油气田开发过程中的油气层保护技术2

油气层保护 技术系列讲座 油气层保护技术系列讲座 目 录 第一讲 油水井油层解堵技术优化决策专家系统 第二讲 广谱暂堵保护油气层体系 第三讲 有机垢的预防和清除技术 第四讲 油田开发过程中油层保护技术 附：蒋官澄曾进行过的相关研究及取得的成果 第一讲 油水井油层解堵 技术优化决策专家系统 中国石油大学 (华东 )石油工程学院 二 第一讲 油水井油层解堵技术优化决策专家系统 油水井油层解堵技术优化决策专家系统 目的： 在深入研究油气层损害机理的基础上 ， 建立油水井油层损害诊断专家系统 ， 然后筛选合适的解堵措施 。 “专家系统”是一种智能的计算机系统。 是使用知识与推理过程，求解那些需要杰出人物的专门知识才能求解的高难度问题。 这种基于知识的专家系统设计方法是以知识库和推理机为中心展开的，也就是说： 知识推理系统 。 油水井油层解堵专家系统 油水井储层损害诊断专家系统 油水井解堵措施优化决策系统 现场应用 矿场诊断 专家经验诊断 数学模型诊断 技术决策 经济决策 需解堵井的选择 油层损害诊断 解堵措施优化 施工设计 现场实施 施工评估 技术路线 1 2 第一部分 油水井解堵专家系统 油水井解堵专家系统主要包括： 需解堵井的选择 油层损害情况诊断 解堵措施优化决策系统 施工设计 现场实施和施工评价 油层损害情况诊断及解堵措施优化决策系统将在下面阐述。 一、解堵井的确定方法 解堵井的选择过程是 寻找 产能受损的井，并诊断 产能受损的原因。 解堵井的选择要求 准确评估 一口井没有污染情况下的 理想产能 。 依据经验规则 ， 井进行增产的界限是实际产量低于理论产量的 75%。 第一部分 油水井解堵专家系统 通过稳定试井资料可对表皮系数进行估算 ， 并计算理想产量 。 进而计算实际产量为 理论产量 间的比值 。 如果计算出的 75%，则确定该井为欠产井 。 如果 75%，则确定该井为非欠产井 ，不需要进行有关计算，需重新选择待解堵的井。 %1 0 0理论实际一部分 油水井解堵专家系统 二、油层损害的描述及处理对策 在油水井解堵系统的解堵井筛选的下一步是 确定油层损害的特征 。 第一部分 油水井解堵专家系统 通过可得数据列出损害的所有可能形式 ， 而且必须要细致地研究 。 解堵措施设计的基础是油层的损害特征 。 正确的油层损害情况描述是解堵措施成功的关键 。 实验室实验 测井资料 井史资料等 损害特征的确定 三、确定增产技术 解堵技术的选择应基于 产能目标 、 岩性 和 其它各种考虑因素 ， 其中 产能目标决定解堵技术的选择 。 第一部分 油水井解堵专家系统 产能目标 岩性 其它因素 解堵技术的选择 以上问题我们都将在后面讨论 。 井产能降低的原因和损害物所处位置的识别可指导施工设计过程 。 四、施工设计 第一部分 油水井解堵专家系统 泵入体积的确定 施工泵序 施工液体系的选择 施工设计 解堵方法 解堵方法 ： 选择能溶解或分散损害物质； 在储层中产生一条高导流通道穿过污染区的裂缝 。 2、 每一种材料 泵入的体积： 基于对 损害物量的评价 和对 施工深度的要求 。 3、 施工泵序： 设计了施工的用液量 、 配方和顺序后 ， 就可以根据井和油藏的特征设计一个 施工泵序 。 四、施工设计 第一部分 油水井解堵专家系统 损害物类型 岩性学 矿物学 施工液体系的选择 井的类型 现场经验 实验室经验 专家系统 1、 施工液 体系的选择： 决定于损害物类型 、 岩性学 、 矿物学和井的类型；还决定于现场经验和实验室经验 ， 也可从专家系统得到 。 五 、 现场实施与处理评估 现场实施 处理评估 质量控制 (产品质量有和施工质量等 ) 数据采集 (压力、温度、排量、时间等 ) 施工前评估 (评价油藏压力、渗透率和表皮系数 ) 施工后评估 (措施的正确性、油层参数再评估、措施的进一步优化等 ) 实时评估 (确定处理过程中表皮系数的变化 ) 第一部分 油水井解堵专家系统 实时评估 实时评估是确定处理过程中表皮系数变化的技术 。 进行实时评估 ， 再结合井史 、 室内试验等即可提高对现有问题的认识和帮助将来的工作 。 在化学处理过程中 ， 可用 皮系数的实时监测和评价 。 该方法是利用瞬时压力和流量值来计算处理过程中任一给定时间的表皮系数 。 第一部分 油水井解堵专家系统 施工后评估 解堵作业后 ， 井应进行压力恢复等测试 ， 这些数据是对井和油藏特征进行定量评估 。 若解堵使井的产油量在较长时间内比解堵前高 ， 且如果增加的产量带来的收入在除去增产费用之后 可接受 ， 则认为施工 是成功的 。 还应评价总的流体产量 (油 、 气 、 水 )在油藏条件下的体积变化 。 最后评价施工后的产量 、 井底流压 、 油层参数等 。 使用现场数据 评价设计和实际施工间的差异 。 若再运用计算机软件输入实际施工参数 ， 则可通过调整油层参数来校准模型直至计算结果与实际施工结果一致 。 应用校正的模型可对将来的井或油田的施工设计进行优化 。 如果设计 、 施工和评价都正确 ， 则我们 可从解堵作业了解到井和油藏的当前情况 。 另外 ， 通过解堵作业也能识别提高经济效益的其它方法 。 第一部分 油水井解堵专家系统 第二部分 油水井油层损害诊断技术 矿场、经 验诊断技术 油气层损害诊断技术研究 损害类型及程度的确定 堵塞机理诊断 利 用数学模型进行诊断 解堵及油层保护技术研究 诊断思路： 新型解堵剂的研制及性能评价 现场试验 软件编制 一、油水井损害矿场诊断及经验诊断技术 第二部分 油水井油层损害诊断技术 矿场诊断 矿场诊断及经验诊断 经验诊断 利用生产数据计算 利用生产过程中产能变化诊断 注聚量递减曲线 与邻井动态数据对比 敏感性 矿物 岩石储 渗空间 水敏和 盐敏性 酸 敏性 无 机垢 有 机垢 细菌 速 敏性 润湿 反转 乳化 堵塞 颗粒 堵塞 一、油水井损害矿场诊断及经验诊断技术 (一 )油水井储层损害的矿场诊断技术 1、利用生产数据诊断储层损害程度 表皮系数的计算 2、 根据油水井注水量 (产液量 )变化进行诊断 (1)油水井注水量 (产液量 )递减曲线分析 (2)与邻井动态数据对比分析 (二 )储层损害经验分析 在钻井 、 完井 、 增产与生产过程中 ， 油层损害类型专家经验诊断技术 。 第二部分 油水井油层损害诊断技术 二 、 油水井堵塞机理数学模型诊断技术研究 (一 )油水井 储层损害程度的确定 在注水或采油过程中，会因多种原因导致油层损害，该损害程度常用表皮系数来定量表示。 由 验公式和 达西 产量 公式 得到 ： 143 油水井油层损害诊断技术 第二部分 油水井油层损害诊断技术 计算总表皮系数 堵塞机理诊断 利用数学模型进诊断 计算 6项因素导致损害的表皮系数 的计算 其它因素导致的表皮系数 S S总 计算以上各项的总表皮系数 S总 计算 的计算 的计算 的计算 1、 注入液中固相颗粒导致的表皮系数的计算 规定 o 首先建立 侵入深度 然后 最后计算出表皮系数 S。 (二 )各污染因素与表皮系数的关系 第二部分 油水井油层损害诊断技术 2、 注入液中腐生菌 (致储层损害的表皮系数计算 利用所建立的实验方法，测定了不同渗透率的岩样，通过含有不同腐生菌量的注入液时，渗透率的损害情况。 利用以上的实验数据，建立了因细菌堵塞，引起的储层渗透率下降百分值 后再根据经验式计算因细菌堵塞导致的表皮系数值。 第二部分 油水井油层损害诊断技术 3、 水化膨胀引起的表皮系数值的计算 当外来流体矿化度较低时，可引起油气层中粘土矿物的水化膨胀、分散脱落，最终导致油气层渗透率下降，引起油气层被损害。 首先利用研究井或区块岩心盐敏性数据，得到某盐度下的岩心渗透率表达式。 从而可计算出在盐度 一步利用 第二部分 油水井油层损害诊断技术 4、微粒运移导致的表皮损害的计算 因为油气层的速敏性与伊利石状态、胶结类型、孔隙度、气测渗透率、泥质含量、石英含量、碳酸盐含量、胶结物含量、伊利石含量有关。 如可利用建立的 速敏系数 用盐敏数据来计算速敏性对油层的损害程度。 当已知水化膨胀对油层导致的表皮系数 可求出砂粒运移对油层导致的表皮系数 S。 第二部分 油水井油层损害诊断技术 5、 油水井中结垢对储层损害的研究 (1)结垢趋势预测研究 建立 以及其它结垢预测公式 。 如： 第二部分 油水井油层损害诊断技术 图 36 孤东八区 N g 3在不同注入水比例下各沉淀物结垢曲线 (t = )0 . 0 0 E + 0 01 . 0 0 E + 0 02 . 0 0 E + 0 03 . 0 0 E + 0 04 . 0 0 E + 0 05 . 0 0 E + 0 06 . 0 0 E + 0 07 . 0 0 E + 0 00 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100注入水比例 (%)沉淀量(mg/l) O 3O 4第二部分 油水井油层损害诊断技术 图 41 1 号和 2 号岩样渗透率随注入水注入体积的变化曲线1952002052102152202250 0 . 5 1 1 . 5 2 2 . 5 号岩样2 号岩样第二部分 油水井油层损害诊断技术 (2)钙结垢率是指参与结垢的钙离子数与原始钙离子数的比值。根据实验数据得到钙结垢率计算式。 (3)结垢率与时间之间的关系 (4)钙结垢对储层渗透率损害 100% 最后，计算因结垢导致油气层损害后的表皮系数。 第二部分 油水井油层损害诊断技术 第三部分 油水井解堵优化决策技术研究 解堵技术措施简介 化学解堵技术 机械解堵技术 解堵剂 型解堵技术 其它化学 解堵技术 酸化及化 学除垢法 清除乳化 堵及水堵 二氧化氯 解堵技术 水力振荡 解堵技术 循环脉冲 解堵技术 高能气 体压裂 电脉冲井 底处理技术 超声波井 底处理技术 人工地震处 理油层技术 其它解堵技术 其它解 堵技术 如： 解堵技术的选择方法 根据储层损害类型及各种 解堵技术的作用原理来选择 根据储层损害的 深度和程度来选择 根据岩性特征等来选择 解堵技术优选模型 技术评价模型 经济评价模型 第三部分 油水井解堵优化决策技术研究 优选原则： 技术可行 经济合算 技术思路 经济评价 优选最佳方法 技术评价 评价各种解堵方法对给定井的解堵效果，计算技术指标 选出技术上可行、经济上合算的解堵方法 预测给定井在各种解堵方法下的各种经济指标 第三部分 油水井解堵优化决策技术研究 技术评价手段 因素繁多，达二十几种 很多因素难以量化 很多因素适应界限难以确定 量化界限选择具有较大的绝对性 常规选择方法难以奏效 综合模糊评判 第三部分 油水井解堵优化决策技术研究 (二 )解堵技术优选经济评价模型 技术评价后，选择评判指标较高的若干种方法，然后对其解堵后的相对经济指标进行对比，综合考虑技术、经济两方面的因素，选择最佳方法。 1、 措施前油层损害的计算 包括生产指数 油层损害对产能的影响 。 2、措施后产量的预测 措施后油层孔隙度的计算 措施后渗透率的计算 (采用 措施后表皮系数和产能变化的计算 第三部分 油水井解堵优化决策技术研究 3、 经济评价指标的计算 净现值 净现值比率 投入产出比 折算投资回收期 内部收益率等 将以上评价指标综合反应到一个综合评判因子上 。 第三部分 油水井解堵优化决策技术研究 井号总表皮系数 % )水化膨胀导致表皮系数百分比略为(% )细菌导致表皮系数百分比 (% )砂粒运移导致表皮系数百分比 (% )结垢导致表皮系数百分比 (% )聚合物堵塞导致表皮系数百分比 (% )7 5 井5 3 . 8 8 9 5 8 1 2 5 1 1 . 7 72 . 3 7 90 . 2 0 1较小 0 . 3 4 1 8 5 . 3 17 0 6 井2 0 . 7 3 0 3 2 4 1 3 4 . 8 26 . 1 8 40 . 4 1 9较小 0 . 8 8 8 5 7 . 6 98 0 . 6 6 4 1 6 7 9 5 6 3 2 . 2 2/3 . 4较小 2 7 . 7 /8 0 0 8井 9 1 . 1 2 0 2 3 0 4 2 1 7 . 4 41 . 6 0 40 . 0 1 5较小 0 . 2 0 2 8 0 . 7 42 2 井 2 2 0 3 4 9 1 6 / 7 9较小/2 井6 . 9 7 7 2 5 3 0 3 4 1 7 . 45 . 9 1 91 . 5 5 4较小 2 . 6 3 7 7 2 . 4 93 8 5 井6 . 4 0 8 2 9 1 1 9 3 1 3 . 9 46 . 4 4 50 . 8 9 2较小 2 . 8 7 1 7 5 . 8 57 7 5 井6 . 2 4 6 6 9 9 3 7 8 1 2 . 5 32 0 . 5 22 . 4 0 7较小 2 . 9 4 6 6 1 . 5 97 5 5 井4 5 . 3 5 3 6 2 6 0 5 2 7 . 7 22 . 8 2 70 . 1 1 3较小 0 . 4 0 6 6 8 . 9 37 5 井1 . 9 3 1 1 6 4 6 7 6 8 . 2 8 56 6 . 3 88 . 1 1 8较小 9 . 5 2 8 7 . 6 8 47 5 井6 . 5 6 3 8 9 2 9 3 8 1 1 . 1 51 9 . 5 31 . 1 0 6较小 2 . 8 0 3 6 5 . 4 18 1 井1 7 . 0 0 5 0 1 5 2 2 1 5 . 18 . 5 9 72 . 6 7 1较小 1 . 0 8 2 7 2 . 5 58 1 6 井7 7 . 1 5 3 7 1 0 2 1 2 5 . 6 41 . 8 9 50 . 1 6 2较小 0 . 2 3 8 7 2 . 0 68 井3 . 6 5 5 6 4 4 4 7 5 1 5 . 3 73 9 . 9 93 . 9 8 1较小 5 . 0 3 3 3 5 . 6 28 井4 . 1 9 8 0 2 2 2 6 3 1 0 . 9 83 4 . 8 33 . 5 9 3较小 4 . 3 8 3 4 6 . 2 28 井1 9 . 5 4 9 3 7 4 5 9 5 . 5 9 17 . 4 7 90 . 6 7 3较小 0 . 9 4 1 8 5 . 3 28 0 井 3 6 9 4 4 6 8 7 / 6 . 9较小 . 8/第四部分 理论研究 成果的应用 1、诊断技术的应用 2、解堵技术研究成果的应用 井号井别 筛选的解堵措施7 5水井 H L 堵剂、二氧化氯解堵、水力振荡7 0 6水井 二氧化氯解堵、 H L 堵剂、水力振荡8 L 堵剂、二氧化氯解堵8 N 2 0 0 8水井 H L 堵剂、二氧化氯解堵2 2水井 二氧化氯解堵、 H L 堵剂2 水井 高能气体压裂、 H L 堵剂、水力振荡7 5水井 高能气体压裂、 H L 堵剂、水力振荡7 7 5水井 水力振荡、 H L 堵剂7 5 5水井 水力振荡、 H L 堵剂7 5水井 水力振荡、硝酸粉末7 5水井 水力振荡、硝酸粉末、酸化8 1水井 高能气体压裂、硝酸粉末、 H L 堵剂8 1 6水井 高能气体压裂、硝酸粉末、 H L 堵剂8 水井 H L 堵剂、硝酸粉末8 水井 H L 堵剂、硝酸粉末8 水井 H L 堵剂、硝酸粉末8 0水井 H L 堵剂、硝酸粉末H L K 9 2 2油井 水力振荡、二氧化氯解堵、硝酸粉末H L K 9 2 17油井 水力振荡、二氧化氯解堵、硝酸粉末4 酸粉末、二氧化氯解堵、水力振荡4 221油井 硝酸粉末、二氧化氯解堵、水力振荡7 6水井 H L 堵剂、二氧化氯解堵、水力振荡7 5水井 H L 堵剂、二氧化氯解堵、水力振荡7 6水井 H L 堵剂、二氧化氯解堵、水力振荡第四部分 理论研究 成果的应用 序 施工 措施号 时间 名称液 t 含水 % 液 t 含水 % 工作制度 工作制度1 9 2 2 1 0 3 . 1 . 9 14 1 . 1 92 1 7 . 7 6 . 8 6 1 . 6 145 8 7 6 . 2 57 1004 4 . 2 3 . 557 1004 4 . 2 3 . 02 9 2 17 2 0 3 . 5 . 1 6 5 . 4 0 . 7 8 5 . 3 2 4 . 2 2 . 3 9 0 . 5 31 4 9 . 6 57 1198 3 2 57 1198 3 23 4 - 1 3 - 9 3 . 4 . 2 2 1 3 . 8 0 . 1 9 8 . 7 48 9 . 2 8 0 . 8 54 5 8 3 . 7 57 1299 2 . 4 656 1099 2 . 4 7 . 54 4 - 1 8 221 3 . 4 . 9 7 . 6 2 . 6 6 3 . 8 3 8 . 2 8 . 9 7 6 . 7 76 4 8 3 . 6 44 1804 3 6 44 1804 3 61 0 . 2 1 . 1 85 32 6 . 8 7 7 . 4 76 4 9 8 . 3措施后振动硝酸粉末液平均单井有效天数 ( 天 ) 累增油 t 措施前 措施后井号 层位 措施前油井解堵效果统计表 累增注油压 配注 实注 油压 配注 实注 a a - 4 4 - 3 6 6 54 + 51 3 3 4 . 8 - 1 3 4 4 . 8 0 2 . 1 0 . 9 1 3 . 6 160 123 1 3 . 2 160 158 75 26252 7 - 4 3 - 3 8 5 54 1 3 2 4 . 5 1 3 3 4 . 0 0 2 . 1 1 . 2 9 1 3 . 5 120 69 13 100 102 122 40263 7 - 4 3 - 2 9 6 52 + 31 2 9 5 . 3 1 3 0 6 . 3 0 3 . 0 7 . 1 8 1 3 . 6 150 118 1 1 . 8 150 151 122 40261 3 . 5 1 4 3 . 3 96 1 3 . 1 1 3 6 . 7 130 1 0 6 . 3 7331井段 措施名称 - 8 解堵剂平均单井施工时间 措施前 措施后 有效天数 ( 天 )序号 井号 层位水井解堵效果统计表 第四部分 理论研究 成果的应用 软件系统流程 解堵措施技术评价系统 油层损害诊断系统 解堵措施现场施工工艺设计 解堵措施经济评价系统 结果输出 油水井基础数据 解堵措施优化决策系统 第四部分 理论研究 成果的应用 3、软件开发 第四部分 理论研究 成果的应用 第五部分 主要结论 1、 “ 油水井解堵技术专家系统 ” 可进行 需解堵井的选择 、油层损害情况诊断 、 解堵措施优化决策系统 、 施工设计 、 现场实施和施工评价 。 2、 建立了 “油水井油层损害诊断技术 ” 。 包括油水井油层损害机理矿场诊断技术 、 专家经验诊断技术 、 数学模型诊断技术 、 综合诊断技术 。 3、 “ 油水井解堵技术专家系统 ” 的主要部分之一 “油水井油层损害解堵综合决策技术 ” 。 在系统研究各解堵技术及适应条件的基础上 ， 采用模糊数学原理 、 专家经验等 ，进行各解堵措施的 技术评价 和 经济评价 。 第二讲 广谱暂堵 保护油气层体系 第二讲 广谱暂堵保护油气层体系 汇报内容 一、前言 二、广谱暂堵技术的理论基础及研制思路 五、主要结论 六、技术创新点 三、广谱暂堵剂 一、前言四、广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究 前言 问题： 钻井过程中的油层损害问题普遍存在。 措施： 屏蔽暂堵技术 。包括传统屏蔽暂堵技术和改进型的屏蔽暂堵技术。 存在两大缺点： 严格匹配难以实现；油层存在严重的非均质性。 广谱暂堵技术： 汇报内容 二、广谱暂堵技术的理论基础及研制思路 二、广谱暂堵技术的理论基础及研制思路五、主要结论 六、技术创新点 三、广谱暂堵剂 四、广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究 一、前言 1、保护油气层的钻井液技术现状 常规屏蔽暂堵技术是钻井过程中最常用的一种油气层保护措施，其理论基础是架桥原理，即根据地层孔径选用架桥粒子、填充粒子和可变形粒子的大小，通过三种粒子在井壁表面形成的屏蔽暂堵环而达到暂堵目的。在长期的使用中，该技术得到不断改善，为大港乃至全国各油田的油气层保护做出了贡献。 广谱暂堵技术的理论基础及研制思路 根据地层 根据地层 0和 将不同粒径的暂堵剂复配，以期达到封堵不同大小孔径的目的 传统型屏蔽暂堵技术 改进型屏蔽暂堵技术 广谱暂堵技术的理论基础及研制思路 2、常规屏蔽暂堵技术的局限性 详细且准确的储层孔径资料不易获得 地层非均质性严重 ,储层孔径分布范围宽 选择暂堵剂粒径必然带有一定的盲目性 所选择的暂堵剂粒子往往造成对某一井段达到较好的暂堵效果，而不能有效保护整个油气层。 后期处理困难 难以严格匹配 广谱暂堵技术的理论基础及研制思路 3、目标 由于常规屏蔽暂堵技术存在着以上缺陷，因此我们研制了一种具有广谱暂堵效果的新型保护油气层钻井液体系 。 该体系的暂堵效果对地层孔径的依赖性小 ，即使在油气层孔径分布不明确预知或储层孔径分布范围较宽的情况下，不用考虑与孔喉的严格匹配，就可达到很好的暂堵效果； 其暂堵颗粒具有油溶性 ，所形成的暂堵环可通过射孔或原油生产解除，无需后期处理，在达到更好的保护油气层效果的同时应用起来更简单方便。 广谱暂堵技术的理论基础及研制思路 类型 依据 架桥粒 子 桥粒子 填粒子 变形粒子 传统屏蔽暂堵技术 平均孔喉直径 2/3 考虑 1/4 量 2% 改进型屏蔽暂堵技术 渗透率贡献值 97%下的平均 0和2/3 2/3 5的广谱暂堵剂 4、广谱暂堵技术与常规屏蔽暂堵技术对比 广谱暂堵技术的理论基础及研制思路 暂堵技术 暂堵原理 使用要求 优缺点 常规屏蔽暂堵技术(传统屏蔽暂堵和改进型屏蔽暂堵 ) 在钻井液中加入架桥粒子 、 填充粒子 、变形粒子 ， 通过三种粒子在井壁表面的架桥填充作用 ，形成屏蔽暂堵环 ，阻止钻井液中的固相和液相进入油气层 ， 从而起到保护油气层的作用 。 1、 明确预知地层孔喉大小分布； 2、 要求暂堵剂粒子与孔喉严格匹配 ， 才能形成高质量的屏蔽暂堵环 。 优点： 1 封堵效果好； 3. 技术比较成熟 ， 普遍可以接受 。 缺点： 暂堵剂粒子的选择带有盲目性 ， 即使形成暂堵屏障 ， 也因其质量差 ， 阻挡效果不好； 不能有效封堵对油气层渗透率贡献大的大孔喉 ， 特别是对于高渗透层； 广谱暂堵技术 在钻井液中加入具有一定软化点范围 、软化程度大且经阳离子化处理的一种油溶性材料 ， 通过它的软化 、 变形 、吸附作用 ， 在井壁上形成一层韧性强 、渗透性低的 “ 油膜 ” 暂堵屏障 ， 阻止钻井液中的固相和液相进入油气层 ， 达到保护油气层的目的 。 要求暂堵剂软化点在所使用的温度范围内 。 优点： 1 不考虑与地层孔喉严格匹配 ， 也可获得很好的暂堵效果； 填充 、 变形粒子 ， 合三为一 ，即可达到广谱暂堵的目的 ， 是常规屏蔽暂堵技术无法媲美的； 可适合不同井温； 即可封堵大孔喉 ， 也可通过变形封堵小孔喉； 即使有少量暂堵剂进入地层 ， 也可通过后期油气返排 ， 自动解除； 即可阻止暂堵剂进入地层深部 ， 还可通过与井壁的多点吸附 ， 巩固井壁 。 缺点： 广谱暂堵技术与常规屏蔽暂堵技术对比 汇报内容 五、主要结论 六、技术创新点 四、广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究 二、广谱暂堵技术的理论基础及研制思路 一、前言 三、广谱暂堵剂 三、广谱暂堵剂 的性能评价 广谱暂堵剂具有稳定性好、在钻井液中易均匀分散、油溶性好、带正电荷、变形程度高、润滑、抑制页岩膨胀、无毒等特点，并且在使用浓度下对地层的润湿性影响小。 广谱暂堵剂 (一 )广谱暂堵剂 (二 )广谱暂堵剂在基浆中的性能 广谱暂堵 广谱性 堵得住 降岩心滤失 对岩心孔喉的封堵率高 岩心渗透率恢复率高 解得开 封堵孔径范围广 广谱暂堵剂 从在基浆中的性能可知，广谱暂堵剂的封堵范围宽，即 具有“广谱”性 ；同时 具有“暂堵”性 ；还具有一定的降滤失性，优于目前常用的复合暂堵剂。 广谱暂堵剂 汇报内容 二、广谱暂堵技术的理论基础及研制思路 五、主要结论 六、技术创新点 三、广谱暂堵剂 一、前言 四、广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究 四、广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究(一 )广谱暂堵保护油气层钻井液体系的提出 广谱暂堵保护油气层钻井液体系基本配方为 (针对大港油田 )： 配方 1：密度 =钾 2%小分子铵盐 %3 5 )方 2：密度 =2%硅稳定剂 2%硅稀释剂 2%硅腐钾 +2%(3 5 )方 3：密度 =钾 +盐+1% 2%(3 5 )时还需加入一定量加重剂将密度调整到所需要的范围。 广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究 (二 )广谱暂堵钻井液体系的优点 广谱性 暂堵性 地层孔径范围广 (3 33 地层温度范围宽 ( 40 120 ) 完井方式 (射孔、裸眼 ) 水基钻井液体系 (聚合物、硅基防塌、抑制性、甲酸盐等体系 ) 应用方便 成本低 广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究 堵得住 (封堵率高 ) 解得开 暂堵深度浅 油溶率高 广谱性 暂堵性 应用方便 成本低 广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究 (二 )广谱暂堵钻井液体系的优点 与钻井液的配伍性好，无需事先查取详细的储层孔径大小及分布资料，不需匹配。对“井身结构、钻井工艺、测井、固控”无特殊要求。 广谱性 暂堵性 应用方便 成本低 广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究 (二 )广谱暂堵钻井液体系的优点 原钻井液可得到充分利用，直接改性成广谱暂堵保护油气层钻井液。 广谱性 暂堵性 应用方便 成本低 广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究 (二 )广谱暂堵钻井液体系的优点 汇报内容 二、广谱暂堵技术的理论基础及研制思路 六、技术创新点 三、广谱暂堵剂 一、前言 四、广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究 五、主要结论 五、主要结论 研制出了适用温度范围为 40 120 的广谱暂堵剂 该暂堵剂 油溶率高 、 可变形程度大 、 带正电 、 无毒 ，并兼具的 抑制性 、 润滑性 和 降滤失性 ，在使用浓度范围内对岩石表面的 润湿性影响小 。 结论一 提出了新型广谱暂堵保护油气层钻井液体系的基本配方。该体系具有较强的广谱性、配伍性，其暂堵效果主要 依赖于地层温度 ，无需事先准确预知地层孔径大小， 不需严格匹配 ，适应于 大部分 地层 孔径范围 。 结论二 该广谱暂堵保护油气层钻井液体系具有 广谱性、暂堵性、油层保护效果好、应用方便、成本低 的优点。 结论三 汇报内容 二、广谱暂堵技术的理论基础及研制思路 三、广谱暂堵剂 一、前言 四、广谱暂堵保护油气层钻井液体系研究 五、主要研究成果 六、技术创新点 六、技术创新点第三讲 有机垢的 预防和清除技术 第三讲 有机垢的预防和清除技术 中国石油大学 (华东 )石油工程学院 二 疏松砂岩稠油油田开发生 产中有机垢预防和清除技术 一、稠油油藏有机垢的形成条件及其控制、预防技术 （一）沥青质的絮凝和沉积机理 （二）沥青质沉积抑制剂的筛选 （三）沥青质沉积条件及井下热力学条件的控制 二、稠油有机垢清除方法 三、主要结论 （一）沥青质的絮凝和沉积机理 由于温度和压力发生变化或采取增产措施使原油的溶解性质发生变化，均会导致有机垢的沉积。 当原油中沥青质发生絮凝以后，它会以吸附和颗粒沉积的方式存留在地层岩石孔隙中，一方面会堵塞孔喉，从而使储层岩石的绝对渗透率（ K）降低。 另一方面，极性的沥青质在粘土矿物表面的吸附会使岩石的润湿性由原来的水湿转变为油湿，因而降低油相的有效渗透率（ 沥青质颗粒还会增加原油的粘度 o，使其流动性降低。 原油沥青质的絮凝和沉积是导致储层损害的重要原因之一 ，它所引起的储层渗透率降低会严重影响油井的产能，增加油井的开采和作业成本。 一、稠油油藏有机垢的形成 条件及其控制、预防技术 （二）沥青质沉积抑制剂的筛选 沉积抑制剂的作用机理 一方面可将沥青质稳定在原油中 ，使其在热力学条件改变时仍处于一种平衡状态下，阻止其发生絮凝和沉积； 另一方面还可溶解已发生沉积的沥青质 ，具有一定的清除沥青质沉积的作用。 在岩石表面的吸附性更强 ，可以比沥青质优先吸附在岩石矿物表面，从而避免沥青质的吸附、絮凝造成的润湿反转和堵塞。 抑制剂在岩石表面上的吸附比天然的原油胶质更为牢固和更为长久 ，可以承受更高的温度、压力以及剪切和化学组分的变化。 将含有极性官能团的几种沥青质沉积抑制剂混合使用，可以增强已被吸附的沥青质从岩石表面脱附的能力 。 抑制率计算式： %1 0 0-=%1 0 0-=( % )00 未加沥青质沉积抑制剂时的沉积量， W 加入沥青质沉积抑制剂后的沉积量， 由于正庚烷加入引起的沉积沥青质浓度， ； C 加入沉积抑制剂后正庚烷引起的沉积沥青质浓度， 。 （二）沥青质沉积抑制剂的筛选 适用于稠油的沥青质沉积抑制剂的筛选： 283128311852280102030405060不同沥青质沉积抑制剂的抑制效果比较（加量均为 8） 思路 ： 原油温度、压力和组分的改变均会降低沥青质在原油中的稳定性，引起沥青质发生絮凝和沉积。 依实验数据，按照热力学变化规律建立预测模型。 通过借鉴前人的工作，建立较为科学、合理并适于在稠油油藏进行实际应用的原油沥青质沉积预测模型。 （三）沥青质沉积条件及井下热力学条件的控制 稠油沥青质沉积的压力范围预测和控制 ： 因为原油沥青质的 主要沉积机理是压力的下降 ，一般是在原油经过的地层和井筒内沉积，造成近井地带渗透率下降和泵、阀等处的堵塞。 确定出沥青质发生絮凝的 初始压力 ，从而为预防沥青质沉积的热力学条件控制提供依据。 原油从地层到井底的渗流过程，温度变化较小，因此假设在此过程中 温度保持恒定 不变。 （三）沥青质沉积条件及井下热力学条件的控制 发生沉积的初始压力预测方法 ： 计算各组分和沥青质在气、液相中的逸度和逸度系数，而沥青质在固相（沥青相）中的逸度按纯物质的逸度计算。 通过对沥青质在液相中的逸度与其在沥青相中的逸度的比较，确定某一压力下是否存在沥青质沉积。 当二者逸度相等时，对应的压力即为沥青质开始发生沉积的压力， 即沥青质沉积初始点 。 （三）沥青质沉积条件及井下热力学条件的控制 井号 层温度， 层压力， 和压力， 积初始压力， （三）沥青质沉积条件及井下热力学条件的控制 适用于油田的沥青质沉积清除剂的选择依据 应对有机垢具有较强的溶解能力。 有机解堵剂本身的安全性，包括闪点和毒性。 有机解堵剂不能对生产设备造成严重的腐蚀，特别是对橡胶等密封部件的腐蚀性应尽可能低。 有机解堵剂不应对原油的破乳脱水等后期处理造成严重影响。 处理成本问题。 二、有机垢清除方法 02004006008000 2 4 6溶解时间，油 二甲苯 清除剂溶解能力比较 清除剂溶解速率比较 三、主要结论 在稠油开采过程中对沥青质沉积量进行有效控制是保护储层、减轻损害的一项必要措施。 温度升高会引起沥青质絮凝点提前。 建立 沥青质沉积的井下热力学控制条件。 建立沥青质沉积抑制剂和清除剂作用效果的评价方法。 2005年 9月 15日 第四讲 油田开发过程中油层保护技术 汇报内容 1、孤东油田储层损害机理及保护措施 2、油层暂堵技术 3、高密度低损害压井液技术 4、稠油油藏岩石润湿性对水驱采收率影响及提高采收率对策 一、孤东油田储层损害机理及保护措施 (一 )油层敏感性评价 速敏性 水、盐敏性 酸敏性 碱敏性 温度敏感性 馆陶组，注入速度 渗透率 、出砂加剧；沙河街组有轻度速敏性 大部分属于中等、弱水敏性，孤东三区属于中等偏强水敏性。 馆陶组属于强酸敏性，其余属于中等、弱 酸敏性；孤东八区、红柳油田 中等碱 敏性 中等温度敏感 性 (二 )油层保护措施 得出了对孤东油田储层进行油层保护，预防入井液伤害储层的几点措施和建议： (1)储层为中等偏强水敏地层， 临界矿化度为 5000。 (2)储层存在 中等偏强酸敏性 。 (3)入井液的表面张力应控制在 小于 35mN/ (4)入井液中固相颗粒直径应控制在 小于 7m 的范围。 (5)入井液中固相颗粒含量应控制在 小于 8 10的范围