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油气层保护

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油气 保护
资源描述:
立油气井良好的生产条件。任何阻碍流体从井眼周围流入井底的现象均称为对油气层的损害,严重的油气层损害将极大的影响油气井的产能。油气层损害的主要表现形式为油气层渗透率的降低,包括油藏岩石绝对渗透率和油气相对渗透率的降低。渗透率降低越多,油气层损害越严重。一方面,油气层损害是不可避免的。在钻井、完井、修井、实施增产措施和油气开采等各个作业环节中,均可能由于工作流体与储层之间物理的、化学的或者生物的相互作用而破坏储层原有的平衡状态,从而增大油气流动的阻力。但另一方面,油气层损害有时可以控制的。通过实施保护油气层、防止污染的技术和措施,完全可以将油气层损害降低至最低限度。油气层损害一词来源于国际上的通用词“亦可译为储层损害。保护油气层一词来源于通用词“即对油气层损害的控制。在储层油气流入井底的过程中,压力损失主要集中在井底附近的近井壁带。该区域内油气通道连通条件和渗透性的好坏,即被污染的程度或者受保护的效果,对油气井的产能影响很大。因此,保护油气层主要是指可能防止近井壁带的油气层受到不应有的损害。识油气层损害需要多学科、多专业的知识,实施保护油气层技术需要油田各生产部门,包括地质、钻井、测井、试油、开发采油和井下作业等多个部门的团队协作。可以认为,保护油气层技术是一项涉及多学科、多专业、多部门并贯穿整个油气生产过程的系统工程。因此,该技术包括的技术范围较广,归纳起来主要有以下八方面内容:(1) 岩心分析、油气水分析和测试技术(2) 油气层敏感性和工作液损害室内评价技术(3) 油气层损害机理研究和保护油气层技术系统方案设计(4) 钻井过程中的油气层损害因素和保护油气层技术(5) 完井过程中的油气层损害因素和保护油气层技术(6) 油气田开发生产中的油气层损害因素和保护油气层技术(7) 油气层损害现场现场诊断和矿场评价技术(8) 保护油气层总体效果评价和经济效益综合分析技术以上内容组成了一项配套技术。每项内容既是相对独立的,又是相互关联的。岩心分析岩心分析(认识油气层地质特征的必要手段。油气层的敏感性评价、损害机理的研究、对油气层损害的综合诊断和保护油气层技术方案的制定等都必须建立在岩心分析的基础之上。因此,岩心分析是保护油气层技术中不可缺少的基础工作。岩心分析的主要目的是,全面认识油藏岩石的物理性质及岩石中敏感性矿物的类型、产状、含量及分布特点,确定油气层潜在的损害的类型、程度及原因,从而为各项作业中保护油气层工程方案的设计提供依据和建议。岩心分析有多种实验手段,其中岩相学分析的三项常规技术分别是:(1)析于绝大多数岩石矿物都是结晶物质,因此该项技术已成为鉴别储层内岩石矿物的重要手段。(2)薄片分析薄片分析技术主要用于测定油藏岩石中骨架颗粒、基质和胶结物的组成和分布,描述空隙的类型、性质及成因,了解敏感性物质矿物的分布及其对油气层可能引起的损害。此外,薄片分析还有助于对测井资料进行校正。(3)扫描电镜(析扫描电镜分析能提供孔隙内充填物的矿物类型、产状和含量的直观资料,同时也是研究孔隙结构的重要手段。扫描电镜由电子系统、扫描系统、信息检测系统、真空系统和电源系统等部分组成。利用细聚焦的电子束在岩样上逐点扫描,激发产生能够反映样品特征的信息并调制成像。2. 油气层敏感性评价油气层敏感性评价是指通过岩心流动实验对油气层的速敏、水敏、盐敏、碱敏和酸敏性强弱及其所引起的油气层损害程度进行评价,通常简称为五敏实验。(1) 速敏评价实验油气层的速敏性是指在钻井、完井、试油、注水、开采和实施增产措施等作业或生产过程中,流体的流动引起油气层中的微粒发生运移,致使一部分孔喉被堵塞而导致油气层渗透率下降的现象。实验表明,微粒运移只有当流速达到一定程度时才发生,并且运移程度随流速增加而加剧。进行速敏性评价的目的,一是确定导致微粒运移开始发生的临界流速;二是为后面将要进行的水敏、盐敏、碱敏和酸敏实验以及其他各种损害评价试验提供合理的实验流速。一般情况下,速敏评价实验时需要首先进行的,所有后面评价试验的流速应低于临界流速,一般控制在临界流速的 。对于采油井,速敏评价试验应选用煤油作为实验流体;对于注水井,则应使用地层水或者模拟地层水作为实验流体。通过测定不同注入速度下岩心的渗透率,判断储层岩心对流速的敏感性。对临界流速的判断标准为:若流量 (i)/ 100%≥5%则表明已发生流速敏感,流量 后由临界流量求得临界流速(2)水敏评价实验在油藏条件下,油藏岩石中含有的粘土矿物与地层水处于相对平衡状态。但是,当某种与储层不相配伍的外来流体侵入后,这种平衡会受到破坏。所谓水敏,主要指矿化度较低的钻井液等外来流体进入地层后引起粘土水化膨胀、分散和运移,进而导致渗透率下降的现象。进行水敏评价的目的,就是对油藏岩石水敏性的强弱作出评价,并测定最终使储层渗透率降低的程度。测定时,首先用地层水或模拟地层水测得岩心的渗透率 后用次地层水(将地层水与蒸馏水按 1:1 比例相混合而得到)测得岩心的渗透率 后用蒸馏水测出岩心的渗透率 常用 评价标准见下表:f ≤ ≥ 中等 弱(3)盐敏评价实验该项实验是测定当注入流体的矿化度逐渐降低时岩石渗透率的变化,从而确定导致渗透率明显下降时的临界矿化度(其意义在于,我们在进行钻井液、完井液等工作流体设计时,应将其矿化度保持在 能避免因粘土矿物水化膨胀、分散而对油气层造成损害。有时还需测定流体的矿化度逐渐升高时出现的临界矿化度值,这样得出的 矿化度 (i)/ 100%≥±5%则表明已经发生盐敏,矿化度 4) 碱敏评价实验地层水一般呈中性或弱碱性,但大多数钻井液、完井液的 在 8间。当高 的工作流体进入储层后,将促进粘土矿物的水化膨胀与分散,并使硅质胶结物结构破坏,促进微粒的释放,从而造成堵塞损害。该项实验的目的在于,确定临界 以及由碱敏引起油气层损害的程度。显然,在设计各类工作液时,其 应控制在临界 以下。测定时,首先以地层水的实际 为基础,通过适量添加 液分别配置不同 的盐水,最后一级盐水的 等于 pH)对应的盐水渗透率 pH)i 所对应的盐水渗透率 i) / 100%≥5% 的条件,则表明已经发生碱敏, (pH)。(5) 酸敏评价实验酸化是广泛采用的油田增产措施,然后若使用的酸液与油气层不配伍,则会与油气层中的某些矿物、流体反应生成沉淀物或释放出微粒,对孔喉造成堵塞,使酸化达不到预期效果,甚至反而使油气层渗透率下降。该实验的目的,是通过模拟酸液进入地层的过程,用不同的酸液测定酸化前后渗透率的变化,从而判断油气层是否存在酸敏性并确定酸敏的程度。评价实验的步骤可简要概括为:先用地层水测出岩样的基础渗透率,再用煤油正向测出注酸前的渗透率 向注入 孔隙体积的酸液,关闭阀门反应 1后用煤油正向测定注酸后的渗透率 K。根据两渗透率之间的比值(1),可以对酸敏程度作出评价,评价指标见下表:1 ≤ ≥ 中等 弱敏感性评价是诊断油气层损害的重要实验手段。一般来讲,对任何一个油田区块,在制定保护油气层技术方案之前,都应系统的开展敏感性评价实验。护油气层的重要性直接关系到能否及时发现新的油气层,油气田和对储量的正确评价。有利于提高油气井产量及油气田开发经济效益的提高。有利于油气井的长期稳产和稳产。图 5钻井液中固相对地层 渗透率的影响细 固 相 含 量 , %受损害渗透率初始渗透率是加快勘探速度、提高油气采收率和增储上产的重要技术组成部分,是保护油气资源的重要战略措施,对促进石油工业、少投入、多产出、气层损害因素概念:油气层损害是指油井完井及生产阶段,在储层中造成的减少油气藏产能或降低注气、注液效果的各种阻碍。油气层损害实质:内因+外因→有效渗透率下降内因:油气层潜在损害因素 油层藏类型油气层敏感性矿物油气层储渗空间特性油气层岩石表面性质油气层流体性质外因:引起油气层损害的条件 工作液的性质生产或作业压差温度 生产或作业时间环空返速有效渗透率下降:渗流空间缩小→绝对渗透率降低流动阻力增加→井过程中油气层损害原因钻开油气层时,在正压差、毛管力的作用下,钻井液的固相进入油气层造成孔喉堵塞,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,从而诱发油气层潜在损害因素,造成渗透率下降。钻井过程中油气层损害原因可以归纳为以下五个方面。1.钻井液中分散相颗粒堵塞油气层1)固相颗粒堵塞油气层钻井液中存在多种固相颗粒,如膨润土、加重剂、堵漏剂、暂堵剂、钻屑和处理剂的不溶物及高聚物鱼眼等。钻井液中小于油气层孔喉直径或裂缝宽度的固相颗粒,在钻井液有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下,进入油气层孔喉和裂缝中形成堵塞,造成油气层损害。损害的严重程度随钻井液中固相含量的增加而加剧(图 5,特别是分散得十分细的膨润土的含量影响最大。其损害程度与固相颗粒尺寸大小、级配及固相类型有关。固相颗粒侵入油气层的深度随压差增大而加深。2)乳化液滴堵塞油气层对于水包油或油包水钻井液,不互溶的油水二相在有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下,可进入油气层的孔隙空间形成油续相中的各种表面活性剂还会导致储层岩心表面的润湿反转,造成油气层损害。2.钻井液滤液与油气层岩石不配伍引起的损害钻井液滤液与油气层岩石不配伍诱发以下五方面的油气层在损害因素。1)水敏低抑制性钻井液滤液进入水敏油气层,引起粘土矿物水化、膨胀、分散、是产生微粒运移的损害源之一。2)盐敏滤液矿化度低于盐敏的低限临界矿化度时,可引起粘上矿物水化、膨胀、分散和运移。当滤液矿化度高于盐敏的高限临界矿化度,亦有可能引起粘土矿物土水化收缩破裂,造成微粒堵塞。3)碱敏高 滤液进入碱敏油气层, 引起碱敏矿物分散、运移堵塞及溶蚀结垢。4)涧湿反转当滤液含有亲油表面活性剂时,这些表面活性剂就有可能被亲水岩石表面吸附,引起油气层孔喉表面润湿反转,造成油气层油相渗透率降低。5)表面吸附滤液中所含的部分处理剂被油气层孔隙或裂缝表面吸附;缩小孔喉或孔隙尺寸。3.钻井液滤液与油气层流体不配伍引起的损害钻井液滤液与油气层流体不配伍可诱发油气层潜在损害因素,产生以下五种损害:1)无机盐沉淀滤液中所含无机离子与地层水中无机离子作用形成不溶于水的盐类,例如含有大量碳酸根、碳酸氢根的滤液遇到高含钙离子的地层水时,形成碳酸钙沉淀。2)形成处理剂不溶物当地层水的矿化度和钙、镁离子浓度超过滤液中处理剂的抗盐和抗钙镁能力时,处理剂就会盐析而产生沉淀。例如腐植酸钠遇到地层水中钙离子,就会形成腐植酸钙沉淀。3)发生水锁效应特别是在低孔低渗气层中最为严重。4)形成乳化堵塞特别是使用油基钻井液、油包水钻井液、水包油钻井液时,含有多种乳化剂的滤液与地层中原油或水发生乳化,可造成孔道堵塞。5)细菌堵塞滤液中所含的细菌进入油气层,如油气层环境适合其繁殖生长,就有可能造成喉道堵塞。4.相渗透率变化引起的损害钻井液滤液进入油气层,改变了井壁附近地带的油气水分布,导致油相渗透率下降,增加油流阻力。对于气层,液相(油或水)侵入能在储层渗流通道的表面吸附而减小气体渗流截面积,甚至使气体的渗流完全丧失,即导致“液相圈闭” 。5.负压差急剧变化造成的油气层损害中途测试或负压差钻井时,如选用的负压差过大,可诱发油气层速敏,引起油气层出砂及微粒运移。对于裂缝性地层,过大的负压差还可能引起井壁表面的裂缝闭合,产生应力敏感损害。此外,还会诱发地层中原油组分形成有机垢。二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素钻井过程损害油气层的严重程度不仅与钻井液类型和组分有关,而且随钻井液固相和液相与岩石、地层流体的作用时间和侵入深度的增加而加剧。影响作用时间和侵入深度主要是工程因素,这些因素可归纳为以下四个方面。l 压差压差是造成油气层损害的主要因素之一。通常钻井液的滤失量随压差的增大而增加.因而钻井液进入油气层的深度和损害油气层的严重程度均随正压差的增加而增大(图 5,此外,当钻井液有效液柱压力超过地层破裂压力或钻井液在油气层裂缝中的流动阻力时,钻井液就有可能漏失至油气层深部,加剧对油气层的损害。负压差可以阻止钻井液进入油气层,减少对油气层损害,但过高的负压差会引起油气层出砂、裂缝性地层的应力敏感和有机垢的形成,反而会对油气层产生损害。压差过高对油气层损害的危害已被国内外许多实例所证实。美国阿拉斯加普鲁德霍湾油田针对油井产量进行过调研,其结论是:在钻井过程中,由于超平衡压力条件下钻井促使固相或液相侵入油气层,渗透率下降 10~75%。2.浸泡时间当油气层被钻开时,钻井液固相或滤液在压差作用下进入油气层,其进入数量和深度及对油气层损害的程度均随钻井液浸泡油气层时间的增长而增加(图 5—3) ,浸泡时间对油气层损害程度的影响不可忽视。3.环空返速环空返速越大,钻井液对井壁泥饼的冲蚀越严重,因此,钻井液的动滤失量随环空返速的增高而增加(图 5,钻井液固相和滤液对油气层侵入深度及损害程度亦随之增加。此外,钻井液当量密度随环空返速增高而增加,因而钻井液对油气层204060801001200 3 6 9 12 15 18 21 24岩 心 长 度 , 截 面 损 害 位 置 )截面损害比,%砂 岩12图 5地层渗透率的损害比与压差的关系1—Δp=2—Δp=9=70℃ , s,t=1 4 6 8损 害 时 间 , 砂 岩图 5层损害比与浸泡时间的关系Δp=5T=70℃, 害加剧。4.钻井液性能钻井液性能好坏与油气层损害程度高低紧密相关。因为钻井液固相和液相进入油气层的深度及损害程度均随钻井液静滤失量、动滤失量、H 失量的增大和泥饼质量变差而增加。钻井过程中起下钻、开泵所产生的激动压力随钻井液的塑性粘度和动切力增大而增加。此外,井壁坍塌压力随钻井液抑制能力的减弱而增加,维持井壁稳定所需钻井液密度就要随之增高,若坍塌层与油气层在一个裸眼井段,且坍塌压力又高于油气层压力,则钻井液液柱压力与油气层压力之差随之增高,就有可能使损害加重。在各种特殊轨迹的井眼(定向井、丛式井、水平井、大位移井、多目标井等)的钻井作业中,钻井液性能的优劣对油气层损害的间接影响更加显著,除了上述已经阐述的钻井液的流变性、滤失性和抑制性外,钻井液的携带能力和润滑性能直接影响着进入油气层井段后作业时间的长短,不合理的钻井液携带能力和润滑性能将使钻井液对油气层的浸泡时间延长,使油气层损害加剧。0 100 150时 间 , mL/ 滤 失 区 1。 D=250 D=200 D=150 D=100 D= 50 形 成 区 稳 定 滤 失 区图 5不同流速梯度下动滤失速率与时间的关系曲线
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