锦州油田解堵技术综述

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强负压解堵技术在锦271块低产液井中的应用

强负压解堵技术在锦271块低产液井中的应用张雷（中油辽河油田分公司锦州采油厂，辽宁凌海121209）摘要：锦271块已进入开发中后期，地层压力不断下降。

随着产能降低，轻质组分挥发，胶质、沥青质、析出沉淀无机盐结垢沉淀；在钻井、修井、注汽过程中，易造成油层伤害，污染堵塞油层，致使油井低产，严重制约了区块的稳产，且随着开采时间的延长，通过大修、侧钻、调补层、层系互换等措施的实施，已使绝大多数井油层均已动用，油层污染造成的油井低产问题日益突出，针对常见的油层结垢、入井流体物化反应、外来颗粒入侵及沉淀形成各式各样的油层污染现状，为了解除污染实施了各式油层解堵措施，本文着重阐述强负压解堵技术在锦271块固相颗粒污染油井中的应用及取得效果，对其它同类污染油井具有借鉴意义。

关键词：固相颗粒；油层堵塞；强负压解堵中图分类号：TE358文献标识码：A文章编号：1006—7981（2014）02—0100—02辽河油区锦271稠油区块构造处于辽河断陷西部凹陷的西斜坡南端，属断鼻构造，含油面积1．3平方公里，地质储量约201万吨。

油层孔隙度24．3%，渗透率电测解释为0．108m2，原油比重0．969g/cm3，粘度660mpa．s，油层有效厚度12．5米。

1993年投入开发，历经天然压力驱动辅助压裂采油、常规注汽吞吐热力采油两个阶段，目前地层压力降至原始地层压力的30%左右，采出程度达29%，已进入蒸汽吞吐开发中后期，由于目前油层亏空严重，压力普遍较低，油层污染对油井产能的影响凸显，而油层污染多以结垢、沉砂和微相颗粒为主，其中修井过程中修井液固相颗粒对油层伤害尤为严重，导致大多数油井开井后出现供液差低产液现象。

强负压解堵对油层进行无害化解堵处理，可以解决油层近井地带的机杂类堵塞问题，不但对油层产生副作用小，而且无需附加地面设备，投入成本低，能改善油井生产效果，经济效益效益非常可观。

1出现油层污染原因分析出现油层污染的原因大致分为油层结垢、入井流体物化反应、生产压差不合理及固相颗粒入侵和沉淀等原因。

油层深部复合封堵调剖技术在锦州油田的研究与应用

油层深部复合封堵调剖技术在锦州油田的研究与应用【摘要】锦采各稠油区块的蒸汽吞吐基本进入了中后期，进入高轮次开采阶段，近井地带残余油饱和度已经很低，亏空严重，随着地层压力的降低，返排能力逐渐变低，吞吐效果逐年变差。

油井存在的主要矛盾：1.油层储量动用程度不均匀。

2.油井水淹严重，油水关系日益复杂，治水难度大。

3.油井井况差，严重影响挖潜措施的实施及措施效果。

现阶段用于稠油井调剖的暂堵调剖措施主要有颗粒堵剂、凝胶堵剂等，各自均具有明显的优缺点。

为了提高调剖措施的封堵能力和生产效果，需要发展新技术，来缓解超稠油汽窜，改善油井吞吐效果。

【关键词】耐温性封堵率突破压力调剖助排一体化锦采各稠油区块的蒸汽吞吐基本进入了中后期，进入高轮次开采阶段，近井地带残余油饱和度已经很低，亏空严重，随着地层压力的降低，返排能力逐渐变低，吞吐效果逐年变差。

为了提高调剖措施的封堵能力和生产效果，需要发展新技术，来缓解超稠油汽窜，改善油井吞吐效果。

1 主要研究内容1.1 配方体系的研究凝胶类调剖剂封堵范围大，但其耐温低于150℃，锦州油田注汽井井底温度在280℃-300℃，在高温条件下稳定性差。

颗粒调剖剂的耐温性可达到300℃，封堵性较强，但是其封堵范围较小，只能在近井地带起作用。

泡沫类调剖封堵范围大，对地层伤害小，又能起到改变岩石的润湿性，增加地层的返排能力的作用，但是封堵强度较低。

复合调剖剂配方体系：泡沫调剖剂+凝胶调剖剂+颗粒调剖剂1.2 复合调剖剂的耐温性通过耐温性实验确定药剂的耐热稳定性：配制相同浓度的泡沫型调剖剂、凝胶调剖剂、复合型调剖剂溶液，将溶液经过50℃、100℃、150℃、200℃、250℃、270℃、300℃的高温老化后取出，再测量出老化后溶液的浓度及半衰期，计算出溶液浓度的热降解率和粘度。

通过实验数据可以看出在对比复合调剖剂与泡沫调剖剂热降解率实验过程中，反应温度在200℃～250℃之间的时，两种调剖剂的热降解率相差不大为8%；在反应温度高于250℃时泡沫调剖剂的热降解率明显增加，而复合调剖剂热降解率升高缓慢；在达到300℃时泡沫调剖剂热降解高达90%，而复合调剖剂降解率为30%。

低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术

低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术低渗透老油田是指开采多年，油层孔隙度和渗透率已经大幅度下降，导致油井产能骤减的油田。

低渗透老油田的堵塞成因主要有以下几个方面：1. 油层孔隙度和渗透率下降：随着开采时间的推移，油井附近的油层孔隙度会因水的侵入和沉淀物的堆积而减小，当油井产量减少时，油层的渗透率也会下降。

2. 沉积物的堆积：在油井开采过程中，油井产出的油中会含有一定量的固体颗粒或胶体物质，这些物质会随着油的流动被携带到油层中，最终导致沉积物的堆积，进而堵塞油层孔隙。

3. 水包裹现象：当油井产出的水含有一定量的油时，油会在水中形成胶体颗粒或微细乳化液滴，并包裹在水中，导致水的流动受阻，从而堵塞了油层孔隙。

4. 矿物沉淀物的生成：油层中的水含有一定量的溶解性盐类和矿物质，当水的温度、压力或pH值发生变化时，会导致溶解物质达到饱和度而沉淀，形成矿物沉淀物，堵塞了油层孔隙。

综合解堵技术主要包括以下几种：1. 酸化处理：通过注入酸液溶解沉积物或矿物沉淀物，恢复油层孔隙的连通性。

常用的酸化剂有盐酸、硫酸等，酸化处理常与压裂技术结合使用。

2. 溶剂处理：通过注入溶剂溶解油层中的胶体颗粒或油包裹物，恢复油层孔隙的连通性。

常用的溶剂有丙酮、甲苯等，需根据油层特性选择适当的溶剂。

3. 热解处理：通过注入高温流体，提高油层温度，使矿物沉淀物溶解或胶体颗粒分解，恢复油层孔隙的连通性。

4. 微生物处理：通过注入特定的微生物菌群，利用菌群代谢产生的酸或酶溶解堵塞物质，恢复油层孔隙的连通性。

5. 压裂处理：通过注入高压液体或气体，打破堵塞物质，扩大油层孔隙的连通性。

常用的压裂剂有水、油基压裂液和气体。

综合来说，低渗透老油田的堵塞成因复杂多样，解堵技术需要根据具体情况选择合适的方法，通过恢复油层孔隙的连通性来提高油井产能。

注水井解堵新技术应用

注水井解堵新技术应用作者：孙俊来源：《科学与财富》2019年第03期摘要：目前油田注水区块存在各种原因导致的欠注井有21口，日欠注量为1850方。

欠注井主要是由于污染造成了近井地带堵塞，原因主要有钻井液固相颗粒侵入、修井液与地层流体不配伍产生乳化堵塞、砂岩中某些粘土矿物膨胀、细菌群落、硫化物与原油中重质组分的混合物等原因，在采用常规酸化解堵效果不理想情况下，在分析油层堵塞原因的基础上，引进解堵新技术。

该解堵剂可以有效地解除高分子聚合物、细菌、硫化亚铁等造成的堵塞，从而降低注水压力，提高水井注入量。

关键词：注水井；欠注；解堵1前言目前锦州油田已进入开发中后期，由于前期向地层回注污水，以及某些增产、增注措施的影响，注水井井下状况变差，地层污染堵塞类型呈现复杂化、多样化，不仅存在碳酸盐垢、粘土颗粒无机物堵塞以及胶质、沥青质有机物堵塞，而且还会存在硫酸盐还原菌（SRB）、腐生菌（TGB）以及高分子聚合物等的污染堵塞[1]。

欠注井逐年增加，影响区块产量。

常规酸化仅能解除绝大部分无机物对地层造成的渗透性损害，但对高分子聚合物、生物细菌及其代谢产物对地层的堵塞，效果较差。

在具体分析油层堵塞原因的基础上，深入研究解堵工艺技术，引进新型解堵工艺，进行现场试验，取得了显著的效果。

2地层堵塞原因分析目前锦州油田稀油注水区块存在各种原因导致的欠注井有21口，日欠注量为1850m3，个别区块水井普遍存在欠注现象，主要由油层堵塞所致，堵塞原因复杂多样。

两个区块大部分水井都直接表现为井压高，注入量达不到配注要求，因此切实有效地解堵技术是恢复地层吸水能力的关键。

造成地层堵塞的原因主要有：1）钻井液固相颗粒侵入造成的孔隙机械堵塞；2）修井液与地层流体不配伍产生乳化堵塞；3）砂岩中某些粘土矿物（蒙脱石膨胀性最大、伊利石/绿泥石次之、高岭石几乎不膨胀）水化（地层水、外来水）膨胀、水化分散、运移堵塞油层孔隙[2]；4）油井注水过程中，注入水中细菌群落、硫化物与原油中重质组分的混合物会造成地层堵塞[3]；5）压井、水力压裂、酸化、高聚物驱油和调剖堵水等措施处理过程中，进入地层的可交联、可膨胀的高聚物也容易堵塞地层3解堵机理新型解堵剂是一种强氧化剂，可以广泛消除聚合物、铁硫化物、微生物对井底的堵塞。

锦州油田油水井堵漏封窜治理技术研究

随着油田进入中后期开发，由于油藏、地质、工程等条件的变化及油水井的自然老化、各种增产、增注措施的实施，导致套损、漏失、穿槽等现象普遍存在。

另一方面进入中后期开发后，油层的层间层内矛盾突出，层间层内动用不均、水淹状况差异大。

当油井生产至高含水后并非层层高含水，而是有的层可能只产水不产油，而有的层可能产油多、产水少。

因此中后期必须调整产液结构及进一步细分层系才能充分发挥次动层潜力，提高原油的采收率。

目前，油水井治理套损及封堵调剖工艺中应用最广泛的就是水泥浆挤灰封堵，因为此工艺施工简单、有效、费用较低，而且基本不受井深井斜等因素的制约。

锦州油区由于受地质情况、生产情况和固井质量的影响，井漏和油水层窜层的现象时有发生，造成浅层套漏封堵治理和管外窜治理施工成功率低，严重影响了油田生产。

为此需要研制配套的油水井堵漏封窜治理技术，最终达到浅层套损及二界面窜漏治理目的。

1 问题分析1.1 水泥浆性能差低压渗透油层，由于水泥浆的流动性差，水泥挤入地层时阻力大，泵压高，水泥浆承压增加，导致水泥浆失水稠化，很难进入封堵层，只能在近井筒地带形成很薄的水泥封堵层；再加上水泥与油层岩石胶结强度低，试压时胶结处易出现裂缝。

上述情况就导致水泥封堵层使试压不合格，造成挤灰失败。

1.2 非均质、多夹层、渗透率、孔隙度差异大油气水井射孔段长、夹层多，油层非均质，层与层间的孔隙度、渗透率差异大，对水泥浆的吸入能力不同，易造成高渗透性、孔隙大的油层封堵成功，低渗透性、孔隙小的油层封堵失败。

1.3 层间压力不同，干扰大封堵层有多个小层位的，各层位压力不同。

候凝时，高压层外吐，低压层吸收，影响封堵效果。

针对上述问题，我们主要从配制配伍的水泥浆、研制新型堵剂、优化施工工艺方面进行了相关治理技术研究。

2 水泥浆配伍性研究 2.1 水灰比控制水灰比过小流动性差，泵送困难；水灰比过大会引起水泥颗粒下沉，析出大量自由水，水泥石形成空洞破坏其密封性并影响其强度。

重质稠油油田解堵工艺

重质稠油油田解堵工艺
渤海附近的油田油藏具有低孔低渗以及原油黏度、石蜡含量、胶质沥青质含量、黏土含量高等特征。

在油井生产过程中，原油中的石蜡与胶质沥青质易冷凝析出造成油井管柱结蜡，近井地带堵塞等，从而对储层造成伤害，导致油井产液量下降。

为此，某油田针对管柱结蜡、有机物堵塞近井地带的情况采取了多种清蜡解堵技术，如电加热杆清防蜡管柱解堵技术，主要是通过电加热和化学生热的方式来提升原油温度，进而达到预防或解除管柱遇堵的问题，并在油田实际生产中取得了一定的效果。

电加热杆清防蜡管柱解堵技术是将空心电加热杆直接下入到井筒内部，向空心电加热杆内投
人电缆，通过电加热杆发热来提高井筒产液温度，使得原油中的蜡质、胶质沥青质不被析出堵塞油管与近井地带。

电加热杆清防蜡管柱解堵工艺中的电加热系统由中频柜、加热电缆、空心电热杆组成，空心电加热杆与单芯电缆构成电回路的加热机构，变频交流电源作为加热电源为该工艺提供可变频的交流电。

在井况相同的条件下，变频加热装置能产生更强的内集肤效应，电加热杆获得更大的电功率，电源自损降低至最低程度，从而更充分地提高电热转换效率。

除此之外，平台上的任何作业都必须保证安全，所以在电加热杆清防蜡管柱工艺施工时，设计了相应的安全阀来保证施工安全。

该工艺在施工时要求将电加热杆下入到油管内部，这就形成了电加热杆与油管之间的环形空间，存在安全隐患，因此，设计了一个相对应的环空安全阀来保证施工安全，通过地面液控管线来控制安全阀的开启与闭合。

新型解堵降粘技术在锦8块的应用

新型解堵降粘技术在锦8块的应用随着科技的不断发展，新型解堵降粘技术在石油开采行业中的应用也越来越广泛。

作为中国最大的油田之一，锦8块油田也在积极应用这项新技术，以提高油田开采效率和减少工业事故的发生率。

一、新型解堵降粘技术及其原理新型解堵降粘技术指的是一种利用物理或化学手段来解决油井某些特殊问题的技术，其中最主要的应用包括降低井壁黏度、溶解油饱和度高的沉积物以及解除堵塞等。

这些技术的原理包括以下几点：1.热化学解堵技术。

该技术可以通过加热油井，使其中的沉积物变软并易于溶解，从而解决某些堵塞问题。

2.钻井质量控制技术。

钻井过程中，未正确控制钻头的速度和深度可能会导致井壁黏度增加，形成固体堵塞。

这种情况下，钻井质量控制技术可以调整钻头的速度和深度，使井壁保持常温常压状态。

3.静电治理技术。

在钻井过程中，有时会出现静电摩擦所引起的堵塞问题。

此时，静电治理技术可以改变表面电荷，使其不再产生静电摩擦力。

近年来，锦8块油田一直在积极探索并运用新型解堵降粘技术，以满足石油开采的需求。

在这个过程中，他们主要采用了以下两种技术：1.机械薄膜分离技术机械薄膜分离技术是一种将机械和化学技术相结合的技术。

在这种技术中，操作者首先要将机械设备送入油井中，并通过特定的方法将其与化学试剂混合。

这样可以在油井内形成大量的机械薄膜，在膜的作用下，沉积物容易被溶解并移动到油井表面。

这种技术在锦8块油田中应用较多，减少了沉积物对油井的阻碍作用。

2.高能量溶剂技术高能量溶剂技术是一种利用高能量溶剂或化学剂溶解油井中的污垢和堵塞物的技术。

该技术在锦8块油田的使用较多，特别是在抽油机工作频率不稳定和油井沉积物积累严重的情况下。

通过该技术，操作者可以在不停止抽油机的情况下清理沉积物，并提高抽油机的工作效率。

可以看出，新型解堵降粘技术在锦8块油田的应用，极大地改善了油井的开采效率，降低了工业事故的发生率。

同时，这些技术的也使得该油田在环保方面做出了积极的贡献。

试论油气井解堵增产技术研究现状及展望

11石油化工针对油气井中压力高、流体性质复杂、含蜡高、凝析温度高等特征，在油气生产过程中，经常受到外来流体侵入，产生堵塞等现象，进而对油气生产过程造成严重的影响。

因此，必须要采取有效的解堵技术和工艺，进一步提升油气井的产量。

一、油气井解堵增产技术概述针对油气开采过程中出现的堵塞现象，选择解堵液尤为重要。

一旦所选择的解堵液与储层岩石的物性不相配伍，极容易受到其出现水敏、盐敏、碱敏等物质的影响，甚至导致浸润反转的现象。

同时，如果所选择的解堵液与储层的流体存在不相配伍的现象，就会导致其出现无机盐沉淀等现象，进而诱发其水锁效应，产生储层堵塞等现象，并导致油气井的储层受到伤害，导致出现产量下降、停产等现象。

例如，文昌油田群１５－　１油田至ＦＰＳ０１１６油轮的海管出现了严重的结垢现象，给油田生产带来了危害，同时也造成了较大的产量损失和经济损失。

２００８年７月，文昌油田群１５－１油田建成投产，该油田出砂量较大，并且输送的油气等介质中含有有机物、ＣＯ２、多种离子、细菌以及泥砂等物质。

２０１０年１月，１５－１油田生产系统开始出现波动，排查时发现外输海管结垢严重，注入防垢剂后，生产系统暂时稳定。

２０１３年３月，进行通球疏通作业过程中出现刮板球不能通过的现象。

加防垢剂和通球的常规方式，已经无法有效解决文昌１５－１油田海管结垢的问题，管道结垢使得管道缩径，流通面积变小，造成压力损失、排量减小及管道堵塞，明显降低输送的流量和效率，造成能源浪费。

同时，结垢还会诱发管道局部腐蚀，若因管道腐蚀造成管道油气泄漏，后果将不堪设想。

二、油气井解堵增产技术研究总体来说，在油气井的解堵过程中，常用的解堵技术主要有两种，即：化学解堵技术、物理解堵技术。

１．化学解堵技术在油气井解堵工艺中，化学解堵技术尤为常见。

化学解堵技术主要是将化学剂注入到储油层的地层中，以对沥青、结垢等进行解堵。

在具体选择化学解堵技术的过程中，必须要切实结合实际情况，选择有针对性化学解堵技术。

油井解堵范文

油井解堵第三章常见气井堵塞防堵（解堵）技术3.1 结蜡堵塞防堵（解堵）技术目前，国内外采用抑制油井结蜡的方法有机械方法、热力方法、化学方法和物理方法。

针对沙溪庙组气藏采用的经济有效的防蜡方法有热力方法和化学方法。

热力方法中，在冬季采用井口加温，只需保持气流温度在22℃以上就不会发生蜡堵塞。

同时还必需保证井筒清洁，防止采气管柱内显现粘附节流引起大量蜡析出和水合物产生。

依据国内大多数气藏的生产特点和产出流体特征，开发出防蜡剂JD—3，其重要功能和优点有：①清蜡功能：具有使蜡质、沥青质乳化、分散、润湿、反转性能，它的非极性基团能将蜡、胶质沥青等卷离成微小的液粒而脱离附着物，极性基团伸向水，使液粒表面形成水膜，阻拦液粒再聚集。

②成防蜡功能：能与蜡同时乳化或共晶，破坏蜡晶的方向，致使晶体扭曲，防止蜡晶连续生长，从根本上破坏其网络结构，从而实现抑制蜡晶析出、长大、沉积的作用。

③加注方便：对密封系统橡胶元件无损害，对油管、套管等金属无腐蚀，可用泡排车泵注[8]。

3.2 出砂堵塞防堵（解堵）技术猜测油、气井是否出砂或出砂量的多少，必需研究地层的出砂临界流速及临界压差，定量分析地层的出砂程度。

不同的地层其岩石力学性质是不同的，当外界因素超出了地层固有的临界参数值，地层就会受到破坏。

因此，通过试验和计算求得地层的强度参数和临界参数值（如：泊松比、杨氏弹性模量、剪切模量、体积模量、内聚力、内摩擦角等），就可以对油气层的出砂情况进行猜测[13]。

一、出砂猜测方法1）现场观测法（1）岩心察看：用肉眼察看、手触摸等方法来推断岩心的强度。

若岩心一触即碎，或停放数日自行分裂，则表明该岩心疏松、强度低，在生产过程中易出砂。

（2） DST测试：假如DST（Dillstem test）测试期间油、气井出砂，甚至严重出砂，那么油、气井在生产初期就可能出砂。

有时DST测试期间未见出砂，但认真检验井下钻具和工具，会发现在接箍台阶处附有砂粒，或者DST测试完毕后下探面，若发现砂面上升，则表明该井确定出砂。

锦州油田稠油油藏开发配套技术综述

加汽驱采收率达到５％以上。８
２、解决高轮次吞吐期矛盾配套技术
随着我厂稠油开采的深入，在进入高轮次吞吐阶段（油井蒸汽吞吐即的中后期），阶段，采的矛盾目益暴露，并表现得非常突出，接影后开直响着油井的正常生产。纳起来主要有：面上边水入浸、向上动用程度归平纵不均，平面上汽窜严重、经多轮次吞吐，套管损坏严重，法继续生产、无油井出砂严重等。些矛盾导致了油层中存水多，抽投产排水期长，这转周期产量递减幅度大，吐有效期缩短，分油井的周期吞吐油气比，经吞部已接近或低于０２的经济极限，继续吞吐。对上述矛盾采取配套技术．０无法针
进。
１稠油开采配套工艺技术、
１１油热采井的钻井完井技术．稠
２２针对汽窜，采取多种措施进行治理．
经过多年的实践和摸索，们总结出治理汽窜的对策：是注汽前向井我一内注入高温调剖剂，堵汽窜层位，整吸汽剖面，到注汽井正常注汽封调达和对应井正常生产的目的。是采取分层注汽的办法，住已汽窜的层位，二封继续吞吐未汽窜层位，到防窜和动用中低渗透层的目的。达三是采取一注

强负压解堵技术的研究与应用

０４年～０７年共实施强化解堵技术９２井次，投入总成本２０４．１万元，增产原油１１３２１吨ｌ原油价格按３０００￣／吨，生产成本８００￣／吨计算：创效益：２２８５．９万元，
投入产出比：１：１２．２，吨油成本：１８０．３元。
．
４２．８
５３．１
５．５４
６８
７９．２
井泵理论｝量计算，则可对油层产生２４０￣２８０ｍ３／ｄ的瞬时排液能力，对油层产生强烈的负压作用。上行程时，在负压效应和油层压力作用下，使井简近井地带
的油层堵塞污染物受到正向压差作用，下行程时，被抽空的向上恢复的液流，在
ｋｐ＝ｔ９（３５）＝２．０３
输入量ｖ的标准不确定度Ｕ（Ｙ。）的来源主要有两方面：（１）测量重复性的不重复引入的不确定度ｕ（ｖ。），采用Ａ类方法评定（２）标准装置引入的不确定度ｕ（ｖ。），采用Ｂ类方法评定ｔ３．１标准不确定度分量ｕ（ｙ。．）的评定该不确定度分量主要是由于被检电能表的测量不重复性引起的，可以通过连续测量得到测量列。采用Ａ类方法进行评定。取１台０．５级的被检电能表，在１００Ｖ５ＡＣＯＳ￣＝１．０时，各连续测量ｌ０次，得到下测鼍列。如表ｌ所示。合并样本标准差＝￣／ＥＳｉ２ｍ＝０．０２６３２％
锦州采油／－２ｏｏ４年－２００７年共实施强负压解堵技术９２井次，措旌井大多因热采后下泵不出或低产液的油井，累计措施有效率８８＊／０，累计增产原油１１３２１吨，取得了显著的效果。锦４５ — ０２７ —３０ｏ侧井，该井在２００７年２月１０日新井热采后下泵生产，３月１３日因供液差间开，５月１５日实施强负压解堵技术，措施后初期日产液２９．７吨，日产油２．３吨，措施有效期７９天，累计增产原油１２８吨，增量吨油成本１１７．２元。（！［ Ⅱ 图２）

综合解堵技术发展与应用

综合解堵技术发展与应用锦州采油厂稀油1979年开始注水开发，稠油1984年开始蒸汽吞吐开发。

多数区块进入开发中后期，地层压力、温度下降，原油中胶质、沥青质、石蜡等析出堵塞油层孔隙。

钻井、修井、注汽等过程中，都有可能形成油层伤害。

从锦45、锦7的新井、侧钻井等投产初期可以看出：地层受泥浆污染，导致部分新井注汽效果差，投产后产量下降快，生产周期短。

油层综合处理施工简便、不动管柱、停井时间短、成本较低。

经过多年的应用和筛选。

目前包括：酸化处理、解堵处理剂。

标签：解堵；新配方；一体化1 前言锦州采油厂稀油1979年开始注水开发，稠油1984年开始蒸汽吞吐开发。

多数区块进入开发中后期，地层压力、温度下降，原油中胶质、沥青质、石蜡等析出堵塞油层孔隙。

钻井、修井、注汽等过程中，都有可能形成油层伤害。

从锦45、锦7的新井、侧钻井等投产初期可以看出：地层受泥浆污染，导致部分新井注汽效果差，投产后产量下降快，生产周期短。

目前油井主要在采油过程，注水过程，钻、修井过程、注蒸汽过程中出现地层堵塞。

而油层综合处理施工简便、不动管柱、停井时间短、成本较低。

经过多年的应用和筛选，目前包括：酸化处理、解堵处理剂。

2 主要研究内容2.1 确定新配方体系酸化解堵原理[1，2]：土酸是一种由盐酸和氢氟酸组成的混合酸，主要用于砂岩储层的酸化，其反应原理主要是氢氟酸和石英、粘土矿物等反应。

针对锦99、欢17、锦612等区块分析油层物性，确定新配方体系：锦99块为10%HCI+2%HF+1%缓蚀剂+1%助排剂；欢17为12%HCL+4%HF+1%缓蚀剂+1%助排剂+1%粘土防膨剂；锦612为10%HCL+2%HF+2%缓蚀剂+1%助排剂。

2.2 解堵处理剂改进配方实现解堵增能一体化解堵处理剂[3]主要有自生气体的化学剂和耐高温表面活性剂、解堵剂等组成，该复合处理剂，注入地层中在地层（温度140℃以上）条件下化学反应并产生大量气体，也能在低温（15-85℃可控制）条件下反应并产生大量气体和具有表面活性的物质，能够有效地改变岩石的润湿性，使岩石变为亲水性，同时加入优选的表面活性剂和解堵剂降低原油的粘度，增加地层的返排能力，从而提高蒸汽吞吐效果。

稠油水平井稀化技术在锦州油田的应用

收稿日期: 201 0- 08 - 15
作者简介: 文健 (19 77 - ) , 男, 2 00 1 年毕业于大连轻工学院机械设计及制造专业, 工程师现在辽河油田锦州采油厂工艺研究所从事采油工艺研究与推广工作。
பைடு நூலகம்
2010 年第 21 期文健稠油水平井稀化技术在锦州油田的应用低油水界面张力, 促使水包油乳化液的形成 , 并使该乳化液具有长时间的稳定性。该乳化剂还能在汽相中存在, 具有较强的乳化降粘效果。该乳化剂随蒸汽同时进入油层、与油层孔隙内的稠油相接触 , 为稠油乳化创造了良好的条件。该稠油乳化剂为无色或淡黄色粘稠体, 密度 1. 041g �cm 3, 粘度 ( 25℃ ) 50～ 100m P a. s, pH 值 ( 1% 水溶液 ) 5 ～ 8. 5, 可耐温 350℃。实验表明 , 该乳化剂的降粘率大于 98% , 配成 0. 3% 的溶液时的 pH 值为 7. 5 ～ 8, 不影响原油脱水, 不会对地层造成伤害 , 完全能够满足稠油降粘的要求。乳化剂的用量一般为注汽量的 0. 6% , 用量适中、适合于滴注技术的实施。 21211 机理及用途超稠油乳化剂是由非离子表面活性剂, 阴离子表面活性剂、无机盐及高温添加剂组成。该乳化剂的降粘机理是由非离子表面活性剂 , 阴离子表面活性剂、无机盐、高温添加剂的协同作用 , 使该乳化剂耐高温 , 并且利用高效的表面活性物质降低油水界面张力 , 促使水包油型乳化液的形成 , 从而降低稠油粘度。 21212 超稠油乳化剂试验 A : 实验所用油样采用超稠油, 实验条件为: 控制油水比为 7 ∶ 3, 温度 50℃, 乳化剂用量为 0. 6% (m �m ) 。 B: 把超稠油乳化剂放入耐高压的密封罐内 , 放入高温恒温箱内, 在 350℃条件下, 恒温 24h 后取出。 C : 取加温后的超稠油乳化剂 6g , 加入994g 自来水中 , 配成乳化剂水溶液 , 取这样的水溶液 30g 加入 70g 超稠油中。通过一系列实验, 该超稠油乳化剂降粘率大于 99. 5% 以上。另外通过脱水实验该乳化剂并不影响原油脱水。 D: 主要指标外观: 分层 , 无色或淡黄色粘稠液体; 密度 ( g�cm 3 ): 1. 08- 1. 12; 有效物含量 ( % ) : 大于或等于 40; pH ( % 水溶液) : 7. 5- 8; 耐温 ( ℃) 大于或等于 350。 3 施工工艺要求 3. 1 采用滴注技术采用点滴技术的主要作用是让药剂和蒸汽充分混合 , 使高温发泡剂充分发挥调剖作用 , 扩大超稠油乳化剂的波及面积 , 提高了药剂的利用率。滴注设备是实施滴注技术的重要手段, 滴注设备 ( 包括管线) 应满足注汽参数的要求。根据现场的具体情况, 选用 2 台额定泵压为 25M Pa, 排量为 0. 35m 3 �h 的滴注泵即能满足现场注汽的要求 , 从泵组到井口的管线由 25. 4mm 高压活动管线、单流阀等组成。 3. 2 药剂的配制设计高温超稠油乳化剂和高温发泡剂用量时 ,

浅谈修井作业解卡方法在锦州油田的应用

浅谈修井作业解卡方法在锦州油田的应用摘要：本文介绍了辽河油田锦州采油厂不同的卡钻事故处理方法及现场应用实例，在现场根据不同的卡钻类型及卡钻原因，并根据现场实际情况选择卡钻的处理方法，通过积累的经验和总结，提出了自己的观点和初步认识，为修井作业实践提供了切实可行的操作方法。

卡钻事故是指油水井在生产和作业过程中，由于操作不当或某种原因造成的井下管柱或井下工具在井下被卡住，按正常方式不能上提的一种井下事故。

由于新工具、新工艺的实验因素，在修井作业过程中经常会遇到卡钻和落物事故，造成油井利用率下降，影响了区块的整体开发效果，因此，迅速有效的处理井下事故不但可以降低修井费用，缩短修井周期，提高修井效率，而且是保障油田正常生产的一项重要措施。

常见的井下事故有砂卡管柱、水泥卡、下杆砂卡、小件落物卡、封隔器卡、套管卡等几种类型。

一、常见的解卡方法卡钻的处理方法较多，应根据卡钻的类型及原因，卡点深度等综合考虑并分析研究选择不同的解卡方式，解除卡钻。

1.活动解卡在井内管柱及设备能力允许的范围内，通过上提下放反复活动管柱，以达到解卡的目的，活动解卡使用于各种管柱或落物解卡。

2.震击解卡将震击器，加速器等与打捞工具一起下井，当捞上并抓紧落物候，根据井况，通过操作，对被卡管柱进行连续上击或下击，将卡点震松以达到解卡目的。

震击解卡使用于落物砂卡、小件落物卡及套管损坏卡等。

3.倒扣解卡在井内被卡管柱较长，活动解卡无法解卡时可采油反扣打捞工具，将被卡管柱捞获分别倒出，以分解卡点力量，达到解卡目的。

多扣解卡使用于活动和震击解卡无效时的各种类型卡钻。

4.套铣解卡采用合适的套铣工具，将卡点周围的至卡物套铣干净，达到解卡的目的。

套铣解卡使用于砂、水泥、封隔器、小件落物卡等。

5.爆炸解卡用电缆将一定数量的导爆索下至卡点处，引爆后利用爆炸震动，可使卡点钻具松动解卡，爆炸解卡使用于卡点较深的管柱卡。

以上几种方式，单一的解卡方式不一定能达到目的，根据井况，可将两种或几种方式交替使用，最终达到安全解除卡钻的目的。

低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术

低渗透老油田堵塞成因分析及综合解堵技术
随着油田开采时间的不断推进，低渗透老油田中的油层渗透率逐渐降低，以致产水比例逐年增加，同时伴随着产量的逐年下降，而油田管网系统的积垢、石油污垢等除垢工作更是经常需要进行，而此时发生的管道堵塞问题往往严重影响到油田的开发效益。

堵塞问题的成因是多种多样的，可以归纳为以下几类：
(1)固体颗粒物的沉积
由于地层许多成分是沉积物，其中的颗粒物极易于在管道内沉积，因此在老油田中，产量较小，流速较低的管道内，固体颗粒物易于发生沉积，形成管道内壁面的覆盖物，增加了管道内阻力，最终导致管道的堵塞。

(2)粘性物质的沉积
这类物质一般指油品在管道内壁面与水、空气等物质的反应产物，秒速堵塞管道，此类物质一般在高PC数油品的管道内产生的几率比较大。

(3)水合物、复合物的生成
老油田中，由于水的含量逐年增加，产生的水合物、复合物等物质逐渐增多，使得管道内的阻力逐渐增加，最终导致管道的堵塞。

为了解决老油田管道堵塞问题，需要采取以下综合解堵技术：
(1) 机械解堵技术
此类技术主要利用机械力量，通过管道内高速旋转的工具，将管道内的污垢、沉积物等物质清除干净。

此类技术适用于管道内的物质较为坚硬，难以溶解的情况。

(3) 物理解堵技术
此类技术主要借助于各种物理现象，如温度变化、超声波等，对管道内的物质进行分解、溶解等处理，从而达到管道解堵的效果。

总之，针对老化油田管道堵塞问题，需要根据具体的情况进行综合解决，选取合适的解堵技术，从而尽可能避免管道的堵塞，保证油田的开采效益。

油田化学解堵技术研究与探讨

油田化学解堵技术研究与探讨摘要：油田进入含水期开发后，由于水的热力学不稳定性和化学不相容性，地层伤害、井筒结垢等问题时有发生。

作为三次采油的重要方法之一--聚合物驱油技术在获得较好的增油降水效果的同时，注入的聚合物也常造成油水井近井地带的堵塞。

本文主要对油水井近井地带堵塞原因诊断和聚合物凝胶堵塞的化学解堵技术进行了研究。

关键词：油井堵塞诊断聚合物化学解堵稠油解堵原理一、油井堵塞概述油井堵塞是油气层伤害的表现之一。

在进行钻井、完井、采油、增产、修井等各种作业时，储集层近井地带流体(包括液流、气流或多相流)产出或注人能力有任何障碍出现时，油气层伤害也就随之产生了。

不论是钻井、采油、注水开发，还是在提高采收率的各种作业中，油井堵塞问题都是普遍存在的。

在钻井完井过程中存在钻井液的的固相颗粒、固井液的淋滤、射孔液的水锁、试油作业当中的脏液以及各种入井流体的滤失等的堵塞问题。

在注水采油过程中，只要有水存在，在各个生产部位都可能随时产生结垢，这些垢统称为油田垢。

其中，蜡、沥青、胶质的混合沉析物俗称为有机垢，出砂及有机垢的混合物俗称为泥垢，还有细菌垢(或称生物垢)等。

注蒸汽采油、聚合物驱油、碱水驱油作为提高采收率方法的重要技术，生产中遇到的结垢问题除了与注水采油时碰到的结垢问题类似以外，还因为驱油时分别有蒸汽、聚合物、碱液的存在，导致硅垢和聚合物垢的生成。

我国很多油田都存在结垢和油井堵塞问题。

由于油田结垢对原油生产的种种不利影响，油田防垢除垢、油井解堵问题在国内外均引起极大重视。

二、油井堵塞诊断技术研究进展油井堵塞诊断属于油气层保护的范畴。

油气层保护的关键和先决条件, 就是正确了解和掌握油气层伤害的机理，但是油气层伤害因素的复杂性，做到这一点又是相当困难的。

在某些情况下，不同的伤害机理往往表现出非常相似的伤害特征和结果，如果不能确切了解油气层伤害的机理，采取的伤害解除措施往往达不到预期目的，甚至可能会加剧油气层伤害的程度。

综合解堵技术发展与应用

汽注入量降低约２８．６％。３现场应用情况３．１酸化处理现场施工７８井次，有效率９３．３％，投入资金４３１．６万元，增油１５２４２．８ｔ，增量吨油成本３５０元。典型井分析如下：锦９９ — ３７ — ２２井：锦９９兴隆台油层，生产井段是：９３９．４ — ９５５．７ｍ，采油厚度为：１２．３ｍ／４，平均有效孔隙度为２２．９％。施工时挤注处理液４７方，处理半径２．３ｍ，挤注压力最高达到ＩＯＭＰａ，最后降至７ＭＰａ，施工后注汽压力１４ＭＰａ。累计生产１８５天，平均日产液：１６．８方，日理剂。产油：１２＿３吨，累产油２３５１吨，累增油７８４吨。２主要研究内容锦８ — １５ — ４１侧２井：欢１７兴隆台油层，生产井段是：１１２６．５ — ２．１确定新配方体系１１３９ｍ，采油厚度为：７．８ｍ／４，平均有效孔隙度为３３％。施工时挤注处酸化解堵原理【１ｌ：土酸是一种由盐酸和氢氟酸组成的混合酸，理液４３方，处理半径２．３ｍ，挤注压力最高达到１５ＭＰａ，最后降至主要用于砂岩储层的酸化，其反应原理主要是氢氟酸和石英、粘土３ＭＰａ，施工后注汽压力１０ＭＰａ。累计生产２６９天，平均日产液：３３．７矿物等反应。针对锦９９、欢１７、锦６１２等区块分析油层物性，确定新方，日产油：８．７吨，累产油２３３４吨，累增油７７８吨。配方体系：锦９９块为１０％ＨＣＩ＋２％ＨＦ＋１％缓蚀剂＋１％助排剂；欢１７锦７ — １５ — １７井：锦６１２兴隆台油层，生产井段是：９２９．４ — ９４８．４ｍ，为１２％ＨｃＬ＋４％ＨＦ＋１％缓蚀剂＋１％助排剂＋１％粘土防膨剂；锦６１２采油厚度为：１７ｍ／１，平均有效孑Ｌ隙度为２７．７％。施工时挤注处理液为１０％ＨＣＬ＋２％ＨＦ＋２％缓蚀剂＋１％助排剂。７１方，处理半径２．２ｍ，挤注压力最高达到１５ＭＰａ，最后降至８ＭＰａ，２．２解堵处理剂改进配方实现解堵增能一体化施工后注汽压力１４．４ＭＰａ。累计生产１９１天，平均日产液：２９．６方，日解堵处理剂主要有自生气体的化学剂和耐高温表面活性剂、产油：３．９吨，累产油７３６．５吨，累增油２４５．５吨。解堵剂等组成，该复合处理剂，注入地层中在地层（温度１４０＂１２以上）３．２解堵处理剂条件下化学反应并产生大量气体，也能在低温（１５ — ８５％可控制）条件现场施工２５井次，有效率８８％，投入资金２１４．７万元，增油下反应并产生大量气体和具有表面活性的物质，能够有效地改变岩３１９５．３ｔ。石的润湿性，使岩石变为亲水性，同时加入优选的表面活性剂和解典型井分析如下：堵剂降低原油的粘度，增加地层的返排能力，从而提高蒸汽吞吐效锦４５ — ０１０ — ２３侧井：果。锦９１于楼油层，生产井段是：１０１０．５ — １０４３ｍ，采油厚度为：２．２．１药剂的筛选１０．２ｍ／５，平均有效孔隙度为３１．４％。施工时挤注药剂１９方，处理半（１）ＣＯ：和ＮＨ气体生成剂的筛选。含有羰基和氨基的有机物径２．７ｍ。累计生产２８２天，平均日产液：９．８方，日产油：１．４吨，上周和含有碳酸根的离子的无机物在一定的条件下均能释放出ＣＯ：和期累产油１７４吨，累产液３０８１方，本周期累产油４１０吨，累产液ＮＨ气体，地层条件下单位质量可以释放最多ＣＯ：气体的物质将是２７５３方，累增油２３６吨。最佳选择。结合实际情况将实验温度定为１５Ｏ ℃。首先，利用实验物４技术亮点

高升油田强穿透活性解堵技术

为溶蚀剂配方。２１２．．污染物溶蚀试验
果。酸化是砂岩油藏解堵增产增注主要措施，液常酸采用土酸，由于土酸与岩石矿物反应速度快，成酸造化处理半径小，而且有二次沉淀伤害口，高升油］在
田酸化效果不明显。针对高升油田长期以来存在的
增加注汽和注水量，高区块开发效果。提关键词：采储量；难油层污染；穿透活性解堵；产增注强增中图分类号：Ｅ５Ｔ３７文献标识码：Ａ
１问题的提出
高升油田难采储量区块主要包括高３２、６８６４３１
２强穿透活性解堵技术研究
２１混合酸液配方筛选．
２１１．．岩心溶蚀试验
上，而且酸浓度越高，污染物的溶蚀效果越好。出对
收稿日期：００—０２１２一Ｏ１
作者简介：陈保钢，级工程师，９０年生，９３年毕业于西南高１６１８石油学院采油专业，从事石油勘探开发技术及管理工作。现
２． × １一ｇ。牛心坨油田因长期注水，粘土６７０ｍ２受膨胀、水水质差、注注水结垢等因素影响，得近井油使层存在不同程度污染，成注水井压力逐渐升高、造注水困难，不到配注要求，重影响了区块的开发效达严