敏感油藏研究所主要工艺技术-胜利油田采油院.ppt

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1、敏 感 油 藏 研 究所 主要工艺技术 胜利油田有限公司采油工艺研究院敏感油藏研究所 采油院敏感油藏研究所前身为油层保护室 ， 成立于九十年 代初期 ， 经过十几年的建设 ， 已经发展成为仪器设备配套 、 人 员技术力量雄厚 、 研究经验丰富 、 具有高素质及高水平的研究 队伍 。 近年来 ， 承担的科研课题曾多次荣获国家级 、 总公司和 局级科技进步奖 ， 技术水平达到国际先进水平 。 经过十几年攻关 ， 目前形成了区块油层保护技术 、 系列解 堵技术 、 系列暂堵技术及化学稳砂固砂等配套工艺技术 。 敏感油藏研究所主要配套工艺技术 区块油层保护技术 系列解堵技术 系列暂堵技术 化学稳砂固砂

2、技术 区块油层保护技术 系列解堵技术 系列暂堵技术 化学稳砂固砂技术 区块油层保护技术 胜利油田油气藏类型复杂多样。不同的油气藏，在钻 井、采油作业过程中油层伤害机理和程度不同，只有根据 区块储层特征，将区块作为整体来开展油气层保护技术研 究，才能获得良好开发效果。 近几年 ， 我们先后对 樊家 、 正理庄 、 金家 、 梁家楼 、 滨一区 、 滨二区 、 单家寺 、 利津 、 尚南 、 桩西 、 临南 、 渤 南 、 八面河 、 渤 76、 牛 35、 孤东三区 、 孤北 21等二十多个 区块 进行了区块油层保护技术研究 ， 在新区开发和老区方 案综合调整中获得了很好的效果 。 储层特征分析

3、 实现区块开发 全过程的油层 保护 配套工艺技术的 适应性研究 确定储层伤害机理 和主要因素 衍射、扫描电镜、岩 石薄片技术 岩石矿物、粘土矿物种类、含 量及产状，地层孔渗特征等 岩心敏感性 评价实验 入井流体对储层的 伤害程度 区块油层保护技术 潜在损害因素分析 敏感性评价 入井流体配伍性研究 岩石学、储渗空间特性 岩石表面和流体性质 可能存在的伤害因素及程度 油气层发生敏感性的条件和由 敏感性引起的油气层损害程度 静态、动态 配伍性试验 区块油层保护研究程序 碎屑颗粒、杂基、胶结物和孔隙。 孔喉类型、孔隙结构参数、孔隙度和渗透率等。 地层水组份及性质； 原油性质； 天然气组分及含量。 储层

4、特征及潜在损害因素分析 区块油层保护技术 岩石的 物质组成 储层特征 分析 油气层 流体性质 油气层 储渗空间 根据储层特征分析的结果，应用专家系统分析可能存在 的伤害因素及伤害程度。 储层敏感性评价目的，是找出油气层发生敏感 性的条件和由敏感引起的油气层损害程度，为油气 层损害机理分析及制定油气层保护技术方案提供科 学依据。敏感性评价包括： 速度敏感性评价 水敏感性评价 盐敏性评价 碱敏性评价 酸敏性评价 应力敏感性评价 储层敏感性特征评价 区块油层保护技术 配伍性研究 在生产作业过程中，会有一系列工作液接触 产层，如果这些工作液与储层岩石不配伍，将会 引起储层伤害；若与储层流体不配伍，将会

5、产生 无机沉淀、有机沉淀、乳化物等，这些物质可在 孔喉处聚集沉积，或增大产出液的粘度，最终导 致产量及注入量降低。配伍性研究的目的是了解 入井流体是否会对储层产生伤害，为入井液优选 研究提供依据。 区块油层保护技术 配伍性研究 1、静态配伍性研究 （ 1）常规入井液与地层水的配伍性研究 （ 2）常规入井液与原油的配伍性研究 2、动态配伍性研究 （ 1）常规入井液和地层水的动态配伍性研究 （ 2）常规入井液和地层原油的动态配伍性研究 区块油层保护技术 常规入井液对储层伤害研究 常规入井液单项因素对地层伤害研究 常规入井液综合因素对地层伤害研究 入井液固相颗粒尺寸和含量对渗透率的影响 入井液表面张

6、力对返排率的影响 入井液 pH值对岩石表面润湿性的影响 入井液矿化度对地层渗透率的影响 区块油层保护技术 配套工艺技术的适应性研究 针对区块在开发过程中存在的具体工艺问 题，有针对性地开展各项工艺措施的优选，确 定适合于本区块的具体工艺方案及措施。 区块油层保护技术 通过储集层特征研究，对储层潜在伤害作出预测。 流速敏感性 储层属含泥粉细砂岩，胶结疏松，粒间孔隙中充填 有较多的粘土矿物，储层可能具有中等到强的流速敏感性。 水敏感性 储层泥质含量较高 (15%)，伊利石 /蒙脱石混层矿物 的相对含量在 40左右，储层可能存在中等至强的水敏性。 酸敏感性 储层中碳酸盐含量较少，当注入土酸时，可使渗

7、流 孔道有所增大的，存在产生二次沉淀伤害和破坏骨架结构的可能，储层 可能具有一定程度的土酸敏感性。 碱敏性 碱性介质与粘土矿物发生反应，释放出 Mg2+、 Ca2+ 等高价阳离子可能生成沉淀而堵塞孔喉，储层可能存在一定程度的碱敏 性。 出砂 储层以粉细砂岩为主，胶结物为泥质，为接触 孔 隙式胶结，胶结强度差，极易水化膨胀和微粒运移，造成地层出砂。 渤 76整体区块油层保护研究 实例 储层特征及潜在损害因素分析 实例 B76水敏性评价 岩心号 Ki K1/2i Kw Iw 水敏程度 B76-3-3 126.1 114.1 35.8 0.72 强水敏 B76-3-5 175.7 168.2 29.

8、9 0.83 强水敏 从实验结果可以看出，水敏指数在 0.72 0.83 之间，属强水敏地层。 储层敏感性特征评价 实例 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 80000 40000 20000 10000 5000 2500 0 矿化度( m g / L ) 渗透率 （1 0 3 m 2 ) B76-3-2 B76-3-4 B76 盐敏性评价 储层敏感性特征评价 实例 0 100 200 300 400 500 600 7 9 11 12 13 pH值 渗透率 （1 0 3 m 2 ) B76-3-6 B76-3-7 B76 碱敏性评价 储层敏感性特征评价 实例

9、 0 50 100 150 200 250 300 350 渗透率（10 3 m 2 ) B76-3-8 B76-3-9 B76-3-10 Ki Kia 岩心号 Ki Kia Ia 酸敏 程度 B76-3-8 224.2 286.3 -0.28 无酸敏 B76-3-9 295.7 285.5 0.03 无酸敏 B76-3-10 273.8 309.1 -0.13 无酸敏 B76 盐酸敏感性评价 储层敏感性特征评价 实例 B76 土酸敏感性评价 岩心号 Ki Kia Ia 酸敏 程度 B76-3-11 295.6 277.0 0.06 弱酸敏 B76-3-12 339.0 293.5 0.13

10、弱酸敏 B76-3-13 277.3 214.5 0.23 弱酸敏 0 50 100 150 200 250 300 350 渗透率（10 3 m 2 ) B76-3-11 B76-3-12 B76-3-13 Ki Kia 储层敏感性特征评价 实例 配伍性研究 1、静态配伍性实验 （ 1）常规入井液与地层水的配伍性实验 （ 2）常规入井液与原油的配伍性实验。 2、动态配伍性研究 （ 1）常规入井液和地层水的动态配伍性研究 （ 2）常规入井液和地层原油的动态配伍性研究 实例 水型： CaCl2 总矿化度： 17092.39mg/L 467.99 HCO3- 123.93 Mg2 244.80 S

11、O42- 551.90 Ca2 9872.65 Cl- 5831.12 K Na 含量（ mg/L） 类型 含量（ mg/L） 类型 阴离子 阳离子 渤 76断块地层水分析 水型： NaHCO3 总矿化度： 8842.25mg/L 735.42 HCO3- 61.97 Mg2 195. 4 SO4 2- 143.09 2 4619 31- 3086 6 含量（ ）类型含量（ ）类型 渤 断块注入水分析 水型： 总矿化度： 90 5 40 64 7078 31 79 1886 64 27 515 0 含量（ / ） 类型 含量（ / ） 类型 阴离子 阳离子 渤 断块洗井液分析 常规入井液和地层

12、水的常规水分析 实例 离子 液体 K Na Ca2 Mg2 Cl- SO42- HCO3- 总矿化度 地层水 加热前 5831.12 551.90 123.93 9872.65 244.80 467.99 17092.39 加热后 5735.30 531.46 111.54 9691.49 244.80 401.14 16715.73 注入水 加热前 3086.62 143.09 61.97 4619.31 195.84 735.42 8842.25 加热后 3067.58 126.70 58.93 4589.17 187.26 714.64 8744.28 洗井液 加热前 3156.02 1

13、86.64 78.31 4827.55 179.18 647.70 9075.40 加热后 3053.41 179.36 71.46 4795.25 163.04 613.53 8876.05 地层水 + 注入水 计算值 4458.87 347.50 92.95 7247.98 220.32 601.71 12967.32 实测值 4316.13 342.49 84.36 7184.46 196.88 584.85 12709.17 地层水 + 洗井液 计算值 4493.57 369.27 101.12 7350.10 211.99 557.85 13083.89 实测值 4394.42 36

14、7.93 96.75 7264.83 194.32 535.47 12852.09 静态配伍性实验数据表 实例 常规入井液与原油的配伍性实验 入井液 类型 破乳时间 min 脱出水量 mL 观察现象 配伍性 油相 水相 界面 配 伍 注入水 5 29 黑 很浑、深棕 平整 20 29.5 黑 很浑、深棕 平整 45 30 黑 稍清、浅棕 平整 60 30 黑 淡黄、半透明 平整 90 30 黑 淡黄、半透明 轻微的抛物面 洗井液 5 27 黑、滴状挂壁 较浑、浅棕 较平整 配 伍 20 27 黑、滴状挂壁 淡黄、半透明 较平整 45 28 黑、滴状挂壁 较清 平整 60 28.5 黑、滴状挂壁

15、 较清 较平整 90 29 黑、滴状挂壁 很清 轻微的抛物面 实例 动态配伍性研究 入井液与地层岩石不配伍造成的伤害 :如外来固相颗 粒堵塞、入井液滤液侵入及不配伍的入井流体造成的各种 敏感性伤害等。 入井液对地层的伤害主要存在以下两种情况 入井液与地层流体不配伍造成的伤害 :如乳化堵塞、无 机结垢堵塞、有机结垢堵塞、铁锈与腐蚀产物的堵塞等。 进行动态配伍性实验的目的，就是要在模拟实际地层条 件下测定现场使用的各种入井液对地层的综合伤害程度， 给油层保护措施的制定提供可靠依据。 实例 30.1 34.9 13.8 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 渗透率损害率（%

16、） 注入水 洗井液 低伤害入井液 入井液综合因素对地层伤害 实例 常规入井液指标确定 屏蔽暂堵保护技术 低伤害入井液保护技术 粘土稳定剂的评价和优选 酸液的评价和优选 复合防砂固砂技术研究 配套工艺措施适应性研究 针对区块在开发过程中存在的具体工艺问题，开展各项工 艺措施的优选，确定适合于本区块的具体工艺方案及措施。 实例 敏感油藏研究所主要配套工艺技术 区块油层保护技术 系列解堵技术 系列暂堵技术 分层化学防砂工艺技术 区块油层保护技术 系列解堵技术 系列暂堵技术 分层化学防砂工艺技术 水锁解堵技术 深部酸解堵技术 复合酸解堵技术 水锁解堵技术 据不完全统计低渗透油藏约有 30%以上的油井生

17、产受到水 侵入伤害影响，由此引起的油相渗透率损害最大可达 80%， 产 能损害 50%以上。针对这个问题，研制了低渗透油田水锁预防 与解堵技术。 FSH 防水锁剂 JSS水锁解堵剂 水锁伤害 水相侵入 水的性质 侵入深度 水基工作液 滤液侵入 在毛细管中，当非润湿相驱替润湿相 时，润湿相将对非润湿相产生一附加毛细 管阻力，其大小可由任意界面的拉普拉斯 方程表示 ： r Pc c os2 水侵入伤害因素分析 毛细现象 2r 流动方向 Pc 油 水锁解堵技术 储 层 模 型 n i i ii r P 1 c os2 总 水侵入伤害因素分析 毛细现象 水锁解堵技术 油水两相在地层中流动时，会有大量的

18、乳化液 滴出现，乳化液滴在通过岩心孔隙的喉道处时，会产 生一个附加压力，其大小可由下式表示。 水侵入伤害因素分析 贾敏效应 水锁解堵技术 Oil Oil Oil Oil Oil Oil Oil r 2/r rt rp 2/r t 2/rp Case 2 P r rc t p 2 1 1 ( / / ) 油滴通过孔喉处的附加阻力 n i ii i RRP 1 21 11 2 总 储 层 模 型 水侵入伤害因素分析 贾敏效应 水锁解堵技术 表面张力 26 10-3 N /m 界面张力 0.1 10-3 N /m 防乳率 95% 耐温 150 降低返排压力 50% FSH水锁预防剂性能特点 FSH性

19、能指标 FSH水锁预防剂可 使油水驱动压力降低 50% 以上，对低渗透 岩心预防水锁效果显 著，有效地减少了油 层伤害，对易发生水 伤害的低渗透油藏有 较好的预防作用。 水锁解堵技术 JSS水锁解堵剂性能特点 JSS性能指标 表面张力 30 10-3 N /m 界面张力 0.2 10-3 N /m 耐温 180 油相渗透率 恢复 85% JSS水锁解堵剂具有 界面张力小 、 与油水配伍 性好，不形成乳状液，减 小了乳状液堵塞造成的阻 力等优点 。水锁伤害解除 率高达 85%以上，对多次 发生水锁伤害的岩心，也 能很好地解堵。对解除低 渗透油藏岩心水锁伤害具 有较好的效果。 水锁解堵技术 JSS

20、水锁解堵剂经多井次现场应用，取得了 很好的效果，典型井例介绍如下： 梁 9-18井：该井压裂投产后，日产油 10 t/d， 含水很低。用密度 1.11.15g/cm3盐水压井作业后， 日产油降到 4.5 t/d，之后产量逐渐下降，直至降 到日产油 1.0 t/d。采用 JSS水锁解堵剂解堵后日 产油 12 t/d，一直生产正常。 现场应用情况 水锁解堵技术 酸化是油气藏增产或储层伤害后解堵的 最常用措施。常用的盐酸、土酸对近井地带 的堵塞有良好的解堵效果，但达不到地层深 部。我们开发的深部酸在地层条件下发生一 定的化学反应，逐步生成酸液，解决了地层 深部堵塞问题。 深部酸解堵技术 0 5 10

21、 15 20 25 30 35 40 0 2 6 10 14 注入酸液累积孔隙体积倍数 渗透 率, 1 0 -3 m 2 稀土酸 低伤害酸 深部酸 深部酸 浓缩酸 不同酸液基岩酸化效果对比结果 深部酸解堵技术 深部酸解堵结果 深部酸解堵技术 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 初始值 堵塞后值 3 6 9 12 15 20 累计通酸量（P V ） 渗透率 ，1 0 -3 m 2 稀土酸解堵 深部酸解堵 进入地层后产生自生酸，实现了真正的深 部解堵； 反应温和，对地层骨架基本不会造成伤害； 能够有效的提高基岩渗透率； 深部酸解堵技术 深部酸特点 深部酸具有很好的解堵性能， 恢

22、复率为 85%。 钻井泥浆对油层的伤害表现在多方面 ， 既有膨润土在井壁附近对油层的堵塞伤害 ， 又有聚合物在油层孔隙 、 喉道中的吸附造 成的伤害 ， 我们研究的复合酸解堵技术 ， 既能溶蚀膨润土 ， 又能降解聚合物 ， 在现 场试验中取得了良好的效果 。 复合酸解堵技术 0 1 2 3 4 5 6 7 8 0 0.1 0.2 0.3 解堵剂含量，% 聚合物粘度 ，m P a s 复合酸1 复合酸2 复合酸解堵技术 60 复合酸降解试验结果 0 1 2 3 4 5 6 7 0 0.1 0.2 0.3 解堵剂含量，% 聚合物粘度 ，m P a s 复合酸1 复合酸2 复合酸解堵技术 90 复合

23、酸降解试验结果 100 100 100 100 34 32 44 62 51 58 81 72 0 50 100 150 土酸 低伤害酸 复合酸1 复合酸2 渗透率百分数，% 初始 综合伤害率 解堵率 泥浆综合伤害及解堵结果 复合酸解堵技术 复合酸对聚合物有明显的降解作用； 复合酸能解除泥浆固相颗粒堵塞； 综合解堵率大于 70% 。 复合酸解堵技术特点 深部酸解堵技术 复合解堵体系现场施工工艺简单，现场 试验取得了良好的效果。典型井例： 滨古 14-侧平 1井：该井在侧钻完井后无 明显油气显示。用复合酸解堵体系对油层进 行大剂量处理后，投产初期 日产液 30m3/d， 油 21t/d，含水 3

24、0%。 现场应用情况 复合酸解堵技术 敏感油藏研究所主要配套工艺技术 区块油层保护技术 系列解堵技术 系列暂堵技术 分层防砂工艺技术 区块油层保护技术 系列解堵技术 系列暂堵技术 分层防砂工艺技术 高温（ 90-140 ）油溶性屏蔽暂堵技术 常温 (45-90 ）油溶性屏蔽暂堵技术 水溶性屏蔽暂堵技术 TR-5常温油溶性屏蔽暂堵技术 在作业过程中，不配伍工作液浸入油层会引起 渗透率下降，甚至使油井丧失生产能力。 当 TR-5 暂堵剂与油层接触时，可迅速井壁附近形成屏蔽 暂堵带，阻止压井液继续侵入油层。作业完成， 在反向压力的作用下，这些颗粒一部分被冲出孔 隙，另一部分则会被地层产出油溶解而使油

25、层渗 透率恢复。 TR-5常温油溶性屏蔽暂堵技术 TR-5暂堵剂的性能指标与特点 项目 指标 外观 淡黄色或浅褐色 悬浮液 pH值 6 8 密度， g/cm3 1.0 1.15 固体颗粒含量， % 25 暂堵率（ 0.5MPa）， % 93.0 解堵率（ 0.5MPa）， % 90.0 TR-5暂堵剂采用了 一种新型的悬浮稳定体 系，不需增稠，并且稳 定时间长，对地层伤害 更小的特点。可制成超 浓缩液，现场按不同要 求加水稀释即可使用等 优点。 主要性能指标 现场应用情况（一） 在海上的应用 在埕岛油田压井、洗井、酸化等作业措施中共计应 用 70余井次，原来漏失严重的井，使用 TR-5暂堵剂后

26、， 基本上无漏失现象，洗井压力可提高 2.04.0MPa。堵得 住、解得开，增油效果显著。 例如 CB251B-2井，作业开始没有加入 TR-5暂堵剂， 漏失压井液 85m3，导致作业无法正常进行，后加入 20%的 TR-5屏蔽暂堵剂 10m3，未发生井漏。 TR-5常温油溶性屏蔽暂堵技术 现场应用情况（二） 在管外封窜中的应用 某些油井固井质量不好、水泥环窜槽，进行封窜时水泥 浆进入产层会对地层造成严重损害。在产层注入屏蔽暂堵剂， 再替入水泥浆固井，可以防止水泥浆进入产层，起到保护油 气层的目的。 例如孤岛油田中 16-21井， Ng3、 Ng4间发生管外窜，封窜 过程中为了保护储层，先用

27、TR-5屏蔽暂堵剂对储层进行屏蔽 暂堵，然后射孔注入水泥浆进行封窜。施工结束后，注入量 与作业前基本相同，储层没有受到污染，暂堵效果显著。 TR-5常温油溶性屏蔽暂堵技术 应用范围及使用方法 应用范围 用于油井的射孔、试油、压井、洗井、冲砂、管 外封窜等过程。 适用于无明显大孔道和裂缝的油层。适用温度 90 。 使用方法 本剂为浓缩液，按 1 4的比例用地层污水稀释后 可直接使用。 该剂一般用量为 0.2 1.0 m3/m油层。 TR-5常温油溶性屏蔽暂堵技术 技术简介 HT-10油溶性高温屏蔽暂堵技术能适应高温 度地层的屏蔽暂堵需要，其暂堵、解堵原理与 TR-5油溶性常温屏蔽暂堵技术相同，技

28、术难点在 于选择耐高温的架桥和变形粒子作为暂堵材料。 HT-10高温油溶性屏蔽暂堵技术 HT-10高温油溶性屏蔽暂堵技术 压差对暂堵及解堵效果的影响 压差 MPa 暂堵前岩心渗透率 10-3m2 暂堵后岩心渗透率 10-3m2 解堵后岩心渗透率 10-3m2 暂堵率 恢复率 0.1 265.6 68 255.2 74.4 96.1 0.2 240.7 11.3 230.3 95.3 95.87 0.3 250.9 5.0 237.8 98.0 94.8 0.4 300.5 3.9 283 98.7 94.2 0.6 280.7 1.4 262.4 99.5 93.5 0.8 290.7 1.3

29、 270.3 99.5 93 1.0 310.7 1.2 288 99.6 92.7 2.0 288.7 0 263.6 100 91.3 耐温： 140 暂堵率： 98.0% 解堵率： 90.0% HT-10油溶性高温屏蔽暂堵剂技术指标 HT-10高温油溶性屏蔽暂堵技术 渤南油田作业过程中用卤水和污水作为工作液， 由于与地层水不配伍，容易产生固体颗粒堵塞、原油 乳化、结垢等伤害。曾有 23口井因作业过程中使用的 入井液不当，使油产量受到影响，全年产油量损失在 1.1万吨以上。在 8口井作业中应用 HT-10屏蔽暂堵剂， 成功率 100%。 义 65-4-2井：在检泵作业中使用了 HT-10屏

30、蔽暂 堵剂，作业前日液 13.5m3/d，日油 3.8t/d，作业后初 期日液 50.7m3/d，日油 15t/d，说明 HT-10屏蔽暂堵剂 暂堵效果好，恢复率高。 现场应用情况 HT-10高温油溶性屏蔽暂堵技术 应用范围及使用方法 应用范围 用于油井的完井、压井、洗井、冲砂、管外封 窜等作业。 适用于无明显大孔道和裂缝的油层。适用温度 140 。 使用方法 本剂为浓缩液，按 1 4的比例用盐水稀释后可 直接使用。 该剂一般用量为 0.1 0.5m3/m油层。 HT-10高温油溶性屏蔽暂堵技术 水溶性屏蔽暂堵体系的暂堵机理主要是依靠在低温时暂 堵材料与水接触，即形成分散性较好、颗粒均匀的稳定

31、悬浮 体系，进入近井地带后对储层形成稳定的屏蔽暂堵层。 解堵依靠地层自身的温度或外来流体溶解性使暂堵材料 逐渐溶解，达到解堵的目的。 暂堵机理 水溶性屏蔽暂堵技术 暂堵剂 配方 适用温度 （ ） 暂堵温度 （ ） 解堵温度 （ ） 配方 A 45-60 45-50 60 配方 B 60-75 60-65 75 配方 C 75-90 75-80 90 水溶性屏蔽暂堵技术 水溶性屏蔽暂堵剂适用地层温度 岩心 序号 原始渗透率 （ 10 3m2） 暂堵后渗透率 （ 50 ） （ 10 3m2） 解堵后渗透率 （ 60 ） （ 10 3m2） 暂堵率 （ %） 解堵率 （ %） 1 135.17 11

32、.88 124.81 91.21 92.34 2 285.17 22.39 265.84 92.15 93.22 3 227.39 22.56 213.41 90.08 93.85 配方 A（ 45 -60 ）性能指标 水溶性屏蔽暂堵技术 岩心 序号 原始渗透率 （ 10 3m2） 暂堵后渗透率 （ 65 ） （ 10 3m2） 解堵后渗透率 （ 75 ） （ 10 3m2） 暂堵率 （ %） 解堵率 （ %） 1 308.85 29.31 288.10 90.51 93.28 2 153.90 12.56 142.14 91.84 92.36 3 239.18 21.74 220.48 90

33、.91 92.18 水溶性屏蔽暂堵技术 配方 B（ 60 -75 ）性能指标 岩心 序号 原始渗透率 （ 10 3m2） 暂堵后渗透率 （ 80 ） （ 10 3m2） 解堵后渗透率 （ 90 ） （ 10 3m2） 暂堵率 （ %） 解堵率 （ %） 7 185.18 14.63 172.32 92.10 93.05 8 238.43 22.79 218.69 90.44 91.72 9 288.67 24.28 266.27 91.59 92.24 水溶性屏蔽暂堵技术 配方 C（ 75 -90 ）性能指标 本剂可用于高含水油井和注水井的完井、压 井、洗井、冲砂、管外封窜等作业过程中。 本剂

34、适用于无明显大孔道和裂缝的油层。 适用温度 90 。 应 用 范 围 水溶性屏蔽暂堵技术 敏感油藏研究所主要配套工艺技术 区块油层保护技术 系列解堵技术 系列暂堵技术 化学稳砂固砂技术 区块油层保护技术 系列解堵技术 系列暂堵技术 化学稳砂固砂技术 FA-1型固砂剂 分层防砂工具 YS-1型抑砂剂 DMP-10型润湿剂 针对常规皮碗工具 起下 管柱困难 ，施工中易造成 砂卡事故 而开发的。 化学稳砂固砂分层工具及管柱 皮碗式分层工具（ PWF） 中心滑管 转向总 成 油套连通口 皮碗密封总 成 球座 1、在下入和起出管柱过程中， 可保持油套连通； 2、可防止作业过程中因上层 出砂而砂埋管柱；

35、工具特点 油 层 1 油 层 1 油 层 2 油 层 2 FS水力锚 PWF皮碗分层化学防砂管柱 油套连通口 密封总成 转向总成 PWF工具 PWF皮碗分层管柱 管柱特点 一趟管柱可完成 2层以上 的防砂施 工； 适用于夹层大于 6m，层间不串井 的施工。 化学稳砂固砂分层工具及管柱 油 层 1 油 层 1 油 层 2 油 层 2 PWF工具 FS水力锚 下 入 油套连通口 工作过程 转向总成 下入过程中 ，油套 连通，避免了对油层 激动。 PWF皮碗分层管柱 化学稳砂固砂分层工具及管柱 油 层 1 油 层 1 油 层 2 油 层 2 PWF工具 FS水力锚 底部油层施工 转向总成 上提管柱，

36、关闭油 套连通口，即可对底 部油层施工。 底部油层施工 PWF皮碗分层管柱 化学稳砂固砂分层工具及管柱 油 层 1 油 层 1 油 层 2 油 层 2 PWF工具 FS水力锚 上层施工 转向总成 上提管柱至设计位置， 对上层施工 。 上层施工 PWF皮碗分层管柱 化学稳砂固砂分层工具及管柱 针对皮碗分层工具要与 水力锚配套使用的问题， 开发出了 集密封 、 悬挂于 一体 的液压坐封分层工具。 水力密闭式分层 工具 SMF 解卡装置 解封恢复 装 置 悬挂装置 坐封密闭 装 置 喷砂装置 1、具有可重复坐封和解封 功能； 2、设计的解卡装置，具有 洗井功能。 工具特点 化学稳砂固砂分层工具及管柱

37、 SMF 水力密闭式分层管柱 油 层 1 油 层 1 油 层 2 油 层 2 SMF水力密闭式分层管柱 密封装置 喷砂装置 锚定装置 SMF工具 解卡装置 管柱特点 一套工具即可完成施工； 一趟管柱可完成 2层以 上 的防砂； 适用于夹层大于 6m， 层间不串井的施工。 化学稳砂固砂分层工具及管柱 工作过程 油 层 1 油 层 1 油 层 2 油 层 2 充填口 1、 下入 2、 投球、打压、坐封 3、 打开充填口 4、 底部油层施工 SMF 水力密闭式分层管柱 化学稳砂固砂分层工具及管柱 工作过程 油 层 1 油 层 1 油 层 2 油 层 2 5、上提管柱，上层 施工。 SMF 水力密闭式

38、分层管柱 化学稳砂固砂分层工具及管柱 为解决 夹层小 或 层间窜 井的分层防 砂问题，开发了长胶筒分层工具。 长胶筒式分层工具 (JTF) 膨胀控制机构 锚定机构 可膨胀长胶筒 1、 加长胶筒 ， 可密封上部层段炮眼； 2、 膨胀控制机构采用上提下放形式 ， 可连续对多油层挤 砂作业； 工具特点 化学稳砂固砂分层工具及管柱 工作过程 下入管柱 JTF长胶筒式分层工具 化学稳砂固砂分层工具及管柱 JTF长胶筒式分层工具 化学稳砂固砂分层工具及管柱 投球 坐 封 JTF长胶筒式分层工具 化学稳砂固砂分层工具及管柱 打掉球座， 施工下层 JTF长胶筒式分层工具 化学稳砂固砂分层工具及管柱 上提管柱解

39、封， 施 工上层 JTF长胶筒式分层工具 化学稳砂固砂分层工具及管柱 YJZ-1型胶束溶液 1#液 表面活性剂溶液 :柴油 :1%NaCl水溶液 =30:30:40 2#液 表面活性剂溶液 :柴油 :1%NaCl水溶液 =25:25:50 地层预处理工艺研究 模拟装置 模拟地层 砂 模拟油样 渗透率提高 值， % 东辛 Y 1 3 - 3 2 井 20 25 直径 25 mm ， 长度 1 0 0 mm 冲出砂 d 50 = 0 . 2 5 m m 孤东 6 - 2 3 - 4 5 4 井 15 20 由试验结果看出该胶束溶液能提高渗透率 15%以上。 地层预处理工艺研究 YJZ-1型胶束溶液

40、 FA-1低聚物固砂 剂 FA-1低聚物固砂剂的流动性好，对中、低矿化度含水 砂岩胶结能力强 新型固砂工艺技术 模拟 地层 砂 , m L 模拟油 层介质 FA - 1 用 量 ,g DMP - 10 用 量 ,g 胶结温 度及时 间 胶 结 岩 心 抗 压 强度 MPa 岩心渗 透率保 持率 ,% 100 柴油 : 污 水 = 3 : 7 4 8 0.04 0.06 60 ， 48h 3.5 10 60 70 从试验结果可以看出，当 FA-1低聚物用量（与地层砂的体积 比）为 4 6时，胶结岩芯的抗压强度在 3.5MPa 10MPa，岩 芯渗透率保持率在 60 70。 0 1 2 3 4 5

41、 6 7 8 40 45 50 55 60 胶结温度（） 抗压强 度（M P a ） FA-1低聚物在不同温度下的固结强度 新型固砂工艺技术 该技术在孤东等油田应用了 19口井 ，其中油井 16口 ， 水井 3口 ，取得了良好的防砂增油效果 。 现场应用 试验井具有以下特点： 层数多，层间差异大，地层亏空严重； 大都为因出砂停产或长期停产的井； 试验前常规防砂方法曾多次防砂作业不成功。 综合效果 一次防砂成功率： 100%； 单井平均日增油 3.9t，最高单井日增油达到 21t； 单井平均日增注 73.3m3 ，最高日增注 90m3 ； 防砂有效期：平均达 400d；最长已达 805d； 防砂

42、后累计增油： 2.31万 t； 防砂后累计增注： 11.8万 m3； 油井利用率： 100%。 现场应用 典型井例 井例一 防砂层位 ：东二 21+2， 防砂井段： 1521.0m1527.3m； 采用的主要工艺： 地层预处理液 YJZ-1及 GX-1处理后，采用 PWF工具 进行涂防。 实施效果： 防砂后日产液 40m3, 是措施前最高产的 2.5倍 ， 日产油 24t，是措施前最高产的 4.6倍 ，该井目前累计产油 2200t，投入产出比达 18 。 营 13-32井 现场应用 井例二 防砂层位 I： Ng上 61， 防砂井段： 1320.0m1327.8m； 防砂层位 II： Ng上 5

43、1+2.4，防砂井段： 1274.0m 1308.1m。 采用的主要工艺： 地层预处理液 YJZ-1及 GX -1处理后，用 SMF工具进行分层地填、固砂。 实施效果： 施工后日油量由防砂前的 0.7t，提高到 4.8t。 该井目前已正常生产 577天 ，累计增油 2365.7t。 孤东 7-36-375井 现场应用 1、开发出的 三套分层管柱 ，一次可完成 2层以上的分层防 砂；皮碗式、水力密闭式分层管柱满足夹层大于 6m，层间不 窜井的分层防砂；长胶筒分层管柱满足夹层小、层间窜井的分 层防砂。 2、研制的 FA-1低聚物 ，固砂后强度在 3.5MPa以上、渗透 率保持率 60%70%， 且

44、不需要特殊的前置液、隔离液、增孔 液和顶替液。 3、研制了 YJZ-1型胶束溶液 ，处理有机质堵塞地层其渗透 率可上升 15%以上。 4、现场 19口井的试验应用表明：该套技术较好的 解决了分 层稳砂固砂问题 。 化学固砂结论 胜利油田为疏松砂岩油藏，埋藏浅，胶结疏松， 成岩性差，出砂问题极大影响了正常开发和生产。进 入高含水期开发阶段后，提液强度增大地层亏空严重， 套变井增多，防砂难度加大，防砂井重复作业频繁， 防砂成功率低，有效期短 ， 工作量大（年 3000井次）。 如何 疏通液流通道、稳定地质结构、提高防砂效果 已 成为疏松油田开发后期一项紧迫任务。我们应结合出 砂井的地质特点，有针对

45、性地使用化学剂，提高其使 用质量。 YS-1型抑砂剂 疏松砂岩油藏的地质特征 油藏矿物组成为粘土胶结的石英砂和长石颗粒，出砂层系为馆陶组和 馆陶组 -东营组。 馆陶组粘土矿物以蒙脱石为主，其次为伊利石，高岭石少量；东营组 出现蒙脱石 /伊利石混层矿物，但仍以蒙脱石为主，略比馆陶组低， 高岭石分布普遍。 地层砂粒度中值从 0.110.30mm；砂岩表面从中性至弱亲水。 原油粘度高，流动性差，原油中的胶质、沥青质含量高。 出砂量逐年加剧。 YS-1型抑砂剂 砂岩骨架表面特征 疏松砂岩表面为弱亲水性，水使 Si-O-Si键断 裂，并形成硅醇基： H2O+Si-O-Si 2（ SiOH） 这种硅醇基极

46、其稳定，甚至在 1000 高温下 也不能将其除去。利用此特性，我们可以开发一 种与石英砂表面亲和力较强的 抑砂剂 ，使石英砂 表面与 抑 砂剂形成牢固的化学结合。 YS-1型抑砂剂 疏松砂岩油田不同含水期出砂情况 低含水期 中含水期 高含水期 万 吨 油 产 砂 立 方 米 0 5 10 15 20 25 30 35 2.02.8 13.8114.73 32.3135.60 YS-1型抑砂剂 油井稳产时含水与产液量的关系 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 产液量 立方米 含水 %0 10 20 30 80 90 YS-1型抑砂剂 YS-1型抑砂剂 砂样粒 径 m

47、 加入药剂 驱替排量 m L /h 压力变化 M Pa 现象 不加抑砂剂 4500 00.0 5 大量出砂，驱替 30 m in 后基本出完1 # 地层 砂 加抑砂剂 4500 00.0 5 出砂量很少，砂粒较粗 不加抑砂剂 4200 00.0 5 大量出砂，驱替 30 m in 后基本出完2 # 地层 砂 加抑砂剂 4200 00.0 5 开始连续出细砂， 10 m in 后出砂量明显减少 不加抑砂剂 4200 00.0 5 大量出砂，驱替 30 m in 后基本出完1 # +2 # 地层砂 加抑砂剂 4200 00.0 5 含砂量 =0.005 g/L 砂样粒 径 加入药剂 驱替排量 压力

48、变化 现象 不加抑砂剂 大量出砂，驱替 后基本出完地层 砂 加抑砂剂 出砂量很少，砂粒较粗 不加抑砂剂 大量出砂，驱替 后基本出完地层 砂 加抑砂剂 开始连续出细砂， 后出砂量明显减少 不加抑砂剂 大量出砂，驱替 后基本出完 地层砂 加抑砂剂 含砂量 性能评价 实验表明： YS-1型抑砂剂在驱替排量在 4200mL/h4500mL/h的情况下，对地层砂有较好 的抑制、稳定作用，出口含砂量 树脂用量 稀释剂用量 后冲洗剂溶液用量 内固化剂用量 最佳试验方案为： 5.5g树脂 +4.5g稀释剂 +0.5g内固化剂 +80ml后 冲洗剂溶液 +100ml后固结剂溶液 小结 DMP-10型润湿剂 六、

49、结论 该固砂体系为高含水期防砂提供了一条崭新的途 径 。 用添加了 DMP-10润湿剂的胶结剂做为体系固砂， 施工工艺简单，无需特殊的增孔液进行增孔。 该固砂体系能在中、低矿化度的高含水地层砂中 固结，固结岩芯强度高，渗透性能好。 该固砂体系固砂时，胶结剂用量不大于砂子重量 的 5，廉价，防砂成本低。 DMP-10型润湿剂 截止 2001年 9月底 ， 共施工 22井次 ， 可 对比 19井次 ， 有效 17井次 ， 有效率 89.5%， 累增油 30551吨 。 例如 C55-9井 ， 油层出砂 严重 ， 6月份 ， 砂埋油层达到 100米 ， 因砂 卡而停产 ， 采用该种固砂方法后 ， 不但解 决了出砂问题 ， 而且还比原来缩短占井天 数达 5天 ， 日增液 35m3， 日增油 45吨 。 七、现场应用情况 DMP-10型润湿剂 联系单位：胜利石油管理局采油工艺研究院敏感油藏研究所 联系电话：（ 0546） 8705041 联系人：金千欢