开发生产保护技术

开发生产油气层保护技术游利军西南石油大学/石油工程学院油井完井技术中心提纲1、概述2、采油保护技术3、采气保护技术4、注水保护技术1、概述开发生产油气层损害保护油气层基本思路保护油气层的重要性1.1开发生产油气层损害油气藏动态性：油气藏自身变化和引入物质—油气水重新分布，含油、水、气饱和度发生显著变化—储渗空间不断改变，物性两极分化。粘土矿物膨胀、分散、运移，固相侵入，结垢，细菌侵入等—岩石润湿性变化，由注入流体、表面活性剂加入引起—油气藏水动力场改变，压力、地应力、天然驱动能量—温度场改变，注冷水、注蒸汽、火烧油层—天然裂缝张开或闭合，人工缝出现1.1开发生产油气层损害损害周期长——可达油气田整个生命期损害范围大——井间任何部位损害复杂性——设备多、工艺流程长损害叠加性——系列过程损害叠加损害累积性——使某些微弱的损害强化1.2保护油气层基本思路了解油气藏的开发地质特征、开发方案设计、方案执行情况努力掌握油气藏的动态变化规律恰当诊断先期完井、投产作业损害和开发生产作业潜在损害生产作业描述和工作流体使用状况实验分析与矿场分析相结合，优化保护措施现场应用与推广1.3保护油气层的重要性保护油气层技术是系统工程，必须终身保护我国主要油田处于开发中后期，作业频繁复杂油气藏、特殊油气藏、边际油气藏，不采取保护措施，就不能经济开发生产实际也呼唤开发生产保护技术尽快实现实用化、系列化开发生产保护技术的认识至今未能形成共识，观念急需更新，人员急需培训提纲1、概述2、采油保护技术3、采气保护技术4、注水保护技术（1）生产压差过大：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—地层微粒运移，形成速敏损害，降低地层有效渗透率—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2.1采油损害分析图1宝3井八道湾储层岩心煤油速敏实验曲线0.010.030.050.070.090.110.20.511.522.5流量（ml/min)渗透率（10-3μm2)井号：宝3井岩心号：B3-19K∝=0.725*10-3μm2（2）应力敏感损害—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—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2.1采油损害分析图21-4#岩心应力敏感实验曲线0.010.030.050.070.090.110.130.15100020003000400050006000压力（psi)渗透率（10-3μm2)应力敏感实验曲线（3）结垢损害—出现地层压力下降和地温下降：—无机垢，压力下降将可能导致盐类沉淀和结垢CaCO3CaSO4BaSO4—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2.1采油损害分析（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2.1采油损害分析（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，油的相对渗透率下降，油井总产液量和产油量均下降2.1采油损害分析（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2.2采油过程保护技术最佳采油量的确定Qmax1.8310-3QcAQHDc2Qc—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QQmax2.2采油过程保护技术式中，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2.2采油过程保护技术（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、油井出砂和脱气2.2采油过程保护技术（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2.2采油过程保护技术（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2.2采油过程保护技术提纲1、概述2、采油保护技术3、采气保护技术4、注水保护技术与采油过程损害有相似之处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井口形成水合物晶体若含有腐蚀性气体，井下工具腐蚀严重3.1采气储层损害Schlumberger,2004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，川合100井采气过程压差平稳及时排液，根据产液量确定合适的举升措施，排水采气采取防腐、防垢措施，延长正常生产期，新851井注气保持压力，流压高于露点压力，避免油相圈闭损害采用气基流体作为压井液、修井液，如泡沫，威远气田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3.2采气过程保护技术找水堵水，及时排液，排水采气注入热干气（不含水，不含油）重复射孔，射穿损害带——微粒运移损害、结垢损害酸洗除垢井下电磁加热，解除水相圈闭高能气体压裂、泡沫压裂、液氮、液CO2压裂等3.3采气过程损害的解除提纲1、概述2、采油保护技术3、采气保护技术4、注水保护技术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（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（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）4.0注水损害机理（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4.0注水损害机理1）机杂种类及大小泥砂：0.05-4m的粘土，4-60m的粉砂，60的细砂各种腐蚀产物及垢：Fe2O3,CaCO3,CaSO4,FeS等细菌SRB5-10m、TGB10-30m有机物胶质沥青和石蜡等按颗粒大小分4.1注入水机械杂质损害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机杂种类与形状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2）机杂堵塞3）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注入注入注入注入井眼变窄炮眼堵塞桥堵井底升高（1）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）4.2与岩石矿物不配伍损害图3八道湾储层岩心盐敏实验曲线00.20.40.60.811.227627207208444562942220mg/l实验盐水矿化度渗透率比值井号：宝3井岩心号：B3-19'K∝=0.725?10-3μm2岩心盐敏实验曲线图4八道湾储层岩心水敏实验曲线00.20.40.60.811.22762720720844442220mg/l实验盐水矿化度渗透率比值井号：博南1井岩心号：Core1#Kg=0.330?10-3μm2岩心水敏实验曲线（2）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4.2与岩石矿物不配伍损害图5储层岩心盐水速敏实验曲线0246810120.511.251.952.513.12流量（ml/min)渗透率（10-3μm2)岩心盐水速敏实验曲线（3）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4.2与岩石矿物不配伍损害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（1）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4.3与地层水不配伍损害组分地层水注入水Ca2+有相对少或无HCO3-相对少或无有SO42-相对少或无有Ba2+有相对少或无e2+/Fe3+相对少或无有H2S有相对少或无注入水与地层水水型油田常见水垢垢类型化学式控制因素碳酸盐碳酸钙，碳酸钡CaCO3，BaCO3压力，分压，温度，总溶盐量硫酸盐：硫酸钙石膏半水石膏无水石膏CaSO4.2H2OCaSO4.1/2H2OCaSO4温度，总溶盐量，压力硫酸盐硫酸钡，硫酸锶BaSO4，SrSO4温度、总溶盐量铁化合物碳酸亚铁硫化亚铁氢氧化（亚）铁氧化铁FeCO3FeSFe(OH)2，Fe(OH)3Fe2O3腐蚀，溶解气体，pH（2）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（3）游离二氧化碳引起沉淀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（4）硫化氢腐蚀物损害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（5）细菌损害（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、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4.4注水油层保护技术4.4注水油层保护技术（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