油层保护研究成果

油层保护技术的研究成果

一、作业过程中的油层保护措施

入井液对油层的伤害已为人们所共知。由于人力、物力等方面的限制，入井液的改进工作主要集中在渤南油田。渤南油田属高温、低渗透油藏，其油层保护工作更为重要。

（一）、入井液损害机理研究

通过室内实验，渤南油田入井液对油层的损害主要表现为固体颗粒损害、结垢和毛管阻力的损害。其中，最主要的损害因素是固体颗粒和结垢堵塞。固体颗粒损害是入井液中的悬浮固体如粘土、细菌、腐蚀产物的微粒堵塞地层孔隙，可称为表皮堵塞。污水粒径中值10.02um，卤水粒径中值27.29um。这些微粒堵塞地层造成渗透率下降。其渗透率伤害程度50%以上。试验结果见表1。

表1 污水、卤水岩心伤害试验结果

结垢是地层温度高引起的。渤南油田温度高达120度，破坏了入井液中各项离子的化学平衡，生成碳酸钙、镁的沉淀，从而堵塞了地层孔隙，可称为深部堵塞。室内实验表明，80℃条件下，卤水与地层水：1：1结垢总量为1656.9mg/L，污水与地层水：1：1垢总量为189.0mg/L。120℃（地层温度）产生了更为严重的结垢现象。

（二）、油层保护措施

根据上述损害机理，油层保护措施从两个方面实施：采用屏蔽暂堵技术和对入井液进行改进。所谓屏蔽暂堵技术，就是在作业时，先挤入一种材料。这种材料附在地层表面或轻微进入地层，在地层周围形成一个渗透率为零的薄层。这样，就有效地阻止了不合格入井液的污染。正常生产时，化学剂排出，地层恢复渗透率。入井液的改进，则是开发一种适合渤南油田的添加剂。该剂在高温下起作用，具有防垢、抗乳化、降低表面张力等多种功能。

（1）．高温屏蔽暂堵技术的研究暂堵剂的耐温实验共进行了8种材料的实验，

通过实验选择出了较为理想的三种材料，有两种耐温可达120度，一种可达140度。在耐温实验的基础上，进行了暂堵剂油溶性实验。实验温度70-80度。暂堵剂颗粒经过研磨后称取一定量，放入一定体积的煤油中，两种基本溶解，一种溶解率96.9%。为检验高温屏蔽暂堵剂的暂堵效果及解堵效果，我们进行了室内岩心流动试验。试验采用渤南天然岩心，渗透率测定流体为煤油，温度90℃，驱替暂堵剂压差0.4～0.5MPa。试验结果见表2。

表2 屏蔽暂堵剂的暂堵效果及解堵效果试验

注：表中K o1—暂堵前油相渗透率，K o2—暂堵后油相渗透率，H—渗透率恢复率。

高温暂堵剂对渤南油田暂堵和解堵试验结果表明，渗透率恢复可达91%以上，解堵效果良好。

（2）、多功能入井液添加剂的研制

（A）阻垢剂筛选与研究

1）阻垢剂耐温试验

由于渤南油田地层温度一般在120℃左右，所以所选阻垢剂首先应有耐高温的性能。因此我们研究了一种新的的阻垢剂，耐温试验结果表明该阻垢剂符合耐温要求。

2）阻垢剂阻垢率试验

对新研制的阻垢剂，我们进行了阻垢率试验，阻垢试验进行了阻垢剂对卤水与地层水混合液的阻垢试验和阻垢剂对污水与地层水混合液的阻垢试验，阻垢剂加量分别为0.01%、0.05%、0.10%、0.20%、0.40%、0.60%、0.80%，试验温度120℃。试验结果见表3。

表3 阻垢率试验结果

试验结果表明：所研制的阻垢剂既能满足高温要求，又具有良好的阻垢率。在污水中用量为0.10%～0.40%，在卤水中用量为0.40%～0.80%，就能达到良好的阻垢效果。

（B）多功能入井液添加剂岩心伤害试验

通过室内一系列试验，确定了渤南油田常规作业过程中主要的损害因素，根据这些主要的损害因素，我们在室内复配了多功能入井液添加剂，添加剂之间配伍性良好，具有阻垢、防乳、低表面张力等特点。将多功能入井液添加剂加入混合液后，对岩心的伤害试验，用标准盐水测定岩心伤害前后的渗透率。结果见表4。

表4 多功能入井液添加剂岩心伤害试验结果

注：K0—岩心原始渗透率；K1—通水样后岩心渗透率；D—通水样后岩心伤害率。

由试验结果可知：加入了多功能入井液添加剂后，污水、卤水对岩心的伤害率在20%以内。

从上述实验情况看，屏蔽暂堵技术和多功能添加剂分别可以解决表皮及深部堵塞，具有保护油层的特点。

（三）、2000年入井液改进现场试验

表5 油层保护技术现场施工统计表

典型井例：C913-3 该井用量1.5t。一矿洗井时，污水60m3没有成功。大部分污水漏入地层。屏蔽暂堵剂施工时，配成9m3溶液。该溶液替至地层时，井口有液体返出。关油管闸门，挤污水顶替，压力由0迅速上升至3Mpa，说明地层已被暂堵。该井开井后，日产油25t，不含水。

（四）屏蔽暂堵剂在2001年的推广应用

截止6月份，共施工了5口井：L151-4，施工日期1月30日，暂堵剂用量2t，配液10m3。E101-9，施工日期12月26日，用量1.5t，配液10m3。E5-10-1，施工日期4月6日，用量1t，配液8m3。E126-9，施工日期5月11日，用量1t，

配液8m3。E5-25，施工日期5月22日，用量1t，配液8m3。

1、效果分析

L151-4，正常生产时液量35t,油量28t,含水16%。措施前停喷不出。施工后液量41t,油量28t,含水28%。

E101-9，正常生产时液量33t,油量33t,含水0。措施前不出。施工后液量86t,油量60t,含水28%。

E5-10-1，正常生产时液量37.5t,油量10t,含水71%。措施前不出。施工后液量38t,油量4.5t,含水88%。

E126-9井，正常生产时液量35t,油量28t,含水16%。洗井后不出。施工后断断续续生产了6天，液量51t,油量6.8t,。

E5-25，解堵液量32t,油量1t,含水16%。暂堵措施前不出。施工后液量6.1t,油量3t,含水50%。

从前后的生产情况看，5口井都有效果。

2、的问题和下步计划

目前的暂堵剂品种单一，只是进行了油井的施工。建议选购水溶性暂堵剂进行现场实验。

二、注水过程中的油层保护措施

（一）渤南油田污水水质改性技术研究

加药类型常规污水改性水处理工艺：PH调整剂（复合碱、石灰乳）、混凝剂、絮凝剂等。

室内污水改性处理后水性和水质

1、PH值：处理后PH值为8.5，首站污水PH值为7.5-8.0之间。

2、水质：改性处理后，水质明显改善。目前首站外输悬浮固体含量

25mg/l,含油量20mg/l。处理后悬浮固体含量1-3mg/l，含油

0.7-1mg/l。

下，处理后污水结垢率仅为5-10%。

5、敏感性实验及污水驱替实验：实验表明处理后污水对地层无损害。药剂的成本每方污水 0.8元/m3。

处理渣量的计算