油层保护研究成果
国内外油气层保护技术发展及现状
护 油气 层 的意 义 比钻 井 中保 护 油气 层 更 防砂 更 好 的效 果 。 埕 东 油 田确 立 的 大 如
（） 来 液 体 与 油 气 层 岩 石矿 物 不 为重 要 、 １外 更有 必要 。开发过 程 中的 油层 保 部 分 出砂 井 以携 砂 生 产 为 主 的 方针 。 在 配 伍 造 成 的损 害 ；（ ） 来 液体 与 油 气 护工作是 长 期性 和经 常性 的。 ２外 与钻 完井 中 控 制大 量 出砂 的前 提 下 ， 部 分 砂 子 随 一 层 流 体 不 配 伍 造 成 的 损 害 ； （ ） 细 现 油 气 层 损 害 比较 ， ３ 毛 开发 过 程 中的 油 气 层 产 液 采 出。主 要 的 控 砂 措 施 为 ： 级 放 逐
象 造 成 的损 害 ；（）固相 颗 粒堵塞 引起 的 损 害 有 如 下 特 点 ： ４
损 害。
大排 量 ． 止 地 层激 动 出砂 ； 用双 单流 防 采
Hale Waihona Puke （） 害周 期长 几乎贯 穿 于油 田开 阀 （ 泵 上端 及 泵 上３ ０ １损 在 ５ ｍ两 处 安 装单流
无 论 哪一 种 损 害 ， 层 本 身 的 内在 发 的 全 过 程 ： （） 害 范 围 宽 。 仅 发 生 阀 ） 储 ２ 损 不 防止停 机 时 出砂 。 大部 分井 措 施 后效 条 件 均 是 主要 因素 。 开发 过 程 中 衡 状 在 近 井 地带 而 且可 能 涉及 到 油 层 的深 果较 好。 平 态 可能被 破 坏 ． 向着另一 平衡 状 态转 化 ， 部 （） 害更 具 复 杂 性 。 面 设备 多、 ３损 地 而 油 气 层本 身又不 能适 应 这 些 外 界 条 件 流 程 长 、 工艺 措 施 种 类 和 入 井 液 体 种 类 的渗 透 率 明显 降低 。因此 ． 了解油 气 层 次 损 害 。 要 损 害 机 理 和 损 害 程 度 ， 先要 弄 清 油 气 首
史深100区块油层保护技术
［ 收 稿 日期］２ ０ １ ３ — ０ １ — １ ４
的粒 度分 布考 虑进 来 ， 使 得 充 填 剂 加 入 后 能 使 整个
钻井 液体 系 的粒 度分 布符 合 理 想 充 填 的 规 律 ， 达 到
［ 作者简介］李 ￣ ＂（ １ ９ ８ ０ －） ， 男， 山东临沂人 ， 胜利石油管理局钻 井工艺研究院工程师 ， 主要从 事钻井液研 究。
虑钻 井 Leabharlann 本 身 的 粒 度 分 布优 选 封 堵 屏 蔽 剂 ． 通 过 自吸 法优 选 合 适 的 防 水 锁 剂 ， 形 成 适 合 该 区块 的 储 层 保 护技 术 。
现 场 试 验表 明 ， 单 井产 量 得 到 了提 高 ， 同时 对 钻 井液 性 能 影 响 小 ， 在 保 护 储 层 的 同 时 实 现 了安 全 、 优质 、 快速钻进 。
［ 关键 词］ 油层保护； 理想充填； 水锁； 低渗； 钻井液
［ 中 图分类 号］ ＴＥ ２ ５ ４
［ 文 献标识 码 ］ Ａ
［ 文 章编 号 ３ １ ６ ７ ３ — ５ ９ ３ ５ （ ２ ０ １ ３ ） １ — ０ ０ ２ ６ — ０ ３ 管数 量 比较 少 ， 但 对渗 透率 的贡 献较 大 ， 而数 量较 多 的 小孑 Ｌ 喉对 渗透 率贡献 很 少或 没有 贡献 。使 用传 统
的屏蔽 暂堵 理论 及 方 法 ， 很 难 有效 封 堵 对 储 层 渗 透
率 贡献较 大 的 这部 分 大 孔 喉 。 为 了解 决 这 一 问题 ， 基 于理 想充 填理 论 和 ｄ 。 。 规 则 的理 想 充 填 技 术 满 足
１ 区块 现 状
《油田形成储层保护技术分析综述2400字》
油田形成储层保护技术分析综述目录3. 1 油田损害的机理 (1)3. 2 储层保护的技术措施 (1)3.32 钻井液对油田储层的损害因素 (3)3. 1 油田损害的机理(1)地层损害通常是由于固体微粒的运移和堵塞，或者是由于化学反应和热动力因素，以及两者同时发生作用。
由于油田许多化学成分与油石油层相似，决定了其损害机理与油层及天燃石油层有相同之处。
油田在结构构造上与油石油层又有显著不同，所以在损害机理上又有其特殊性。
y微粒运移、粘土膨胀造成的储层损害膨胀微粒的运移、粘土膨胀是导致地层渗透率降低的最主要原因。
形成木身具有吸收液体和石油而产生膨胀的性质，同时会导致储层孔隙率和渗透率大幅度降低，且形成吸收液体并导致基质膨胀和渗透率降低的过程是近乎不可逆的。
(2)外来流体与储层岩石、储层流体不配伍所造成的损害。
钻进过程中属于这种损害类型的有①储层的水敏性损害。
当进入储层的外来液体(如泥浆)的矿化度与储层中的粘土矿物不配伍时，将会引起粘土矿物水化膨胀、分散及絮凝沉淀，导致储层渗透率降低。
②储层的碱敏性损害。
碱液进入储层，有利于粘土水化膨胀与分散，还可能与储层流体中的无机离子形成盐垢。
③无机垢、有机垢堵塞。
无机垢堵塞主要是由于外来流体与储层流体不配伍生成无机垢所造成的，有机垢一般以形成中的形成焦油沉淀而成，这些垢既可能形成于储层的孔隙、裂隙里，也可能沉积集输装置与管汇中，由此，除引起石油产量下降外，还是造成设备早期损坏的重要因素。
(3)水锁损害油田的裂隙是地层中流体流动的基木空间，总的来说这些天然裂隙内径很小，因此可将其看作是无数大小不等，形状各异，彼此曲折的毛细管，当外来流体侵入裂隙通道后，会将通道中原有的石油推向储层深部，并在石油水界而形成一个凹向水相的弯液而。
由于表而张力作用，任何弯液而都存在一附加压力，即毛细管压力。
如果储层的能量不足以克服这附加的毛细管压力，石油就不能将水段塞驱开而流向井筒，从而形成水锁损害，导致石油层渗透率下降。
八面河油田面十四区沙四段油层保护技术研究
甘 旭 红 等 ． 面 河 油 田面 十 四 区沙 四段 油 层 保 护 技 术 研 究 八 （ ） 井 液 表 面 张力 对 返 排 率 的影 响 ３人
１ ３
３ 油 层保 护 措 施
面十 四区沙 四段油 藏物性 差 ， 油粘 度较 高 ， 致 原 导 原油流动效率低 ， 必须 采取相应 改造 措施 ， 提高 油层 的 导流能力才有可能提高单井产能 。经过不断改进完 善 ，
添加 荆 ， 油 井增产 措 施 作 业提 出 了相 应 的 油层 保 护措 施 。 对
［ 关键词］ 八面河油田； 疏松砂岩 ； 酸化压裂； 油层保护 ［ 中图分类号］ Ｔ ２ ［ Ｅ ５ 文献标识码］ Ａ ［ 文章编号］ １０—３１ ２１）３ ｏ２ ４ Ｏ９ Ｏｘ（ｏ １ｏ～ｏ１一Ｏ
面 １ 区位于八 面河油 田的西南部 ， ４ 构造位置处于东
１ 储 层 特征
面 １ 区沙四段储 层岩性 主要为 砂岩 ， ４ 砂岩 主要 由
粉砂 、 细粉砂和少量 的中砂及盆屑组成 。岩石类型是 以 含泥质细粉砂岩、 灰质粉砂岩为主 。岩石矿物成分主要 如下 ： 英 含 量 ５ ～ ５ ％， 均 ５ ． ； 石 含 量 石 ７ ９ 平 ８Ｏ 长 ２ ＂ ３ ， ８ － ０ 平均 ２ ． ； 屑含量 １ ～ １ ％， 均 － ＇ ９３ 岩 ２ ３ 平 １． ／ ， ２ ７／ 主要 为岩屑质长石砂岩 ， ￣ 反映其成份成熟 度低 。 砂岩储层 的胶结类型主要为孔隙式胶结 ， 胶结物以杂基
江 汉 石 油 职 工 大 学 学 报
２１ 年 Ｏ ０１ ５月
Ｊ ｕｎｌ ｆ ｉ ｇ ａ ｅ ｏ ｕ ｎ ｅ ｉ ｆ ｔ ｆ ｎ ｒｅ ｏｒａ ｏ Ｊ ｎｈｎＰ ｔ ｌ ｍ Ｕ ｉ ｒ ｔ ｏ Ｓａ ｄＷｏｋｒ ａ ｒｅ ｖ ｓ ｙ ｆａ ｓ
钻完井过程的油层保护技术评价试验
验［ 在 ４ 及 ５℃ 、３ＭＰ ａ压差 下 高 聚物 钻 井 液对 天 然 岩心污 染后渗 透率 伤害试 验 。４口井 的 试验结 果 表 明 ，钻 井液对 薄差 油层 存 在一定 程度 的伤害 ，平
均 渗 透 率 恢 复 值 为 ８ ． ８ 。 其 次 ， 将 高 聚 物 钻 井 ２ ６ 液 污 染 后 的 天 然 岩 心 继 续 用 Ａ 级 水 泥 浆 污 染 ， 钻 井 过 程 中 薄 差 油 层 经 钻 井 液 及 水 泥 浆 伤 害 后 ，岩 心
水 泥浆 滤液 与防塌 剂 、包 被剂 、降 黏剂和稀 释
剂等 配伍性 能 良好 ，无 絮状物 出现 ；而 与高温 高压 降滤 失剂 配伍 ，则 会出 现细微 的红褐 色 沉淀物 ，并 随其 加入量 的增加 ，沉淀 物质 量分数 也增 加 。对 各
滤 液 成 分 的 分 析 和 结 晶 物 的 测 定 表 明 ，高 聚 物 钻 井 液 和 Ａ 级 水 泥 二 者 滤 液 不 配 伍 ， 可 形 成 无 机 钙 盐
关键 词 钻井 完井 油层 保护 技术
现 场 试 验
在钻井 现场取 ５种 高聚物 钻井 液添加 剂 ，即稀 释剂 、高 温高压 降滤失 剂 、防塌剂 、包 被剂 不 降黏 １ Ｊ 剂 。将这 ５ 添加 剂的饱 和溶 液经交 叉混 配和整 体 种 混配 均未发 现沉 淀物或 絮凝物 ，说 明高 聚物钻 井液 体 系中各组分 配伍性 较好 。
滤 液 不 溶 物 进 行 红 外 光 谱 测 定 ，也 出 现 了 碳 酸 根 的
Ⅳ 组 油层 天 然 岩 心 为 试 验 载 体 ，进 行 了钻 井
和 完 井过 程 油 层 保 护 技 术 的 试 验 与 应 用 。结
果 表 明 ，该 项 技 术 能 降低 对 地 层 的 伤 害 ，提
宝浪油田开发过程中油层保护技术的研究应用
液配 方对 地层 岩心 无 伤害 ，压 井 液对 岩心 渗透 率恢复油层能 力。宝浪 油田通过实施优化射孔技术 及 ８ 保护油层的射孔压井液 ，宝浪 油田的射孔完善程度达到９ ． ８ ％。 ２
２３ 注 水 过 程 中的 储 层 保 护技 术 ． ・
态 ，粘土矿物发 生膨胀 、分散和运移 ，堵塞地 层 ，造成渗透 率下降 ， 影响注水 。油井生产过程 中，采油工作 制度 的不合理 ，地层压 力的下 降 ，均有可能造 成储 集层的伤 害 。 ２ 宝浪油 田开发过程 中研 究应用 的油层保护技 术
．
液 配方 主 要 为 ：Ｉ ３ Ｈ ＋、 ２ ％ Ｃ Ｓ ｌ ． Ｃ Ｓ ２ － ％Ｎ Ｃ Ｉ — ． ５ ５ Ｙ — ＋０ ％ Ｙ － 该配方 ５ 能 保持 地 层 渗透 率 ９％以上 ，注清 水 １０Ｖ ５ ２Ｐ 后渗 透 率保 护在 ８％以 ０
宝浪油 田侏 罗系为一套结构成熟度 和成分 成熟 度都很低 的陆源碎 屑岩 ，砂岩类型 为长石质岩屑岩和少量的岩屑 质长石砂岩 ，砾岩为复 杂成份 细砾岩 。储层碎 屑岩 石 中石英绝对 含量３ ％ ４ ％，长石 １％ ０ －０ ２一
２ ％，岩 屑 ５ 一 ５ ５ ％ ５ ％， 云 母 含 量 ５ ９ ％－ ％； 粘 土 矿 物 绝 对 含 量 ５ 一 ％ １％，其 中 高岭 石 相对 含 量 ４％ ７％，伊 利 石 １％ ２％，绿 泥 石 ０ ０ 一０ ２ 一５ ％一 ８ １％，和 少量的伊， 蒙混层粘土 （ ％ １ ％ ），混层 中蒙脱 石含量 ２ 一５ １％。 宝 浪 油 田储 层 中 大 量 的 高 岭 石 是 与 矿 化 度 为 ３ ０ Ｏ ， 一 ０ ５ ， ０ ｍｇ Ｌ ４ ０ ０ ｇＬ ５ ０ ｍ ／ 水型 为Ｎ Ｈ Ｏ 和Ｃ Ｃ ａＣ ａＩ 的地层 水相 匹配的 ，在地 层条 件下 与地层 水平衡 ，并处于稳定状态 。如果注入 流体矿化度高 于或低于地 层水 矿化 度 ，就会打破这种平衡 。高岭 石由于介质的改变 而失稳 ，发 生微粒分散 运移 ，并在孔隙狭窄处堆积起来 ，从而堵 塞孔 喉 。 因此 ，宝浪油 田储层敏感性 矿物 主要是粘土矿物 中的高岭石和蚀
油气层保护前沿技术简述及效果分析
油气层保护前沿技术简述及效果分析1油气层保护前沿技术简述及效果分析 (2)1.1无渗透钻井完井液体系 (2)1.1.1工作机理 (3)1.1.2主要特性 (3)1.1.3国内外研究现状 (4)1.1.4无渗透钻井液体系的应用效果分析 (5)1.2屏蔽暂堵钻井完井液体系 (5)1.2.1屏蔽暂堵钻井完井液技术的作用原理 (6)1.2.2屏蔽暂堵钻井完井液体系的应用效果分析 (6)1.3硅酸盐钻井完井液体系 (10)1.3.1硅酸盐钻井完井液保护油气层的机理 (10)1.3.2硅酸盐钻井完井液的应用 (11)1.4甲酸盐钻井完井液体系 (11)1.4.1甲酸盐钻井完井液的作用机理 (11)1.4.2甲酸盐钻井完井液应用 (12)1.5欠平衡钻井完井液体系 (12)1.5.1欠平衡钻井完井液的作用机理 (12)1.5.2欠平衡钻井完井液的应用效果分析 (13)1.6正电胶钻井液完井液(MMH)体系 (14)1.6.1正电胶钻井完井液体系的作用机理 (14)1.6.2正电胶钻井完井液体系的应用 (16)1.7甲基葡萄糖甙(MEG)钻井完井液体系 (16)1.8油基钻井完井液保护油气层技术 (17)1油气层保护前沿技术简述及效果分析油气井从开钻到建井，外来流体始终与井内不同地层和流体接触，钻井完井液是最先与储层接触的工作液，打开油气层时，在正压差、毛管力的作用下，钻井完井液中的固相进入油气层造成的孔喉堵塞，其液相进入油气层与油气层岩石和流体作用，破坏油气层原有的平衡，从而诱发油气层其中的损害因素，造成渗透率下降。
一般说来，对储层的损害机理主要为:(1)流体与流体的不配伍性(如油层钻井液滤液和地层水之间产生的乳状液)。
(2)岩石—流体的不配伍性(如水基流体的势能不平衡造成与膨胀性的蒙脱石粘土或反凝高岭石粘土的接触，就有可能严重降低井区渗透率)。
(3)侵入(如加重剂或钻井固体的侵入)、相捕捉或封堵(如水基液中近气井井区的侵入和捕获)。
低渗透中等偏强水敏油层储层保护技术的研究——以辽河油田强1块为例
ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ： Ｔａ ｋ ｉ ｎ ｇ Ｑｉ ａ ｎ ｇ １ ｂ ｌ ｏ ｃ ｋ ｉ ｎ Ｌｉ ａ ｏ ｈ ｅ ｏ ｉ ｌ ｆ ｉ ｅ ｌ ｄ ａ ｓ ａ ｎ ｅ ｘ ａ ｍｐ ｌ ｅ ． Ｒｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｐ ｒ ｏ ｐ ｅ ｒ ｔ ｙ ｏ ｆ ｑ ｉ ａ ｎ ｇ １ ｂ ｌ ｏ ｃ ｋ ｉ ｓ ｐ ｏ ｏ ｒ ， ｂ ｅ ｌ ｏ ｎ ｇ ｓ ｔ ｏ ｔ ｈ ｅ ｌ ｏ ｗ
ｐ ｏｒ ｏ ｓ ｉ ｔ ｙ， ｌ ｏｗ ｔ Ｏ ｕｌ ｔ ｒ ａ — ｌ ｏ ｗ ｐｅ ｒ ｍｅ ａ ｂ ｉ ｌ ｉ ｔ ｙ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖｏ ｉ ｒ ａ ｎ ｄ ｈｉ ｇ ｈ ｃ ｏ ｎｔ ｅ ｎ ｔ ｏ ｆ ｃ ｌ ａｙ， ｗａ ｔ ｅ ｒ ｓ ｅ ｎｓ ｉ ｔ ｉ ｖｉ ｔ ｙ ｏｆ ｉ ｔ ｉ ｓ ｍｅ ｄ ｉ ｕ ｍ ｔ Ｏ ｓ ｔ ｒ ｏ ｎｇ． Ｒｅ ｓ ｅ ｒ ｖｏ ｉ ｒ ｐ ｒ ｏ ｔ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏｎ ｍｅ ａ ｓ ｕｒ ｅ ｓ ｆ ｏ ｒ ｗａ ｔ ｅ ｒ ｆ ｌ ｏ ｏｄ ｉ ｎ ｇ ｉ ｎ ｔ ｈｅ ｓ ｅ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏｉ ｒ ｗａ ｓ ｐａ ｒ ｔ ｉ ｃ ｕｌ ａ ｒ ｌ ｙ ｃ ｒ ｉ ｔ ｉ ｃ ａ １ ． Ｉ ｎ ｖ ｉ ｅ ｗ ｏ ｆ ｔ ｈｉ ｓ ，ｔ ｈ ｅ ｒ ｅ ｌ ａｔ ｅ ｄ ｃ ｒ ｉ ｔ ｉ ｃ ａ ｌ ｖ ａ ｌ ｕ ｅ
低 渗 透 中等 偏 强 水 敏 油 层 储 层 保 护 技 术 的 研 究
以辽 河 油 田强 １块 为 例
张 宏
（ 中国 石 油 辽 河 油 田分 公 司 勘 探 开 发 研 究 院 ， 辽 宁盘 锦 １ ２ ４ ０ １ ０ ）
摘
要： 强 １块 本 身储 层 物 性 差 ， 属 于低 孔 、 低一 特低渗 储层 ， 粘土含 量 高， 水 敏 表 现 为 中等 偏 强 。对 于 这 种 低
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油层保护技术的研究成果一、作业过程中的油层保护措施入井液对油层的伤害已为人们所共知。
由于人力、物力等方面的限制，入井液的改进工作主要集中在渤南油田。
渤南油田属高温、低渗透油藏，其油层保护工作更为重要。
（一）、入井液损害机理研究通过室内实验，渤南油田入井液对油层的损害主要表现为固体颗粒损害、结垢和毛管阻力的损害。
其中，最主要的损害因素是固体颗粒和结垢堵塞。
固体颗粒损害是入井液中的悬浮固体如粘土、细菌、腐蚀产物的微粒堵塞地层孔隙，可称为表皮堵塞。
污水粒径中值10.02um，卤水粒径中值27.29um。
这些微粒堵塞地层造成渗透率下降。
其渗透率伤害程度50%以上。
试验结果见表1。
表1 污水、卤水岩心伤害试验结果结垢是地层温度高引起的。
渤南油田温度高达120度，破坏了入井液中各项离子的化学平衡，生成碳酸钙、镁的沉淀，从而堵塞了地层孔隙，可称为深部堵塞。
室内实验表明，80℃条件下，卤水与地层水：1：1结垢总量为1656.9mg/L，污水与地层水：1：1垢总量为189.0mg/L。
120℃（地层温度）产生了更为严重的结垢现象。
（二）、油层保护措施根据上述损害机理，油层保护措施从两个方面实施：采用屏蔽暂堵技术和对入井液进行改进。
所谓屏蔽暂堵技术，就是在作业时，先挤入一种材料。
这种材料附在地层表面或轻微进入地层，在地层周围形成一个渗透率为零的薄层。
这样，就有效地阻止了不合格入井液的污染。
正常生产时，化学剂排出，地层恢复渗透率。
入井液的改进，则是开发一种适合渤南油田的添加剂。
该剂在高温下起作用，具有防垢、抗乳化、降低表面张力等多种功能。
（1）．高温屏蔽暂堵技术的研究暂堵剂的耐温实验共进行了8种材料的实验，通过实验选择出了较为理想的三种材料，有两种耐温可达120度，一种可达140度。
在耐温实验的基础上，进行了暂堵剂油溶性实验。
实验温度70-80度。
暂堵剂颗粒经过研磨后称取一定量，放入一定体积的煤油中，两种基本溶解，一种溶解率96.9%。
为检验高温屏蔽暂堵剂的暂堵效果及解堵效果，我们进行了室内岩心流动试验。
试验采用渤南天然岩心，渗透率测定流体为煤油，温度90℃，驱替暂堵剂压差0.4～0.5MPa。
试验结果见表2。
表2 屏蔽暂堵剂的暂堵效果及解堵效果试验注：表中K o1—暂堵前油相渗透率，K o2—暂堵后油相渗透率，H—渗透率恢复率。
高温暂堵剂对渤南油田暂堵和解堵试验结果表明，渗透率恢复可达91%以上，解堵效果良好。
（2）、多功能入井液添加剂的研制（A）阻垢剂筛选与研究1）阻垢剂耐温试验由于渤南油田地层温度一般在120℃左右，所以所选阻垢剂首先应有耐高温的性能。
因此我们研究了一种新的的阻垢剂，耐温试验结果表明该阻垢剂符合耐温要求。
2）阻垢剂阻垢率试验对新研制的阻垢剂，我们进行了阻垢率试验，阻垢试验进行了阻垢剂对卤水与地层水混合液的阻垢试验和阻垢剂对污水与地层水混合液的阻垢试验，阻垢剂加量分别为0.01%、0.05%、0.10%、0.20%、0.40%、0.60%、0.80%，试验温度120℃。
试验结果见表3。
表3 阻垢率试验结果试验结果表明：所研制的阻垢剂既能满足高温要求，又具有良好的阻垢率。
在污水中用量为0.10%～0.40%，在卤水中用量为0.40%～0.80%，就能达到良好的阻垢效果。
（B）多功能入井液添加剂岩心伤害试验通过室内一系列试验，确定了渤南油田常规作业过程中主要的损害因素，根据这些主要的损害因素，我们在室内复配了多功能入井液添加剂，添加剂之间配伍性良好，具有阻垢、防乳、低表面张力等特点。
将多功能入井液添加剂加入混合液后，对岩心的伤害试验，用标准盐水测定岩心伤害前后的渗透率。
结果见表4。
表4 多功能入井液添加剂岩心伤害试验结果注：K0—岩心原始渗透率；K1—通水样后岩心渗透率；D—通水样后岩心伤害率。
由试验结果可知：加入了多功能入井液添加剂后，污水、卤水对岩心的伤害率在20%以内。
从上述实验情况看，屏蔽暂堵技术和多功能添加剂分别可以解决表皮及深部堵塞，具有保护油层的特点。
（三）、2000年入井液改进现场试验表5 油层保护技术现场施工统计表典型井例：C913-3 该井用量1.5t。
一矿洗井时，污水60m3没有成功。
大部分污水漏入地层。
屏蔽暂堵剂施工时，配成9m3溶液。
该溶液替至地层时，井口有液体返出。
关油管闸门，挤污水顶替，压力由0迅速上升至3Mpa，说明地层已被暂堵。
该井开井后，日产油25t，不含水。
（四）屏蔽暂堵剂在2001年的推广应用截止6月份，共施工了5口井：L151-4，施工日期1月30日，暂堵剂用量2t，配液10m3。
E101-9，施工日期12月26日，用量1.5t，配液10m3。
E5-10-1，施工日期4月6日，用量1t，配液8m3。
E126-9，施工日期5月11日，用量1t，配液8m3。
E5-25，施工日期5月22日，用量1t，配液8m3。
1、效果分析L151-4，正常生产时液量35t,油量28t,含水16%。
措施前停喷不出。
施工后液量41t,油量28t,含水28%。
E101-9，正常生产时液量33t,油量33t,含水0。
措施前不出。
施工后液量86t,油量60t,含水28%。
E5-10-1，正常生产时液量37.5t,油量10t,含水71%。
措施前不出。
施工后液量38t,油量4.5t,含水88%。
E126-9井，正常生产时液量35t,油量28t,含水16%。
洗井后不出。
施工后断断续续生产了6天，液量51t,油量6.8t,。
E5-25，解堵液量32t,油量1t,含水16%。
暂堵措施前不出。
施工后液量6.1t,油量3t,含水50%。
从前后的生产情况看，5口井都有效果。
2、的问题和下步计划目前的暂堵剂品种单一，只是进行了油井的施工。
建议选购水溶性暂堵剂进行现场实验。
二、注水过程中的油层保护措施（一）渤南油田污水水质改性技术研究加药类型常规污水改性水处理工艺：PH调整剂（复合碱、石灰乳）、混凝剂、絮凝剂等。
室内污水改性处理后水性和水质1、PH值：处理后PH值为8.5，首站污水PH值为7.5-8.0之间。
2、水质：改性处理后，水质明显改善。
目前首站外输悬浮固体含量25mg/l,含油量20mg/l。
处理后悬浮固体含量1-3mg/l，含油0.7-1mg/l。
下，处理后污水结垢率仅为5-10%。
5、敏感性实验及污水驱替实验：实验表明处理后污水对地层无损害。
药剂的成本每方污水 0.8元/m3。
处理渣量的计算实验测定渣量0.035%。
按照这个数据计算，假设首站日处理污水10000m 3，则每天渣量3.5t 。
结论：水质改性技术较好的解决了渤南油田储层损害的两大难题：悬浮物及含油超标和结垢。
（二） 渤四站高温防垢剂的试验试验结果及分析试验温度为110℃。
数据处理采用了常用的伤害率处理方法，以标准盐水测定的岩心渗透率作为初始渗透率。
流体通过岩心的流量为1.00ml/min 。
1、埕1注未滤污水岩心伤害试验表1 埕1注未滤污水对渤南油田岩心伤害试验数据从试验结果可以看出：试验岩心的渗透率随着注入污水的体积增加呈下降的趋势。
当注入倍数为50体积倍数时，岩心的伤害率已接近90%。
曲线特征具有开始部分下降较快，后来下降趋缓的特征。
污水对岩心的伤害除了所含固相颗图1 未滤污水岩心伤害试验00.20.40.60.811.21.41.61.8201020304050体积倍数，Vp渗透率，10-3μm 2粒伤害外，还包括污水中所含原油对岩心的伤害，同时，可能还包括污水在110℃温度下结垢带来的伤害。
综合伤害较严重。
2、埕1注过滤污水岩心伤害试验所用污水经过0.22μm 滤膜过滤，排除了固相颗粒及原油对岩心的伤害。
试验结果见下表。
表2 埕1注过滤污水对渤南油田岩心伤害试验数据该试验所通污水都经过了精细过滤，排除了污水中固相颗粒和原油对岩心的伤害。
所以，根据以往对渤南油田的大量室内试验，该试验过程中引起岩心渗透率降低的因素，主要是由于污水在高温下结垢产生的，即结垢对岩心的伤害。
3、埕1注未滤污水（加100ppm 阻垢剂）岩心伤害试验该试验降低了结垢对岩心的伤害，其目的主要是考察埕1注污水中固相颗粒及含油对渤南油田岩心的伤害程度。
试验结果见下表。
图2 过滤污水岩心伤害试验00.511.522.5301020304050体积倍数，Vp渗透率，10-3μm 2表3 埕1注未滤污水（加100ppm 阻垢剂）对渤南油田岩心伤害试验从试验结果可以看出：随着注入污水的体积倍数增加，岩心渗透率呈现下降的趋势。
与未加阻垢剂的污水伤害试验结果相比，相同的体积倍数下，岩心的伤害率要小一些，这也说明了，埕1注污水在110℃时有结垢产生。
该试验由于加入了一定量的阻垢剂，因此，降低了结垢对岩心的伤害。
4、埕1注过滤污水（加100ppm 阻垢剂）岩心伤害试验该试验的目的主要是考察埕1注精滤污水加阻垢剂后对渤南油田岩心的伤害程度。
试验结果见下表。
表4 埕1注过滤污水（加100ppm 阻垢剂）对渤南油田岩心伤害试验 图3 未滤污水（加100ppm阻垢剂）岩心伤害试验00.511.522.5301020304050体积倍数，Vp渗透率，10-3μm 2从试验结果可以看出：过滤后的污水，加入阻垢剂后，对试验岩心的伤害较小。
说明阻垢剂起到了阻垢作用。
防垢剂的现场实验：室内评价了一种防垢剂，效果较好。
现场加药量30ppm ，加药采用微量计量泵24 小时连续加药。
自从3月29日实验以来，实验一直正常进行，室内实验阻垢率保持在 90%以上。
结论及建议埕东污水对渤南四区天然岩心的综合伤害较严重：伤害因素主要有污水中的固相颗粒、污水中所含的原油及污水在高温下结垢。
对埕东污水进行精细过滤图4 过滤污水（加100ppm阻垢剂）岩心伤害试验00.511.522.533.5401020304050体积倍数，Vp渗透率，10-3μm 2处理及加入一定量阻垢剂后，可以作为渤南油田的注入水。
飞雁滩三采母液与孤岛三采母液之比较由于飞雁滩注聚站母液粘度总是没有孤岛母液粘度高，为此，我们对影响母液粘度的诸多因素如：干粉、配制用溶剂（清水）、水解时间、破乳剂的加入等进行了调查，并对两种母液粘度进行了比较、分析。
以下表1、表2、表6的母液粘度均是实验室条件下配制的5000ppm浓度的测定值；粘度单位：mpa.s表1：河口干粉与孤岛干粉溶于河口清水的母液粘度对比表2：河口干粉与孤岛干粉溶于孤岛清水的母液粘度对比要，并且粘度与熟化时间有一定影响。
表3表4分析：通过表3、表4可以看出在测定误差范围内河口水与孤岛水的影响因素不是主要的。
表5：河口现场配制母液放置后的测定90~120分钟，通过以上数据可以看出河口熟化时间未达到最佳状态。
油层保护研究成果由于孤岛三采应用的干粉为东营产品，飞雁滩三采应用的是3530进口产品，不是同一个型号。