二连地区低渗透砂岩油藏储层伤害机理及防治措施分析毕业论文.doc

二连地区低渗透砂岩油藏储层伤害机理及防治措施研究地质研究所二000年一月前 言项目收集了二连地区低渗透油藏开发历年来压力资料、中途测试等资料，建立了压力与原油性质、生产压差与采液指数、油水井连通状况与压力剖面的关系。结合油水井工作制度变化，以及各种解堵剂在油田中的实际应用和经济效益评价结果，从主要生产指标入手，分析了造成储层伤害的各种可能因素，论述了各种储层伤害的机理；并对油田下一步解堵剂的选择提出方向性的意见。最后结合油田原油性质现场综合调查结果，分析其变化趋势，认为目前影响油田正常生产的最主要因素是原油中蜡、胶质、沥青质等重质组分含量上升，从而导致井底严重结蜡，为油田后期生产管理提供宝贵建议。第一部分 油藏压力分布资料收集及研究 一、收集历年来低渗透油藏观察井，压降、压恢、新井试油的静压和流压的变化情况收集历年来二连低渗透油田观察井、压降、压恢新井试油的静压、流压变化情况（淖尔油田压力值无对比性）。见图1-1、1-2； 1-3；表1-1-1、1-1-2。综合各类压力变化得出结论，97年以前，由于“双高”注水的原因，两南油田的压力基本上一直呈上升趋势，只是98年以后，控水稳油、提液降压的提出和对“双高”注水的危害认识的深化，通过降低注采比，两南油田压力才处于稳中稍降的状态。二、研究油藏压力与原油性质（粘度）的变化关系粘度可定量在具体压力和温度条件下，在流体内引发一个具体剪切速率所要求的剪切应力比率，也就是说，油藏原油粘度是油藏压力、温度变化的函数。Vasguez 和Beggs 提出：0=0b(p/pb)m 式中 0ppb下的粘度(mpa.s) 0bpb下的粘度(mpa.s) pb泡点压力（MPa） P目前压力（MPa） m=C1*P*C2*EXP(C3+C4P) 式中:C1=956.4295 C2=1.187 C3=-11.513 C4=-1.302410-2 由公式可以看出：地层原油粘度随压力上升而上升收集阿南.哈南油田历年新井试油的静压和地面原油粘度，做散点图（见图1-4-1、1-4-2），可看出，地面原油粘度基本上也存在随地层压力上升而上升的趋势。二连中心化验室对十年来低渗油田原油性质进行取样分析，作出各油田原油性质变化图（图1-4-3），可看出，随着油田开发，地层压力上升，原油粘度和初馏点基本上呈上升趋势，也就是说原油性质逐渐变差，这将导致地层渗流能力变差。三、研究生产压差与采液指数的关系以年度为单位，计算两南油田的产液指数与生产压差，做二者关系图，(图1-5)，由图看出：“两南”油田的采液指数与生产压差呈指数递减关系，即采液指数随生产压差的增大而逐渐减小，这也说明两南油田试图靠放大生产压差达到提液的目的是不可取的。两者出现这种关系有两方面原因:一方面，提高地层压力，必然导致原油粘度上升；另一方面，降低流压，原油脱气析蜡等造成地层渗流能力变差。四、收集整理研究纵向剖面上压力分布规律由于哈南油田压力剖面没有代表性，仅以阿南油田阿31断块为例（见图1-6），用开发过程中所测的RFT资料和初期原始压力剖面对比可看出，纵向剖面上小层的压力基本上是上升的，结合油水井的连通关系和物性变化可得出：1）油水井连通，且水井物性差的层或弹性生产层低于原始压力；2）油水井连通，油水井物性均较好的层，压力上升值较大；3）油水井连通，注水井物性好，油井物性差的层，压力上升幅度小；五、分析不同构造部位，不同见效特征的典型井，历年来压降、压恢曲线资料，分析其特征，说明储层渗流特征的变化。二连低渗透油田压降、压恢曲线由于关井时间短（一般5天），很少达到拟稳定直线段，无法对地层的渗流特征进行定量分析，仅从初期压力与时间的变化关系做一定性分析。统计近四年来两南油田20口井压降压恢资料，作出如下结论：导水断层附近统计五口井资料，认为断层附近，渗流能力变好。典型如哈11-416井（图1-7-1），97年4月与99年6月的压降曲线对比，在5天内，99年6月比97年4月压力下降幅度大，说明随着时间的推移，水井与断层沟通越好，压力传导速度提高，渗流能力变好。油水井见效地区统计九口井资料认为，油水井见效地区，渗流能力均变差，注水井如阿31-425井（图1-7-2），99年8月与98年4月对比，99年8月压力下降缓慢，渗流能力变差。分析有两个原因：a，98年钻新井放压严重，导致污染。b，油田注水水质仍存在问题采油井如阿31-429井（图1-7-3），99年8月比98年8月压力恢复慢，渗流能力变差。主要因为在此期间，该井泵沉没度一直保持在40左右，折算到油层中深流压仅1.2MPa，低于饱和压力4.96MPa，造成原油在近井地带的油层脱气，重质成分滞留在井底，形成堵塞。注水井不见效地区统计六口井资料认为，注水井由于超破裂压力注水，渗流能力存在变好后又变坏的过程，油井由于地层压力降低，渗流能力变差。注水井哈14-16井（图1-7-4），从三次压降曲线可看出，地层压力逐步抬升，初期正常注水（96年6月），压力传导较慢，随着“双高”注水的开始（98年7月），近井地带产生微裂缝，渗流能力变好，但由于周围油井不受效，裂缝延伸有限，地层压力继续抬升，渗流能力又逐步变差。采油井哈14-121井（图1-7-5），99年8月与98年10月对比，地层压力明显降低，压力恢复缓慢，渗流能力变差。 第二部分 油井产液水平及产量递减规律分析一、产液水平分析（一）产液水平分析1、理论最大排液量的计算根据陈博生关于冀中第三系最大排液量计算方法：qmax=Pmax（0）-P0.a0.alpmax(0)=p0-pp D1.g.(lm-lp)10-3式中： qmax各种泵径下油井的最大产液量，t/d Pmax（0）原始油层压力下的最大生产压差，(Mpa)lm油层中部深度，(m)lp泵下入最大合理深度，(m)pp满足一定泵效的泵口压力，(Mpa) P0油层总压降, (Mpa)p0原始油层压力，(Mpa）a0油井见水前的采油指数，t/（d.Mpa）al无因次采液指数，小数g重力加速度，等于9.80665m/sec2 D1混合液密度 ，g/cm2结合二连低渗透油田目前具体的地质参数和实际生产参数计算可得（见表2-1）：阿南油田单井最大产液量：17.23 t哈 南 19.37t吉 和 13.24t吉格森 9.93t2、实际排液能力分析从目前实际排液量来看，重点断块单井日产能力已达到最大产液量的90%以上，说明重点断块在针对油藏存在问题进行综合治理以后，基本上发挥了油藏的产液能力。（二）产液指数的变化规律研究1、“两南”砂岩油藏总体产液，产油指数的变化“两南”砂岩油藏总体产液，产油指数的变化与其它低渗透砂岩一样，低含水期出现大幅度下降，中含水期稳定，高含水期上升， 产油指数则一直呈现下降趋势（如图2-1-1，2-1-2），阿南油田产液指数下降期较长，直至含水大于50%之后才趋于稳定；哈南砂岩油藏在含水进入30%之后便趋于稳定，但两南具有共同的特点，即含水大于70%进入产液指数上升阶段。但在实际开发中，哈南油田与理论曲线基本一致，阿南油田产液指数一直呈下降趋势。这说明阿南油田开发过程中具有严重的污染现象。2、开发调整对产液（油）指数变化的影响油藏的自身特性决定了其渗流特征的变化规律，但不同的开发调整对其产液指数变化有一定的影响，从阿南油田的产液指数变化曲线上可以看出，92年注水全面见效后，产液产油指数均出现了相对高点；94年细分层系后，新动用层系均高产，使整体产液油指数出现了上升，98年和99年进行提液降压工作后，无因次产液和产油指数也出现了上升，因此，其调整工作对产液产油指数的变化有一定的影响，从哈301的曲线（图2-2）上也可看出这一点。3、不同物性条件下产液、产油指数变化规律二连低渗透砂岩油藏正韵律沉积的特点决定了其由下向上物性变好，储层由砾岩逐渐过渡至细砂岩，比较典型的哈南砂岩油藏，AII油组为巨厚块状或层状砾岩，AI下则为粗中细砂岩，属特低渗储层，AI中和AI上为细砂岩储层。从层系间干扰比较小的哈24断块北部三套层系的曲线（图2-3-1，2-3-2，2-3-3）分析，变化趋势基本一致，但同期投产的AI上属中-低渗储层，产液指数始终低于理论值，AI下的产液指数在含水大于60%，却超过了理论值，而单井产量AI上是AI下的3倍，且油层物性明显好于AI下。因此认为，AI上存在一定的污染，98-99年对AI上的5口井进行了酸化解堵 ，口口有效。二、递减规律分析1、二连低渗透砂岩油藏递减规律研究二连低渗透砂岩油藏递减率一直保持在较高水平，从九一年至九八年，老井平均产能和产量的综合递减分别为14.74%和10.47%，老井产能和产量的自然递减分别为20.81%和16.9%，油藏的递减表现可划分二个阶段：一是91-93年，即89年产能建设完后注采完善阶段，本阶段表现为随着产量逐年下降，递减有变小的趋势，两南砂岩油藏的产能自然递减由20%下降至13.61%，综合递减由14.29%下降至8.18%；二是94-98年，本阶段是进行大规模开发调整阶段，本阶段表现为随着新增产能的投入，递减有逐年加大的趋势。以两南砂岩油藏为典型，产能自然递减率由13.61%上升至30%以上，综合递减率由8.18%上升至25%以上，在这两个阶段中，产量和产能递减规律是非常相似的（如图 2-4 1，2-4-2，2-4-3，2-4-4，2-4-5，2-4-6 ）。2、历年投产油井产量递减规律分析从两南油田历年投产油井产量递减表（表2-2）和生产柱状图（图2-5-1，2-5-2），均可明显看出，投产初期产量均有较大的递减，随后产量保持低水平的稳定，这个递减一般均在15%-20%之间，甚至更大。除了88年投产井有近3年的相对稳产期外（井数较少，产量比例亦较小），其它新井均有这种规律，这种规律的存在，直接导致了93年以前的井递减较缓和94年以后的井产量递减逐年加大。3、不同层系或物性条件下油井产量递减分析二连低渗油田储层均存在由下向上物性变好及断层窜流的影响，这里对哈301为代表的窜流区和哈24为代表的整装区域进行了分析，从哈301断块可以看出，96年整体无大规模调整工作量的情况下，以往窜流所形成的AI上高压高渗区（层系），递减较大，其它层系则基本相同。98年同样无大规模投入，但由于97年产能投入较大，因此总递减均表现为负值，从递减幅度看基本相似（见表2-3），说明窜流区内部的递减总体一致，层系间无太大差别，而哈24断块则不同，97-98年均无大型调整投入，可对比的AI上和AI中层系，表现出两种不同的形势：AI上连续两年解堵提液保持了较低的递减，而AI中递减则高达20%以上。第三部分 中途测试资料的分析 中途测试资料是反映油井生产能力、渗流状况和地层污染状况的最直接和可靠的证据。因此，在了解和分析二连地区低渗透砂岩油藏储层伤害机理及防治措施中，必须很好的利用中途测试资料和试井资料来对地层的伤害情况作准确的量化，从而分析得出导致污染伤害的主要因素，以便很好地采取防治措施，为油田开发服务。1、渗透率的变化规律研究从“两南”油田主力断块阿31和哈301两个断块所统计的历年新钻井的中途测试资料，可以发现，两个断块的渗透率均是初期阶段呈上升趋势，后期又缓慢下降，而且，渗透率的变化与地层压力的变化呈明显的正相关关系，地层压力上升，渗透率变大，反之，减小（如图3-1）。按此曲线推测，哈南砂岩油藏的地层破裂压力为20MPa46 MPa，实测值为32.6 MPa，基本吻合。因此，渗透率值与地层压力的关系明显，渗透率与表皮系数之间的关系不明显，但从哈南砂岩油藏的渗透率与表皮系数关系图（图3-2）来看，有以下的两个特点，即渗透率在2510-3um2以内的井基本不存在污染，大于2510-3 um2时，表皮系数与渗透率之间有一对数关系，其关系式：S=6.7737ln（k）+30.177 r2=0.8567，分析认为导致污染堵塞的条件是渗透率大于2510-3 um2，其原因是污染物的粒径或相当于此粒径的粒度才有可能发挥作用，堵塞住孔隙和喉道，导致污染。2、孔隙度的变化规律和渗透率一样，孔隙度也随地层压力的升高而变化（表3-1），就哈南砂岩油藏来说，孔隙度在地层压力20MPa左右（18.73-22.57）变化最大，说明低渗透油藏的潜在裂缝在此压力下复活，或地层被压开，渗透率也在此压力下增幅最大，污染在此地层压力下也无明显表现。这说明在此阶段表皮系数与地层的变化不如k、的变化明显，因此，体现不出污染。即在压力从18MPa上升到22MPa过程中，渗透率、孔隙度在增大，与表皮系数基本无关。3、表皮系数s的变化规律由表3-1可知，地层压力增加的过程中，体现不出污染，反而在地层压力下降的过程中有明显反映（如92、93、97年），这说明（1）地层压力下降时钻井泥浆比重却没降低，导致污染。（2）地层压力下降使原复活的裂缝或压开缝又重新闭合，其表现为污染。（3）从表皮系数与泥浆柱比重压力关系来分析（图3-3），泥浆柱压力越大，表皮系数越大，它们之间有以下关系：从泥浆柱压力与地层压力之比与表皮系数的关系可知（图3-4），p泥浆/pi在11.2之间表皮系数最大，且集中，这说明泥浆柱压力稍高于地层压力，泥浆对储层的污染较为明显。 第四部分 油水井工作制度变化史一、油井工作制度变化史1、生产方式变化史：由水力泵逐步向抽油机转化自89年油田正式投入开发，除个别观察井外，基本以水力泵为主进行生产，自90年开始，油田逐步使用抽油机井。截止93年，抽油机始终只占极少量一部分。94年以后，油田开始大规模使用抽油机，新投油井，基本以抽油机为主。目前基本形成了以抽油机为主要生产方式的格局。2、泵型的变化史：水力泵逐步由40 m3和60m3泵转化为100和200 m3泵，抽油机逐步由38泵转化为44和56泵以及少量70泵和长冲程泵。水力泵：89-90年以40 m3泵为主，91-92年以60 m3泵为主。93-94年以60和100 m3泵为主，95年以后以100m3泵为主，并有少量200m3泵。抽油机：90-92年以38泵为主，93-96年以38、44泵为主，97-99年以44泵和56泵为主，还有38、70泵和少量长冲程泵。3、冲程、冲次变化史：冲程、冲次由上升转为下降水力泵：由初期20冲左右上升到96年40冲左右，自97年开始下降，目前一般在25冲左右。抽油机：由初期冲程1.8m左右逐步上升到96年2.5m-3.0m左右，随后降到目前2.1-3.0m左右。冲次由初期6冲左右，上升到96年以9 冲为主情况，逐步又降到以5-7冲为主。4、理论排量变化史：由上升转为下降水力泵：平均单井排量由20m3/d上升到94-97年60m3/d逐步又降到目前40m3/d。抽油机：平均单井排量由20m3/d上升到96年近50m3/d逐步有所下降，目前一般保持在45m3/d。5、泵深变化史：水力泵泵深基本稳定，抽油机在98年以前泵挂逐年加深，至98年后又有变浅的趋势。二、油井抽汲能力评估及认识1、保持井底相对适中的流压，能保持较高单井产量。由表（表4-1-1、4-1-2、4-1-3）可见，自93年以后，通过提高泵的理论排量，降低井底流压，已不能进一步提高油井单井产液量，反而略有下降。自97年开始，适当提高井底流压后（即降低泵理论排量），泵效大幅度提高，单井产液量略有回升。分析认为，大幅度降低井底流压导致了近井地带渗流条件下降。合理流压水平应保持在2.4MPa以上。2、保持适当泵深是保持较高泵效的途径为提高油井产量，油井在生产过程中采取深抽的办法，但未能达到目的，99年大幅度上提泵挂后，单井产量略有上升，泵效大幅度上升。分析认为两南油田合理泵深在1200-1300m左右，阿南油田应适当要浅。三、水井工作制度变化史1、注水油压逐步由上升转为下降，见表4-2-1、4-2-2、4-2-3。尤其是93-96年水井油压大幅度上升，自97年以后，注水油压开始略有下降或基本稳定。2、地层压力的上升是造成水井注水困难的主要因素之一。3、较高的单井注水量是注水井注水困难另一重要因素。随着单井注水量的略有下降，两南油田注水井油压明显下降，这反映出长期较高注水量是注水困难因素之一。第五部分 现行的各种解堵技术及其在二连地区低 渗油藏的应用情况一、解堵历史回顾 二连地区的解堵开始于95年的下半年，其直接起因有三个：第一、“两南”低渗透砂岩油藏的地层压力逐年提高，但油井产液量并无明显上升，产液指数逐年下降。第二、随着开发时间的延长，二连地区的油井检换泵及洗井日益频繁，工作量逐年加大。部分抽油机井断脱，结蜡现象十分严重；水力泵井换泵频繁，油压曲线呈锯齿状。第三、九五年有针对性地对阿南的一口抽油机井和一口水力泵井进行解剖，结果从泵吸入口取出黑色胶状物质，用有机溶剂溶解后，其残渣中含有粘土矿物。针对上述现象，从95年下半年开始在两南砂岩进行试验，自此拉开了二连地区解堵的序幕。总结二连地区的解堵历程，概括起来可分为三个阶段。第一阶段：95年下半年到年底，为试验阶段。针对的是油井中的有机污染堵塞，主要在“两南”砂岩油藏和蒙古林油田的砂砾岩重叠区，当年共实施14井次，可对比13口有12口井有效，当年增油6285t，平均单井增油483t。最典型的是阿31-10井，检泵时从其泵吸入口取出黑胶状物质后，向井筒及地层挤柴油10m3，日产液由解堵前的16t升至26t，当年增油700t。第二阶段：96-97年为大规模开展各种解堵措施阶段，其间在“两南”砂岩，蒙古林砾岩以及赛汉，吉格森油田共实施135井次，当年增油3.52104t，平均单井当年增增油260.5t，为当年的原油生产作出了突出贡献。这一阶段共实施九种类型的解堵措施，主要针对有机、无机、有机无机复合型堵塞。在蒙古林砾岩打化学隔板区还实施针对人工有机堵剂的催化裂化解堵。第三阶段：98-99年，在总结以前解堵经验基础上，结合油田实际，针对钻井泥浆污染和生产作业过程中造成的无机堵塞，引进了酸化解堵措施。针对套管炮眼的结垢问题。引进了炮眼冲洗解堵，较好地解决了地层及炮眼附近的地层堵塞问题。二、 各种解堵技术在二连地区的应用及效果分析。二连地区低渗透油藏从95年开始开展解堵工作以来，到目前为止共进行290井次的油水井解堵措施，其中油井228井次，水井62井次。1、 分类 从解堵剂类型分，共有14种类型，从针对性角度可分为三大类，即有机、无机和复合型。（见表5-1）2、 油井各种解堵效果分析对比 、99年以前解堵效果分析 截止98年底，在二连低渗透油田共实施12种解堵156井次，当年累积增油4.2012104 t，平均单井当年增油269.3 t。这12种解堵方式可归纳为3类解堵：化学解堵、生物解堵和机械电解堵。机械电解堵主要指超声波和电脉冲解堵，基本都是结合检泵同时干的，尽管其针对性与复合解堵一样，但效果较差，共实施16井次，当年平均单井增油104.2 t，目前已被淘汰；生物解堵在哈南实施5口，基本无效，目前也已被淘汰。化学解堵可分为有机、无机、复合解堵以及酸化解堵。无机解堵仅在哈南和锡林各实施一井次，均无效，这种单纯针对无机污染的解堵剂，显然对在生产中产生的堵塞针对性较差。有机解堵包括向油层挤柴油和加HRN-2降粘剂解堵，两种解堵都是早期开展试验的，各进行一井次。其中HRN-2降粘解堵无效；挤柴油在阿南试验一口（阿31-10），当年增油490 t。但结合后来对该井进行的复合解堵效果分析看，挤柴油明显不如复合解堵好（见图5-1：阿31-10采油曲线）,目前也已被淘汰。复合解堵包括采研院的有机无机复合解堵、CEA、BD611、GD-951解堵和炮眼冲洗，在这5种解堵中以采研院的有机无机复合解堵工作量最大，效果最好，共实施87井次，占此类解堵的76.3%，有效68井次，有效率78.2%，平均单井当年增油403.7t；而CEA、BD611、GD-951三种解堵共实施25井次，效果均较差，平均单井当年增油仅85.0t ，98年已不再实施。炮眼冲洗严格地说应属于机械与化学解堵相结合的一种解堵类型，即先向地层挤入化学药剂，再用高压射流枪携液冲洗炮眼并激荡注入地层中的化学药剂，从而达到充分溶解油层污染堵塞物和炮眼结垢物的目的，它于98年5月才引进试验，只在阿南油田试验2口，一口（阿10-13）无效，一口（阿3-47）效果十分显著，初期日增液21 t，日增油8 t，当年增油847 t，增液3028 t，并继续有效。阿10-13无效的的主要原因是油层物性太差。酸化解堵包括热酸助排、硝酸粉末和复合酸化，它也是98年引进的一种新的解堵方式，其中除热酸助排增加了酸化后返排残留物这一工序外，三种酸化所用的药剂和施工工序都基本相同，98年共实施13井次，其中热酸助排10井次，可对比9井次，有效7井次，成功率77.8%，硝酸粉末2井次，有效1井次，复合酸化1井次，有效，三种解堵增液效果均很好，但热酸助排由于增加了返排技术，在一定程度上减少了对地层的二次污染，相比来说效果最好。（见下表）“两南”低渗透砂岩三种酸化解堵效果对比表类别实施井次有效井次有效井平均单井当年增液有效井平均单井当年增油热酸助排1072175.3703.7硝酸粉末211223367复合酸化111206276、99年解堵效果分析99年二连地区油井共进行解堵46井次，在对历年各类解堵效果评价的基础上，选择了有机无机复合解堵，炮眼冲洗和复合酸化作为今年的主要解堵方式。其中有机无机复合10井次，有效7井次，到9月底已累积增油1561 t，增液2990 t，平均单井增液271.8 t，增油141.9 t，目前日增油6.7 t，预计单井当年平均增油190 t；炮眼冲洗14井次，有效10井次，到9月底已累积增液5105t，增油2632t，平均单井增液364.5 t，增油188 t，目前日增油25.9 t，预计当年平均单井增油312 t；复合酸化20井次，有效18井次，到9月底，累增液7614 ，增油2231 t，平均单井增液380.7t，增油111.6 t，目前日增油30.6 t，预计当年单井平均增油227 t。与98年对比，复合解堵总井次由11井次降到10井次，有效率（累增液大于50t）63.6%升到70%，上升6.4个百分点，但平均单井增油却由366.8t降到190t，分析其原因主要有2个：第一，98年的增油主要集中在个别单井上，即阿3-66井，该井当年增油2754t，占总增油量的68.3%，而该井在99年重复解堵时，增油仅500t，比98年少2254t。第二，没有严格按选井标准来选井，如阿31-26、阿31-304和吉46-70井，从其采油曲线上根本看不出有污染堵塞的迹象，解堵层自然无效。99年炮眼冲洗正式在油区全面展开，共实施14井次，有效10井次，4井次无效。无效的主要原因也是没有严格按照选井原则来选井：如阿3-121、3-129井采油曲线反映无污染，且解堵时三口井的日产液都在14t以上，其中阿31-50井的日产液高达22t。再如哈13-315根据电测曲线和其生产历史分析认为该井既存在较严重的泥浆污染，同时在洗井检泵过程中也造成无机污染，其针对性解堵应为酸化，但最后结合检泵炮眼冲洗，基本无效。与98年相比，酸化解堵由13井次增加到20井次，有效率由83.3%提高到90%，上升6.7个百分点，但预计其单井当年增液量将由1358t降到816，增油量由428t降到227t。由于种种原因，其酸化方式均为复合酸化，没有热酸助排。分析其效果低于98年的主要原因有以下几个方面：第一、地层能量不足。如哈12-14井油层物性好，但该井无对应水井。其低产原因主要是地层能量问题，酸化时出现自吸现象；再如哈22-206井，其对应水井（长期关井）每次所测地层压力均较高（20.0Mpa以上），当时分析认为该井地层能量充足，而且电测曲线反映该井受泥浆污染严重，但酸化时也出现自吸现象，地层亏空严重，由此可见，对二连低渗油藏来说，其选井必须与地层能量紧密结合。第二、试验井效果差。哈34断块为98年新建产能区块，正式投入开发后大多数井即低产低效，电测曲线分析存在一定的泥浆污染，当时认为可能是钻井泥浆比重过大而将油层压死。故选择物性相对较好的哈34-32井进行试验，结果无效。哈13-319井为哈301断块北部的一口采油井，电测反映其物性很差，同时存在一定的泥浆污染，试井资料分析也证明泥浆污染的存在，其表皮系数为7.19，但试井解释其有效渗透率较高为25.2910-3m2，为验证在这类岩性区块进行解堵改造的可行性，选择哈13-319井进行试验，结果失败，这也从一个方面反映这类储层的试井解释有一定的偏差。第三、酸化方式，上面已分析了在酸化解堵中，以热酸助排效果最好，复合酸化最差，但由于种种原因，99年只进行复合酸化，而未进行过一口井的热酸助排（仅在水井实施4井次，且效果较好），这也从一定程度影响了解堵效果。从近两年的酸化解堵效果分析来看，增液幅度很大，而增油幅度远较增液小，与其它解堵形成鲜明对比，但目前原因有待研究。3各种解堵技术解堵效果的影响因素分析影响油井解堵效果的因素是多方面的，但归纳起来，不外乎以下几个方面：储层因素，主要指储层物性，这是影响解堵效果的内在因素。储层物性好，渗流能力强，解堵后增液幅度大。统计阿南油田44口解堵井的沉积微相，位于水道的有20口，首次解堵，其平均单井日增液22.7 t，日增油15.1 t，平均单井当年增液1319 t，增油859 t，位于道间扇部位的有25口，首次解堵平均日增液6.9 t，日增油5.2 t，平均单井当年增液134 t，增油102 t。从解堵效果与渗透率关系散点图上也可看出，解堵效果随渗透率的增加，而明显变好。（见图5-2：二连油田低渗油藏解堵效果与渗透率关系图）解堵剂配方因素，在12种解堵类型中，属复合堵塞的有机无机复合解堵、CEA、BD611、GD-951、超声波和电脉冲共6种，但以有机无机复合解堵效果最好。在“两南”油田的复合解堵中，97年底至98年初共在5口井中试验新配方，结果2口井无效，3口井增液不增油，其中有3口井（3-76、31-10、11-307）是重复解堵，综合分析，新配方解堵效果差的主要原因可能是其配方与地层的配伍性较差。、地层能量因素。它是保证油井解堵效果的物质基础。地层能量足，压力高，解堵后能建立较大的有效生产压差，反之地层压力低，解堵时导致自吸，自然不会取得好效果，典型如哈12-14。、油层综合含水。从图5-3：增油量与含水散点图上可看出，含水在50%左右解堵效果最好，含水小于30%或大于70%，解堵效果明显变差。一般说来，含水小于30%的油井注水见效差，地层能量不足；含水大于70%的油井，主力油层高含水，解堵增液不增油。而部分暴性水淹的井解堵效果非常明显，其主要原因是这类井的高含水主要是由于注水沿裂缝或大孔道窜过来，不能反映油层的真正含水。、解堵剂的针对性。到目前为止，在二连低渗透油藏共进行微生物解堵8井次，无机解堵2井次，HRN-2型稠油降粘剂1井次，均基本无效，很显然，这三种解堵类型对二连低渗油藏长期生产过程中形成的复杂的有机无机复合堵塞针对性不强。、选井因素。由于认识水平有限，造成对个别井是否污染判断有误，影响了解堵效果。典型如阿31-41井。该井于98年2月和5月分别进行有机无机复合解堵和热酸助排解堵，均告失败。该井于97年9月射孔后自喷（未射完），日产油40.2 t/d，不含水，后逐渐降至20 t/d以下，10月用1.2g/cm3的泥浆压井下泵，下泵前后产量变化不大，该井无直接对应的水井，生产时也基本不含水，分析认为该井高压是因为能量长期缓慢通过断层传播过来并积聚，释放后又供液不足。该井压井所用的泥浆体积为14 m3，不足井容（17.7 m3）。综上所述，该井既不受泥浆污染堵塞，也未在生产过程中造成有机堵塞，目前产量正常，产量较低的主要原因是无对应水井，地层供液不足。4、关于水井解堵的几点看法 二连地区的水井解堵工作早在91年就已开展，截止目前共进行62井次，总体效果不理想(表 5-2 、二连油田历年水井解堵效果统计表)。从压降试井解释成果看，表皮系数大于0的只占极少数(表 5-3 ：二连油田压力恢复压降解释成果统计表)。由此可见水井井底附近的堵塞现象是很少的。分析其原因,主要有二方面:高压注水下，原先由于钻井、作业过程中产生的无机杂质以及注入水中的杂质进入地层深部，造成深部污染堵塞。而这种污染堵塞用常规的解堵方法是难以解除的。二连地区的注水温度一般大于50,普遍高于原油析蜡温度，所以注入水不会造成原油析蜡。两南油田的注水压力抬升过高，主要是由于地层压力抬升过高，而注水压力与地层压力差变化并不大，水井注不进水主要是由于储层物性太差，或岩性构造变化，或水井深部污染堵塞而造成水井周围蹩压的缘故。统计历年所测注水指示曲线，大部分井的吸水指数并未发生大的变化。三、经济效益评价从表5-4 ：二连低渗透油藏解堵效益统计表可看出，针对生产过程中产生的有机无机复合堵塞以水力喷射和有机无机复合解堵效果最好，其产出投入比分别为6.0和4.2。针对钻井泥浆污染和生产作业中产生无机污染以热酸助排效果最好，其产出投入比为2.5。复合酸化也具有一定的经济效益。硝酸粉末的解堵，其产出投入比小于1.0的原因是2口井中有一口井无效，该井无效的原因是选井不当造成的，酸化时其地层能量严重不足。二连地区低渗透油藏解堵总的产出投入比是2.76。96-98年二连地区低渗透改造措施效益对比表措施类型施工井数有效井数平均单井当年增油平均单井费用产出投入比换大泵4030300.34.56.67补孔10993418.18.54.92解堵155103191.16.922.76压裂157150524.130.01.75大修2424330.6221.5卡堵水534519213.51.42从上表可看出，在低渗透油藏措施中，解堵的产出投入比低于补孔和换大泵，而远高于压裂等其它措施。追求最佳经济收益就是指针对同一问题，所选的措施的产出投入比最高。解堵与压裂、补孔等措施的针对性和侧重点不同，故只能互补，不可互相代替。但对于污染堵塞而造成的油井低产，首选措施应是解堵，而非压裂，因为解堵的产出投入比要远高于压裂，在解除生产过程中产生的复合堵塞，具有最佳经济收益的是炮眼冲洗和有机无机复合解堵，在解除由于钻井泥浆污染和生产作业过程中造成的无机堵塞，具有最佳经济收益的是热酸助排，其次是硝酸粉末和复合酸化。 四污染堵塞识别方法探讨 1.识别钻井泥浆污染堵塞的方法探讨我们知道，投产前对每一口井的综合测井中都包含了对该井的泥饼和泥浆三带（冲洗带、侵入带、未侵入带，见图5-4）的测井，这些测井曲线的形状及其组合方式反映了泥饼的厚、薄和泥浆侵入情况。因此，通过这些曲线的分析研究可基本判断出该井在钻井、完井过程中所受泥浆的污染程度，从而为进行针对性的解堵提供了最主要依据。对泥浆三带的测井是中感应电阻率测井（针对侵入带电阻Ri），深感应电阻率测井（针对未侵入带Rt）和八侧向测井（针对冲洗带Rxo），对泥饼的探测是井径测井。通过油田开发的生产实践，我们发现在综合测井图上，中感应（Ri）、深感应（Rt）、八侧向（Rxo）三个曲线之间的关系有4种，分别反映了不同的泥浆污染情况及地层情况。Ri=Rt而偏离Rxo 反映两种情况，还需根据井径DST等资料进行综合判断：a、泥浆侵入浅，污染不严重。这类层的井径曲线缩径现象轻微，DST表皮系数约等于0，在一般情况下，只要地层渗透性好，能量足，一般不需解堵和压裂。典型如哈8-21井（见图5-5），该井的5、6、7、10号层，Ri明显偏离Rxo，缩径仅0.1m。DST资料计算表皮系数为0.14，有效渗透率为71.7710-3m2，但由于地层压力低仅10.25 MPa，压力系数仅0.66，投产初期日产液在10 t左右，后期通过注水补充能量，日产液逐步上升到20t左右。b、污染严重，侵入带已达到深感应探测深度。典型井如哈9-113井(见图5-6），该井的射开层27、28、33号，Ri也明显偏离Rxo，但缩径达0.2 m，是哈8-21井的2倍，说明该井泥浆侵入严重。99年4月份针对泥浆污染酸化后，日产液由9.6t升至16.3t，增幅达41%。Ri=Rxo，而偏离Rt，说明泥浆侵入严重，冲洗带已达到中感应探测深度。典型如哈13-317井的18号层(见图5-7），Ri明显偏向Rxo，偏离Rt，最大缩径0.225 cm，表皮系数为93.57。Ri与Rt和Rxo的差值的绝对值大致相等，即中感应曲线位于深感应曲线与八侧向曲线中央，说明污染一般，冲洗带，侵入带和未侵入带分布在三种测井的探测范围。典型如哈76-43井的4、6号层(见图5-8），缩径不明显。DST资料测得其表皮系数为-0.35。 Rxo=Ri=Rt，也反映两种情况a、 基本未受污染，由于地层压力高或储层太差，基本上未在井壁附近地层形成泥浆三带，井径曲线平直，典型如阿31-41的18-21号层（见图5-9），三个电阻率大致相等，井径曲线平直，微电极反映高压，该井射孔后（未完）即自喷，98年酸化无效。b、 泥浆污染十分严重，冲洗带已进入深感应探测范围。典型如哈12-417的13. 14号层(见图5-10），三条曲线基本重合，缩径达0.32cm。投产即低产。98年7月热酸助排解堵后日产液由0t升至30t，日产油0升至15t，当年增液1516t，增油552t，并继续有效。2 油井有机污染堵塞的识别方法油井的有机污染堵塞主要发生在油井生产过程中，由于井底附近地层及井筒流压长期低于原油的饱和压力，造成原油脱气析蜡，附着在井壁和孔眼上，同时由于水敏、速敏造成的粘土矿物运移到油井附近地层，与析出的胶质沥青质一起形成复杂的有机无机复合堵塞,这种现象在生产上主要表现在：A地层压力无大的变化情况下油井产量逐渐下降，泵吸入口流压降低。B水力泵井蹩压现象严重、换泵频繁、油压呈锯齿状。C、抽油机井结蜡严重，洗井频繁，甚至出现杆断、杆脱、动液面降低。二连低渗透油田开发各阶段注入流体组成、性能分析 二连低渗透油田针对地层已经使用或正在使用的化学药剂主要有：防膨剂，杀菌剂，调剖剂，压裂液，解堵剂，清蜡剂，降粘剂等。每种药剂型号各异，组成大体相似。但进入九十年代，保护知识产权和商业秘密越来越受到重视，对药剂的成分和组成很难准确测定，只能定性或对比评价。 一 在注水井中使用较多的有防膨剂，水处理剂，调剖剂。 1.防膨剂（粘土稳定剂） 防膨剂的作用是防止注水井井底周围的粘土膨胀，粘土的膨胀，导致地层孔隙变小，注不进水，从而使注水压力升高，影响原油生产。自二连低渗透油田开发以来，注水井的防膨措施一直没有间断，最初使用的是PDC（聚季胺）。聚季铵是一种阳离子表面活性剂，它可以吸附在粘土表面，中和粘土的电性，减少粘土片状结构间的静点斥力，从而防止粘土膨胀。但聚季胺是高分子有机物(分子量1000)，长期使用会产生聚季胺在近井地带局部聚集，缩小地层孔隙度。也正是这个原因，到1991年，季铵盐被逐步淘汰，取而代之的是有机物和无机氯化铵组成的复合型防膨剂BCS-851（期间曾有1吨ZCW-302在个别井使用，因该产品价格等原因未被推广）。BCS-851具有防膨率高，价格低的优点。1998年被BCS-851的改性产品BC-61双功能粘土稳定剂代替。我们知道，粘土一旦膨胀，就不可能再恢复，虽然我们在注水井的管理中对防膨措施比较重视，但在钻井和一些措施作业（如酸化，压裂）中使用的都是KCL作为防膨剂，而且多年不变。KCL作为防膨剂只是起暂时的防膨作用，如果在转注前不再次进行长效防膨，以后的防膨工作将是徒劳。而这一点也正是二连油田开发初期所忽视的。2.水处理剂 水处理剂主要包括杀菌剂，缓蚀剂，絮凝剂，阻垢剂等。 杀菌剂 不论是何种类型，本身不会对地层产生伤害，但我们在杀菌剂的使用上一直是在低于设计浓度，这就造成注入水中尚有若干细菌（如硫酸盐还原菌等），未能抑制它们在注水系统以及在储层中繁殖，而引起储层孔隙的堵塞。这些菌的繁殖，除了菌体本身造成的堵塞外，它们代谢生成的硫化亚铁（FeS）及氢氧化亚铁Fe(OH)2沉淀也对储层产生堵塞。缓蚀剂 缓蚀剂在二连低渗透油田开发初期就设计了投加方案，直到1992年才开始以20PPm的浓度投加，一年后逐步减少到阿尔善油田全年不到1t。缓蚀剂的主要成分一般是氨基三甲叉瞵酸，它与地层水，注入水都有很好的配伍性，所以，缓蚀剂不会对地层产生任何危害。絮凝剂 二连低渗透油田使用的絮凝剂一直是聚合三氯化铝，它在发挥作用后，形成的絮状杂质应该经过滤后由底排污排出，但在实际工作中这项工作却很少进行，造成杂质进入地层。这是十分有害的。 阻垢剂在二连低渗透油田尚未使用。3. 调剖剂调剖剂在二连低渗透油田的最早使用是在1990年，是由张家口石油助剂厂生产的悬浮型聚丙烯酰胺TDC-or ，采用三价铬作为胶联剂。并在蒙古林油田使用两年多。这种调剖剂的特点是：溶解均匀，施工方便，成本高，降解时间在60天左右，降解后成为粘度接近水的液体，不对地层产生伤害。在使用两年后,由于效果的逐步变差，后采用中低温木质素-聚丙烯酰胺，并在阿尔善各油田大量使用，这种调剖剂粘度较高，初期使用效果很好，有效期过后，木质素-聚丙烯酰胺分解成低分子量的化合物或被细菌腐化，对地层也不会产生伤害。期间，在阿南油田进行两口井的黄原胶调剖实验。黄原胶亦称黄单胞菌多糖，是由甘兰黑腐病黄单胞菌发酵产生的一种水溶性杂多糖的生物聚合物。具有良好的增稠性能（在低浓度1003000ppm能产生5090mpa.s的有效粘度）和剪切稀释性能（在高剪切速率时粘度变小，低剪切速率时粘度恢复），在多孔岩层吸附少因而粘度损失小，对盐不敏感，能适应的PH范围宽，但存在着运输难，成本高，不宜保存的缺点。黄原胶的彻底腐化变质，也就是黄原胶作用的完全消失。伴随连年的重复调剖，处理半径越来越大，调剖作业费用也越来越高，为此，二连公司开始逐步采用较为廉价的黄河粘土和膨润土为主要原料的调剖剂,这种调剖方法适用于大剂量的调剖,但随着时间的推移,粘土对原油物性和采油工艺的负面影响也逐渐显现出来,如A31-404井底堵塞物的分析中，70%是泥砂，初步判断其中的泥是注入粘土。粘土：砂=7：2调剖剂名称 配制浓度粘度 mPa.s有效时间 备注粘土 8-33%2-6个月 301树脂通常与聚丙烯酰胺合用，未单独使用。水解聚丙烯酰胺 0.8-1.0% (2-3)1042-6个月木质素磺酸盐 8-9% (3-5)1043-6个月黄原胶 5%2-4个月301树脂 1% 二油井常用的注入流体主要是解堵剂，压裂液，堵水剂等。 1解堵剂油井的堵水和解堵措施是近二，三年的事，由于这些措施大多是采用招投标，所以，措施中使用的注入流体品种更多，配方也更加保密，其中的主要成分都以A，B，C代替。但解堵剂的主要成分一般不外乎各类酸，包括盐酸，氢氟酸，氨基磺酸，还有甲酸，乙酸等一些有机酸。 2酸化液对油层进行酸处理是利用向油层挤入酸液与油层孔隙起化学溶蚀作用，改造低渗透层，扩大油流通道，提高油层渗透率。常规酸化作业时，主要采用土酸酸化。据实践表明，由1015%的HCl及38%的HF组成的土酸足以溶解不同成分的砂岩。但是土酸可以与地层中许多矿物发生复杂反应，释放出大量阳离子，并生成硅酸，当酸化结束后，残液PH值上升，反应物之间会进一步反应，生成溶解度很低的硅酸盐和硅酸盐铝,以及Fe（OH）3和Al（OH）3等二次沉淀。3压裂液压裂是提高油层渗透率，扩大油层渗流面积，增加原油产量的有效手段。二连油田的压裂以水基压裂为主，以田箐粉做携砂液，以石英砂或陶粒做支撑剂。压裂液对油层的损害包括两方面，一是压裂液与地层岩石的流体不配伍，发生物理化学作用，或压裂液本身有残渣，可能堵塞地层孔道；二是当压裂液有不良的添加剂时，支撑剂对支撑裂缝导流能力产生损害。除压裂液本身造成的危害外，高压造缝的同时，会使地层岩石脱落或松动,脱落的地层岩石和胶结物在一定时间后进入近井地带和泵体，与原油中的胶质沥青混合成粘稠状态。 4. 清蜡剂和降粘剂 清蜡剂和降粘剂是油井中使用最多的两种药剂，结蜡直接影响油井正常生产。在地层中，蜡溶解在原油中，当原油从地层流入井底，再上升到井口的过程中，由于压力，温度的降