第七章油田开发生产过程中的保护油气层技术

第七章油田开发生产过程中的保护油气层技术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一、油气田开发生产过程中的保护油气层技术的重要性1、油气层保护技术本身就是一项保护油气资源的系统工程，是“增储上产”的重要措施之一。实施油气层保护技术，控制各作业环节对油气层的损害，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、完善、发展油气田开发生产中的保护技术是实际生产的需要。第一节概述二、油田开发生产中油气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，这种变化过程主要表现在：（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：几乎贯穿于油气田开发生产的整个生命期；第一节概述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、损害更具复杂性：井的寿命不等，先期损害程度各异，损害类型更为复杂，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、损害更具叠加性：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介质中运动的主要参数，还包括临界压力梯度的确定。2、结垢堵塞（1）无机垢：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。第二节采油生产中的油层保护技术形成垢的主要原因：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，垢的形成与分布状况十分复杂。★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。第二节采油生产中的油层保护技术（2）有机垢类型：石蜡、沥青质。★原油含蜡量高的是生产稀油的井、出砂井或见水油井，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。★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。第二节采油生产中的油层保护技术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：第二节采油生产中的油层保护技术（1）流体向井眼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）地质因素出砂在第三纪砂岩油藏中最为普遍。年代短，埋深浅，胶结强度中等偏低。（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，常低于经济生产速度。充填于孔道中未胶结砂粒发生移动的生产速度对应于速敏评价中的临界流速。第二节采油生产中的油层保护技术（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）多相流动液体渗流而产生的拖曳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。第二节采油生产中的油层保护技术二、采油生产中的保护油层技术1、技术思路采油生产中油层损害最主要的根源一是生产压差过高，二是采油过程中原油流向井底时状态参数即压力、温度自然下降。要达到既要保护油层又不影响原油生产计划的目的必须做到两点：一是尽可能维护较高的地层压力；二是具有预测油层是否结垢、出砂的能力。在出现油层损害前采取必要的预防措施，以正确选择完井方法，优化油井工作制度，达到经济效益最优的目标第二节采油生产中的油层保护技术二、采油生产中的保护油层技术2、合理确定采油工作制度在保证油井不出砂（或很少）、不结垢堵塞的前提下，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，以及生产井的垂向、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。然后作为室内或室外矿场评价，最终确定应采用的工作制度。第二节采油生产中的油层保护技术第二节采油生产中的油层保护技术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（1）防砂（机械防砂、化学防砂）机械防砂采用机械隔挡装置阻止砂粒进入井内，主要有砾石充填、衬管、筛管防砂方法。化学防砂包括人工胶结砂层和人工井壁防砂方法。第二节采油生产中的油层保护技术（2）防无机垢近井地层无机垢的防治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。（3）防有机垢①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；②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。第二节采油生产中的油层保护技术（4）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。第二节采油生产中的油层保护技术三、解堵处理技术1、解堵技术介绍①浓缩酸、低伤害浓缩酸技术②水力振荡解堵技术③合成酸酸化技术④定向爆破技术⑤循环脉冲解堵技术第二节采油生产中的油层保护技术三、解堵处理技术2、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②根据岩性特征来选择如对于灰质含量高，泥质含量低的井，可选用浓缩酸解堵。③根据油气层的类型来选择。第二节采油生产中的油层保护技术四、应用实例1、油层损害实例胜利油田某采油厂某井为自喷井，开始投产为8mm油嘴，日产30t。后为了增加产量，将油嘴增加为12mm、20mm，最后干脆不用油嘴进行放喷，日产高达200t/d。但是好景不长，油井大量出砂，只出气不出油，导致最后停产。很明显，这是由于只顾油井产量使生产压差过大，而不重视油层保护的恶果。第二节采油生产中的油层保护技术四、应用实例2、油层损害实例某油田12-4井，原工作制度为冲程2.7m，冲次6次/min，选用56mm泵径，泵挂深度1200m，动液面300m。后来为了增加产量，放大生产压差，将冲程调为3.0m，冲次增加为9次/min，并改用70mm泵。结果油井日产量不但没有大幅度提高，反而从日产25t降为日产12t，并且油井开始出砂。通过分析发现，由于该井所采油层砂岩胶结疏松，速敏严重。放大生产压差后，导致近井地带砂粒运移、渗透率降低，并且油井开始出砂，影响了油井正常生产。第二节采油生产中的油层保护技术3、保护油层实例新王33井位于宁夏王家场油田，投产于1978年4月。施工前平均检泵周期为45d。1992年5月发现泵上结垢厚达10mm，主要垢型为CaCO3。遂于当月21日作挤注防垢剂处理。日产液量由3.89m3升至16.4m3，日产油由2.4t上升至8.02t。至11月净增油820t。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。第三节注水中的保护油层技术3、天然气性质(三)注入水水质第三节注水中的保护油层技术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（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如O2、CO2、H2S使注水设备腐蚀，腐蚀产物引起堵塞等。第三节注水中的保护油层技术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pH值可抑制结晶的产生，但将金属表面氧化膜溶解，加剧腐蚀；较高的pH值可保护氧化膜，增加结垢危害。（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，加速细菌繁殖。（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，并加速腐蚀反应。（6）油滴和悬浮物能大量吸附化学剂，降低化学剂的效果。第三节注水中的保护油层技术(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。第三节注水中的保护油层技术二、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。第三节注水中的保护油层技术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。第三节注水中的保护油层技术三、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：根据岩石和流体特性，选择与之相配伍的水源是保证水质的起码条件。2、确定注入水水质第三节注水中的保护油层技术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。第三节注水中的保护油层技术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。第三节注水中的保护油层技术（2）水质保证体系的组成①油田水处理系统：分为封闭系统和开式系统。②水处理流程系统：由沉降、过滤、储水、注水设备等工艺流程和设备等组成。③注水管理系统：包括设备的维护与维修、注入水药剂的添加与监测、水质监测。(二)合理工作制度的确定1、注水强度的计算cccDAQHQ231083.1第三节注水中的保护