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1、油气田开发生产中的保护油气层技术第一节 概述一、油气田开发生产中油气层损害的特点 油气田开发生产过程是油气层发生动态变化的过程。油气层一旦投入开发生产， 油气层的压力、 温度及其储渗特性都在不断地发生变化。 同 时，各个作业环节带给油气层的各类入井流体及固相微粒也参与了以上的变化。 这种变化过 程主要包括以下几个方面： （1）在油气层的储集空间中，油、气、水不断重新分布。例如： 注气、注水引起含水、含气饱和度改变； （ 2）油气层的岩石储、渗空间不断改变。例如：粘 土矿物遇淡水发生膨胀， 引起储、渗空间减少，严重时堵塞孔道， 外来固相微粒或各种垢的 堵塞作用，使储、渗空间缩小； （ 3）岩石的
2、润湿性改变或润湿反转。例如：阳离子表面活性 剂能改变油层岩石的表面性质； （ 4）油气层的水动力学场（压力、地应力、天然驱动能量） 和温度场不断破坏和不断重新平衡。 例如：注蒸汽使地层压力、 温度升高， 改善了油的粘度， 使油的相对渗透率增加， 但是， 由于热蒸汽到地下冷却后可凝析出淡水， 很可能会造成水敏 损害。诸如上述多种变化常常表现为固相微粒堵塞、微粒运移、次生矿物沉积、结垢、乳化 堵塞、润湿反转、细菌堵塞、出砂等等多种损害方式。其本质是不断地改变油、气、水的相 对渗透率。如果开发生产中措施得当，避免了损害，保护了油气层，就可改善油、气的相对 渗透率，可望获得高的采收率；反之，若措施不当
3、，损害了油气层，则可能降低油、气、水 的相对渗透率， 得到的是一个低的采收率。 因此， 油气田开发生产中油气层保护技术的核心 是防止油气层的储、渗空间的堵塞和缩小，控制油、气、水的分布，使之有利于油、气的采 出。开发生产过程中油层损害的本质是指油层有效渗透率的降低。 有效渗透率的降低包括了 绝对渗透率的降低和相对渗透率的降低。 绝对渗透率的降低主要指岩石储渗空间的改变。 引 起变化的原因有：外来固相的侵入、水化膨胀、酸敏损害、碱敏损害、微粒运移、结垢、细 菌堵塞和应力敏感损害； 相对渗透率的降低主要指水锁、 贾敏效应、 润湿反转和乳化堵塞等 引起的。 二者损害的最终结果表现为储渗条件的恶化，
4、不利于油气渗流， 即有效渗透率降低。造成损害的本质原因是由于外来作业流体 （含固相微粒） 进入油层时， 与油层本身固有 的岩石和所含流体性质不配伍； 或者由于外部工作条件如压差、温度、 作业时间等改变，引 起相对渗透率的下降。 油层岩石本身和所含流体的性质是客观存在的， 是产生损害的潜在因 素，油气田开发生产过程中其原始状态和性质是不断改变的。 因此，在开发生产过程中，对 油层岩石和流体的性质，应不断地进行再认识，再分析，必须把着眼点放在“动态”上。而 开发生产中各作业环节的入井流体和各种工作方式是诱发地层潜在损害的外部因素， 是可以 人为控制的，它们是实施油层保护技术的着眼点。与钻井、完井油
5、气层保护技术相比， 油气层开发生产中的油气层损害具有如下特点： （ 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）更具有复杂性。井的寿命不等，先期损害程度各异，损害类型和程度更为复杂，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）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。二、油气田开发生产中保护油气层技术的基本思路油气田开发生产中保护 油气层技术的基本思路实质上是保护油气层
6、系列技术的具体 化。在绪论中对保护油气层系列技术已经讨论过。 值得强调的是油气田开发生产中的油气层 损害发生在油气田深部。 更具叠加性、复杂性和动态性。 因此，它的保护技术的基本思路要 把着眼点放在“动态”上， 即重新认识油气层的现状是该技术的基本出发点。 基本思路方框 图如图 7-1 。三、油气田开发生产中保护油气层的重要性 油气田开发生产中的油气层保护技术已愈来愈被人们重视， 这主要是由于我国的油气田 大都处于油田开采中、后期，油田作业的频率比开采初期明显增高，显然， 控制各作业环节 对油气层的损害，实施油气层保护系列技术，必然是提高作业效率的有效途径之一。同时， 石油工业正面向复杂油气藏
7、、 特殊油气藏的挑战， 这势必面临着投入更多的成本， 获得较少产出的难题。正如第一章绪论中所指出的： 油气层保护技术本身就是一种保护资源的系统工 程，是“增储上产”的重要措施之一。因此，必须进行油气田开发生产中的油气层保护工作。此外，目前生产实际也急待油气田开发生产中的保护技术尽快实现系列化、实用化。例如，目前，不少大油田开采进入中、 后期，发现地层堵塞严重， 有的注水时，使用大功率、 大排量，吸水指数不但不增加，反而愈来愈注不进地层。又如，某油田的一个可采储量500万吨的构造，开采一年半，仅采出30万吨，采用不少措施，但效果极差。类似问题不少，这些问题从表面上看， 都是生产作业环节的具体技术
8、问题，似乎与保护油气层沾不上边，但核心问题是对目前已经受到损害的对象（油气层）缺乏正确的诊断，或没有切实可行的解除损害的措施，大有束手无策之感，因此，完善、发展油气田开发生产中保护技术是生产实际口 J 需。图7-1油气田开发生产中保护油气层技术基本思路框图目前，对油气田开发生产中保护油气层的紧迫性、重要性还远未形成共识。因此，实 施油气田开发生产中油气层保护技术，首先要统一认识，站在战略的高度认识其重要性和紧迫性，各级技术决策人、技术监督人和工程技术人员，上下齐心，共同努力，将它作为一项技术政策来实施，才能实现保护油气层之大业。第二节 采油过程中的保护油气层技术对于采油过程， 虽然没有外来流体
9、进入油气层， 但是， 仍然存在着油气层被损害的可能 性。造成损害的最直接的原因是工作制度不合理。一、工作制度不合理造成的油气层损害 采油工作制度不合理是指生产压差过大或开采速率过高。其损害可归纳为以下四个方 面。1应力敏感效应 由于生产压差过大或开采速率过高，使近井壁区井底带岩层结构破坏，胶结强度破坏， 发生出砂。采油速度过快，油流在临界流速以上时，增加了产层流体对砂粒的摩擦力、粘滞 力和剪切力，加剧砂粒运动。同时，岩石骨架和胶结物的强度受到破坏，微粒开始运移，例 如，高岭土、伊利石、微晶石英，微晶长石很容易发生速敏反应。砂和固相微粒被油携带并 不断地堵塞储、渗空间，损害地层。2生产压差 由于
10、生产压差过大或开采速率过高，发生底水锥进，边水指进，造成生产井过早出水。 从渗流的角度考虑，原来的单相流（油）变为两相流（油、水） 。油和水由于界面张力以及 与岩石润湿性之间的差异可能形成乳化水滴，增加油流粘度，降低油、气的有效流动能力。 当它们的尺寸大于孔喉大小时，就会堵塞孔隙，降低油、气的储、渗空间，从而使油的相对 渗透率降低，油气层受到损害。 从盐垢生成的机理角度考虑， 当注入水突破时，由于注入水 与地层水在近井地带充分混合产生盐垢， 而地层压力系统的压力降低更加剧了这种盐垢的生 成，致使油层受到损害。3结垢油气田一旦投入生产， 就有油、 气从油气层中采出。 原有的热动力学和化学平衡被打
11、破， 发生两种后果： （1）油气层温度、压力和流体成分的变化会导致无机垢的产生；（ 2）由于温度、压力、 pH 值的变化使沥青、石蜡从原油中析出，即有机垢产生。结垢堵塞孔喉是发生 在油气层深部的一种难以消除的损害方式。4脱气当油气层压力降到低于饱和压力时， 气体不断地从油中析出， 油气层储、 渗空间的流体 由单相变为油、气两相流动，必然造成油的相对渗透率下降，影响最终采收率。二、采油过程中的保护油气层技术措施 1生产压差及采油速率的确定 采用优化设计的方法初步确定生产压差和采油速率， 并用室内和现场实验对优化方案进 行评价，然后推广应用。根据油气层的储量大小、 集中程度、 地层能量、 压力高低
12、、 渗透性、孔隙度、 疏松程度、 流体粘度、 含气区与含水区的范围， 以及生产中的垂向、 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。 然后作室内和室外矿场评价， 最终确定应采用的工作 制度。值得强调的是：若新区投产，所采用的基础数据是投产前取得的数据；若老区改造， 其数据为改造前再认识油气层的数据。要充分重视采油过程中损害的“动态”特点。2保持油气层压力开采 保持油气层在饱和压力以上开采， 可达到同一产量的油井维持较高的井底压力， 充分延 长自喷期， 降低生成成本。 同时， 保持地层压力可以延缓或减少原油中溶解气在采油生产中 的逸出时间，以及减缓油层的出砂趋势， 提
13、高采收率。保持地层压力开采， 可避免气相的出 现和压力降低引起有机垢及无机垢等损害发生。 我国多数油田采用早期注水开发以保持油气 层压力，这对保护油气层是十分有利的措施之一。3对不同的油气层采用不同的预防损害措施 每个油气层岩性和流体都有自身的特点， 应采取的预防损害措施也各有不同， 因此不能 一概而论。例如：当油气层为低渗或特低渗时，预防采油过程中的损害更为重要。因此，要 尽可能地保持油气层压力开采避免出现多相流， 防止气锁和乳化油滴的封堵损害。 当油气层 为中、高渗的疏松砂岩时，应正确地选择完井方法、防砂措施、合理地生产压差，以减少油 气层损害； 对于碳酸岩地层，要尽量避免在采油过程中产生
14、碳酸钙沉淀，堵塞孔道。除了采用合理的生产压差和采油速度外，有时可适当地投放添加剂，例如乙胺四醋酸，破坏产生碳酸钙沉淀的平衡条件，防止碳酸钙沉淀产生。对于中、低渗的稠油层，要尽可能地预防有机垢，如沥青、胶质、蜡从稠油中析出，保持油层压力开采，若技术条件允许，使用热油开采 更为有效。目前，解除采油中地层损害的方法还不够完善。国内、外常用的方法有以下几种：（1）控制生产压差及限制产量，对缓解沉淀和出砂有一定的抑制作用；（2）解除垢的堵塞，如热洗、注抑制剂、酸洗等化学方法；（3）用现代物理方法解堵， 如磁化、震荡、超声波等方法。采油过程中，没有外来入井流体和入井固相微粒诱发地层潜在损害内因产生损害，但
15、损害仍然存在，主要是生产压差过大、采出速率过高造成的。因此， 采油过程中油气层保护技术的关键是控制合理的工作制度。第三节注水中的保护油气层技术注水过程中，由于外来入井流体（注入水）流入油气层，必然要与油气层的岩石和流体 接触，将发生各种损害。一、注水中的油气层损害分析不合格的注入水水质引起的地层损害是注水的主要损害。所谓不合格的注入水水质包括两个方面：一是指注入水与地层岩石不配伍；二是指注入水与地层的流体不配伍。注入水与地层岩石不配伍表现为：（1）注入水造成地层粘土矿物水化、膨胀、分散和运移；（2）由于注水速度过快，引起地层松散微粒分散、运移；（3）注入水机杂粒径、浓度超标，堵塞孔道等。注入水
16、使地层粘土水化膨胀甚至分散运移是注水损害的重要原因之一。许多储层含有多达10%-15%勺粘土矿物成分。其产状和微结构各异，当使用与粘土不相容的注入水时，会使 油藏的孔隙度和渗透率降低。地层损害主要表现为：（1）二价离子的释放能造成表面活性剂的沉淀和聚合物的失效；（2）与表面电荷作用同时出现的离子交换反应能够造成地层结构的 破坏；（3）粘土膨胀使孔喉通道变小或堵塞，粘土的机械运移（粘土微粒发生分散、运移）（4）岩石矿物成分与注入水发生化学反应或化学沉淀等等。不少地层是水润湿的，这种水 润湿地层变成油润湿后可以将油的渗透率平均降低约40%这种损害对气井也同样存在。损害方式多数以水锁或乳状液堵塞的方式出现。砂岩油井更容易遭到此类损害，含低密度沥青的砂岩油井更为严重。此外，一切含
