油气层保护论文.doc

油层保护工艺油层保护工艺XX油田物性参数项目XX油田平均孔隙度%15.9几何平均渗透率mD3.4地面原油密度t/m30.8366-0.8409地面原油粘度mPa.s5.33-6.65凝固点20-26地层压力MPa35.52地温梯度为/100m3.54压力梯度1.09饱和压力MPa9.80分析XX油田物性参数可知：XX油田为正常压力系统、未饱和、轻质常规油、中孔、特低渗型储层。根据全岩矿物X-射线衍射以及粘土矿物X-射线衍射分析可知：粘土矿物含量超过了60%，粘土类型以伊蒙混层为主，而且间层比高达65%。说明该层位岩性为易水化、易膨胀类型的泥岩。根据M2井五敏实验数据结果，该块具有极强酸敏、强水敏、无速敏、中等偏强碱敏。油田在勘探开发的各个环节均可造成低渗透层油层损害。究其原因，均属油层本身的潜在损害因素，它包括储层的敏感性矿物，储渗空间，岩石表面性质及储层的液体性质等。在外在条件变化时，包括钻开油气层、射孔试油、酸化、压裂等，储层不能适应变化情况，就会导致油层渗透率降低，造成油层损害。对低渗透油层特别强调油层保护并不是因为这类油层比高渗透油层更易受污染，而是因为低渗透油层自然渗透能力差，任何轻微的污染伤害都会导致产能的大幅度降低，因此，低渗透油层的油层保护尤为重要。油层保护是一项系统工程，它贯穿在钻井、射孔、生产、压裂、注水及修井等各个作业环节中，不同的作业环节，造成油层损害的因素、损害程度不同，解除或保护措施也不同。为此需要针对以上工艺环节，采取相应的油层保护措施。钻井过程中油层保护措施（1）采用近平衡压力钻井技术。根据近平衡压力钻井要求，同时考虑到钻井安全规范要求，避免井喷而采取压井措施对油层造成更大的伤害，标准中对油水井钻井液密度的附加值要求为：0.050.10g/cm3，按最大附加值考虑，断块油层井段近平衡压力钻井的钻井液密度为1.10g/cm3左右。以保证在钻井过程中井眼稳定、安全钻进，同时又尽可能地减少对油层的伤害。（2）钻井过程中油层段采用屏蔽暂堵技术，以减少钻井完井液的滤失及防止钻井完井液中的固相侵入油层深部。（3）优质高效钻井，尽量减少主力油层浸泡时间。射孔过程中油层保护措施射孔过程中对油层的损坏主要有两的原因：一是射孔弹的碎屑物堵塞孔眼；二是射孔液的固相和滤液伤害油层。在射孔打开油层的短内，井内液柱过大或射孔液性能不符合要求，就射孔孔眼油层的较深部位，其对油层的损害比钻井还要严重。针对射孔过程中损害油层的原因，主要采用以下的保护油层措施： （1）优化设计射孔参数分别对油、水井进行射孔参数优化设计。直井采用YD-102枪SDP43RDX-52-102型枪弹，采用HMX耐高温药、20孔/m、60相位角、负压22.44Mpa、电缆输送方式螺旋布孔，深度预计到达635mm，孔径14.2mm。水平井段射孔分为三段：前段120m，中段120m，后端120m每段射开86m，射开开始位置分别为：17m，137m，267m对应的射孔密度分别：5-10孔/m，16-25孔/m ，28-39孔/m。采用YD-102枪SDP43RDX-52-102型枪弹， HMX耐高温药，水平及向下30射孔相位角油管输送射孔。（2）射孔工艺要求直井采用电缆传输射孔工艺，水平井采用油管输送射孔工艺。直井采用负压射孔工艺，负压射孔是利用成孔瞬间的较高压力梯度的瞬时冲洗，清除孔眼中的碎屑堵塞及孔眼周围破碎压实带中的细微颗粒堵塞。负压射孔后地层流体可立即开始流入井筒，而正压射孔虽然有助于保持井眼稳定，但射孔后完井液和其他颗粒连续进入地层，造成地层污染。合理使用负压射孔可以有效的提高完井产能。（3）使用优质射孔液，射孔液要与地层水相配伍，不堵塞孔眼，不与地层水反应而损害地层。射孔液对油层的损害包括固相颗粒侵入和液相侵入两个方面。较大的固相颗粒会堵塞所射开的孔眼，较小的颗粒，将会堵塞孔隙喉道，使地层流体流动受阻，导致油层的渗透率降低；射孔液的液相（其矿化度与储层粘土不匹配时）侵入油层，将会引起储层内的粘土矿物水化膨胀，当膨胀到一定程度后，分散成更细的颗粒，这些颗粒被流体运移进入孔隙中，使孔隙喉道缩小，甚至堵塞孔喉，导致储层渗透率降低。建议采用阳离子聚合物粘上稳定剂射孔液，该射孔液无人为加入的固相侵入损害；进入油气层的液相不会造成水敏损害；滤液粘度低，易返排；对防止后续生产作业过程的水敏损害具有很好的作用。 压裂过程中油层保护措施虽然压裂所造成的填砂裂缝具有很高的导流能力，但在压裂过程中，由于压裂液性能和压裂工艺的不当又可能会造成对油层的损害，这种损坏不仅会大大降低填砂裂缝的导流能力，而且还会损害储层本身的渗流能力，在压裂中对填砂裂缝和油层的损害主要有以下几个方面：一是压裂液残渣损害填砂裂缝导流能力:例如普通田箐冻胶压裂液残渣可达20至30，便可使填砂裂缝导流能力降低约60至90；二是压裂液滤液损害油层导流能力： 在高压高温的影响下，压裂液的滤失量可以达到相当大的数量。据有关实验资料表明，当田菁压裂液水化液挤入量达到孔隙体积23倍时，岩心渗透率伤害达75左右。渗透率越低，损害越严重；三是返排液不及时，不彻底时损害油层：压裂液的滤液在地下长时间停留，不仅会加重粘土膨胀和油水乳化程度，而且还会产生物理和化学沉淀，加重对油层的损害。压裂后不及时排液对岩心渗透率的伤害比及时排液高3至4倍以上。针对上述原因，在压裂过程中主要采取以下防护技术措施：（1）优选压裂液体系优选有机硼锆CZB203 交联羟丙基瓜尔胶压裂液。实现延迟交联，降低施工摩阻，减小施工泵压，改善压裂液的流变性，满足造缝和携砂的要求，提高破胶能力，减小对储层的伤害。压裂液体系配方为：稠化剂（瓜尔胶）+延迟交联剂（CZB-03 交联剂）+助排剂（DL-6）+降滤失剂（改性淀粉MS-6）+NaOH+破胶剂（EB-30 破胶剂）+缩膨剂+消泡剂SJ-10。压裂液对岩心的综合伤害率25%。（2）优选压裂液添加剂降滤失剂：减少压裂液滤失，提高压裂液效率，造成长而宽的裂缝，减少对油层的损害。建议采用改性淀粉，表1淡水条件下改性淀粉的性能由表1可以看出，合成的改性淀粉降滤失性能良好且加量小，虽然黏度较大，但在实际应用中，可以通过加入其他处理剂得到改善。可将铵盐与此降滤失剂按1 1的进行复配评价，降黏效果很好，而且降滤失性能有所提高。在测API 滤失量实验中，未加改性淀粉时，滤失量较大，滤液浑浊，形成的滤饼厚而脆，随着改性淀粉加量增加，形成的滤饼薄而致密，韧性好。从滤液流速情况来看，刚开始比较快，且滤液不清澈，随后速度立即减慢，滤液逐渐变清，这说明滤饼形成的速度很快，而且降滤失性能明显。表2热滚后改性淀粉的性能从表2中可以发现，经过150高温热滚后的产品黏度降低幅度较大，但是其降滤失性能影响不大，说明此类降滤失剂在150高温环境下，仍具有良好的降滤失性能。改性淀粉具有良好的降滤失性能，而且加量较小，1.3%就会有较好的降滤失效果改性淀粉热稳定性好，150老化后，仍然具有较好的降滤失性能。改性淀粉抗盐、抗钙能力较强，无毒，属环境友好型处理剂；原料易得，合成工艺简单。粘土稳定剂：防止粘土膨胀导致的地层损害，如聚季胺盐。破胶剂：如酶和过硫酸盐，破胶剂用量过大，会使粘度过早降低，但又要保证彻底破胶返排，如胶囊破胶剂。 助排剂：降低界面张力和表面张力，从而降低毛细管力，有利于压后破胶液的返排。 破乳剂：防止水基压裂液与地层原油发生乳化。（3）优选支撑剂支撑剂强度：支撑剂破碎会导致与支撑缝导流能力急剧下降。 颗粒大小及其分布：颗粒大则缝渗透滤高，但输送填充困难，且易被挤碎，颗粒均匀有利于提高支撑剂的承压能力和填砂缝渗透率。品质（纯度与杂质含量）：细颗粒和杂质含量高会影响支撑缝渗透率。圆球度：圆球度好有利于应力均匀分散，减少破碎。支撑剂密度：对输送和填充有影响。建议采用QXT-QZJ型陶粒支撑剂，该支撑剂添加表面润滑剂和特殊材料，使颗粒表面更加光滑和消除静电荷聚集，从而减少压裂设备和管道的磨损；改变涂镀表面材料的性能，使颗粒表面具有阻碍水流通过 ，加速油液通过的能力。在常压下水不能通过，油能顺利通过；在加压下，阻碍水的通过，加速油液的通过；根据气体吸附特性，改变颗粒表面涂镀性能，加速气体顺利通过。（4）优化施工选井选层、压裂液和支撑剂的类型与用量、施工排量、裂缝规模与增产效果预测以及经济评价等。稠化剂、交联剂和添加剂合格；施工程序优化：交联剂、破胶剂和支撑剂等的加入程序优化；施工泵压与排量优化。加入助排剂或液氮，增强返排能力。注水过程中油层保护措施注水过程中对油层损害的主要原因有注入水中的机械杂质、铁离子和细菌等物质直接堵塞油层孔道；水中氧离子和细菌腐蚀管线设备，产生杂质堵塞油层；注入水使油层中的粘土膨胀或颗粒运移堵塞油层；注入水质与地层不配伍，发生化学反应，产生盐类沉淀（结垢）等。因此，保护油层，降低注入压力应从提高注入水水质抓起。（1）水源、水质保证体系水源采用处理后的HE地区污水；参照石油行业注水水质标准SYT5329-94，推荐注水水质悬浮固体含量：3.0 mg/L；悬浮物颗粒直径中值：3.0m；含油量： 10 mg/L；平均腐蚀率：0.076 mm/a；硫化物：10 mg/L；氧溶解量：0.05 mg/L ；游离二氧化碳：10 mg/L；SRB 菌：n102个/mL ；铁细菌：n103个/mL；腐生菌：n103个/mL；滤膜系数(MF)：15（2）合理工作制度的确定优化注水强度、注水压力、注水温度、处理剂选用等。确定合理的注入强度。注水强度是油藏注水开发的重要参数之一，合理的注水强度有利于提高油藏的开发水平。水强度除满足地层能量需要外,还应考虑异常压力层的形成及套损的影响。目前,油藏合理注强度的确定方法主要有:从油藏开发整体注采平衡需要,用数值模拟的方法；利用注水强度采油速度、注采井距关系方法；利用储层岩石的毛管力曲线方法。利用数值模拟方法只能确定一区块或某一层系的注水强度,很难用来指导单井配水，并且只考虑注水强度变化对产量递减影响时,注水强度每增加1.0 m3 / (d m) ,产量递减平均减小0. 38 % ,但实际注水中并不是注水度越高越好.。利用采油速度、注采井距关系方法确定注水强度考虑的是注水层段的有效厚度对于薄差油层注水强度的确定存在较大的误差，同时得到的是单井平均注水强度值,很难控制层注水井。 利用毛管压力曲线方法确定注水强度,采用的孔隙模型是比较理想状态下的并联隙模型,确定的注水强度只能做参考,与实际注水强度相差较大。这3种方法都没有考虑注水井本身的实际注水情况,在实际应用中存在一定的难度。建议采用利用压力因数来确定注水井合理注水强度界限的方法。多组合油层压力因数的数学公式：其中B为注水地层水的体积因数；为注入水的黏度； q为注入水量； h 为油层厚度；p3为以斜率m 外推至lg(tp+t) t=1时的压力；tp为注水时间；t为关井后压力降落时间；ct为综合弹性压缩系数；为导压系数；H为取压力点深度；为水的密度。确定合理的注水压力。油层物理性质及油层流体性质决定了水驱油流动的最小压差，只有当注水压差大于等于这个最小压差后，油层才开始吸水。油层开始吸水时的注入压差称油层吸水的启动压差。可进行微破裂压力注水，但井底压力不应超过油层破裂压力的10%（图1）。此外，注水是保持油层压力的基本措施，维持平均油层压力达到某一水平是注水压力设计的基础。注水压差Dp为： 或 式中piwf井底注水压力，MPa； 油层保持压力水平，MPa；Dpr油层注水启动压差，MPa； Dp注水压差，MPa。 图1 破裂压力曲线确定合理注水方式。采用2倍井距开采方式，待产液能力明显下降后转注，作为中间新投井的超前注水井。超前注水补充能量及时，初期单井产量高，并且在相同时间内采出程度高。当超前注水水量达到05PV以上时油井投产即见效，达到减缓油井初期递减和提高单井产能的目的。超前注水井相对于未超前注水井产量递减降低10以上。超前注水可建立有效的压力驱替系统, 单井获得较高的产量；降低因地层压力下降造成的渗透率伤害；有利于提高油相相对渗透率；超前注水有利于提高最终采收率，特别是对水平井既能发挥第一批井生产能力，又能作为下一批井的超前水平注水井，使经济最大化。正确选用各种处理剂，注水水质预处理时，要考虑处理剂与岩石和地层流体的相溶性，保证这些添加剂之间的配伍性，防止生成新的化学沉淀。优选黏土稳定剂。目前常用粘土稳定剂主要有氯化钾、A-25、BF- 901、BCS- 851等，用防膨率法检测稳定剂稳定黏土的功能，用渗透率伤害法检测稳定剂的防膨持续期和对储层伤害程度。所测结果见表1、表2：表3防膨率法检测稳定剂稳定黏土的功能流体种类吸水量/g蒸馏水0.88KCl1.07BCS-8510.76BF-9011.21A-250.84由以上测试结果可知:BCS-851和A-25防膨效果较好。表4渗透率伤害法检测稳定剂的功能防膨剂K/10-3m2伤害率%防膨前防膨后A-251.5461.33013.9BCS-8511.9851.9332.6注: 防膨后渗透率为注入50倍孔隙体积水后的渗透率。评价黏土稳定剂的另一关键指标是有效期。用含4.8%5.4%蒙脱石的人造岩心进行水驱实验,清水驱替4个月后渗透率下降48%；2%KCl水驱5个月后下降34%；而0.5%BCS-851水驱24月后仅下降4.5%。可见,KCl虽有一定的防膨效果,但有效期不长,用BCS-851曾做水驱孔隙体积1500倍实验,仍能保持其稳定效果。BCS-851能耐温110以上并且黏土功能不受酸碱影响。在12%盐酸、pH值为9、pH值为14三种情况下，1%BCS-851对黏土的膨胀率均为6%。BCS- 851每吨参考价为0.96 万元,使用浓度为0.5%,配100 m3成本为0.48万元。而一般用聚季胺稳定剂每吨参考价1.21