石油工程系论文油田开发生产中的保护油气层技术.doc

《石油工程系论文油田开发生产中的保护油气层技术.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《石油工程系论文油田开发生产中的保护油气层技术.doc（21页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、油田开发生产中的保护油气层技术姓名：*学号:* 班级:*指导老师：*前言保护油气层技术是石油工业20世纪70年代以后发展起来的一项新兴系列的技术，他对及时发现油气藏，正确评价油气藏，保护油气可采储量，充分利用油气资源，保护油井产能，提高油气产量，降低原油生产成本具有十分重大的意义和不可代替的作用。保护油气层技术是一项涉及多科学、多专业、多部门并贯穿整个油气生产过程的系统工程。此项技术涉及地质、钻机、测井、试油、开发、采油、井下作业等多个部门。目录第一章、 油田开发生产过程中的保护油气层技术的重要性41、重要性4第二章 采油生产中的保护油层技术61、采油损害分析62、采油过程保护技术73、采油生

2、产中的保护油层技术84、油井中储层损害的诊断及解堵处理技术9 5、 采油过程中的保护油气层技术措施10第三章、 注水中的保护油层技术111、注水损害机理112、注水油层保护技术143、注水油层损害的解除15第四章、采气中的保护油层技术161、采气引起的储层损害162、采气过程保护技术163、采气过程损害的解除16第五章、酸化作业中的保护油气层技术171、 排液不及时造成的损害；172、压裂作业中的油气层损害及保护技术183、压裂作业中保护油气层技术19参考文献：21第一章、 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，

3、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)损害更具叠加性油气田开发生产过程是油气层发生动

4、态变化的过程。油气层一旦投入开发生产，油气层的压力、温度及其储渗特性都在不断地发生变化。同时，各个作业环节带给油气层的各类入井流体及固相微粒也参与了以上的变化。这种变化过程主要包括以下几个方面：（1）在油气层的储集空间中，油、气、水不断重新分布。例如：注气、注水引起含水、含气饱和度改变；（2）油气层的岩石储、渗空间不断改变。例如：粘土矿物遇淡水发生膨胀，引起储、渗空间减少，严重时堵塞孔道，外来固相微粒或各种垢的堵塞作用，使储、渗空间缩小；（3）岩石的润湿性改变或润湿反转。例如：阳离子表面活性剂能改变油层岩石的表面性质；（4）油气层的水动力学场（压力、地应力、天然驱动能量）和温度场不断破坏和不断

5、重新平衡。例如：注蒸汽使地层压力、温度升高，改善了油的粘度，使油的相对渗透率增加，但是，由于热蒸汽到地下冷却后可凝析出淡水，很可能会造成水敏损害。诸如上述多种变化常常表现为固相微粒堵塞、微粒运移、次生矿物沉积、结垢、乳化堵塞、润湿反转、细菌堵塞、出砂等等多种损害方式。其本质是不断地改变油、气、水的相对渗透率。如果开发生产中措施得当，避免了损害，保护了油气层，就可改善油、气的相对渗透率，可望获得高的采收率；反之，若措施不当，损害了油气层，则可能降低油、气、水的相对渗透率，得到的是一个低的采收率。因此，油气田开发生产中油气层保护技术的核心是防止油气层的储、渗空间的堵塞和缩小，控制油、气、水的分布，

6、使之有利于油、气的采出。与钻井、完井油气层保护技术相比，油气层开发生产中的油气层损害具有如下特点：（1）损害周期长。几乎贯穿于油气田开发生产的整个生命期；（2）损害范围宽。涉及到油气层的深部而不仅仅局限于近井地带，即由点（一口井）到面（整个油气层）；（3）更具有复杂性。井的寿命不等，先期损害程度各异，损害类型和程度更为复杂，地面设备多、流程长，工艺措施种类多而复杂，极易造成二次损害；（4）更具叠加性。每一个作业环节都是在前面一系列作业的基础上叠加进行的，加之作业频率比钻井、完井次数高，因此，损害的叠加性强。第二章 采油生产中的保护油层技术一、采油损害分析1、生产压差过大采油工作制度不合理或选用

7、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。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

8、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。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。3、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 CaCO3 CaSO4 BaSO4(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。无机垢堵塞：采油过程中形成垢的类型：钙的硫酸盐(石膏和

9、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。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

10、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。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。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

11、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。二、采油过程保护技术1、确定合理的采油工作制度根据油气储量规模、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。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

12、井出砂和脱气。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二、采油生产中的保护油层技术1、合

13、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

14、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

15、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。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

16、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

17、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+、M

18、g2+、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

19、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、

20、沥青质和乳状液等）堵塞适用于选择稠油解堵剂。 采油过程中的保护油气层技术措施 生产压差及采油速率的确定根据油气层的储量大小、集中程度、地层能量、压力高低、渗透性、孔隙度、疏松程度、流体粘度、含气区与含水区的范围，以及生产中的垂向、水平向距离，通过试井和试采及数模方案对比，优化得出采油工作制度；然后做室内和室外矿场评价，最终确定应采用的工作制度。值得强调的是：若新区投产，所采用的基础数据是投产前取得的数据；若老区改造，其数据为改造前再认识油气层的数据。要充分重视采油过程中损害的“动态”特点。 保持油气层压力开采保持油气层在饱和压力以上开采，可达到同一产量的油井维持较高的井底压力，充分延长自喷期，

21、降低生成成本。同时，保持地层压力可以延缓或减少原油中溶解气在采油生产中的逸出时间，以及减缓油层的出砂趋势，提高采收率。保持地层压力开采，可避免气相的出现和压力降低引起有机垢及无机垢等损害发生。我国多数油田采用早期注水开发以保持油气层压力，这对保护油气层是十分有利的措施之一。 对不同的油气层采用不同的预防损害措施每个油气层岩性和流体都有自身的特点，应采取的预防损害措施也各有不同，不能一概而论。因此，要尽可能地保持油气层压力开采避免出现多相流，防止气锁和乳化油滴的封堵损害。当油气层为中、高渗的疏松砂岩时，应正确地选择完井方法、防砂措施、合理地生产压差，以减少油气层损害；对于碳酸岩地层，要尽量避免在

22、采油过程中产生碳酸钙沉淀，堵塞孔道。对于中、低渗的稠油层，要尽可能地预防有机垢。第三章、 注水中的保护油层技术注水损害类型及原因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*一、注水损害机理（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。a、 水敏损害水敏概念及实验目的指油气层中的粘土矿物遇淡水后，造成某些粘土矿

23、物就会发生膨胀、分散、运移，从而减小或堵塞地层孔隙和喉道，造成渗透率的降低现象。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。（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（地层水浓度为原始地层水浓度的1/2）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，如图所示。水敏损害评价程序如图所示，评价指标见下表。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

24、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）。 b、速敏损害速敏评价实验（1）速敏概念和实验目的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。对于特定的油气层，由油气层中微粒运移造成的损害主要与油气层中流体的流动速度有关，因此速敏评价实验之目的在于： 找出由于流速作用导致微粒运移从而发生损害的临界流速，以及找出由速度敏感引起的油气层损害程度。 为以下的水敏、盐敏、碱敏、酸敏四种实验及其它的各种损害评价

25、实验确定合理的实验流速提供依据。一般来说，由速敏实验求出临界流速后，可将其它各类评价实验的实验流速定为0.8倍临界流速，因此速敏评价实验必须要先于其它实验。 为确定合理的注采速度提供科学依据。（2）原理及作法以不同的注入速度向岩心中注入实验流体，水速敏用地层水，油速敏用油（煤油或实际地层原油），并测定各个注入速度下岩心的渗透率，从注入速度与渗透率的变化关系上，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。地层水速敏评价流程如图所示。如果流量Qi-1对应的渗透率Ki-1，与流量Qi对应的渗透率Ki满足下式：说明已发生速度敏感，流量Qi-1即为临界流量。速敏程度评价标准见下表。损害

26、程度的计算见下式：式中，渗透率变化曲线中各渗透率点中的最大值，； 渗透率变化曲线中各渗透率点中的最小值，；实验中要注意的是：对于采油井，要用煤油作为实验流体，并要求将煤油先经过干燥，再用白土除去其中的极性物质，然后用G5砂心漏斗过滤。对于注水井，应使用经过过滤处理的地层水（或模拟地层水）作为实验流体。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。 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。 （2）注入水与

27、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。 b、溶解氧引起沉淀l 氧化注水设施，产生Fe(OH)2、 Fe(OH)3沉淀l 有利于好氧菌的繁殖l 使原油中不溶解性烃衍生物增多而析出沉淀c、游离二氧化碳引起沉淀 Ca(HCO3)2 CaCO3+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。d、细菌损害在注水

28、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：u 增大悬浮物颗粒含量并增大颗粒直径u 增大总铁含量u 4Fe+SO42-+4H2O FeS+3Fe(OH)2+2OH- u 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。（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。a、注入水机械杂质损害a）机杂种类及大小 m泥砂：0.05-4mm

29、的粘土，4-60 mm的 粉砂，60的细砂 m各种腐蚀产物及垢： Fe2O3,CaCO3, CaSO4,FeS等 m细菌： SRB 5-10 mm 、TGB 10-30 mm m有机物： 胶质沥青和石蜡等 m硬性机杂：砂粒、无机垢、腐蚀产物 m软性机杂：细菌、有机物 m球型状： 砂粒、腐蚀产物 m片 状： 粘土有机物、腐蚀产物 m条形状： 细菌b）机杂堵塞u 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： m沉降作用：颗粒直径、密度、颗粒沉降速度。 m拦截作用：一种深层过滤过程，颗粒直径、拦截。 m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

30、的作用下可能会偏离流向而被捕获。 直径密度 惯性作用 m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。c）四种类型机杂堵塞u 井眼变窄 外泥饼作用u 桥 堵 内泥饼作用u 井底升高 沉淀u 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b、硫化氢腐蚀物损害 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。二、注水油层保护技术（1）建立合理的工作制度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

31、、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、注水强度的计算 Q 1.8310-3QcAj = H Dc2jc 式中：A=0.7(pdh)0.3pr(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； j油层孔隙度； jc岩心孔隙度。2、注水压力

32、的确定注水压力应在地层的真实破裂压力以下进行。（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。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（3）正确选用各类处理剂处理剂类型

33、：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。（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（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第四章、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u 气井见水后井底积水，形成水相圈闭

34、，伴随无机垢沉积，产量锐减u 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u 低压气藏，举升困难，回压过大u 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

35、、液CO2等。三、采气过程损害的解除1、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。第五章、酸化作业中的保护油气层技术酸化作业中的油气层损害可归纳为两个主要方面：一方面是酸与油气层岩石和流动不配伍造成的；另一方面是由于施工中管线、设备锈蚀物带入地层造成的堵塞。（1）酸与油气层岩石和流体不配伍造成的损害酸化的作用原理是通过向油气层注入酸液使之与岩石和胶结物的某些成分以及堵塞物质发生化学溶解反应，并尽可能地将其反应物排出到地面，以此

36、达到沟通地层原有的孔喉和裂缝，扩大油气储、渗空间的目的。因此，酸渣沉淀堵塞孔道是主要的损害方式，若酸与油气层岩石和流体不配伍，必然加剧堵塞损害。 酸液与油气层岩石不配伍造成的损害：主要包括酸液的冲刷及溶解作用造成的微粒运移及酸液与岩石矿物反应产生二次沉淀。 酸液与油气层流体不配伍造成的损害：主要包括酸液与油层原油不配伍产生酸渣、酸液与油气层中的水不配伍产生沉淀（2）不合理施工造成的损害 施工管线设备锈蚀物带入油气层生成铁盐沉淀； 排液不及时造成的损害；综上所述，酸化作业中油气层损害主要由酸渣和二次沉淀物堵塞引起。因此，酸化作业中的保护油气层技术要从避免产生上述损害入手。（1）选用与油气层岩石和

37、流体相配伍的酸液和添加剂在选择使用与之相配伍的添加剂和酸液时，必须考虑酸液、添加剂、地层水、岩石、地层原油相互之间的配伍性，达到不沉淀，不堵塞，不降低油气层储、渗空间，有利于油、气的采出的目的。同时应尽可能降低成本。（2）使用前置液前置液的作用有以下四个方面： 隔开地层水。一般前置液使用15%左右浓度的盐酸，它可以防止氢氟酸（HF）与地层水接触生成不溶性的氟化钙（CaF2）沉淀，在砂岩地层中，它可以防止氢氟酸（HF）与之反应生成氟硅酸，然后氟硅酸与地层水中的K+、Na+等离子反应生成氟硅酸钾（K2SiF6）、氟硅酸钠（Na2SiF6）等沉淀； 溶解含钙、含铁胶结物，避免浪费昂贵的氢氟酸（HF）

38、，并大大地降低氟化钙沉淀的形成； 使粘土和砂子表面为水润湿，减少废氢氟酸乳化的可能性； 保持酸度（低pH值）防止生成氢氧化铁、氢氧化硅沉淀。（3）使用合适的酸液浓度由于酸化作业本身的工作原理限制，选择合适的酸液浓度是保护油气层的重要技术指标之一。当酸液浓度过高时，会溶解过量的胶结物和岩石的骨架，破坏岩石结构，引起岩石颗粒剥落，引起堵塞。当酸液浓度过低时，不仅达不到酸化的目的，还会产生二次沉淀，因此，当选用与岩石及流体配伍酸液类型后，选用合适的酸液浓度是同等重要的。（4）及时排液残酸在油层中停留时间过长，会造成二次沉淀，结垢堵塞地层。因此，必须及时排除残酸。目前采用排液的方法很多，常用的有：抽吸

39、排液、下泵排液、气举排液、液氮排液等。5、压裂作业中的油气层损害及保护技术压裂作业中产生的油气层损害包括两个方面：压裂液与地层岩石和流体不配伍产生的对地层的损害；不良的压裂液添加剂、支撑剂对支撑裂缝导流能力的损害。（1）粘土矿物膨胀和颗粒运移引起的损害粘土矿物与水基压裂液接触，立即膨胀，使得储、渗空间减小。松散粘附于孔道壁面的粘土颗粒与压裂液接触时分散、剥落、随压裂滤液进入油气层或沿裂缝运动，在孔喉处被卡住，形成桥堵，引起损害。使用以水为基液的压裂液时，水敏、速敏反应是常常发生的损害方式。（2）机械杂质引起的堵塞损害压裂过程中，机械杂质堵塞孔隙和裂缝通道，缩小储、渗空间，降低相对渗透率是重要的

40、损害方式。机械杂质包括四个方面的来源： 压裂液基液携带的不溶物； 成胶物质携带的固相微粒； 降滤失剂或支撑剂携带的固相微粒； 油气层岩石因压裂液浸泡，冲刷作用而脱落下来的微粒。它们被统称为压裂残渣。大颗粒的残渣在岩石表面形成滤饼，可以降低压裂液的滤失，并阻止大颗粒继续流入油气层深部。而较小颗粒的残渣则穿过滤饼随压裂液进入油气层深部，堵塞孔喉及孔隙。缝壁上的残渣随压裂液的注入，沿支撑缝移动，压裂结束后，这些残渣返流，堵塞填砂裂缝，降低了裂缝的导流能力，严重时使填砂裂缝完全堵塞，致使压裂失败。（3）原油引起的乳化损害原油与水基压裂液相遇，发生乳化损害。被压裂的油气层中的原油常含有天然乳化剂如胶质、

41、沥青、蜡等，压裂时压裂液的流动具有搅拌作用，在油气层孔隙中形成油水乳化液。原油中的天然乳化剂附着在水滴上形成保护膜，使乳化液滴具有一定的稳定性。这些乳化液滴在毛管、喉道中产生贾敏效应，增加了流体流动阻力，液阻效应有时会叠加产生，有时会聚集造成更严重的液堵。（4）支撑裂缝导流能力的损害一般，支撑剂要满足：（1）密度低；（2）粒径均匀；（3）强度高；（4）圆球度好。若支撑剂选择不当，必然造成损害。上述损害因素，前三者是被压裂的油气层岩性和流体所固有的客观因素，一旦压裂液进入油气层，就会诱发这些损害发生，而选择理想的支撑剂、优良的压裂液和添加剂，避免支撑剂层导流能力的损害，是可以人为控制的。（2）压

42、裂作业中保护油气层技术 选择与油气层岩石和流体配伍的压裂液根据被压裂的油气层的特点，有针对性地选用压裂液，如下表所示。油气层特点选用压裂液添加剂及其它水敏性油气层油基压裂液泡沫压裂液防膨剂 低孔低渗油层、返排差的油层无残渣或低残渣压裂液滤失量低的压裂液返排能力强的压裂液表面活性剂高温油层耐高温抗剪压裂液密度大、摩阻低压裂液满足经济成本要求 选择合理的添加剂在使用添加剂时，应考虑两点：（i）添加剂之间不发生沉淀反应，以避免生成新的沉淀垢堵塞孔喉和裂缝；（i）成本合理。 合理选择支撑剂支撑剂的要求是粒径均匀、强度高、杂质含量少、圆球度好。对于浅层，因闭合压力不大，使用砂子作支撑剂是行之有效的；对于

43、更高闭合压力的油气层，只有采用高强度支撑剂，例如使用陶粒。现场应用表明，陶粒作为支撑剂无论就几何形状（圆度、球度）或强度都比较理想，而且耐高温（可达200）抗化学作用性能好，用于油气层压裂措施可大大减少由于支撑剂性能不好所带来的油气层及支撑裂缝的损害。6、注蒸汽采油引起的地层损害及保护措施大多数采用注蒸汽开采的油藏是重质油藏，其岩性特征是胶结疏松或非固结的松散砂层，通常敏感性粘土矿物的含量较高，因此极易在蒸汽注入地层后，发生粘土膨胀、微粒分散运移，岩石矿物溶解等地层损害现象。如果锅炉排出蒸汽中带有固相颗粒，就会加剧对地层的损害作用。 微粒运移引起的地层损害在高温高压条件下，粘土和其它微粒矿物，随着液体流动而发生运移。以高岭石为例，因其为片状、书面状集合体，故其聚集松散，在颗粒上附着力差，易于松脱而转入流动液体中，被迁移到孔隙喉道处停留，阻碍流动通道，使渗透率减小。蒙脱石、伊利石及微粒石英、长石等也易发生微粒运移。 粘土矿物膨胀引起的地层损害由于粘土遇蒸汽（热水）发生膨胀，并产生微粒运移，使孔吼变小甚至堵塞。粘土的膨胀取决于粘土本身的结构、分布、产状等，同时也受到环境条件的影响，如含盐量、pH值、温度等。 水热反应引起的地层损害在高温高压和强碱条件下，粘土及其它微粒矿物，通过