第七章 油田开发生产中的保护油气层技术目 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 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：(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。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l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。l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。l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。l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l类型：石蜡、沥青质。l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。l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。l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。l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。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，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、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。3、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。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。钻井、完井的初始伤害 增产过程及之后的伤害增产过程及之后的伤害生产过程及之后的伤害 生产过程及之后的伤害 生产过程及之后的伤害 生产过程及之后的伤害 生产过程及之后的伤害 生产过程及之后的伤害 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。第三节 注水中的保护油层技术一、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、注水中的保护油气层技术(一)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(二)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