醇处理减缓低渗气藏水锁效应的实验研究
(1+机理 影响因素 解除)水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法
3廖锐全,1962年生,1984年大学毕业,在读博士,副教授;主要从事采油工程的教学和科研工作,在国内外刊物上发表论文28篇,参编专著3部。
地址:(434023)湖北省荆州市江汉石油学院石油工程系。
电话:(0716)8430457。
E -mail :liaoruiquan@水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法廖锐全3 徐永高 胡雪滨 (江汉石油学院) (中国石油长庆油田公司) (中国石化江汉油田分公司) 廖锐全等.水锁效应对低渗透储层的损害及抑制和解除方法.天然气工业,2002;22(6):87～89摘 要 低渗透特低渗透油藏普遍存在着水锁损害,而且渗透率越低,水锁伤害越严重;造成水锁效应有内在和外在两方面的因素。
储层致密、孔隙喉道小,油藏压力低、存在绿泥石薄膜状的孔隙衬边结构是造成储层产生水锁效应的内在因素;驱动压差小、外来流体与岩石的润湿角小、粘度大及油水界面张力大是造成储层产生水锁效应的外在因素。
渗透率越低,孔喉半径越小,油层压力越低,越容易产生水锁损害,且越难以解除其损害。
通过室内实验研究认为:提高排液速度可以提高渗透率的保留率,抑制水锁效应;向油层中挤注一定的表面活性剂体系工作液,可以有效地提高油相渗透率的保留率,减弱和部分消除水锁效应;在注入水中加入优化后的表面活性体系,可层,存在很强的水锁效应,而且渗透率越低,水锁伤害越严重。
造成水锁效应的因素分析水锁效应就其本质是由于存在毛细管压力而产系数0.65～0.75,储层岩石为弱亲水—中性。
储层胶结物含量较高(绝对含量达11.5%);据铸体薄片和扫描电镜分析,该储层主要以次生孔隙为主,粒间溶孔较发育,粒内溶孔多见于长石、云母、绿泥石内,孔喉类型为变窄的孔隙和片状喉道,总面孔率仅6%～9%。
由毛管压力曲线分析可知,该储层为典型的・78・第22卷第6期 天 然 气 工 业 开发试采特低渗透油层,平均孔喉半径0.38～0.95μm ,非均质性严重,主要流动孔喉体积相对较小,仅占30%～41%。
低渗气井水锁伤害程度评价方法研究
低渗气井水锁伤害程度评价方法研究摘要：水锁伤害是低渗气井最普遍和最严重的伤害类型，常见的评价方法是基于室内实验方法评价，由于水锁伤害程度是随时间变化而动态改变的，水锁伤害实验所需的时间长且需要大尺寸岩心，因此对现场进行水锁伤害的评价指导作用有限。
通过对气、水两相渗流的对流扩散方程进行求解，计算液相侵入区气相的渗透率变化及水锁伤害半径，同时考虑气相启动压力梯度的影响，建立了水锁伤害对产能影响的动态评价模型。
结算表明：气井水锁伤害半径一般在3.5-5.7m 范围内；一旦形成水锁伤害气井产能降低80%以上。
通过该方法实现了低渗气井水锁伤害程度的动态评价，对解水锁工艺及低产原因诊断具有重要的指导意义。
关键字：水锁；启动压力；伤害半径；评价模型；产能影响Research on Evaluation Method of Water Block Damage Degree in LowPermeability Gas WellsLI Jingsong, LIU Huisheng, LIU Zixiong, LIU Rumin, XIN Jing, WANGTao, MA DongxuOilfield Production Research Institute, China Oilfield ServicesLimited, Tianjin 300459, ChinaAbstract：Water lock damage is the most common and most serious type of damage in low-permeability gas wells. The common evaluation method is based on indoor experimental methods. Since the degree of water lock damage changes dynamically with time, the water lock damage experiment takes a long time. In addition, large-size cores are required, so the evaluation and guidance of water lock damage on site is limited. By solving the convective diffusion equation of gas and water two-phase seepage flow, the permeability change of the gas phase in the liquid phase intrusion zone and the water lock damage radiusare calculated, and the influence of the gas phase starting pressure gradient is considered to establish the dynamics of the water lock damage on the production capacity. Evaluation model. The settlement shows that the water lock damage radius of gas wells is generallywithin the range of 3.5-5.7m; once water lock damage is formed, thegas well productivity is reduced by more than 80%. Through this method, the dynamic evaluation of the damage degree of water lock in low-permeability gas wells is realized, and it has important guiding significance for the water lock release technology and the diagnosisof the causes of low production.Key words：water lock; starting pressure; damage radius;evaluation model; productivity impact0引言低渗气井在开发过程中，由于储层具有严重的非均质性，孔隙吼道尺度较小，地层产水或者外来液体包括酸化压裂液、钻完井液、固井泥浆等在毛细管力作用下侵入后，会逐渐占据气相通道，当通道中含水饱和度达到60%以上时，该通道中气相渗透率基本为0，形成严重的水锁伤害，导致气井产能大幅度降低甚至不产,严重影响低渗气藏的开发效果[1-5]。
低渗储层新型防水锁剂试验研究
低渗储层新型防水锁剂试验研究
贾云林;刘建忠;李燕;刘平礼;赵立强
【期刊名称】《石油天然气学报》
【年(卷),期】2013(035)007
【摘要】对于低孔低渗储层,在开采过程中大量侵入水滞留在地层中,严重污染地层,堵塞了气相渗流的通道,使气相渗流能力变差.研制出一种具有氟碳结构的新型表面活性剂ST作为预防和解除低渗储层水锁伤害的主处理剂,其中氟原子代替氢原子即氟碳链代替了碳氢链,其非极性基有疏水性质.利用表面活性剂和醇类的协同作用,合成了ST+醇类的新型防水锁剂体系SCJ.该体系能降低表面张力,改变储层润湿性,从而有效解除水锁伤害.试验表明,防水锁剂体系SCJ使岩石的润湿性从液湿变为中性润湿,处理后的岩石自吸液量明显降低,由处理前的66.89％下降到36.85％,可降低近井地带含水饱和度,有效提高气相渗透率,再次受到水锁伤害后对气体渗透率影响甚微,表明其处理具有长效性.
【总页数】6页(P108-113)
【作者】贾云林;刘建忠;李燕;刘平礼;赵立强
【作者单位】中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中海石油(中国)有限公司天津分公司,天津300452;中海油能源发展股份有限公司采油技术服务分公司,天津300452;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学),四川成都610500;油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学),四川成都610500【正文语种】中文
【中图分类】TE348
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1.低孔低渗储层钻井液防水锁剂的研制与性能评价
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3.低渗储层新型防水锁剂的研究及应用
4.中江低渗储层解水锁剂试验研究
5.煤层气储层新型防水锁处理剂体系研究及应用
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浅析水锁机理及防水锁技术研究
Ｂ ｅ ｎ ｎ ｉ ｏ ｎ Ｄ Ｂ 等对 水锁损 害影 响因素 进 行了研究 ，发现 储层的物性 、驱替压 差 、滤 液侵 入深 度 、侵 入液 体 的性 质 等均
会 影 响 水锁 效应 的 严重 程度 。可 以通 过 改
分磺化得到的产物 ，具有表面活 ｆ 生 高 、原 性好等特 点，受到普遍关注 ，烷基碳数为
２防水锁 剂研 究 现状
２ ． １ 醇 类
面张力和界面张力。生物表面活性剂具有
温能力为９ Ｏ℃ ，由 于 生 产 工 艺 复 杂 ，成
通石油磺酸盐与多价阳离子易形成沉淀 ， 不宜在高温高盐油藏使用 。可通过将石油
者对 现有 表 面 活 性剂 进行 改 性 ，使 其适 应
可生化降解性 、低毒或无毒等特点 ，但耐 磺酸盐与不同类型表面活性剂复配使用或
现产液 良好的油井在洗压作业后产量大幅 应 的目的。但醇处理剂注入会产生盐析现 象 ，使盐 析 出 ，形 成 固相 沉积 ，堵 塞储 层 度降低甚至不产液的情况。
１ ． １水 锁损 害机 理
活性 剂良好的热稳定性和化学稳定性使其
渗流通道 。另外 由于用量大，且有 毒害 ，
其 使 用受 到一 定 的 限制 。
水 锁效 应 ，是 在 油 、气层 的开 发 过程 中 ， 由于钻 井液 、完井 液 、固井液 及 酸化 压裂 液 等外 来流 体 侵入 储 层 后难 以完 全排
表 面 活 性 剂 复 配 体 系 能 产 生 协 同效
出 ，使 储层 含水 饱 和度 增 加 ，油 、气 相 渗 应 ，比 各组 分 单独 使用 具 有更 好 耐温 抗 盐 透 率 降 低的 现象 。国 内外 的研 究学 者 普遍 性 能 ，且 能 改善 体 系的 溶解 性 和长 期 热 稳
低渗透气藏水锁伤害及解水锁技术研究进展
学法两类,但无论是那种方法,最终都是围绕前面提
到的几种影响因素来展开的，比如:水力压裂、增大
生产压差、注干气、预热地层、注混相溶剂、酸化处
理、
面
等。
其中
裂 大生
气， 方法.
的56方法， 对
性区块，压差太大对应储层伤害也就越大,常作为辅
方法” 用； 注干气 +
，但对
微裂缝发育的地层，容易气窜,不适合单独使用；对
Prpgress (T water lock damage and water loch releyse technology in low permeybbity gas reservoir
KE Coog-yu, WEI Ying-lia, 5HANG Quu-zheng, 5HANG Xim-d
770］。
的5要作用 I:(7) 大
#。( 2)
来 体 ， I 低 面张 ，
大 体与 石 触 ， 低 体
适的润湿
，面
、
等。 、>8}
料等，通过形成离子对、化学键键合或分子吸附(库
'、
b• ) 来
低透
的
: ， #$将
石
气，
低
动
777］。 润湿 5要
、吸 、3 等
方式作用到岩石表面来改变其润湿性，比如硅烷偶
润湿性，在扩大储层孔隙方面选用A型醋酸体系，
在目标井确定水锁后加注解水锁药剂806 L,炯井 5d， -| < 气 $ 在 732 Z m3， 并 '$
P，
。
等772] 针对 酸
储层酸化解堵，通过响应面回归模拟分析法,优化出 配方：932% HCu＋733% HF＋5% H2O2 ＋
低渗透油藏水锁损害室内实验研究
低渗透油藏水锁损害室内实验研究作者：冯旭菲吴汉王尤富来源：《当代化工》2019年第11期Experimental Study on Water Lock Damage;in;Low Permeability ReservoirsFENG;Xv-fei，WU;Han，WANG;You-fu（Yangtze University， Hubei Wuhan 430100， China）油田開井后，毛细管力的滞留作用使得地层驱动压力不能将钻井液和完井液等外来流体排出地层，逐渐增加的含水饱和度使得近井壁处油气相渗透率降低，这种现象被称为水锁效应[1]。
水锁效应是低渗透储层油气藏损害的主要因素[2]。
水锁伤害是油、气层开采过程中普遍存在的问题，在油、气井的开发过程中，钻井液、完井液、修井液等外来流体不断入侵，从而增加了近井地带的储层含水饱和度，降低了油相渗透率，随之而来，油、气井会出现采收率降低的现象，尤其对于低渗储层，孔喉尺寸较小，非均质性强，毛细管力较大，形成的水锁伤害比较严重，解除水锁伤害也比中、高渗储层困难得多[3]，因此开展低渗透油田水锁损害综合研究实验，为油田合理开采提供可靠的依据具有深远的理论意义及现实意义。
本文从水锁伤害的影响因素出发，通过室内实验方法得出几个影响水锁伤害的因素，随后提出解除水锁伤害的可行性方案。
1 ;水锁伤害影响因素研究与分析从油层的孔隙系统分析水锁伤害：油层孔隙系统是由不同大小的孔隙及连通孔隙的喉道组成复杂的孔喉网络。
外来流体进入油层后就像活塞一样堵塞了油气通道，因此主要是毛细管力和贾敏效应两个因素造成了水锁伤害。
还有其他因素也也能造成水锁损害：储层的孔隙结构的影响，对于超致密砂岩的储层毛细管的自吸和水相滞留作用非常明显，水锁损害比常规储层严重;流体性质的影响，主要是黏度和矿化度，入侵的流体黏度越大，返排时间也就越长，所以造成的水锁损害越严重;生产压差的影响，在生产作业中，工作液更易侵入低压气层，且低压气藏对侵入的工作液能提供的返排压差也十分有限;滤液的侵入深度和横截面积的影响[4]，液相侵人深度越深，横截面积越大，其可容纳水量越大，滞留水越难排除，其返排难度越大，因此造成的水锁损害程度越严重，更难解除[5];此外还有初始含水饱和度，岩石的润湿性等因素。
浅谈低渗致密气藏开发过程中的水锁损害
中 图分类 号 ： Ｔ Ｅ ３ ４ ８
文 献 标识 码 ： Ａ
文章编 号 ： １ ０ ０ ６ －７ ９ ８ １ （ ２ ０ １ ７ ） ０ ４ 一ｏ ０ ６ ２ —０ ４
损 害程 度更 强 。
随着 天 然气 需 求 的不 断 增 加 及 非 常 规 勘 探 开 发技 术快 速 发 展 ， 致 密气 藏 已成 为 我 国 天 然气 供 给 体 系 中的 重要 一 环ｕ ］ ， 中国先后在四川、 鄂尔多斯、 柴达 木 、 塔 里木 、 松 辽 等 地 区发 现 了 低渗 致 密 气 田， 资源评 估 量达 到 １ ６ ×１ ０ ｍ。 ， 预计 ２ ０ ３ ０年 年产 量 约
６ ２
内 蒙 古石 油化 工
２ ０ １ ７ 年第 ４ 期
浅 谈 低 渗 致 密 气 藏 开 发 过 程 中 的 水 锁 损 害
韩 学 婷
（ 中联 煤 层 气 有 限 责 任 公 司 ， 北 京 １ ０ ０ ０ １ １ ）
摘 要 ； 水锁 损 害 广泛 存 在 于低渗 透 致 密砂 岩 气藏 ， 是 低 渗透 致 密砂 岩 气藏 的 主要 损 害 类型之 一 ， 这严 重地 影响 着 气藏 的勘 探 开 发效 果 。 针 对此 情况 ， 对水 锁损 害进 行 系统研 究 。 总 结 了水 锁损 害 的影响 因素、 水锁 损 害评价及 预９ １ ４ 方 法 以及 开发 各 阶段解 除水 锁 的 关键 技 术 。 只有避 免 大 量流 体侵入 滞 留储层 才能 有效 预 防水 锁损 害 ， 在 对 地层 水 充分认 识 的前 提 下 ， 选 用合理 的 开 采方 式 和 开 采工 艺， 降低 水锁 损 害， 提 高 气藏 采 收率 。 关键 词 ： 致 密砂 岩 ； 水 锁 效应 ； 影响 因素 ； 评价 及预 测 ； 工 艺措 施
(1 原因 机理 解除)低渗气藏水锁伤害机理与防治措施分析
低渗气藏水锁伤害机理与防治措施分析赵春鹏1 李文华2 张 益1 韩锋刚2(1.西安石油大学石油工程学院 2.长庆油田分公司生产运行处) 摘 要 低渗气藏普遍具有低孔、低渗的特点,气、水及少量的油赖以流动的通道很窄,渗1 水锁效应定义及产生原因钻井液、完井液、增产液液体进入地层后,地层的含水饱和度上升,气相流动阻力增大,导致气相渗透率下降,这种现象称为“水锁效应”。
低渗、特低渗砂岩气层在各种作业过程中产生水锁伤害是第一位与最基本的损害因素。
Ξ 气层中水锁效应产生的原因[1]如图1所示。
图中用气、水相渗透率与岩样的气测渗透率比值作为相对渗透率。
AB ′为气体的相对渗透率曲线;BA ′为水的相对渗透率曲线。
气驱水时,当岩石中含水饱和度降至A ′点时,水相失去连续性,便不再减少,此时,A ′点对应的含水饱和度S wirr 被称为不可降低水饱和度或束缚水饱和度,亦称临界水饱和度。
水驱气时,当岩石中含气饱和度降至B ′点时,气相失去连续性,也不再减少,B ′点对应的含气饱和度被称为残余气饱和度S gr 。
图1 用相渗透率曲线说明水锁机理 早期研究认为开发前的地层中储层流体驱替已达到平衡,原生水处于束缚状态。
近年来的研究发现,地层的原生水饱和度与束缚水饱和度可能相等,也可能不相等。
它们的形成机理不尽一致。
如果原生水饱和度低于束缚水饱和度,则油、气驱替外来水时最多只能将含水饱和度降至束缚水饱和度,必然出现水锁效应。
设原生水饱和度为S wi (如图1中C 所示),束缚水饱和度为S wirr (如图中A ′所示),它们分别对应的气体相对渗透率为K rg (wi )和K rg (wirr ),其水锁损害率DR 为DR =(K rg (wi )-K rg (wirr ))/K rg (wi )(1)造成水锁效应的另一原因是对外来水返排缓慢,在有限时间内含水饱和度降不到束缚水饱和度的数值.由图中水相渗透率曲线BA ′可以看出,气体排驱水时,水相渗透率随着含水饱和度而接近于零,含水饱和度却在有限时间内达不到束缚水饱和度,设此时含水饱和度为S w ′(如图中D 所示),对应的气体相对渗透率为K rg (w ′),则水锁损害率DR 为DR =(K rg (wi )-K rg(w ′))/K rg (wi )(2)原生水饱和度低于束缚水饱和度造成的水锁54Ξ收稿日期 2004-02-02 第一作者简介 赵春鹏,1979年生,硕士,现从事油气储层保护研究工作,地址(710065):陕西省西安市西安石油大学254信箱,电话:(029)88299800。
低渗透储层水锁效应实验
效 应 产 生 的 附加 压 力 引 起 。水 锁 效 应 的影 响 因素 主 要包 括 含水 饱 和度 、压 力 、岩石 １ ２ 水锁 伤 害 的评价 方 法 ．
２ ２ 不同 洗井 液注 入量 岩心 的水 锁伤 害 ．
５Ｘ１ 书 ｇ 和 １ ０ ｍ ０×１ ｇ 类 岩 心反 向 驱 ０ ｍ 两
图２ 不同洗井液 Ｐ 数 时的岩 心渗透 率伤害率 Ｖ 以看 出，岩心水锁渗透率伤害率随着渗透率增加而 明显 降低 ，渗透率伤害率对渗透率非 常敏感 。５ ２ ３ 不 同含 水饱 和度 岩 心的水 锁 伤害 Ｘ ．
１。 ａ 岩 心 的 渗 透 率 伤 害 率 大 于 ４ ％ ，而 ３ ０。／ ｍ Ｏ ０Ｘ
防治水锁伤害的方法 ，对改善低渗透油藏水驱开发 效果 具 有重 要 意义 。
１ 水锁 效应及其评价 方法
１ １ 水锁 效 应 的机理 ．
水 锁效 应 即 毛细 管弯 液 面两侧 非 润湿 相 压力 与
润 湿相 压力 之 差 。水锁 伤 害 主要 由毛 管压 力 和贾 敏
图 １ 反 向驱替 ２ Ｐ Ｖ洗井液 后的渗透 率伤害率
率的伤害 ，其操作步骤是 ：将岩心抽空后 ，用地层 上 ；而 对 于 １ ０×１ ／ 岩 心 ，伤 害率 由 １４ Ｖ ０ ａ ｍ ．４Ｐ 水饱 和 ；正 向用无 水煤 油 驱替 ，驱 至 油水 两 相平衡 时 的 ２ ． ６ ％变化 至 ４ Ｖ时 的 ３ ． ６ ．Ｐ ５ ２ ％，仅 增 大 了 ６ 后 ，测 量 油相 渗 透 率 （ ） Ｋ１；反 向 注入 模拟 地 层盐 ２２ ５ ％ ．６ 水 ，排 至无 油 流为 止 ；正 向用煤 油 测量 伤 害后 的渗
６ ２． ０３ ５
（ 目主持 栏
杨
苏六井区低渗砂岩气藏水锁伤害机理及防治办法研究
五、结论与展望
本次演示通过对苏六井区低渗砂岩气藏水锁伤害机理及防治办法的研究，得 出以下结论：
1、苏六井区低渗砂岩气藏存在 一定程度的水锁伤害
2、通过实验和数值模拟等方法
展望未来，低渗砂岩气藏水锁伤害机理及防治办法研究具有重要的理论和实 践价值。未来研究方向可包括：
1、深入研究低渗砂岩气藏水锁伤害的微观机制，为防治策略的制定提供更 精确的理论依据；
然而，尽管研究者们在低渗砂岩气藏水锁伤害方面取得了一定的成果，但仍 存在以下不足： （1）水锁伤害机理研究不够深入，缺乏对微观机制的深入研究； （2）水锁伤害评价方法不够精确，难以真实反映气藏的水锁伤害情况； （3） 水锁伤害防治方法针对性不强，难以在实践中取得良好的效果。
三、研究方法
为了深入探讨苏六井区低渗砂岩气藏水锁伤害机理及防治办法，本次演示采 用了以下研究方法：
研究方法
本次演示采用实验研究方法，选取具有代表性的低渗透气藏储层样品，开展 水锁伤害实验。实验过程中，首先对样品进行基础渗透率测试，然后模拟地层条 件进行水锁伤害实验，包括不同注水速率、压力和时间等因素。最后，通过对比 实验前后的渗透率数据，分析水锁伤害的成因和影响，并探讨有效的预防技术。
实验结果与分析
参考内容二
引言
低渗透气藏是一种储层渗透率较低、储量较大的天然气藏。然而，在低渗透 气藏的开发过程中，水锁伤害是一个普遍存在的问题。水锁伤害会导致气藏储层 渗透率下降，影响气藏的开发效果和经济效益。因此，开展低渗透气藏水锁伤害 的预防技术研究具有重要的现实意义和理论价值。
文献综述
低渗透气藏水锁伤害的研究主要涉及水锁机理、预防技术和敏感性评价等方 面。国内外学者通过实验和模拟研究了水锁伤害的机理，包括毛细管效应、粘性 指进、水相圈闭和重力分离等因素。同时，他们还提出了一系列水锁伤害的预防 技术和敏感性评价方法，如脱水技术、注入剂防膨技术、酸化工艺和敏感性系数 评价等。
低渗透油藏水锁伤害机理及解水锁实验研究
低渗透油藏水锁伤害机理及解水锁实验研究
杨永利
【期刊名称】《西南石油大学学报》
【年(卷),期】2013(035)003
【摘要】针对地层压力低（压力系数小于1）、油井含水率低（小于50％）的低渗油井，水锁伤害普遍存在的问题，研究了毛细管效应和贾敏效应对产生水锁现象的机理认识。
通过实验数据结果分析，得到了水锁现象与渗透率的关系，即：渗透率越低，水锁程度越严重，10．00mD以下的岩芯，压力升高值基本在25％左右，而大于10．00mD的岩芯压力升高值在15％左右。
注入表面活性剂后，解除水锁效果非常明显，特别是渗透率越低，效果越明显，最高驱替压力值下降幅度达到了近50％。
说明表面活性剂对解水锁具有很好的效果。
【总页数】5页(P137-141)
【作者】杨永利
【作者单位】
【正文语种】中文
【中图分类】TE348
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1.低渗透储层水锁伤害机理核磁共振实验研究 [J], 刘建坤;郭和坤;李海波;牛小虎
2.苏里格气田低渗透砂岩储集层解水锁实验研究 [J], 邓灵;杨振军
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海庆
4.低渗透油藏水锁伤害机理及解水锁实验研究* [J], 杨永利
5.低渗透油藏水锁损害室内实验研究 [J], 冯旭菲; 吴汉; 王尤富
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气井水锁的判断及处理研究
气井水锁的判断及处理研究低渗气藏孔喉半径较小，渗流阻力较大，这使得气井在实际的生产过程中，由于地层水和外来流体未排干净，致使气井储层的渗透率下降，从而造成水锁现象，严重影响气井的正常生产。
通过了解水锁效应的原理，从而判断气井发生水锁的状况，寻求解除水锁的有效途径，提高气井的产能。
标签：气井水锁处理建议1水锁效应在油气开发过程中，钻井液、固井液及压裂液等外来流体侵入储层后，由于毛细管力的滞留作用，地层驱动力不能将外来流体完全排出地层，储层的含水饱和度将增加，油气相渗透率将降低，这种现象称之为水锁效应。
水锁伤害：当外来的水相流体渗入油气层孔道后，会将储层中的油气推向储层深部，并在油气—水界面形成一个凹向油相的弯液面，由于表面张力的作用，产生毛管阻力，欲使油气相驱动水相而流向井筒，就必须克服这一毛管阻力和流体流动的摩擦阻力。
如果产层能量不足以克服上述阻力，就不能把水段塞驱开而造成伤害。
内因：毛细管力的自吸作用；毛细管力的滞留效应。
外因：侵入流体表面张力；侵入流体的润湿角；侵入流体的流粘度、驱动压差；外来流体的侵入深度等。
水锁伤害，宏观上表现为油气井产量的下降。
2气井水锁的判断水锁效应会对气井产生伤害，而如何判断气井是发生了水锁效应呢？下面以户部寨气田部1-2井为例：部1-2井位于户部寨气田卫79-9块，1993年1月投产。
投产初期：油压26.7Mpa，套压26.8Mpa，日产气4.53×104m3。
目前该井一直处于关井状态，油压12.7Mpa，套压12.7Mpa。
截止到目前，累计生产气量3.17×108m3。
部1-2井投产以来，经历了稳产阶段，自2005年开始产能逐年递减，到2009年底，日产量只有3000 m3左右，为了增加产能，2010年1月进行作业，上返补孔压裂ES41 。
作业后，2月3日气举进站生产，初期产状：油压11.2Mpa，套压11.4Mpa，日产气2.6424×104m3。
苏里格低渗砂岩气藏水锁损害防治技术探索
苏里格低渗砂岩气藏水锁损害防治技术探索苏里格低渗砂岩气藏水锁损害防治技术探索一、引言苏里格低渗砂岩气藏是我国南方尚未解决的一大难题。
由于气藏所处位置的深度，以及砂岩脆性大、渗透性低等因素，致使气藏开采难度大，同时，砂岩内的水分子也难以排出，形成水锁，对气藏产量造成了严重的损害。
因此，如何防治水锁对气藏的损害，成为当下亟待解决的问题。
二、水锁的危害水锁是由于气井产气速度不足或表层水岩比较接近导致砂岩孔隙内的水分子与气分子同处于孔隙中，形成水锁的现象。
水在砂岩孔隙中的存在，会导致气体向孔隙中的所有方向发散困难，产生内部摩擦、变形等损害，从而使气藏的产能受到严重的影响，给油气勘探带来巨大的难度。
三、低渗砂岩气藏水锁损害防治技术为了有效解决水锁对气藏开采的影响，需要采取措施进行防治。
以下是几种防止水锁现象的技术措施：（一）改善采气条件通过改善采气条件，如加大卸油泵的排量，提高卸油泵的静液位和泵冲程，增加气井的产量，从而使砂岩内的水分子被冲走，减少水锁对气藏产量的影响。
（二）应用减压排水技术减压排水技术是在井口形成一定的真空度，从而加速井眼内的气液排出，避免水倒灌，使气参与排泄，减少水锁现象。
（三）砂岩流段调剖技术采用砂岩流段调剖技术，可以有效地调整砂岩孔隙的流通性，使砂岩内的气体能够顺畅排出，达到减少水锁现象的效果。
（四）使用化学剂抑制水锁通过添加化学剂的方式，可以调节水和气在孔隙中的比例，促进气体变形，减少在流动过程中水分子对气体流动的阻力。
例如：采用顺酐磷酸盐抑制砂岩内的水分子，使其不受孔隙吸附而凝聚。
四、总结以上是几种低渗砂岩气藏水锁损害的防治技术探索。
不同的情况需要采取不同的技术手段，且技术手段的操作要及时准确，方能取得显著的效果。
希望能够在不断交流与学习中，总结出更多适合苏里格低渗砂岩气藏防治水锁损害的技术方法和经验。
五、采气条件的改善在苏里格低渗砂岩气藏开采过程中，由于砂岩内存在的水分子难以排出，容易形成水锁，影响开采效果。
低渗透油藏水锁伤害机理及解水锁实验研究
低渗透油藏是指对地下油藏的渗透率低于某一阈值的油藏。这种油藏的水锁伤害机理是由于低渗透率导致的油水隔离能力差，使得在生产过程中注水或压裂引起的渗水，会大量渗入油层内部，导致油层压力降低，油的流动性降低，从而造成油产量下降的现象。
解水锁实验研究是指对低渗透油藏水锁的解决方法进行的实验研究。一般的解水锁方法包括：增加渗透率、改善油层储层结构、加强油层的饱和度、增加油层的压力、减少渗水的产生等。这些方法的选择取决于具体的油藏情况，需要通过实验研究来确定最佳方案。
解水锁实验研究通常包括实验设计、实验过程、实验数据分析、结果评价等步骤。它的目的是为了确定最有效的解水锁方法，提高油பைடு நூலகம்量，提升油藏的经济效益。
低渗透气藏低压低产气井解水锁技术研究及应用
直 到岩 样 吸入水 的质量 是 所要建 立 含水饱 和 度 的水
２ 实验结果 与分析
２ １ 水锁 伤 害实 验结 果 பைடு நூலகம்．
质 量 ； 将岩 样快 速放 入保 持湿 润 的密 闭器 皿 中 ， ④ 以 保证 岩 心 中地 层 水均 匀分 布 。
０ Ｏ ａ的围压泵 、 积分 别 为 ２ ，０和 ５ Ｌ的 ．１ＭＰ 体 Ｏ３ ０ｍ 皂 沫流 量计各 一支 、 精度 为 ０ １ 的压力 传 感 器 、 ．％ 承
压 能力 大于 ２ ａ的中间容 器 、 压 能力 为 ７ ＭＰ ５ＭＰ 减 ａ 的减压 阀 、 气瓶及 承压 管线 。 氮 １ ３ 解 水锁 实验 方法 ．
锁评 价实 验方法 ， 行 了水 锁 伤害实 验评 价 ， 进 优选 了
１ ２ 水锁 伤 害评价 方法 ．
在 常规储 层 伤害 评 价方 法 的基 础 上 ， 以氮 气 为驱 替介 质 ， 立 水 锁 伤 害实 验 评 价 方法 。实 验 建
装置 包 括承压 能力 达 ３ ａ的岩 心夹 持器 、 ０ＭＰ 精度 为
１ 实验方法
１ １ 初 始 含水饱 和 度建 立方 法 ．
地层 水 驱替岩 心 ， 用减 压 阀缓 慢 调 整输 入 的氮 气 利 压力 （ 加压 ０ ５ＭＰ 察 ５ｒｉ） 直 到 液 体 流 量 每 ． ａ观 ｎ ， ａ 计 中有地 层水 流 出 ， 时 的氮 气 驱 替压 差 即为 解 水 此 锁后 岩 心启 动压力 ， 录地层 水 流量 ， 记 测定 岩心气 测 渗 透率 ， 计算解 水 锁前后 实验 岩心 的含 水饱 和度 、 气 测 渗透 率和天 然 气启 动 压 力 ， 析 解 水锁 剂在 模 拟 分
低渗透气藏水锁效应研究进展
第 15 卷
特种油气藏
15
剂、添加表面活性剂、增大生产压差、酸化处理。 （1）水力压裂。利用该方法可以减小近井区
的压降损失，扩大有效的流入范围，使气井保持较 高的井底压力生产，推迟井眼附近凝析液的聚集。 在压裂作业时尽量避免使用水基压裂液，同时尽量 采用 负 压 作 业 ，尽 可 能 减 少 与 水 相 作 业 流 体 接 触 的 机 会 。 [19,20]
3.2 定量化分析研究
贺承祖[10，11]根据水锁的成因将水锁分为动力学 水锁和热力学水锁 2 大类。
（1）动力学水锁。贺承祖认为从热力学角度 分析水锁效应的原因时，是以排液过程达到平衡为 前提。但实际上排液过程比较缓慢，即使外来流体 的粘附张力小于地层水的粘附张力，不再受热力学 因素作用时，仍会产生水锁效应，并称其为动力学 水锁效应。同时根据 Paiseuille 定律，推导出了毛管 中排液所需时间的计算公式：
（6）
式中： 为含水饱和度下的气相相对渗透率。
4.3 渗透率恢复度
崔迎春等[16]提出用渗透率恢复度来评价钻井 液 及 表 面 活 性 剂 降 低 水 锁 效 应 的 程 度 ，计 算 公 式 为：
（2）预热地层。向储层注入管输入特殊干燥 气体，可以使近井地带发生物理干化，利用这种原 理可以消除储层中的水锁效应。
该方法是通过一种专有的井底传输油管加热 工具注入气体直接加热井底近井地带目标层（该目 标层的厚度一般是 2 m，径向深度为 1.5～2.0 m）， 加热该目标层从而使井筒附近的温度超过 500℃， 达到反渗吸水超临界抽提的目的。该方法能有效 地解除由于钻井及完井液的滤液造成的浅层气层 中次目标层的水锁伤害。
建南气田低渗透气藏水锁伤害的防治
建南气田低渗透气藏水锁伤害的防治何志祥【摘要】低渗透储层的喉道半径更为细小，气体通过喉道所需克服的附加压降更大，水锁现象更为突出，同时对产能带来的不利影响更大。
为评价建南气田储层水锁伤害程度，选用合理的储层保护措施，2010年选取了长兴气藏J43井和石炭系气藏J34井的岩心开展了水锁评价实验，测试不同压力条件下的水锁伤害程度。
国内外一些油气田采用的减轻或消除水锁损害的主要方法有水力压裂、预热地层、注混相溶剂、添加表面活性剂、增大生产压差和酸化处理等。
对具有低渗透储层特征的气井开展大型酸压作业，在前置液中加入适量的表面活性剂，在措施液中拌注液氮，既有利于加快残酸返排，还可有效地防治储层水锁伤害，提高气井产能。
【期刊名称】《油气田地面工程》【年(卷),期】2013(000)005【总页数】2页(P5-6)【关键词】低渗气藏;水锁;影响因素;防治措施【作者】何志祥【作者单位】中国石化江汉油田分公司开发处【正文语种】中文1 气藏水锁及危害气井的钻井液、完井液等外来的水相流体侵入到水润湿性储层孔隙后，水—气接触界面上存在一个毛细管压力。
储层中的气体流向井筒必须克服这一附加阻力，若储层能量不足以克服这一附加压力，会在近井壁地带形成水相堵塞，这种现象被称作水锁。
水锁现象的存在堵塞了气体渗流通道，降低了气相有效渗透率，影响气井产能。
低渗透储层的喉道半径更为细小，气体通过喉道所需克服的附加压降更大，水锁现象更为突出，同时对产能带来的不利影响更大。
因此，研究水锁效应的机理，从而寻求解除或抑制水锁伤害的手段，对低渗透气藏开发具有重要意义。
2 水锁效应影响因素2.1 储层自身因素建南气田飞三、长兴和石炭系三个储层均以灰岩为主，主要岩性为灰色微晶～细晶针孔状白云岩、白云岩中加薄层微晶灰岩及藻屑白云岩，面孔率低、孔径小、喉道窄，是典型的低孔、低渗储集层。
层内非均质性强，且由于石英含量高，属于亲水储集层，外界流体进入地层后，地层的含水饱和度上升，气相流动阻力增大，导致气相渗透率下降，形成地层水锁，从而大大降低气井产能，这是造成外来流体侵入引起含水饱和度上升而使油相渗透率下降的内在原因。
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文章编号:1000-2634(2004)02-0067-03醇处理减缓低渗气藏水锁效应的实验研究Ξ赵东明,郑维师,刘易非(西安石油大学石油工程学院,陕西西安710065)摘要:水锁效应是低渗透砂岩气藏开发中普遍存在的问题。
为提高低渗透砂岩气藏的气体有效渗透率,尝试用醇来减缓低渗透砂岩气藏水锁效应。
以室内实验为基础,对醇处理原理进行了探讨,评价并比较了几种醇溶液用于减缓低渗透砂岩气藏水锁效应的应用效果,实验结果显示:醇处理措施可以有效的减缓低渗透砂岩气藏中由水锁效应产生的伤害。
关键词:低渗透砂岩气藏;水锁效应;醇处理;表面张力中图分类号:TE375 文献标识码:A 水锁效应是指在油或气藏开发过程中,油或气流不能有效地排除外来水,使储层含水饱和度增加,油或气相渗透率下降的现象。
油气藏开发过程中不可避免的会出现水锁效应,其中以钻井液和酸化压裂液的水锁效应最为突出。
压裂和酸化过程中,大量的压裂液和酸化液沿缝壁渗滤到储层中,使储层的原始含水饱和度增加,流动阻力加大。
如果储集层压力不能克服升高的毛细管力,则会出现严重而持久的水锁效应。
对于低渗透砂岩气藏,储集层中供流体流动的孔隙喉道尺寸较小,表皮压降往往很大,水锁效应相对更为严重,而且储层孔隙度和渗透率越低,储层孔喉越小,低渗透砂岩气藏中的水锁效应就越严重。
因此,研究探讨有效措施来减缓低渗透砂岩气藏的水锁效应对提高其采收率具有重要意义。
1 醇处理实验 1.1 实验方法、流程以及实验介质(1)实验方法参照“岩石储层敏感性评价实验方法”[1],分别驱替被模拟地层水、甲醇、乙二醇、无水乙醇、模拟地层水与甲醇的混合溶液等液体饱和的低渗透砂岩气藏天然岩心。
实验时保持驱替压差恒定,先用氮气驱替被模拟地层水饱和的实验岩心。
当模拟地层水饱和度降低到一定程度时,反挤一定量的醇或醇的混合溶液,继续用氮气驱替。
(2)实验介质实验岩心:低渗透砂岩气藏天然岩心(实验岩心)物性参数见表1。
表1 实验岩心物性参数表岩心号孔隙度/%原始绝对渗透率/10-3μm2A 6.260.073970B 1.980.563340C 2.810.043000D10.18 1.072500E8.400.150800F8.280.563340G9.680.116700H 4.170.149746I9.250.261580J10.640.200620K11.55 1.788000实验流体:高纯度氮气、模拟地层水、甲醇、乙二醇、乙醇以及混合比为1∶1和3∶7的模拟地层水与甲醇混合溶液。
(3)实验流程实验流程示意图如图1。
1.2 实验结果不同类型醇处理实验结果见表2。
第26卷 第2期 西南石油学院学报 V ol.26 N o.2 2004年 4月 Journal of S outhwest Petroleum Institute Apr 2004 Ξ收稿日期:2003-05-05作者简介:赵东明(1969-),女(汉族),北京人,硕士,从事稠油开发研究。
图1 实验流程示意图 表2 醇处理前后气体有效渗透率、液体饱和度岩心号饱和岩心所用液体气体有效渗透率/10-3μm 2相对增加幅度%液体饱和度/%相对降低幅度/%I模拟地层水甲醇0.0091590.049324438.5379.1568.4513.52J 模拟地层水乙二醇0.0235520.02899523.1182.1277.11 6.10K 模拟地层水无水乙醇0.7234101.08942050.6082.2171.0513.57表2中气体有效渗透率相对增加幅度定义为相对增加幅度=(k CH -k D )/k D式中,k CH 和k D 是相同实验条件下分别驱替醇溶液和模拟地层水的气体有效渗透率。
表2中液体饱和度的相对降低幅度定义为相对降低幅度=(S WCH -S WD )/S WD式中,S WCH 和S WD 是相同实验条件下分别驱替醇溶液和模拟地层水的液体饱和度。
实验结果显示:挤入醇溶液后,实验岩心的气体有效渗透率都有显著提高,液体饱和度也相应有所下降。
综合比较三种醇的作用效果,可以看出:三种醇都具有减缓水锁效应的能力;相比较而言,甲醇作用效果最好,无水乙醇次之,乙二醇相对较差。
表3中混合溶液I 指的是混合比为1∶1的模拟地层水与甲醇的混合溶液;混合溶液II 指的是混合比为3∶7的模拟地层水与甲醇的混合溶液。
不同浓度甲醇溶液处理实验结果见表3和图2,可以看出,挤入混合溶液后,气体有效渗透率明显增加,作用效果明显。
表3中相对增加幅度平均值分别为:混合溶液I 是165.5%,混合溶液II 是52.47%,可见1∶1的混合溶液的作用效果远好于3∶7的混合溶液。
这与图2中的实验结果相同。
表3 不同浓度甲醇溶液效果评价表岩心号饱和岩心所用液体气体有效渗透率/10-3μm 2相对增加幅度/%A模拟地层水混合溶液I 0.0017260.003557106.08B模拟地层水混合溶液I 0.0011960.006791467.81C 模拟地层水混合溶液I 0.0089230.01109724.36D 模拟地层水混合溶液I 0.4459280.73022363.75E模拟地层水混合溶液II 0.0386810.05190934.20F 模拟地层水混合溶液II 0.0226490.02534711.91G 模拟地层水混合溶液II 0.0326500.04169527.70H模拟地层水混合溶液II0.0032500.007672136.06图2 不同浓度甲醇溶液处理结果图从图2可以看出,分别驱替甲醇和模拟地层水的混合溶液与模拟地层水时对应的气体有效渗透率之比随着驱替时间增加而增大,而且混合溶液I 对应的实验曲线的增长速度明显比混合溶液II 快,说明醇浓度会对醇减缓水锁效应的效果产生影响,因此在现场实践过程中,必须根据实际的储层情况选择合理的醇浓度。
86西南石油学院学报 2004年2 分析与讨论在实验过程中,发现模拟地层水接触到岩心表面后,立即被自吸到实验岩心中。
自吸现象的存在说明低渗透砂岩气藏的孔隙介质中尚有相当富裕的毛管力没有得到束缚水的平衡,其原生水饱和度低于束缚水饱和度。
在实验室内驱替被模拟地层水饱和的实验岩心时,最多只能将含水饱和度降至束缚水饱和度,因此必然会出现水锁效应。
根据水锁效应产生的原因可知,降低含水饱和度和减少排液时间是减缓水锁效应的根本途径。
一般认为:降低外来液体的表面张力,减小毛管阻力,增大驱替能力或排除侵入液有助于提高气体的有效渗透率,减缓水锁效应[2]。
半径为r的毛细管中阻力[3]p c的计算公式为p c=2σcosθ/r(1)式中,σ—液体的表面张力;θ—液体在毛管壁上的接触角。
亲水气层中,若在压差Δp作用下气体从半径为r的毛管中线性驱替(d L/d t=-q/πr2)长为L的液体柱,则所需时间[4]t为t=4μl2/(Δpr2-2σr cosθ)(2)式中,μ—液体的粘度。
比较(1)和(2)可以看出:毛管半径r越大,表面张力越小,毛细管阻力越小及排出相同长度液柱所需时间t越短。
相同孔隙介质中,改善表面张力,可以减缓因外来液返排缓慢造成的水锁效应。
表4 甲醇、乙醇和乙二醇的表面张力醇名测试温度/℃表面张力/(mN/m)甲醇2022.6乙醇2022.3乙二醇2547.99醇具有表面张力比较低的特点,如浓度为100%的乙醇在30℃条件下的表面张力为21.89 mN/m,低于水在同条件下的表面张力71.18mN/m (醇处理实验中所用三种醇的表面张力[5]见表4),只要在水或盐水中加入一定比例的乙醇,体系的表面张力就可降至相当低的数值(20℃时不同浓度下乙醇水溶液的表面张力[5]见表5)。
向实验岩心挤入醇后,醇就会与实验岩心中残余的模拟地层水形成混合溶液,降低体系的表面张力,减少排液时间和降低毛管阻力,减缓水锁效应,提高气体有效渗透率。
而且,醇与实验岩心中残余的模拟地层水混合后形成低沸点共沸物,易于气化排除,从而降低液体饱和度,减缓水锁效应。
另外,醇还具有防止粘土膨胀、使膨胀粘土收缩并能使在水中胀开的聚合物分子收缩的性质。
因此,对低渗透砂岩气藏采用醇处理措施,可达到减少排液时间和降低含水饱和度,从而减缓水锁效应的目的。
表5 20℃时不同浓度乙醇水溶液表面张力乙醇浓度/%表面张力/(mN/m)乙醇浓度/%表面张力/(mN/m)556.250291049.56027.515447026.3204080253033.59024403010022.33 结 论(1)水锁效应是低渗透砂岩气藏的一个重要伤害因素。
对低渗透砂岩气藏采用醇处理可以降低体系表面张力,减少排液时间,降低储集层含水饱和度,减缓水锁效应,提高气体有效渗透率;(2)甲醇、乙醇以及乙二醇均具有减缓低渗透砂岩气藏水锁效应的能力,但就室内实验效果来看,甲醇最好,乙醇次之,乙二醇相对较差;(3)醇浓度试验结果表明醇浓度会对醇减缓水锁效应的效果产生影响,并不是醇浓度越高,效果越好,因此在作业过程中,要根据实际情况选择合理的醇浓度。
参考文献:[1] SY/T5358-94,砂岩储层敏感性评价实验方法[S].[2] 张振华,鄢捷华.低渗透沙岩储层水锁损害影响因素及预测方法研究[J].石油勘探与开发,2000,27(3):75.[3] 何更生.油层物理[M].北京:石油工业出版社,1997.[4] 张敏谕,毛美利.长庆低渗气藏水锁效应与抑制对策[J].低渗透油气田,1998,4(2):65.[5] 姚允斌,解涛,高英寿,等.物理化学手册[M].上海:上海科学技术出版社,1985.(编辑 蒋 红)96第2期 赵东明等: 醇处理减缓低渗气藏水锁效应的实验研究characteristics of high detritus content,m ore filling substance in porous,small pore and throat radius and high impurity substance in the pore and throat in low porosity and permeability reserv oir.Re2 sults by experiment has shown that the retarded acid is of high corro2 sion capacity to rock,low reaction velocity and interface tension, high anti2emulation and breaker effect,easy to discharge from the formation.It has been proved that it is a new technique for exploita2 tion of Baolang low permeability reserv oir.K ey w ords:low permeability reserv oir;sand formation;re2 tarded acid;stimulationLABORATOR Y RESEARCH OF A LCOH OL TREATMENT TO RETAR D WATER B LOCK AGE EFFCET IN LOW PER2 MEABI LIT Y G AS RESERVIORZH AO D ong2ming(X ian Petroleum University,X ian Shanxi 710600,China),ZHE NG Wei2shi,LI U Y i2fei,et al.JOURNAL OF SOUTH WEST PETRO L EUM INSTITUTE,VO L.26,NO.2,67 -69,2004(ISSN1000-2634,IN CHIN ES E)Water blockage is a ubiquitous problem during the development of low permeability gas reserv oirs.In order to improve the gas effec2 tive permeability of low2permeability gas reserv oirs,alcohol has been used in controlling water blockage.Based on the indoor experi2 ments,the mechanism of alcohol treatment has been studied and the application effect of several alcohol s olutions has been evaluated and compared.Result shows that damage caused by water blockage in low permeability gas reserv oirs can be effectively retarded by the al2 cohol treatment.K ey w ords:low permeability gas reserv oirs;water blockage; alcohol treatment;surface tensionHIGH PRESSURE WATER JET COMBINE WITH CUTTER C LEANING JAMME D OI L PIPESX U Y i2ji(University of Petroleum,D ongying Shandong 257061,China),ZH AO Fu2guo,CHE N H ong2dao,et al.JOUR2 NAL OF SOUTH WEST PETRO L EUM INSTITUTE,VO L.26,NO.2, 70-74,2004(ISSN1000-2634,IN CHIN ES E)It frequently occurs during exploitation in s ome oilfields that the oil pipes were jammed by cement slurry.The jammed pipes were usually discarded as useless,which caused a big loss of economy. Based on systematically studying the flow law and dynamic properties of high pressure water jet,the mechanism of rock cutting with hy2 draulic and mechanical method was analyzed in detail,water jet pa2 rameters were adjusted according to conditions and applications,fur2 therm ore,the cutters and the nozzles were suitably locate d in the bit.A new technology to cleaning jammed oil pipes with high pres2sure water jet was presented in the paper,and that special cleaning equipment and tools were w orked and turned out.The technology is a great breakthrough in field.K ey w ords:high pressure water jet;cleaning;oil pipeRESEARCH AN D APP LICATION OF LONG-DISTANCE OI L TRANSPORTATION PIPE LINE C LEANINGLI U Y u2wei(Jiangsu Oilfield,Y angzhou Jiangsu225009,Chi2 na),MI AO Jian2chen.JOURNAL OF SOUTH WEST PETRO L EUM INSTITUTE,VO L.26,NO.2,74-76,2004(ISSN1000-2634, IN CHIN ES E)In this paper the types of fouling in Bian2yang long2distance oil transportation pipeline were analyzed,als o the components of chemi2 cal cleaning liquid were discussed according to the cleaning method. The result of lab experiment indicated that low concentration inor2 ganic acid2hydrochloric acid possess the g ood cleaning ability to the fouling,acid concentration and cleaning temperature greatly in flu2 enced on cleaning result,and adding the oxidant to clean2out system can effectively control the harm ful gas2hydrogen sulfide to be pro2 duced.K ey w ords:chemical cleaning;fouling;experiment;pro2 gram;hydrogen sulfideFAU LT TREE OF LONG TRANSPORTATION PIPE LINE AN D COUNTER MEASURE OF PIPE LINE RE LIABI LIT Y GR OWTHW ANG Wei2shuen(Zhongyan oil feild,Puyang Henan457001, China),J I ANG Da2xu.JOURNAL OF SOUTH WEST PETRO L EUM INSTITUTE,VO L.26,NO.2,77-79,2004(ISSN1000-2634, IN CHIN ES E)The natural gas is mainly transported and s old through long dis2 tance,s o that the reliability of long transport pipeline has an impor2 tant effect on the natural gas market.In this paper,the main factors of which affect the pipeline reliability was analyzed,and s ome coun2 termeasure and improvement for making pipeline reliability growth was put up,it has a certain reference value for pipeline manager.K ey w ords:natural gas;long transportation pipeline;fault analysis;reliabilityTHE STU DY ON ECON OMIC LIMITATION ANA LYSIS FOR OI L WE LL OUTPUT ENH ANCEMENTCHE N Wu(S outhwest Petroleum Institute,Chengdu S ichuan 610500,China),CHE N G UAN2hai,W ANG Li,et al.JOURNAL OF SOUTH WEST PETRO L EUM INSTITUTE,VO L.26,NO.2,80 -81,2004(ISSN1000-2634,IN CHIN ES E)ⅤNo2 Journal of S outhwest Petroleum Institute。