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低渗透老油田综合解堵系列技术研究

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渗透 油田 综合 系列 技术研究
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西安石油大学硕士学位论文低渗透老油田综合解堵系列技术研究姓名:裴润有申请学位级别:硕士专业:油气田开发工程指导教师:蒲春生;黄汝芝20040512论文题目:专 业:硕士生:指导教师:低渗透老油田综合解堵系列技术研究油气田开发工程裴润有(签名)蒲春生(签名)黄汝芝(签名)摘 要长庆油田陇东油区油减低渗、低压、低产、油层薄、非均质性严重,老油罔开发中后期井筒脏、地层各类堵塞物成份复杂,常规措施增产增注效果差、有效期短、投资高、风险大。本课题从研究油藏地质特征和油水井堵塞物的成因入手,创新性地研究开发了适用于“三低”层状老油田不同井况的综合解堵系列技术。本课题主要研究内容包括以下五个方面:油水井堵塞成因及特征、负压泡沫洗井综合解堵技术、水力脉冲与化学复合解堵技术、深穿透氧化缓速酸综合解堵技术和二氧化氯综合解堵技术。本课题研究成果主要包括:(1)泡沫洗井综合解堵技术。研究发明了两种井下双向洗井器,可动态地产生双向流,实现轴向冲砂洗井和径向对油层射孔段的刺洗,是斜尖刺洗效果的5~7倍,获国家专利;研制开发的价廉高效泡沫液体系,抗盐耐油性优良,密度可调,携带能力较常规沈井液提高3~5倍,产生负压效果可靠:研制开发的可同时解除有机与无机复合堵塞的解堵剂体系配方先进实用,可满足对不同堵塞物的高效解除要求;研究制定了适用于不同井况的配套施工工艺,提高了方案设计的针对性,达到了对“_井既高效解堵又不倒灌伤害油层的目的,本技术属国内首创。(2)水力脉冲与化学复合解堵技术。以其合理的脉冲强度与化学解堵剂组合,解决了薄油层及边底水油藏常规增产工艺易连通底水或水层,引起含水突升的难题。(3)深穿透氧化缓速酸综合解堵技术。具有缓速作用好、延迟时堵半径大、不需返排的特点,高效地解除了注水井以聚合物、细菌、铁盐垢、有机垢为主的堵塞,解决了注水井常规压裂、酸化增注幅度小、有效期短的技术难题,在现场应用规模上均达到较高的水平。(4)二氧化氯综合解堵技术。可针对性的解决压力保持水平较低的区块由于压裂液返排率低而导致增产水平低,有效期短的问题,经处理后,不仅可使有效期延长0.8~3倍,而且增产量也明显上升;另外该技术对地层酸不溶性顽垢比目前采用的其他任何措施都更有试验价值。本课题研究成果具有良好的推广应用前景和显著的经济效益。解决了低渗油田地层堵塞严重、措施后排液困难、边底水油田易沟通含水层、压裂液破胶不彻底、水并堵塞半径大和解堵措施有效期短等一系列技术难题。平均单井旌工费为常规压裂酸化措施费的2/3~1/2,已试验井平均单井增产油达900吨,比同期大型措施水力压裂增油672吨多228吨。通过现场应用,使该综合解堵技术实现了技术、工艺、处理液、设备的配套完善。对176口油井和56口注水井实施了上述综合解堵措施,耿得了累计增产15.84万吨,实现1.45亿元的显著经济效益。关键词:低渗透 层状油田 解堵技术 研究应用 效果分析论文类型:应用研究u of of 0w of 0w of of of of of of of a of to in it on he of he of n 1 it of in of of it is is is is in is it to is is is is up in 2)of by of is it of it of of it uD to in 4)it of ow it,of .8—3on of it a of in of of of of he of is .1/2 ,00t,it 28t.to in 76 6 58,400t 45b ey 0人声明所呈交的学位论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成果。尽我所知,除了文中特别加以标注和致谢中所罗列的内容以外,论文中不包含其他人已经发表或撰写过的研究成果,也不包含为获得西安石油大学或其它教育机构学位或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中做了明确的说明并表示了谢意。申请学位论文与资料若有不实之处,本人承担一切相关责任。论文作者签名:学位论文使用授权说明日期:本人完全了解西安石油大学有关保留和使用学位论文的规定,即:研究生在校攻读学位期间论文工作的知识产权单位属西安石油大学。学校享有以任何方法发表、复制、公开阅览、借阅以及申请专利等权利。本人离校后发表或使用学位论文或与该论文直接相关的学术论文或成果时,署名单位仍然为西安石油大学。论文作者签名:——导师签名:——日期:——日期:——前言日1970年发现马岭油田以来,经近30年的滚动勘探与开发,相继发现并投产开发了马岭、华池、城壕、元城、樊家』梁、大板梁、西峰等十二个油田,六十四个开发区块,动用面积370.9用地质储量2.02×108t。油区主要含油层系为侏罗系直罗组、延安组和三迭系延长统地层,油层埋深1000前油井正常开井1474口,年产油183×104t,综合含水58.5%;水井开井451口,年注水量542m;已累计采油2558×104t,可采储量采出程度46.5%。油区油层属典型的低渗(3×10一一300×10。3低压(压力系数0.8左右)、低产(初产0.5—5t/d)和非均质性严重的特点,决定着增产增注措施在油田稳产中的作用越来越重要。由于地质原因和后期开发措施、外来流体等不当因素的影响,造成产量不断下降(年递减率约17%),除开发新井外,采取大型措施例如酸化、压裂等措施,以求稳产。根据大量的统计结果和试验研究,发现上述大型措施,不论从经济角度上和增产效果上都不能有效地解决目前油田因堵塞引起的产量下降问题。针对上述状况,本课题着重研究了低渗层状油层堵塞的成因及特征,以及与之对应的综合解堵技术,主要由负压泡沫洗井综合解堵技术、水力脉冲与化学复合解堵技术、氧化型深穿透复合解堵技术和二氧化氯解堵技术组成。针对老油田地层结垢、结蜡严重、井筒脏、地层压力低、洗井液倒灌油层,常规冲砂洗井效果差的实际,重点研究试验了负压泡沫洗井技术,取得的主要成果有:●研制了三种型号的井下多功能洗井器。●研制了耐油、抗盐的00型泡沫洗井液。●研制了能同时高效解除地层有机和无机堵塞物的艺衔接紧密,方案设计灵活,针对性强。●在大量现场应用的基础上,摸索定型了不同井况、不同堵塞原因及堵塞}州安石油大学硕十学位论文物成份、不同区块适用的配套选井及方案设计技术。针对陇东底水油田分布广泛、层薄、非均质性强、常规压裂酸化及大型措施易沟通底水的难题,研究应用了水力脉冲与化学复合解堵技术,达到了既改善油层物性又解除堵塞物的双重目的,主要开展了以下几个方面的工作:●研国内同类产品比较,性能可靠,加工成本低,脉冲强度高。●研究了不引起底水上窜的定压器最高爆破压力及合理的水击次数之间的关系,以及与之相配套的施工和排液方式。●在工艺上顺利的实现了将脉冲造缝与化学解堵一体化,既改善了近井地带的物理渗透率,又有效地清除了以往形成的堵塞物,解决了低渗透薄层和边底水油田改造的一大难题。●入井液配方己自成体系,适用于不同的堵塞物,并实现了自产自用。针对陇东地层渗透率低,对注入水质量要求高,注入困难的实际,研究发展了氧化型深穿透复合解堵技术,完成的主要工作包括:●研究了水井地层堵塞物的形成机理、堵塞物的主要成份,研制了两种缓速酸体系配方。●工艺上针对不同井况及堵塞强度,研究了三种不同模式的施工工艺,可有效保证液体顺利进入目的层,在清除堵塞的同时,保护原井油套管。●自行研制了适用于氧化型酸液体系的缓蚀剂及铁离子稳定剂、酸|生条件下的粘土稳定剂。针对陇东部分井区压力保持水平低,引效压裂后排液率低,同时地层温度低,压裂液对地层地伤害大、措施有效期短的实际,研究发展了二氧化氯综合解堵技术,主要工作包括:●研究出了两个主要段塞的配方及注入工序。●室内研制了适用于二氧化氯体系的缓蚀剂及其他添加剂。四项综合解堵在陇东油田应用后,创造纯经济效益1.45亿元,取得了良好的社会效益和经济效益。第一章概述第一章概述1.1长庆陇东低渗透老油田地质特征1.1.1地质概况长庆油田陇东油区地处甘肃省东北部环县、庆阳、华池三县境内,辖区面积10875平方公里。陇东油区自1970年勘探开发以来,动用含油面积370.9平方公里,地质储量2.81亿吨。由于油层属于低渗或特低渗,一般没有自然产能,需要进行人工改造,才能获得工业油流。其中注水开发区产油占78.6%,自然能量开发区产油占21.4%。累计注采比0.88,年产油183万吨。1.1.2构造特征古地貌位于陕甘宁盆地甘陕古河南北两岸的河间丘和坡嘴上,构造特征是在盆地伊陕西倾大单斜上发育着马岭、城华、元城、樊家川、南梁等数个鼻隆皱褶群,多数鼻隆构造一般均向东抬升开口,向西倾没,呈东西向;部分形成较为规则的背斜或穹窿构造。长度一般卜20千米,宽度0.5—18千米,构造面积1—200平方千米,闭合面积O.3一19平方千米,闭合高度4.9—38米,地层倾角0.7—2度,构造完整,继承性较好。较好的构造圈闭,以及有利相带的岩性配合,为油气运移和聚储提供了良好的地质条件。1.1.3储层特征油区含油层系为侏罗系延安组和直罗组以及三迭系延长组。油层埋深1000—2280米,主要产油层为侏罗系延安组,次为三迭系延长组,侏罗系直罗组油层一般呈零星分布,油水分异差,开采时含水高。侏罗系延安组地层为一套砂泥岩间互夹煤层的河流沼泽相沉积,主要特点是纵向上油层多、厚度薄,变化大,下好上差,泥岩夹层不发育,平面上除了主要油层延10‘2成片分布和延9油层成条带状展布,含油面较大以外,延8以上油层连片性差,分布不稳定,多为零星分布的透镜体。西安年中细粒长石石英砂岩。泥质胶结,以孔隙接触式为主,胶结物含量6.9—21%,粘土含量3.1—12.5%,平均10%,其中伊利石占27.9—58.9%,平均41.1%,伊蒙混层8.5—27.4%,平均17.4%,高岭石含量—53.3%,平均37.3%,绿泥石3。0~5。6%,平均4。2%。各油层均为砂岩孔隙型储油,喉道半径O.7—4.6“m,分选系数2.0—2.5,类型多,混杂,部分层含砾石、菱铁矿、致密钙质夹层和泥砂混层,大孔喉含量约占40%,中等孔喉和小孔喉含量各占30%,非均质系数(大孔喉半径与平均孔喉半径之比)为20一2.4,汞退出率22—55%,平均33.3%。油层平均有效孔隙度13.6—18%,空气渗透率2.6—350.9×10。u 油饱和度55—65%,属非均质性强的低渗透储集层。岩石多为弱一中亲水性。三迭系延长组为湖泊三角洲前缘沉积的河口砂坝及水下分流河道砂体,细一粉细粒岩屑质长石砂岩,物性极差,渗透率一般都小于0。u 力层长3平均渗透率3.26X 10i’“隙度15.26%,泥质含量大于20%;砂体中石英含量29.1%,长石含量33.01%;粘土矿物中富含绿泥石和伊利石,其含量分别占填隙物总量的74.46%和15.2%,伊蒙混层占5.2%。绿泥石呈鳞片状贴附于颗粒表面,形成绿泥石膜;伊利石呈纤维团块状和毛发状在颗粒间发育,使原始粒问孔变成大量微细孑要孔隙类型有剩余原生粒间孔、晶问孔、微孔、长石溶孔及微裂缝等,形成大孔道、细孔喉的储量特征,最大孔径80 般20一50“m,最小孔喉半径只有0.28 u m。其中河口坝砂岩储层渗透率仅有0.98 X 10。u 隙度12.88%,属特低渗透油层。岩石的润湿性均以亲水为主,局部为弱亲水和中性。油层砂体厚度一般较大,分布范围广,连片性较好,非均质性较弱。原始含水饱和度高,束缚水饱和度平均达到37%,并且泥质含量越高渗透率越低,含水饱和度就越高。特低渗给开发中提高单井产量带来了很大困难。1.1.4油藏类型油区原始地层压力10.2—15.74均14.1力系数0.68一1.10,为不同的压力系统。原始气油比平均50m3/t。受岩性构造控制的油砂体4两安年受岩性控制的油砂体储量约占20%,受构造控制的油砂体储量约占10%。由于受地层平缓,隆起幅度低,闭合面积小,以及毛管力作用的影响,导致油气水分异较差,油水界面波动较大,相同区块,同一层位的油层,油砂体的不同部位,油水界面高底不一,加上开发后油水界面在不同部位上移的不一致,给后期把握油水界面高度和措施工作,带来了许多不可预见的后果。1.1.5驱动类型油区各油藏驱动类型主要分为弹性驱动、弹性溶解气驱动和边底水驱动三类。1.1.6流体性质原油性质较好,地面原油相对密度0.843—0.855,粘度4.50—11.5。含蜡5.3—18%,含硫0.1—0.13%,胶质、沥青质含量0.96—7%。地层原油粘度2.3—5.5 ,体积系数1.112一1.182。凝固点10.4—23“c,饱和压力0.52—8.91 始气油比7.6—103.6 m3/t。天然气相对密度0.84—1.33389/,甲烷含量31.2—48.1%,氮气含量0.68—2.13%,二氧化碳含量0.11一1.71%。地层水自上而下为:M。朋,总矿化度1200一l 17800,氯离子含量4903—70163,部分地层水中含有马岭油田南试区地层水中700 。1.1.7非均质性及渗流特征由于受沉积微相控制,油区纵向和平面上非均质性严重,单层平均渗透率在0.9—479.8×10。间差异高达几十到上百倍:平面上同一层渗透率差值可达几十或百倍。因此,受渗透率差异控制,在合层生产井中,层间干扰严重,高渗层发挥作用好,初期产能和压力高,含水上升快,水淹早,采出程度高;低渗透层产能低,动用程度差。平面上主河床和古水流方向的井容易见效,河道侧向井水线不容易推进,见效程度低;在层内高渗段容易水淹,低西安石油大学硕士学位论文渗层段见效情况差。总之,油田平面、层内、层间的“三大矛盾”在油区非常突出,对开发和增产措旋带来很多问题。1.2油田开发现状及存在问题老油田在历经二十多年开发后,综合含水已达58.5%,地层储量采出程度32%,可采储量采出程度58.7%,目前可采储量采油速度为7.12%,目前共有油井开井1474口,其中注水开发区块占78.6%,自然能量开发区块占21.4%。从影响油井产量的角度讲,油田开发中主要暴露出了以下问题:油层堵塞严重全油田1474日常开井中,目前由于地层堵塞导致产量下降的井有236口,其中有试井资料的86口井中,表皮因数超过10的严重堵塞井有53口,占有资料井的61.6%,统计236口井的正常产能为日均4.85吨,实际产能为1.94吨,仅达到正常产量水平的40%,按此估算,全油田因地层堵塞日影响产量343吨,年少产原油12.3万吨。1.2.2油井结垢严重陇东油田注入水来自洛河层,平均矿化度2000,华池等部分区块达到4000—5000,注入水中。含量高,平均为1400—1600,地层水总矿化度高,硬度高;部分井区高含离子(见表1.1和图1.1,与注入水相遇后在地层内形成大量的结垢物。表1 1 注入水及各层位地层水性质的分析结果总矿 ∥ O,2 毹 水型 g/L 注入水 洛河 2.65 114 &52 1568 84Y… 9.7 385 4.9 114 54n 5.2 560 185 428.7 422 25.9 24 45地层水 ‰ 5.7 680 39.7 215 68扎 01.3 842 61.8 160 82YⅢ 114.0 794 65.8 155 104 108.1 695 49.5 149 74西安石油人学硕二1474口常开油井中,发现井筒结垢的有286口,占常开井油井的19.4%,以马岭、樊家川、城华等注水开发的老油田最为严重,这些明显结垢井,目前单井平均日产油2,2吨,平均检泵周期只有130天,低于平均值280天。‘竺 , 望 , 望 . 竺 。 望 兰0 20 40 2图1 1氯化钙型水(碳酸氢钠型水(合时沉淀析出的动态图1.2.3大部分区块油井结蜡严重由于陇东老油田油藏浅(1000—1800m),地层温度低(35—45"C),平均含蜡量15%左右,部分井区达到18—21%,原油凝点及析蜡点高(分别为2l℃及18℃),加之产量低,地层内油流速度低,原油中的高碳有机物如蜡、重烃、胶质沥青易析出,结蜡造成油井堵塞的现象很普遍,每年正常清蜡井1660井次,消耗化学清蜡剂约500吨。1.2.4地层伤害较严重陇东油区地层岩石中粘土含量高(最高达29%),尤其是伊一蒙混层矿物含量高,大部分岩石表示由弱亲水一亲水,部分井区表现弱亲水,所以存在一定的水敏、酸敏现象,个别井区有速敏、盐敏现象(见表1.2)。另外,由于地层渗透率低,压力低,压裂后破胶不完全及残液返排困难的现象也普遍存在,对油层造成了一定的伤害。西安.5注入水水质难以保证由于本油田独特的低渗性质,对注入水的要求在部颁标准的基础上要求更严(表1.3)。表1.2 陇东油田部分区块油层物性物征表长4+5 长3 侏罗系油田井区及层位南梁油田 华池油田 城华元油田 马岭油田袖藏埋深(m) 1700 1685200430空气渗透率0 4一1.6 主体带为6 15—300 72侧小于2孔隙度(%) 15.8 15.2 5.) 58 56 64 55油层有效厚度(m) 7.1—8.8 7.1—8.8 8.O 8,5高能气体压裂、济漩产方式 水力压裂 水力压裂高能气体压裂 水力压裂穿透负压射孔中等偏弱水敏, 华27、华78井等偏弱水敏、 中锝偏弱水敏、油藏类牙4及敏感性 水油藏,弱水敏,中等偏 部分井区酸敏、无酸敏、速敏 无酸敏、速敏弱酸敏,部分井区速敏 无速敏表1.3 注入水水质标准比较水质指标 部颁标准 氏庆油田标准溶解氧 20 >20(0.45己伍性 良好 良芟J:目前注入水配伍性达不到要求,日常生产中溶解氧、细菌含量、含铁量、滤膜因数波动较大,造成腐蚀加剧,地层铁盐发育、细菌发育、机杂堵塞等,水井注入能力下降,地层压力难以有效补偿,也造成油井产量减小。1.2.6压裂井排液困难,破胶不彻底,压后有效期短。需处理裂缝内的植物胶残渣。综上所述,开展陇东低渗透层状老油田综合解堵技术的研究,对长庆油田的可持续发展有着十分重要的现实意义和长远的战略意义。第二章研究的主要问题及技术方案第二章研究的主要问题及技术方案2.1 油井生产过程中堵塞物的成因及特征陇东油田自投入开发以来,大量的油、水井在生产过程中因种种因素导致地层堵塞,造成油井产量下降,水井注水量下降或注不进等,除去地质因素,如地层能量不足,井网不完善,油层枯竭外,尚有大部分井采出程度低,能量供给及井网完善程度都较高,这些井是油田增产增注措施的主要作业对象。据统计,在全部进攻性措施工作量中,以疏通地层为主要目的解堵措施,工作量每年都在60%以上,随着油田开发进入中后期,这类措施的工作量更是呈逐年上升趋势(见图2.1)100解80堵井4092 94 96 98 2000 2001 2002 年度图2 1 近几年解堵措施工作量变化曲线为了有效地疏通地层,在现场大量地采用了压裂、酸化、泡沫洗井解堵以及物理化学相结合的处理措施,如水力脉冲解堵等,这些措施从选井、选层、优选措施方式、优化方案设计、现场组织实施的工序等各方面都无先对油水井地层堵塞的特征进行综合分析判断,包括堵塞物类型,堵塞半径的大小,堵塞时间的长短,堵塞前后的生产状况,前期措施可能带来的油层伤害等,对这些情况的了解程度直接决定了油水井措施的最终效果。所以,研究各种不同井况的油水井地层堵塞特征以及与之相适应的解堵工艺,以尽可。。地疏通地层,同时减少油层伤害,是提高解堵措施现场应用效果的重要前提。9两安石油大学硕土学位论文2.1.1油井堵塞成因及特征对于常规采油井而言,地层堵塞特征是多方面的,而且几乎所有的井在堵塞前后都呈现出一定的前兆,直接表现在油井产液、产油、含水、动液面、地层压力、井底压力,出油剖面等方面,所以识别堵塞是很容易的,但要回答诸如堵在什么地方?堵的范围多大?是什么东西造成的?如何解堵等更深层次的问题就显得困难多了。为了明确地弄清这些问题,我们必须从可能造成油井堵塞的原因方面入手。搞清了原因,一些堵塞特征也就比较容易分析出来了,进一步的措施也就有依据了。2.1.1.1油井堵塞原因主要有以下几类a.历次作业造成的地层伤害:这主要是针对开发时间较长的井而言,由于开发过程中时常采取维护性作业及进攻性措施,这些措施将不可避免地带入了污染油层的固体颗粒、液体及化学物质。这些物质沉积在射孔炮眼周围或滤液进入油层,发生物理及化学反应,造成粘土膨胀,岩石骨架及胶结物被溶蚀,地下油水平衡状况被破坏,这些都会造成地层的有效渗透率下降,加之作业方式变化大,地层内固体、流体成份复杂,同时钢铁腐蚀,细菌繁殖产生许多有害的无机离子和细菌菌体、代物等,处理难度越来越大,最终造成措施的成功率及有效率下降,使不明堵塞物日益增多。b.不合理的开采方式及生产参数导致油井堵塞:油井出液能力旺盛时,为了取得较高的原油产量,一般采取较大的生产压差和相应的生产参数,由于目前油井应用的诊断软件主要以静态数据优选生产数据,对油井动态变化从总体考虑是比较模糊的,未能充分考虑流体在从地层流向井口整个流动过程的复杂性,不同的原油物性,井筒状态、压力状态,导致气、油、水在井内呈不同的流态特征,而且对部分单井而言,注水后地层压力的动态变化几乎是不可预知的,所以,往往就会出现用大压差生产一段时间后,液面下降,产液能力下降的情况。而实际上,此时已经造成了一定的地层伤害。这些伤害一是部分井地层存在对流速的敏感性,微粒运移在孔喉处形成“桥堵”堆集,堵塞孔隙喉道,降低渗透率。二是疏松地层岩石骨架颗粒脱落及毛发状的粘土膨胀物缠结;三是西安石油大学硕士学位论文多相流体(如油、气、水)流动度不一产生分相流动,破坏了原有流体所固有的乳状液的平衡状态,产生油水乳化,增加流动阻力,从而呈现油相渗透率下降的情况。C.注入水与地层流体不配伍:注入水与地层流体不配伍可导致地层内形成盐垢,乳化物堵塞。如地层流体中的金属阳离子与注入水中的、子等,两者相遇后就会生成、沉淀物,这些沉淀物沉积在注入水能波及到的孔隙喉道中,使孔喉流通断面不断缩小。已有大量资料证明,陇东油田注水后,各区块都存在不同程度的结垢现象。2002年开展的油水井大调查资料表明:目前尚有280多口井存在较严重的结垢,占常开井的五分之一。除此而外,由于套损井套管破漏,导致洛河水或其它层位的不配伍水与产层水在近井地带混合结垢,堵塞射井生产中由于钢铁腐蚀产生的+、硫酸盐还原菌,腐生菌等也可与地层流体发生反应,产生胶状物,粘液堵塞等,造成油井产量持续下降。2.1.1.2油井堵塞特征a.堵塞物成份复杂且呈规律性:对于生产时间较短的井,堵塞物成份较单一,尤其是注水尚未见效的井,堵塞物大多以有机物为主,个别高产井伴随一定程度的砂堵,据化验分析:有机物堵塞中蜡质、胶质、沥青质占70—90%,其它物质含量较少。近年来,也发现某些新井投产后不久即发生堵塞,如华78—3井,投产三月后堵塞,进行压裂只维持了20天又堵,后用土酸解堵,增产效果良好,直至目前仍维持正常生产。可见该井堵塞物主要是泥质物,从该区水敏性试验资料看,地层不存在严重水敏现象,故分析可能是钻井泥浆污染造成的。不过,这种情况较少见。对于生产时间较长,以往又进行过多次增产措施的井,其堵塞物的成份往往是相当复杂,从总体上看,表现为有机物和无机物并存,表2.1是中239井洗井返出物的成份分析。两安石油大学硕士学位论文表2.1 中239井洗井返出物成份分析l 水份及有机物]|占比例%l 8.48 I 42 01 I 19.66 115.91 l 2.3『 8 I 28 14 机物以垢为主。以区块特征来看,中区、南区、城壕、华池结垢最严重,南区、城壕以为主,中区以合垢物为主,个别井有,华池以华152区结垢最为严重,表现为前地层堵塞井较多,常规酸化措施较难奏效。表2.2是剖26—10井的尾管上垢物成份分析结果。表2.2剖26—10井尾管结垢物分析 l 份及有机物1l 2.92 I 1.50 l 71.50 l 3.6 l 0.48| 2.39 l 89.50 塞半径小,集中在近井地带1般来说,对于高压、高产井来说,由于油
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