评价技术经济效益推广应用。,现场实施方案： a、进入油气层前处理钻井液，并测定钻井液的粒经分布； b、进入油气层前加入各种暂堵剂； c、进入油气层后检测钻井液中的颗粒粒经，并视情况补加暂堵剂； d、加入暂堵剂后，停止使用能清除暂堵剂的地面固控设备。,第二节 保护油气层的射孔液技术,一、对射孔液的基本要求,1、保证与

33、油气层岩石和流体相配伍 2、防止射孔作业过程中和射孔后的后续作业过程中，对油气层不造成损害 3、满足射孔和后续作业的要求，即应具有一定密度、具备压井条件 4、应具有适当的流变性，以满足循环清洗炮眼的要求,二、射孔液种类,1、无固相清洁盐水 2、阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液 3、无固相聚合物盐水射孔液 4、暂堵型聚合物射孔液 5、油基射孔液 6、酸基射孔液,第七章 保护油气层的完井技术,第一节 射孔完井的保护油气层技术,一、射孔对油气层的损害分析,1、成孔过程对油气层的损害 2、射孔参数不合理或油气层打开程度不完善对油气层的损害 3、射孔压差不当对油气层的损害 4、射孔液对油气层的损害,二、保护

34、油气层的射孔完井技术,1、正压差射孔的保护油气层技术 (1)采用与油气层相配伍的无固相射孔液 (2)控制正压差不超过2MPa 2、负压差射孔的保护油气层技术 (1)采用与油气层相配伍的无固相射孔液 (2)科学合理地确定负压差值 3、合理负压差值的确定 (1)若负压差值偏低，便不能保证孔眼完全清洁畅通 (2)合理负压差值的计算 a、若油气层没有出砂历史，则Prec=0.2Pmin +0.8Pmax 若油气层有出砂历史，则Prec=0.8Pmin +0.2Pmax b、根据油气层渗透率确定最小负压差值Pmin,c、根据油气层的声波时差，确定最大负压差值Pmax Pmax(气井)=33.095-0.

35、0524DTas Pmax(油井)=24.132-0.0399DTas 若声波时差DTas 300s/m时，Pmax=0.8套管抗挤毁压力 4、射孔液的合理选择、设计 5、射孔参数优化设计,1、割缝衬管防砂保护油气层技术 2、砾石充填防砂护油气层技术 (1)砾石质量要求 (2)砾石充填液对油气层的影响及其保护技术,第二节 防砂完井的保护油气层技术,一、油层出砂机理,二、保护油气层的防砂完井技术,第三节 完井方法的优选,一、根据油气藏类型选择,二、根据油气层特性选择,三、工程技术及措施要求,油田开发生产过程 中的保护油气层技术,石油大学(华东)石油工程系,目 录,第一节 概述 第二节 采油生产中

36、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 专题一：油水井储层损害诊断技术 一、油水井储层损害的矿场诊断技术 二、根据建立的数学模型诊断油气层损害程度和类型 专题二：油气层敏感性的预测技术 专题三：油气层损害机理的经验分析 专题四：保护油气层的防砂技术,第一节 概述 一、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

37、作业，才恢复了日产56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法，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：,(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。,二、油田开发生产中保护油气层研究的思路及内容,保护油层室内评价研

38、究程序框图,第二节 采油生产中的油层保护技术 一、采油生产中的油层损害因素分析 1、生产压差不合理 易引起速敏性损害。 流体流速是控制微粒在孔隙基质中运动的主要参数。 2、结垢堵塞 (1)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

39、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。 (2)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

40、。引起沥青质沉积的主要因素是压力、其次为温度。 3、脱气 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。,4、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

41、，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。 二、采油生产中的保护油层技术 1、技术思路,2、合理确定采油工作制度,3、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。 4、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

42、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。,三、油井中储层损害的诊断及解堵处理技术 1、储层损害诊断的意义 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

43、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

44、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。,2、解堵技术介绍 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。 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

45、地带的堵塞。其特点是：施工简单、成本低廉、不伤害油层。 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。,HJ-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

46、的能力，因此可解除含BaSO4、CaSO4、CrSO4等的垢。 CY-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。 CY-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。 CY-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。,定向爆破

47、技术 循环脉冲解堵技术 3、解堵技术的选择方法 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35%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1215%HCl为前置液，1517%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）。 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

48、灰质含量和泥质含量都较高的井可采用1215%HCl为前置液，1517%低伤害酸来处理，因为低伤害酸可避免二次沉淀的生成。,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。 4、应用实例 应用储层损害诊断软件分别在胜利、大港和江苏油田进行了储层损害诊断，其结果如下。,在渤南油田各油井损害类型和程度诊断的应用表,在渤南油田各油井解堵措施与效果表,第三节 注水中的保护油层

49、技术 一、注水中油层损害因素分析 (一)地层岩石特性 1、敏感性矿物的含量及产状 2、岩石的储渗空间物性 (二)地层流体特性 1、地层水的性质 包括矿化度、阳离子成分、阴离子成分、水型。 2、原油性质 包括密度、相对密度、压缩系数、原油粘度、体积系数、凝固点、含硫量、含胶质量、含沥青量、含蜡量以及其它杂质含量。 3、天然气性质,1、注入水与地层岩石不配伍 (1)水敏损害 (2)机杂堵塞 (3)注入水造成岩石表面润湿性反转 2、注入水与地层流体不配伍 (1)结垢,(2)注入水与地层原油生成乳状液 乳化液滴损害的主要形式有液锁和吸附。 (3)注入水引起的细菌堵塞 (4)注入水中的溶解气引起的损害

50、3、注入水损害因素的相互影响 (1)细菌的存在增加悬浮物颗粒含量并增大颗粒粒径 (2)水中微生物的生长和繁殖将会加剧结晶和沉淀的作用 (3)较低的pH值可抑制结晶的产生 (4)含机械杂质及残余油的油田污水进入回注系统，给细菌提供了很好的营养源，加速细菌反应。 (5)较低的注入速度有利于细菌繁殖及垢的生成，较高的注水速度导致微粒运移，并加速腐蚀反映。 (6)油滴和悬浮物能大量吸附化学剂，降低化学剂的效果。,(四)不合理的工作制度造成的损害 1、注水强度过大引起的速敏损害 2、其它不当操作引起的损害 如：作业时，因压井液侵入注水层段而造成的损害；注水井酸化措施不当，破坏了骨架结构或生成沉淀物，造成

51、地层的二次损害；未按规定程序洗井、井筒不清洁，从而使井筒中的污物随注入水进入地层。 二、注水中的储层损害实例 1、在江苏油田，目前的注入水水质普遍不达标，关键在污水含油、机杂、细菌、CO2等。 2、注水井的洗井制度不能保证实施，即使洗井也无法保证泵口、井口、出口水质一致(如江苏、大港油田等)。 3、江苏富民油田由于电力紧张的影响，使注水压力无法平稳。 4、江苏富民油田注水有效率很低，长期注水的目的层却由于种种原因注不进去，拟进行分层注水又由于封隔器质量问题或水质问题或压力波动大的问题而无法得以实施。 5、江苏富民油田注水结垢问题也同样严重，需进一步研究。,6、江苏油田未建立合理的注入水水质标准

52、和工艺条件。 7、江苏富民油田污水回注系统的腐蚀严重，包括细菌问题，但具体原因有待进一步分析研究。 8、在注水过程中，有一半的注水管线内部结垢，内径变小。 9、在注水过程中，单方向突进严重。 10、在采油过程中，生产压差建立得太快，引起出砂和微粒运移等。 三、注水中的保护油气层技术 (一)注水中保护油气层技术的思路,(二)水质和水质保障体系 1、水源水的选择 2、确定注入水水质 我国石油工业不同时期注入水水质标准统计表 一般注入水应满足以下要求： (1)机杂含量及其粒径不堵塞喉道； (2)注入水中的溶解气、细菌等造成的腐蚀产物、沉淀不造成油层堵塞； (3)与油层水相配伍； (4)与油层的岩石和

53、原油相配伍。 切忌用一种水质标准来对不同类型油层的注入水水质进行对比评价。 3、水质保证体系概念设计 1) 水质保证体系的设计原则 (1)水处理流程和设备能满足本区块的注入水水质处理的要求； (2)能满足注入水开发期水源水(淡水、清污回注水、污水)变化的要求；,(3)体系运行稳定、操作维护简单、经济实用； (4)注水管理系统完整、水质检测规范。 2) 水质保证体系的组成 (三)合理工作制度的确定 1、注水强度的计算 Q 1.8310-3QcA = H Dc2c 式中：A=0.7(dh)0.3r(rh12)0.5SPcSe，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

54、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。 2、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。 3、正确选用各类处理剂 四、在水井中储层损害的诊断及处理技术 1、增注措施的选择原理 根据各种解堵技术的不同增注原理，我们必须根据水井油气层被损害的情况选择相应的增注处理技术。,第四节 酸化作业中的保护油气层技术 一、酸化作业中的油

55、层损害因素 1、酸液与油层流体不配伍 (1) 酸液与油层原油不配伍 当酸液与油层流体接触时，主要存在两种损害机理，即刚性膜乳状液的形成以及沥青稀淤泥的沉积。 原油的分类：石蜡基原油和沥青质原油(根据原油重质组分的特性)。 人们称酸处理作业中由原油与酸接触而产生的沥青稀淤泥为酸渣。酸渣一旦产生，会对油层带来永久性损害，很难消除。沥青稀淤泥主要发生在API重度不小于27、沥青稀含量不大于3%(质量分数)的原油中。 影响酸渣形成的主要因素为： 使用盐酸：增加盐酸的强度会加剧酸渣的形成。因此，当存在沥青质原油时，决不能使用浓度为28%以上的盐酸。 酸中含铁：含铁离子尤其是三价铁离子的酸会加剧酸渣的形成

56、。 使用土酸：土酸造成的沥青稀淤泥沉积问题比盐酸还要严重。 低表面张力液体的使用：,不配伍的酸液添加剂： Houchin等人的研究证明：API重度不小于22，沥青稀含量不小于4%的原油一般会形成刚性膜乳状液。 (2) 酸液与地层水不配伍 2、酸液与油层岩石不配伍 1)酸液与油层矿物反应产生二次沉淀； 2)酸液的冲刷与溶解作用造成微粒运移； 3)酸化产生水锁和岩石润湿性改变。 3、添加剂选择不当 4、酸化设计、施工不当 (1)施工参数选择不当 酸化施工参数包括酸浓度、施工泵压、施工排量、酸液用量等。 (2)施工中的油层损害,二、酸化过程中的储层损害实例 1、酸化处理增产的效果很明显。从这方面来看

57、，在钻井、完井中存在油层损害。 2、对酸液与地层岩石配伍性研究较多，而酸液与储层流体的配伍性及酸化工艺研究较少。 3、各类酸对各类储层的酸化效果尚需进一步研究。 4、由于地层压力系数较低，使残酸返排未能达到满意效果，残酸返排是困扰江苏石油勘探局油井酸化施工的一大难题。 5、酸化配方及与储层和井内各种流体配伍，及选井等方面的研究工作还不够，故对酸化效果无法预测，造成酸化施工过程中的盲目性。 三、酸化作业中的保护油气层技术 1、基础数据的录取 2、油层损害的判断 3、正确选择酸液 4、优选酸液添加剂 粘土稳定剂、助排剂、络合剂、还原剂、缓蚀剂、表面活性剂、抗淤渣剂、互溶剂。,5、优选施工参数 注入

58、压力或速度、注酸量、后置液、排液速度。 6、施工中的质量保证 第五节 压裂作业中的保护油气层技术 一、压裂作业中的油层损害因素分析 1、压裂液与地层流体不配伍 (1)压裂液与原油不配伍 (2)压裂液与地层水不配伍 2、压裂液与地层岩石不配伍 3、压裂液对支撑裂缝导流能力的损害 1)压裂液浓缩对支撑裂缝导流能力的损害 2)压裂液残渣对支撑裂缝导流能力的损害 3)压裂剂对支撑裂缝导流能力的损害,三、压裂作业中的保护油气层技术 1、基础数据的录取 2、优选压裂液体系 水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、乳化压裂液 3、优选压裂液添加剂 降滤失添加剂、粘土稳定剂、破乳剂、助排剂、破胶剂。 4、支撑剂的

59、选择 支撑剂强度、颗粒大小及分布、品质(纯度与杂质含量)、圆度和球度、支撑剂密度。 5、优选施工 施工参数的优化、精心组织施工、选择排液措施。,第六节 修井作业中的保护油气层技术 一、修井作业中的油层损害 1、修井入井液对油层的损害因素分析 1)修井入井液中固体微粒侵入损害 2)修井入井液与油层及地下流体不配伍损害 3)微生物损害 2、修井作业技术措施不当对油层的损害 二、保护油层优质修井选择 1、优选化学添加剂 2、控制悬浮固体颗粒粒径和数量 3、控制密度指标 循环洗井、冲砂液的密度应不大于1g/cm3，压井液密度应为作业区域地层压力再附加10%20%。 4、控制滤失量到最低程度,5、控制一定的pH值在临界pH值以下。 6、含盐量的控制在两个临界盐度值范围内。 7、