第六章油气田开发过程中的保护油气层技术PPT课件
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钻井过程中的保护油气层技术
与 使
6)正电胶钻井液
用 范
7)甲酸盐钻井液
围 分
8)聚合醇 (多聚醇)钻井液
9)屏蔽暂堵钻井液
第十二页
① 无固相清洁盐水钻井液 密度可在3范围内调整。
表5-1 各类 盐水溶液所 能到达的最 大密度
盐水液
KCl NaCl KBr HCOONa HCOOK HKOOCS CaCl2 NaBr NaCl/ NaBr CaCl2/CaBr2 CaBr2 ZnBr2/ CaBr2 CaCl2/CaBr2/ZnBr2
得的渗透率；
K切为被切后所生岩心用地层水测得的渗透率。
第三十一页
压差 /MPa 0.10 0.20 0.30
0.40 0.50
压差对屏蔽暂堵效果的影响
暂堵后渗透率Kw2 /10-3μm2
Kw2/ Kw1
51.98
0.044
7.90
0.0067
1.19
0.0010
0.64
0.00054
0.63
0.00053
Ø 对井身结构和钻井工艺无特殊要求
Ø 对油气层损害程度小 Ø 被广泛作为钻开油气层的钻井液
第二十一页
改性方法：
a. 降低钻井液中膨润土和无用固相含量，调节固相颗
粒级配; b. 按照所钻油气层特性调整钻井液配方，尽可能
提高钻井液与油气层岩石和流体的配伍性;
c. 选用适宜类型的暂堵剂及加量
d. 降低静滤失量、动滤失量和HTHP滤失量，改善 流变性与泥饼质量
第五页
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第二节 保护油气层的钻井液技术
一、钻井液在钻井中的主要作用
冲洗井底和携带岩屑
破岩作用
钻
保护油气层技术
保护油层技术的主要内容： 目前，国内已经形成以下成熟的系列技术： 1、岩心分析技术； 2、储层敏感性评价； 3、地层损害机理研究； 4、保护油层的工艺技术（核心是工作液技术）； 5、保护油层的评价技术：室内评价方法与评价标准、 矿场评价技术； 6、保护油层技术的配套和系列化； 7、保护油层技术的经济评价； 8、保护油层的计算机模拟技术。
特点： 1、将无法消除的造成油层损害的不利因素转化为保护 油层的必要条件，从根本上解决了正压差问题，大大 解放了钻井技术：对正压差大小、固相要求、浸泡时 间……都可不作要求。 2、只与油藏孔喉结构与泥浆中固相粒子级配有关，因 此适合于各类泥浆，多种油藏。 3、不必虑察固井的损害。 4、成本低，操作十分简单：对泥浆性能无大的影响， 且有利。 5、可完全解决钻井、完井过程中油层损害问题。
4、润湿性、毛管现象引起的地层损害 （1）水锁 （2）润湿反转 （3）乳状液堵塞 （4）气泡堵塞 …… 5、地层温度、压力变化引起的地层损害。
由于油层损害机理是油层保护技术的关键，而不同 油层及不同工艺的损害机理都不相同，因此在进行油 层保护技术研究时，必须作针对性的研究实验。
储层损害的评价技术： 室内评价： 模拟工作液体系及工况（地层岩心、温度、压 力……）对具体作业进行损害和保护评价，为现场实 用提供依据。 矿场评价： 试井评价：如表皮系数、损害系数、完善指 数…… 产量递减分析： 测井评价：
1、不该进入油层的工作液的液相、固相组分尽量不进入油层； 2、必须进入油层的工作液，必须与油层组成结构相配伍； 3、有可能则采用暂堵技术； 4、预防为主，但相应的解堵技术还是必要的； 5、必须让保护油层的各种技术措施与原作业环节的技术要求 协调一致； 6、各项保护油层技术应系统优化形成系列； 7、避免井下事故。 工作液是造成油层损害的普遍而主要的原因，但油层保护 又必须通过工作液来实施完成。
保护油气层技术措施
保护油气层技术措施
1、为提高对油气藏的勘探开发水平井和效益，有利于发现和保护油气层，尽量避免对油气层的污染，应采用与施工地区地层相配伍的优质钻井液钻进。
2、钻井液密度要以地质提供的地层孔隙压力梯度和破裂压力梯度为依据，结合随钻压力监测结果，按气层附加（0.01-0.15）g / cm3，油层附加（0.05-0.01 ) g / cm3，浅气附加（0.2-0.25) g /cm3确定。
3、推广应用保护油气层的钻井液体系。
4、采用近平衡压力钻井，加快钻井速度，缩短建井时间，减轻钻井液对油气层的浸泡。
5、发生漏失，堵漏时应采用易解堵的材料。
6、必须配齐和使用好钻井液净化设备，保证含砂量在设计范围内。
7、努力做好保护油气层工作，在打开油气层前，必须调整好钻井液性能，对稠油层和低渗透油层，应采用低固相或无固相钻井液。
8、利用暂堵技术，在油气层部位形成稳定的薄而致密的暂堵层，阻止固相和滤液进一步浸入油层。
9、为保证套管居中，提高顶替效率，要保证入井扶正器的数量足、安放位置准确，要示求主力油层部位每根套管加 1 只，其余油层每两根套管加1 只，以提高固井质量。
10、必须使用合格的油井水泥固井，施工时必须严格控制水泥浆量和失水量。
对于一般油气井，失水量控制在5ml以内。
11、根据地层压力系数，优化固井施工设计，合理选择静液柱压力，推广应用平衡压力固井工艺技术。
12、采取防止泥浆失重引起环空压力降低的固井工艺措施。
13、固井施工设备良好，水泥和添加剂混拌均匀、计量仪器准确，施工一次成功，确保固井质量。
石油行业保护油气层技术详解
s = ( K / Ks - 1) ln (rs / rw)
½ Ö Ê Ð £ ¬ s— ± í Æ ¤µ Ï Ê ý K— Ó Í ² ã Ô Ê ¼ É ø Ks— Ë ð º ¦ ´ ø É ø Í ¸ rs — Ë ð º ¦ ´ ø ° ë ¾ ¶ rw— ¾ ® Ñ Û ° ë ¾ ¶ £ ¬ Í Â ¸ Ê £ ¬ 10-3m2» £ Ê £  ¬ 10-3m 2» £ ¬ m» £ £ m
wf
实际产能计算式为：
q0
re 1.842 10-3 B ln r w
p - p kh
wf
re 1.842 10-3 B ln r s w
re ln r q w q0 re ln r s w
在给定生产压差条件下，
Ef J 实际 J 理想
由于ln(re/rw)的一般范围为6.5~8.5。若取值近似等于7，则
7 Ef 7s
1
0.8
表皮 系数 vs 流动 效率
0.6
Ef
0.4 0.2 0 0 4 8
s
12
16
20
表皮系数越大，流动效率 越低
二、油气层损害机理
Mud solids plugging （泥浆固相堵塞）
一、储层损害与油井产能的关系
理想化的油藏模型
表皮压降示意图
表皮系数与表皮压降的函数关系
s 0.543Kh(P) /(qo Bo )
式中，h —油气层厚度，m；
P—表皮压降，即损害带造成的井底压力损失，MPa；
q —原油产量，m3/d；
o —原油粘度，mPas；
Bo —原油的体积系数，即地下体积与储 罐体积之比。
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在给定生产压差条件下，
Ef J 实际 J 理想
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7 Ef 7s
1
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表皮 系数 vs 流动 效率
0.6
Ef
0.4 0.2 0 0 4 8
s
12
16
20
表皮系数越大，流动效率 越低
二、油气层损害机理
Mud solids plugging （泥浆固相堵塞）
一、储层损害与油井产能的关系
理想化的油藏模型
表皮压降示意图
表皮系数与表皮压降的函数关系
s 0.543Kh(P) /(qo Bo )
式中，h —油气层厚度，m；
P—表皮压降，即损害带造成的井底压力损失，MPa；
q —原油产量，m3/d；
o —原油粘度，mPas；
Bo —原油的体积系数，即地下体积与储 罐体积之比。
第六讲保护油气层的钻井液完井液技术
颗粒，其加量应大于1.5%。 • 再加入1～2%可变形的颗粒，其粒径应与充填颗粒相当，其
软化点应与油气层温度相适应。这类颗粒通常从磺化沥青、氧 化沥青、石蜡、树脂等物质中进行选择。﹡
第二节 保护油气层的油基钻井液
• 特点：油为连续相，水为分散相，其滤液为油，能有效地
防止油气层水敏，对油气层损害程度低，此类钻井液最低密 度可达到0.80g/cm3。
各类盐水基液所能达到的最大密度
盐水基液 NaCl KCl NaBr CaCl2 KBr
NaCl / CaCl2 CaBr2
CaCl2 / CaBr2 CaCl2 / CaBr2 / ZnBr2
21℃时饱和溶液密度/g·cm-3 1.18 1.17 1.39 1.40 1.20 1.32 1.81 1.80 2.30
本 ， 可 与 NaCl 配 合 使 用 ， 所 组 成 的 混 合 盐 水 的 密 度 范 围 为 1.20～1.32 g/cm3。
• 常用的添加剂：HEC（羟乙基纤维素）和XC生物聚合物。
• CaCl2：极易吸水的化合物。有两种，其纯度分别为94～
97%（粒状，含水约5%）和77～80%（片状，含水约 20% ）。
无固相清洁盐水钻井液类型
（1）NaCl盐水体系 （2）KCl盐水体系 （3）CaCl2盐水体系 （4）CaCl2-CaBr2混合盐水体系 （5）CaBr2-ZnBr2与CaCl2-CaBr2-ZnBr2
混合盐水体系
（1）NaCl盐水体系
• 特点：NaCl的来源最广，成本最低。其溶液的最大密度可
达1.18 g / cm3左右 。
原钻井液可得到充分利用，配制成本较低。
• 应用情况：在国内外均得到广泛的应用 。
软化点应与油气层温度相适应。这类颗粒通常从磺化沥青、氧 化沥青、石蜡、树脂等物质中进行选择。﹡
第二节 保护油气层的油基钻井液
• 特点：油为连续相，水为分散相，其滤液为油，能有效地
防止油气层水敏，对油气层损害程度低，此类钻井液最低密 度可达到0.80g/cm3。
各类盐水基液所能达到的最大密度
盐水基液 NaCl KCl NaBr CaCl2 KBr
NaCl / CaCl2 CaBr2
CaCl2 / CaBr2 CaCl2 / CaBr2 / ZnBr2
21℃时饱和溶液密度/g·cm-3 1.18 1.17 1.39 1.40 1.20 1.32 1.81 1.80 2.30
本 ， 可 与 NaCl 配 合 使 用 ， 所 组 成 的 混 合 盐 水 的 密 度 范 围 为 1.20～1.32 g/cm3。
• 常用的添加剂：HEC（羟乙基纤维素）和XC生物聚合物。
• CaCl2：极易吸水的化合物。有两种，其纯度分别为94～
97%（粒状，含水约5%）和77～80%（片状，含水约 20% ）。
无固相清洁盐水钻井液类型
（1）NaCl盐水体系 （2）KCl盐水体系 （3）CaCl2盐水体系 （4）CaCl2-CaBr2混合盐水体系 （5）CaBr2-ZnBr2与CaCl2-CaBr2-ZnBr2
混合盐水体系
（1）NaCl盐水体系
• 特点：NaCl的来源最广，成本最低。其溶液的最大密度可
达1.18 g / cm3左右 。
原钻井液可得到充分利用，配制成本较低。
• 应用情况：在国内外均得到广泛的应用 。
保护油层
1、油气层损害：在钻井、完井、井下作业及油气田开采全过程中，造成油气层渗透率下降的现象通称为油气层损害。
2、岩心分析：是指利用能揭示岩石本性的各种仪器来观测和分析岩石一切特性的一类技术。
3、粘土矿物：细分散的晶质含水层状硅酸盐矿物和含水非晶质硅酸盐矿物的总称。
4、速敏性：流体在油气层中流动时，因流体流动速度变化引起储层岩石中微粒运移、堵塞喉道，导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象。
5、临界流速：岩石渗透率或有效渗透率随着流速的增加开始有较大幅度下降时所对应前一个点的流速。
6、水敏性：因流体盐度变化(储层岩石与淡水接触后)引起储层岩石中粘土水化膨胀、分散、运移，导致渗透率或有效渗透率下降的现象。
7、水敏指数：岩石损害前后的渗透率或有效渗透率之差与损害前渗透率或有效渗透率之比。
8、临界盐度：岩石的渗透率或有效渗透率随着注入流体粘度的下降开始有较大幅度下降（或上升）时所对应前一个点的盐度。
9、盐敏性：当高于地层水矿化度的工作液进入油气层后，将可能引起粘土的收缩、失落、脱落;当低于地层水矿化度的工作液进入油气层后，则可能引起粘土的膨胀和分散,导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象。
10、碱敏性：碱性液体与储层矿物或流体接触发生反应，产生沉淀或释放出颗粒，导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象。
11、碱敏指数：岩石接触碱性液体前后的渗透率或有效渗透率之差与接触碱性液体前的渗透率或有效渗透率之比。
12、临界 pH：随着注入液pH 值的不断上升（pH=6~14），岩石的渗透率或有效渗透率开始有较大幅度下降时所对应前一个点的 pH 值。
13、酸敏性：酸液与储层矿物或流体接触发生反应，产生沉淀或释放出颗粒，导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象。
13、酸敏指数：岩石接触酸液前后的渗透率或有效渗透率之差与接触酸液前的渗透率或有效渗透率之比。
14、净围压：岩石所受围压与上游压力的差值。
15、临界应力：随着应力的变化，所对应的岩石渗透率损害系数出现明显拐点(下降)时所对应的应力值。
第6章 完井过程中的保护油气层技术
6.1 完井方式概述
6.1.1 选择完井方式的原则
（2）油气层特性
油气藏类型并不是选择完井的唯一依据，还必须综合考虑油气层 的特性，包括：油气层是否出砂（储层岩石坚固程度）、油气层的稳 定性、油气层渗透率及层间原油性质的差异等。这些都是选择完井方 式的重要依据，应作出定量判断和定量划分 （3）工程技术及措施要求 选择完井方式时，除了需要考虑油气藏类型和油气层的特性以外， 还应根据开采方式和油气田开发全过程的工艺技术及措施要求综合确 定。包括：是否采用分层注水开发、是否采用压裂等改造油气层措施、 是否采用注蒸汽吞吐势力开采方式等
完全分隔和选择性地射开不同压力、不同物性的油气层，避免层间干扰； 具备实施分层注、采及选择性增产措施的条件，此外也可防止井壁垮塌 由于我国主要是陆相沉积的层状油气藏，其特点是层系多、薄互层 多、层间差异大，加之油层压力普遍偏低，大多采用早期分层注水开发 和多套层系同井开采。因此，一般都采用射孔完并方式 需要注意的是，采用射孔完井方式时，油气层除了受钻井过程中的
第6章 完井过程中的保护油气层技术
完井作业是油气田开发总体工程的重要组成部分。和钻井作业一样， 在完井作业过程中也会造成对油气层的损害。如果完井作业处理不当， 就有可能严重降低油气井的产能。使钻井过程中的保护油气层措施功亏
一篑。因此，了解完井过程对油气层损害的特点，了解各种保护油气层
的完井技术，了解如何根据油气藏的类型和特性选择最适宜的完井方式 显得十分重要 6.1 完井方式概述 6.2 射孔完井的保护油气层技术 6.3 防砂完井的保护油气层技术 6.4 试油过程中的保护油气层技术
6.1 完井方式概述
6.1.1 各种完井方式的特点及其适用条件
（3）砾石充填完井 砾石充填完井是最有效的早期防砂完井方式，主要用于胶结疏松、 易出砂的砂岩油藏，特别是稠油砂岩油藏。砾石充填完井有裸眼砾石 充填完井和套管砾石充填完井之分，它们各自的适用条件除了岩性胶
油层保护技术
2)地层水性质与油气层损害的关系
影响无机沉淀损害情况 影响有机沉淀损害情况 影响水敏损害程度
5、油气层流体性质-原油与天然气
原油
1)与油气层损害有关的性质 1)与油气层损害有关的性质 含蜡量，粘度，胶质、沥 青质和硫含量，析蜡点， 凝固点 2) 与油气层损害的关系 影响有机沉淀的堵塞情况 引起酸渣堵塞损害 引起高粘乳状液堵塞损害
3、油气层敏感性矿物-定义与特点 定义与特点
定义：油气层中易与流体发生物理、化学和物理/化 定义 学作用，而导致油气层渗透率下降的矿物，称 之为敏感性矿物。 特点： 特点：(1)粒径很小，一般小于37μm (2)比表面积大 (3)多数位于易与流体作用的部位
3、油气层敏感性矿物-类型
按引起油气层损害类型分为：
其它外因
2、作业或生产压差
微粒运移损害 压力敏感损害 无机沉淀损害 有机沉淀损害 储层出砂和坍塌 压漏地层 增加损害的程度
3、作业流体与地层流体温差
影响有些敏感性损害的程度 影响无机沉淀的生成 影响有机沉淀的生成 影响细菌损害情况
（二）保护油气层的重要性
-有利于提高产能及开发效益
保护储层可减少储层损害，有利于提高储层产 能及勘探开效益
新疆夏子街油田，勘探初期用普通钻井液钻井，日产油仅3-6t； 3 投入开发时，用保护储层钻井液钻开油层，完井后投产，日产油一 般8-9t，最高达每天24t，储层级别从三类 8 24t 三类提高到二类 二类。 24 三类 二类 吐哈温米油田，开发方案设计需压裂投产才能达到所需产能， 但钻167口开发井时，全面推广使用与储层特性配伍的钻井完井保护 20油层技术，射孔后全部井自喷投产，单井产能比设计产量提高2020 30% 30%。使用的保护储层技术每口井多投入10000元，却省掉了压裂工 序，节省费用几十万元。
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(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
(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
（2）细菌引起的腐蚀产物也可能导致地层损害。
4) 注入水中的溶解气引起的损害
当注入水中含有过量的氧气、二氧化碳和硫化氢时 , 都会 使注水设备、管线产生严重的腐蚀, 腐蚀产物还会堵塞地 层孔喉 , 降低地层渗透率。
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（二）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） 其他不当操作引起的损害
表 4-5 油田常见水垢
化学式
结垢的主要因素
CaCO3
二氧化碳的分压力、温度、总洛盐量
CaSO4· 2H20 CaSO 4· 1/2H 20
CaSO4
BaSO 4 SrSO 4
温度、总榕盐量、压力
温度 总盐溶量
FeCO3 FeS Fe(OH)2 Fe(OH)3 Fe2O3
腐 蚀 、 溶 解 气 体 、 pH值
（一）注入水水质
不合格的注入水水质包括两个含义 , 一是指注入水与地层 的岩石不配伍 ; 二是指注入水与地层的流体不配伍。 1. 注入水与地层岩石不配伍
1) 水敏损害 粘土矿物的类型及含量、 注入水的矿化度大小及矿化 度梯度、注入水中阳离子的成分 。 2) 机杂（不同粒径的固相微粒或悬浮物）堵塞 机杂的浓度、粒径中值与地层孔喉产成本。 2、延缓或减少原油中溶解气在采油生产中的逸出时间 。 3、对结垢、析蜡有抑制作用。 4、减轻油层的出砂趋势。
（三）采油生产中油层损害的防治
1. 防砂 机械防砂：机械隔挡装置阻止砂进入井内（砾石充填、衬
套、筛管防砂方法）
化学防砂：人工胶结砂层和人工井壁防砂方法。
3) 注入水造成岩石表面润湿性反转 水润湿地层→油润湿地层, 一般可使油相的渗透率降低 15%-85%, 平均为40%。
2. 注入水与地层流体不配伍
1) 结垢 离子浓度、 pH 值、总含盐量、溶解度、温度、压 力、 接触时间和搅动程度对结垢都会产生影响。
名称
碳酸钙 (碳 酸 盐 ) 硫酸钙 石 膏 (最 常 见 ) 半水合物 无水石膏 硫酸钡 硫酸锶 铁化合物 碳酸亚铁 硫化亚铁 氢氧化亚铁 氢氧化铁 氧化铁
（二）结垢堵塞
1. 无机垢堵塞. 无机盐垢: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 ) 及铀的氯化物等构成
2. 有机垢堵塞
有机垢主要是石蜡和沥青质。
（三）脱气
定义：当压力降至原油饱和压力以下时 , 原油中的溶解气
将逸出并参与流动的现象。 损害：降低了原油的流动能力，使得原油有效渗透率降
低；大大降低泵效 。
（四）出砂
1、出砂危害 堵塞地层孔隙、阻塞井筒、腐蚀设备、砂卡井下工具、 严重时使油井停产，井底坍塌而损坏套管。
2、采油过程中出砂的原因 （1） 流体向井流动
（2）地质因素：地层胶结强度。产出水可能溶解掉部分胶结物; 含水饱
（3） 生产速度
和度的变化引起毛管压力降低使颗粒间 内聚力减弱；对水润湿砂粒随水相参与
2) 注入水与地层原油生成乳状液
乳化油滴损害的主要形式
①乳化油滴堵塞孔喉通道 ②吸附（粘土和液珠均带电荷）在孔壁的某些部位， 减少有效孔隙直径 ，降低了地层的渗透率。
17
18
3) 注入水引起的细菌损害
（1）当注入水中携带有细菌时 , 细菌随着注入水进入 地层。若条件适宜 , 细菌就会生长、 繁殖、生成菌落 和粘液堵塞地层。
二、油气田开发生产中保护油气层技术的基本思路
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。基本思路方框图见图 7-1 。
5
第二节 采油过程中的保护油气层技术
一、采油生产中油层损害因素分析
（一）生产压差不合理 (1)生产压差过小 , 影响油井产量; (2)但压差过大 , 采出速度相应很高。对于速敏性地 层 , 极易引起油层内部微粒运移 , 堵塞孔喉 , 反而 导致产量下降。
（4） 多相流动
流动将引起砂的运移等。
二、采油生产中保护油层技术
（一）合理确定采油工作制度
合理工作制度：指合理的生产压差 , 即在目前地层平均压 力下 , 油井以多大的流动压力和产量生产。
何谓合理：产量较高, 油气比较低 , 含砂量很少 , 井底 流压合适 , 能够稳定喷油 , 而且生产情况 没有太大波动。
2. 防无机垢 抑制剂的挤注处理工艺: 洗井→注前置液→注抑制剂→注顶 潜液→关井反应 24h →洗井→下泵生产。
3. 防治有机垢 加入防蜡抑制剂。
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
（1）地层岩石和流体本身特性具有潜在的损害因素 ; （2）注入水水质不合格 , 即注入水与岩石或流体不配伍 ; （3）不合理的工作制度, 例如注水强度过大、地面水质保证 体系不完备等。 因此, 保护技术要从以上三方面入手。其中, 控制注入水水 质和使用合理的工作制度是保护技术中可人为控制的因素。
①作业时, 因压井液浸入注水层段而造成的损害, 及快速放喷降压造 成的损害。 ②注水井酸化措施不当, 破坏了岩石骨架结构或生成沉淀物, 造成地 层的二次损害。 ③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浸 入地层造成的堵塞。
第六章 油气田开发生产中的保护油气层技术
整体概述
概况一
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概况二
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概况三
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2
第一节 概述
一、油气田开发生产中油气层损害的特点 与钻井、完井油气层保护技术相比 , 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。
3
(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
（2）细菌引起的腐蚀产物也可能导致地层损害。
4) 注入水中的溶解气引起的损害
当注入水中含有过量的氧气、二氧化碳和硫化氢时 , 都会 使注水设备、管线产生严重的腐蚀, 腐蚀产物还会堵塞地 层孔喉 , 降低地层渗透率。
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（二）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） 其他不当操作引起的损害
表 4-5 油田常见水垢
化学式
结垢的主要因素
CaCO3
二氧化碳的分压力、温度、总洛盐量
CaSO4· 2H20 CaSO 4· 1/2H 20
CaSO4
BaSO 4 SrSO 4
温度、总榕盐量、压力
温度 总盐溶量
FeCO3 FeS Fe(OH)2 Fe(OH)3 Fe2O3
腐 蚀 、 溶 解 气 体 、 pH值
（一）注入水水质
不合格的注入水水质包括两个含义 , 一是指注入水与地层 的岩石不配伍 ; 二是指注入水与地层的流体不配伍。 1. 注入水与地层岩石不配伍
1) 水敏损害 粘土矿物的类型及含量、 注入水的矿化度大小及矿化 度梯度、注入水中阳离子的成分 。 2) 机杂（不同粒径的固相微粒或悬浮物）堵塞 机杂的浓度、粒径中值与地层孔喉产成本。 2、延缓或减少原油中溶解气在采油生产中的逸出时间 。 3、对结垢、析蜡有抑制作用。 4、减轻油层的出砂趋势。
（三）采油生产中油层损害的防治
1. 防砂 机械防砂：机械隔挡装置阻止砂进入井内（砾石充填、衬
套、筛管防砂方法）
化学防砂：人工胶结砂层和人工井壁防砂方法。
3) 注入水造成岩石表面润湿性反转 水润湿地层→油润湿地层, 一般可使油相的渗透率降低 15%-85%, 平均为40%。
2. 注入水与地层流体不配伍
1) 结垢 离子浓度、 pH 值、总含盐量、溶解度、温度、压 力、 接触时间和搅动程度对结垢都会产生影响。
名称
碳酸钙 (碳 酸 盐 ) 硫酸钙 石 膏 (最 常 见 ) 半水合物 无水石膏 硫酸钡 硫酸锶 铁化合物 碳酸亚铁 硫化亚铁 氢氧化亚铁 氢氧化铁 氧化铁
（二）结垢堵塞
1. 无机垢堵塞. 无机盐垢: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 ) 及铀的氯化物等构成
2. 有机垢堵塞
有机垢主要是石蜡和沥青质。
（三）脱气
定义：当压力降至原油饱和压力以下时 , 原油中的溶解气
将逸出并参与流动的现象。 损害：降低了原油的流动能力，使得原油有效渗透率降
低；大大降低泵效 。
（四）出砂
1、出砂危害 堵塞地层孔隙、阻塞井筒、腐蚀设备、砂卡井下工具、 严重时使油井停产，井底坍塌而损坏套管。
2、采油过程中出砂的原因 （1） 流体向井流动
（2）地质因素：地层胶结强度。产出水可能溶解掉部分胶结物; 含水饱
（3） 生产速度
和度的变化引起毛管压力降低使颗粒间 内聚力减弱；对水润湿砂粒随水相参与
2) 注入水与地层原油生成乳状液
乳化油滴损害的主要形式
①乳化油滴堵塞孔喉通道 ②吸附（粘土和液珠均带电荷）在孔壁的某些部位， 减少有效孔隙直径 ，降低了地层的渗透率。
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3) 注入水引起的细菌损害
（1）当注入水中携带有细菌时 , 细菌随着注入水进入 地层。若条件适宜 , 细菌就会生长、 繁殖、生成菌落 和粘液堵塞地层。
二、油气田开发生产中保护油气层技术的基本思路
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。基本思路方框图见图 7-1 。
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第二节 采油过程中的保护油气层技术
一、采油生产中油层损害因素分析
（一）生产压差不合理 (1)生产压差过小 , 影响油井产量; (2)但压差过大 , 采出速度相应很高。对于速敏性地 层 , 极易引起油层内部微粒运移 , 堵塞孔喉 , 反而 导致产量下降。
（4） 多相流动
流动将引起砂的运移等。
二、采油生产中保护油层技术
（一）合理确定采油工作制度
合理工作制度：指合理的生产压差 , 即在目前地层平均压 力下 , 油井以多大的流动压力和产量生产。
何谓合理：产量较高, 油气比较低 , 含砂量很少 , 井底 流压合适 , 能够稳定喷油 , 而且生产情况 没有太大波动。
2. 防无机垢 抑制剂的挤注处理工艺: 洗井→注前置液→注抑制剂→注顶 潜液→关井反应 24h →洗井→下泵生产。
3. 防治有机垢 加入防蜡抑制剂。
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
（1）地层岩石和流体本身特性具有潜在的损害因素 ; （2）注入水水质不合格 , 即注入水与岩石或流体不配伍 ; （3）不合理的工作制度, 例如注水强度过大、地面水质保证 体系不完备等。 因此, 保护技术要从以上三方面入手。其中, 控制注入水水 质和使用合理的工作制度是保护技术中可人为控制的因素。
①作业时, 因压井液浸入注水层段而造成的损害, 及快速放喷降压造 成的损害。 ②注水井酸化措施不当, 破坏了岩石骨架结构或生成沉淀物, 造成地 层的二次损害。 ③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浸 入地层造成的堵塞。
第六章 油气田开发生产中的保护油气层技术
整体概述
概况一
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概况二
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概况三
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第一节 概述
一、油气田开发生产中油气层损害的特点 与钻井、完井油气层保护技术相比 , 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。