水井增注工藝技術(shù)

1、水井增注工藝技術(shù)目錄第一章 裂縫擴(kuò)展注水技術(shù)第二章 壓裂増注技術(shù) 第三章 微生物水井降壓増注技術(shù)第四章 水質(zhì)精細(xì)控制技術(shù)第五章 活性劑增注工藝第六章 分子膜增注工藝第七章 酸化増注技術(shù)我國的大部分低滲透油田仍以注水開發(fā)為主。由于低滲透油田的滲透率低、孔隙度小等特性，低滲透油層一般吸水能力低，加之油層中粘土礦物遇水膨脹和注入水的水質(zhì)與油層不配伍等因素導(dǎo)致的油層傷害，以及水質(zhì)的原因，地層極易堵塞，油層吸水能力不斷降低，注水壓力不斷上升，致使注水井附近形成高壓區(qū)，降低了有效注水壓差，造成注水量迅速遞減。注水井注入壓力的高低直接影響水井的注水效率，加大地層配注系統(tǒng)的負(fù)荷，使注水能耗增加，同時長期高壓注

2、水易導(dǎo)致套管損壞，水井欠注使儲層產(chǎn)生應(yīng)力敏感效應(yīng)，降低了波及系數(shù)，導(dǎo)致低滲透油田采收率減小。為了提高水驅(qū)效率，必須增強(qiáng)注水。目前增注工藝上主要采取酸化、補(bǔ)孔、分層注水等常規(guī)措施方法。但酸化有效期短，對近井地帶滲透率的改善作用有限，作業(yè)使近井地帶受到二次傷害。低滲儲層巖石中的粘土礦物含量通常大于10%，膨脹性及微粒遷移性粘土礦物會直接影響儲層質(zhì)量，給注水開發(fā)造成極大危害。早在60年代，美國等國家對油層傷害問題就進(jìn)行了大量的研究工作，由此也帶動了水質(zhì)方面的研究工作。進(jìn)入70年代后，隨著科學(xué)技術(shù)的不斷發(fā)展和研究工作的深化，對油層傷害的機(jī)理和水質(zhì)在注水開發(fā)中的重要性認(rèn)識愈加深刻。一種理想的注入水應(yīng)具有

3、來源廣、與地層中流體相互配伍、不與地層巖石反應(yīng)，對注水系統(tǒng)腐蝕率小、不堵塞油層且驅(qū)油效率高。但大量實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)和礦場實(shí)踐證實(shí)除泥漿、各種不同作用的作業(yè)液對地層造成傷害外，注入水水質(zhì)亦與地層傷害關(guān)系密切。注入水水質(zhì)差不僅達(dá)不到注水保持地層能量、提高采收率的目的，反而會影響油田的正常開采，造成地層損傷，導(dǎo)致油、水井頻繁作業(yè)。滲透率傷害的機(jī)理是粘土膨脹堵塞孔喉和微粒堆積堵塞孔喉。油層傷害是造成注水能力下降的一個主要因素，對油田開發(fā)是相當(dāng)不利。在油田開發(fā)中，油層傷害是一個普遍面臨的問題，造成油層傷害的因素是極其復(fù)雜的，主要有微粒因素、流體因素、油藏巖石因素、毛管力因素、微生物因素、化學(xué)反應(yīng)因素。目前大部

4、分低滲透油田仍以注水開發(fā)為主。主要矛盾是注水井能量擴(kuò)散不出去，注水壓力不斷上升，吸水能力不斷下降，采油井見效差，生產(chǎn)能力急劇降低。在注水過程中，外來流體與油氣層的巖石和流體接觸，并發(fā)生各種物理、化學(xué)變化，造成地層損害。注水過程造成的油層傷害具有以下特點(diǎn)：貫穿注水過程始終,具有長期性；注水造成的傷害具有復(fù)雜性和綜合性；表現(xiàn)為傷害部位多、面積大，低滲透儲層由于孔隙度和滲透率都很低，吸水能力差，容易被污染堵塞。一、吸水下降機(jī)理引起注水井吸水能力下降的原因可綜合為以下幾個方面：（1）注入水中機(jī)械雜質(zhì)影響在注水開采過程中，如果注入水水質(zhì)不符合要求，固相懸浮物隨之侵入地層，在孔隙喉道處形成堵塞，造成地層傷

5、害。雜質(zhì)含量越高，顆粒直徑越大，對地層的傷害越嚴(yán)重。固相顆粒堵塞傷害的根源受外界因素的影響;而固相顆粒侵入后使油層滲透率下降的幅度與巖石的孔隙結(jié)構(gòu)有關(guān)。注水過程中，大于孔喉直徑1/2的顆粒多在射孔炮眼滲濾面處堵塞，形成較易處理的外濾餅；等于孔徑1/3l/10的固相顆?？蛇M(jìn)入近井地帶(半徑小于10cm)形成內(nèi)濾餅；小于孔徑1/10的顆粒可隨注入水流動，不致嚴(yán)重堵塞近井地帶，但對深部地層的滲透性有影響。（2）注入水與設(shè)備和管線的腐蝕產(chǎn)物（如氫氧化鐵及硫化亞鐵等）造成堵塞；注入水中所帶的細(xì)小泥沙等雜質(zhì)堵塞地層。（3）細(xì)菌堵塞：注入水中所帶的細(xì)小微生物（如硫酸鹽還原菌、鐵菌等），除了它們自身有堵塞作用

6、外，它們的代謝產(chǎn)物也會造成堵塞；當(dāng)過濾器和地層被腐生菌產(chǎn)生的莢膜黏液堵塞時，用酸化及一般解堵方法不能解堵，黏液附在設(shè)備內(nèi)壁會形成濃差電池，形成有利于硫酸鹽還原菌及鐵細(xì)菌生長的局部厭氧環(huán)境,導(dǎo)致點(diǎn)蝕。細(xì)菌主要通過以下方式損害油氣層：菌絡(luò)堵塞。細(xì)菌進(jìn)入儲層后，只要有適宜的條件，它們就繁殖很快，并常以菌絡(luò)存在，這些菌絡(luò)體積較大，可堵塞孔道，降低儲層滲流能力。粘液堵塞。腐生菌和鐵細(xì)菌都能產(chǎn)生粘液，這些粘液的產(chǎn)生不僅易于堵塞油層，而且還為硫酸鹽還原菌的生長提供局部的厭氧區(qū)，使之得以繁殖。由粘液形成的堵塞很難處理。其它損害。細(xì)菌活動產(chǎn)生的co2、h2s、s2-等，可引起fes、碳酸鈣等無機(jī)沉淀的生成，由鐵

7、細(xì)菌氧化形成的氫氧化鐵沉淀也可堵塞滲流通道。細(xì)菌的繁殖與損害將隨著地層水礦化度、地層流體溫度和含油飽和度的降低而增強(qiáng)。（4）注入水中含油影響對低滲透油藏，即使按照目前標(biāo)準(zhǔn)，注入水中含油量等嚴(yán)重超標(biāo)，影響低滲透油藏注水效果。含油污水的油-水體系的性質(zhì)決定了油在水中的分散狀態(tài)和粒徑大小。油-水-巖石體系中，油的聚合、累積、吸附等將給油層滲透性等帶來許多不利影響。注入水中的油及其乳化物表現(xiàn)為液鎖、乳滴吸附喉道表面，堵塞或減小喉道。（5）注水過程中儲層粘土礦物敏感性堵塞地層粘土膨脹是粘土吸附水而膨脹,尤其是在濾液的含鹽度低于地層水的含鹽度、粘土中的蒙脫石和混層粘土含量高的情況下,粘土膨脹相當(dāng)嚴(yán)重。當(dāng)儲

8、層的粘土含量越高,滲透性越差,濾液的礦化度越低,酸堿性越強(qiáng)，粘土膨脹越厲害。油藏中的粘土按成分分為四類：高嶺石、蒙脫石、伊利石和綠泥石。不同的粘土對地層造成的傷害機(jī)理不同。高嶺石具有微小膨脹性能，這類粘土可以釋放到流體中，若孔隙表面不重新吸附，會產(chǎn)生運(yùn)移，因而產(chǎn)生的是“運(yùn)移型”地層傷害；當(dāng)進(jìn)入油層的流體的化學(xué)成分和礦化度與其不配伍時，巖石中的膨脹型粘土便能在其外表面或單元型和含量有關(guān)。根據(jù)研究，蒙脫石是膨脹型粘土，遇到淡水后能夠膨脹到原來體積的幾倍，膨脹的程度隨蒙脫石組礦物含量的增加而增大。膨脹的結(jié)果導(dǎo)致孔隙度降低，滲透率下降；伊利石能夠形成多種晶體結(jié)構(gòu)，有時以不規(guī)則的纖維狀結(jié)構(gòu)在孔隙中生長；

9、綠泥石是強(qiáng)酸敏的，酸處理后同鐵的化合物作用形成沉淀。同時，砂巖油藏還存在其它微粒：如石英、長石、云母、方解石、白云石、菱鐵礦、氯化物和重晶石等。這些微粒同粘土微粒一樣，也會在孔隙表面沉積，在孔喉處發(fā)生“橋塞”或“卡堵”。粘土膨脹的大小與水的性質(zhì)有關(guān)，通常淡水比鹽水使粘土膨脹的大，由于地層水含鹽量高，因而一般注地層水比注地面水引起的粘土膨脹要小。此外，粘土中最小顆粒含量愈多，則膨脹性愈大。不同種類的蒙脫石粘土膨脹能力也不同，鈉蒙脫石具有最強(qiáng)的膨脹性，可膨脹到原來體積的10倍。而鈣蒙脫石只具有中等膨脹能力。這些粘土因水化膨脹減小油層孔隙通道而造成油層滲透率傷害。（6）微粒運(yùn)移微粒運(yùn)移是由化學(xué)反應(yīng)(

10、生物沉降作用)和物理反應(yīng)原因引起的,其中最重要因素是流體流速。微粒運(yùn)移在各種作業(yè)環(huán)節(jié)都可能發(fā)生而且在各種傷害的可能原因中是最主要的一種。微粒因素：內(nèi)部微粒：油層內(nèi)部粘土的膨脹、運(yùn)移和再沉積是油層傷害的主要因素之一。沉積中的粘土有兩個來源：碎屑粘土和自生粘土。所有類型的粘土都具有吸水特性，有的甚至?xí)c水發(fā)生水合作用，產(chǎn)生膨脹。外部微粒：在油田開發(fā)中，注入流體也可能含有各種微粒雜質(zhì)。外部固體微粒的入侵、在孔隙內(nèi)運(yùn)移、孔隙表面沉積或孔喉處卡堵，也會在注入井附近產(chǎn)生嚴(yán)重堵塞。它是比較普遍和相當(dāng)嚴(yán)重的地層傷害，幾乎所有生產(chǎn)油、氣的儲層都含有一些細(xì)小礦物(粘土和粉砂)顆粒，它們是可運(yùn)移的微粒的潛在物源，微

11、粒運(yùn)移傷害是由包括粘土顆粒、非晶質(zhì)硅、石英、長石、云母和碳酸鹽巖石顆粒等多種微粒運(yùn)移造成的。微粒運(yùn)移是一種運(yùn)移、轉(zhuǎn)移現(xiàn)象，主要取決于水動力的大小，流速過大和壓力波動過大都會促使微粒運(yùn)移。微粒要么膠結(jié)在骨架顆粒上，要么松散地附著在孔壁上。如果流體的粘滯力和界面力能使微粒脫落運(yùn)移，那么發(fā)生運(yùn)移的微粒是松散附著的微粒，而不是與基巖膠結(jié)良好的微粒。但是如果流體產(chǎn)生的水動力很大，超過了微粒間或微粒與基巖間的膠結(jié)強(qiáng)度，那么與基巖膠結(jié)良好的微粒變得松散易動，它們將隨流體運(yùn)動而運(yùn)移至孔喉處，要么單個顆粒堵塞孔隙，要么幾個顆粒同時通過孔喉時橋架在孔喉處形成橋堵，并攔截后來的顆粒造成堵塞性傷害。注水井注入壓力的高

12、低直接影響水井的注水效率，加大地層配注系統(tǒng)的負(fù)荷，使注水能耗增加，同時長期高壓注水易導(dǎo)致套管損壞，水井欠注使儲層產(chǎn)生應(yīng)力敏感效應(yīng)，降低了波及系數(shù)，導(dǎo)致低滲透油田采收率減小。為了提高水驅(qū)效率，必須增強(qiáng)注水，目前增注工藝上主要采酸化、補(bǔ)孔、分層注水等常規(guī)措施方法，但有效期短，對近井地帶滲透率的改善作用有限，作業(yè)使近井地帶受到二次傷害。二、增注必要性 注水開發(fā)是最經(jīng)濟(jì)的提高采收率的技術(shù)手段，在國內(nèi)外進(jìn)行了廣泛應(yīng)用。注夠水、注好水是油田穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)。相對于中高滲油藏來說，低滲油藏的難點(diǎn)是注水困難，存在注水啟動壓力高，滲流阻力大；儲層敏感性強(qiáng)，注水井能量擴(kuò)散慢，注水壓力不斷上升；吸水能力低，且吸水能力不斷

13、下降等問題；從而導(dǎo)致低滲油氣藏的注水開發(fā)效果不佳，地層能量得不到有效的補(bǔ)充，油井產(chǎn)量下降快，油層動用狀況差。在低滲油藏的水驅(qū)過程中，一般都要出現(xiàn)注入能力降低現(xiàn)象。注水過程許多因素影響注入速率和注入壓力，如注入指數(shù)、巖石和流體的特性、井的幾何特性、運(yùn)移比等。但是操作效率和地層傷害是主要影響因素。操作效率取決于如下幾個因素：能量供給、井口/海上平臺條件、設(shè)備設(shè)計、泵效率及操作人員的熟練程度。地層傷害是由于地層細(xì)顆粒的運(yùn)移、鹽的沉淀、水中固相或油相堵塞孔喉造成的。這些顆粒全部保留在油藏巖石的孔隙中，并形成泥餅，使?jié)B透率降低，注水能力下降。解決注水能力下降的通常技術(shù)方案是處理水質(zhì)或進(jìn)行井下作業(yè)，但是這

14、些操作成本都是十分昂貴的。一個低成本的解決方案是提高注水壓力，允許注入效率有一定程度的降低，這樣可以避免注入量的降低，這樣通常導(dǎo)致注水時產(chǎn)生裂縫，并擴(kuò)展。近年來，利用這一原理，形成了裂縫擴(kuò)展注水技術(shù)。目前低滲透油藏主要采取注水開發(fā)，但由于低滲透油藏特殊的孔隙結(jié)構(gòu)以及注水傷害等原因，導(dǎo)致注水困難，波及系數(shù)降低，采收率減小。目前增強(qiáng)注水主要有物理方法與化學(xué)方法，主要包括常規(guī)壓裂增注、振蕩、酸化等增注技術(shù)，但均存在有效期短、費(fèi)用較高、二次傷害等問題，新創(chuàng)新的工藝有裂縫擴(kuò)展注水技術(shù)、活性劑增注工藝，分子膜增注工藝、水質(zhì)處理精細(xì)注水工藝。為此，針對注水井的增注學(xué)習(xí)的主要技術(shù)有：裂縫擴(kuò)展注水技術(shù)，酸化增注

15、工藝，壓裂增注工藝，活性劑增注工藝，分子膜增注工藝，水質(zhì)處理精細(xì)注水工藝；配套技術(shù)還有注水評價技術(shù)。第一章 裂縫擴(kuò)展注水技術(shù)一、概念裂縫擴(kuò)展注水技術(shù)是運(yùn)用常規(guī)的水力壓裂原理，在低滲透油藏注水井中實(shí)施的一種提高注水量的技術(shù)措施。低滲透油藏中，由于儲層的滲透率較低、滲流阻力大、以及常規(guī)注入水水質(zhì)的影響，使地層吸水能力差。在這種情況下，保持注水量不變，提高地面注水壓力，當(dāng)井底壓力達(dá)到地層破裂壓力時，就會在沿垂直于最小主應(yīng)力方向產(chǎn)生裂縫?？p表面未受污染，吸水能力增強(qiáng)，此時若仍保持注水量不變，地面注水壓力瞬間會自然下降到某一值。繼續(xù)注水，由于水質(zhì)、出砂等原因污染新裂縫表面，注水壓力逐漸上升，當(dāng)達(dá)到地層破

16、裂壓力時，在裂縫尖端，又會沿原裂縫方向產(chǎn)生新的裂縫，新縫表面滲透率增加，注水壓力瞬間降低。以此類推，裂縫擴(kuò)展呈現(xiàn)不規(guī)則的周期變化，縫長逐漸增加，直至合理的范圍。二、機(jī)理研究裂縫擴(kuò)展注水的機(jī)理，形成裂縫擴(kuò)展注水的力學(xué)模型，建立裂縫擴(kuò)展周期、濾失系數(shù)以及裂縫擴(kuò)展縫長增量的計算方法；其次，采用雙向通信方法，把裂縫生長模擬與油藏模擬進(jìn)行整合，形成裂縫擴(kuò)展注水動態(tài)模擬軟件，并進(jìn)行裂縫擴(kuò)展注水開發(fā)影響因素的規(guī)律性分析。初步研究表明：裂縫擴(kuò)展注水技術(shù)對采收率的影響是顯著的。要使裂縫擴(kuò)展注水技術(shù)發(fā)揮最佳的經(jīng)濟(jì)效益，必須對這一技術(shù)的適應(yīng)性進(jìn)行研究，包括該技術(shù)適應(yīng)的油藏類型、井型、井別、注水井與生產(chǎn)井的空間分布（

17、井網(wǎng)類型）、裂縫起裂時間、裂縫擴(kuò)展的速度和方向等施工參數(shù)優(yōu)化及經(jīng)濟(jì)評價。為提高低滲油藏的注入量，通常要提高注水壓力。但是傳統(tǒng)的技術(shù)方案是將注水壓力控制在破裂壓力以下，避免儲層壓裂。近年來一些油田也在嘗試注水井壓裂提高注水效果的技術(shù)措施，但是，研究表明，壓裂后注水能力迅猛升高，會降低原油的采出程度。且注水井壓裂，縫長比不宜過大。隨著注入時間的增加，注入量也不可避免地降低。新的注水技術(shù)路線：恒定注入能力，將注水壓力逐步提高到破裂壓力，壓裂地層，隨后裂縫逐步擴(kuò)展，直到縫長與井距比達(dá)到0.25。這樣采用合理的井網(wǎng)既可以提高注入效率，又可以提高驅(qū)替效率。三、裂縫擴(kuò)展影響因素裂縫擴(kuò)展注水技術(shù)涉及諸多影響因

18、素，同時對開發(fā)指標(biāo)如采收率、波及系數(shù)等有重大影響。若采用此技術(shù)開發(fā)低滲油藏，必須結(jié)合油藏的實(shí)際情況，優(yōu)化工藝參數(shù)，才能取得最佳的開發(fā)效果。波及系數(shù)是指水驅(qū)油田水波及到的區(qū)域與油藏總區(qū)域的比值,可以分為體積波及系數(shù)(ev)和面積波及系數(shù)(ep)。影響波及系數(shù)的因素很多,如油藏非均質(zhì)性、井網(wǎng)、油水粘度比、重力、毛管力、注水速度等因素。一般計算波及系數(shù)的方法很難將這些因素都考慮到，但是數(shù)值模擬就可以比較容易地考慮這些因素：（1）對于低滲透油田，裂縫擴(kuò)展注水技術(shù)對采收率的影響顯著；對采收率的影響規(guī)律：0裂縫的采出程度略低于理想狀態(tài)下的采出程度，而45和90裂縫采出程度與理想注水采出程度一致；且裂縫擴(kuò)展

19、注水的采出程度遠(yuǎn)高于無壓裂常規(guī)注水的采出程度。0裂縫時波及系數(shù)最大，45裂縫時次之，90裂縫時更小，理想狀態(tài)無裂縫時波及系數(shù)最小。（2）注入量對裂縫擴(kuò)展開發(fā)效果有影響：對本研究所用區(qū)塊情況，注入量為60方/天時，0裂縫和無裂縫理想狀態(tài)下采出程度基本一致，注入量80方/天時，有裂縫與無裂縫狀態(tài)相比，采出程度有所降低；注入量100方/天時，采出程度降低幅度有所增大。（3）水質(zhì)對裂縫擴(kuò)展注水的影響規(guī)律：無論水質(zhì)好壞，90和45裂縫擴(kuò)展對采出程度影響很??；0裂縫時，水質(zhì)好，采出程度高，但影響幅度不大。水質(zhì)對波及效率的影響很小。（4）井距對裂縫擴(kuò)展注水的影響規(guī)律是：隨著井距的增加，任意角度裂縫的采出程度

20、都下降。（5）井網(wǎng)類型對裂縫擴(kuò)展注水的影響規(guī)律是：裂縫擴(kuò)展注水與不壓裂理想注水的規(guī)律一致，即反九點(diǎn)法的采出程度略有降低，其它井網(wǎng)相同。（6）注水時機(jī)的影響規(guī)律是：越早注水，采出程度越高。但最終采收率相差不大。不論何種情況，與考慮注入量下降情況相比，裂縫擴(kuò)展注水技術(shù)能夠大幅度提高采出程度。第二章 壓裂增注工藝分層壓裂技術(shù)：在一口井上存在多個壓裂目的層時，如果不采用分層壓裂技術(shù)，往往只能壓開一個目的層，從而使油井達(dá)不到預(yù)期的產(chǎn)能。分層壓裂技術(shù)可分為兩類：第一類是機(jī)械封堵逐層壓裂的分層壓裂技術(shù)，這類分層壓裂技術(shù)主要有封隔器機(jī)械分卡壓裂方法、暫堵劑多裂縫壓裂方法等。第二類是分流分層壓裂技術(shù)，它是利用壓

21、裂液通過已壓開層射孔炮眼時的力學(xué)特性，迫使壓裂液分流并提高井底壓力，使破裂壓力不同的各目的層都相繼被壓開，最后一次加砂同時支撐所有裂縫，完成全井壓裂。這類分層壓裂技術(shù)的代表是限流法壓裂技術(shù)。雙封隔器分層壓裂 水力化學(xué)壓裂技術(shù)：該壓裂技術(shù)的機(jī)理是充分利用已壓開的裂縫，通過物理化學(xué)作用有效的處理基巖，提高滲透率。該項(xiàng)技術(shù)的施工工序一般為：注入帶表面活性劑的鹽酸溶液、注入帶原油和砂子的石灰粉堿性溶液、注入組分同前但不加砂的頂替液，再注入鹽酸溶液，最后注入5%濃度的堿性頂替液。水力化學(xué)壓裂的特點(diǎn)是井的產(chǎn)量穩(wěn)定，因?yàn)樵趬毫堰^程中在近井底地帶聚集了彈性和氣體能量，并且建過壓開的裂縫使基巖投入了有效的開采。

22、試驗(yàn)表明，注入的化學(xué)溶液和砂子量越多，水力化學(xué)壓裂的效果越好。該壓裂技術(shù)可增產(chǎn)23倍。水平井壓裂技術(shù)：以前油田開發(fā)一般采用垂直井，鉆開油藏的部位僅限于油藏厚度的范疇；而從油藏的平面看，一口垂直井只不過是一個“井點(diǎn)”，注采進(jìn)程只在各井之間進(jìn)行，注采井底流動壓力顯然較大，注采量受到了限制，而且在注采過程中出現(xiàn)了各種各樣的“繞流”和“死角”,從而形成了各種難以動用的死油區(qū)，嚴(yán)重影響了波及范圍和可采儲量的利用程度。水平井技術(shù)的出現(xiàn)使“井網(wǎng)”有了現(xiàn)實(shí)意義，水平井段相當(dāng)于井網(wǎng)的聯(lián)絡(luò)，改變了以前垂直井和油藏的“點(diǎn)”接觸，而變成了水平井與油藏的“線”接觸，使開采效益有了很大的提高，特別是對于多垂向裂縫系統(tǒng)的油

23、藏、低滲透率油藏、薄層油藏、多層油藏、氣頂?shù)退筒?、稠油油藏等。多縫加砂支撐壓裂技術(shù)：該方法是利用一次壓裂作業(yè)造成36條高導(dǎo)流能力的填砂裂縫來提高儲層的產(chǎn)液能力。基本的原理使用爆炸脈沖壓裂能在井筒周圍地層產(chǎn)生多條放射狀短裂縫的特性，首先在近井帶造成短縫后，改造其地應(yīng)力場，然后利用暫堵性壓裂液依次壓開并延伸原爆炸短縫后再填砂支撐。它是常規(guī)水力壓裂和爆炸壓裂的有機(jī)結(jié)合，克服了常規(guī)水力壓裂受地應(yīng)力控制，水力壓裂裂縫具有的“單一性”問題，以及爆炸裂縫短，且不能支撐，導(dǎo)流能力低的弱點(diǎn)，保留發(fā)揚(yáng)了水力壓裂作用距離遠(yuǎn)，導(dǎo)流能力高和爆炸壓裂不受地應(yīng)力控制可形成多條放射狀短縫的優(yōu)點(diǎn)，實(shí)現(xiàn)了儲層壓裂的多縫支撐，達(dá)

24、到全方位改造儲層的工藝目標(biāo)。低壓油井的泡沫壓裂技術(shù)：該壓裂技術(shù)與常規(guī)水力壓裂原理相同，但改造效果不大一樣。低壓油井壓裂施工能否成功取決于所用的壓裂液，它需要對地層損害小、靜水壓頭低，漏失比小，攜砂能力好及返排快等性能。在處理低滲透、低壓、水敏油層式，使用泡沫壓裂夜尤為合適。泡沫壓裂液以酸、水、水-酒精或烴類為外相，用表面活性劑作發(fā)泡劑，其濃度在1%以下。用一種可增能的氣體，一般用co2或n2作為泡沫內(nèi)相，氣體起驅(qū)動作用，促使壓裂液返排到井中。泡沫要求具有很好的穩(wěn)定性。國外已研制出延緩交聯(lián)劑（靠時間和溫度激發(fā)）可在地面產(chǎn)生線型凝膠泡沫，而在井底使之具有泡沫交聯(lián)凝膠的性質(zhì)（通常稱為交聯(lián)泡沫）。交聯(lián)

25、泡沫的濾失量比普通泡沫少50%。泡沫壓裂液由于液相交聯(lián)，泡沫穩(wěn)定性提高，粘度提高。該壓裂液的增產(chǎn)量為常規(guī)壓裂的4倍多。低滲油層的優(yōu)化壓裂技術(shù)：美國l.k.britt等人通過對低滲透油藏油井壓裂效果進(jìn)行分析研究認(rèn)為，110md的低滲油層的最佳水力壓裂裂縫形態(tài)是具有高導(dǎo)流能力的短裂縫。用二維三相模型模擬研究了壓裂對五點(diǎn)井網(wǎng)注水采油的影響。模擬結(jié)果表明，當(dāng)考慮的不利定向裂縫長度超過井距的25%時，采收率會降低。應(yīng)用西得克薩斯州地層的物性模擬研究了壓裂對二次采油的影響。模擬結(jié)果表明，對注采井進(jìn)行壓裂產(chǎn)生高導(dǎo)流能力的短裂縫，使五點(diǎn)法注水開發(fā)效果最佳，即最佳裂縫為導(dǎo)流能力高的短裂縫。這一模擬結(jié)果已由西得克

26、薩斯州north cowden和anton irih兩開發(fā)區(qū)的油田實(shí)例所證實(shí)。改變應(yīng)力的壓裂技術(shù)：基于美國l.r.warpinski等人在科羅拉多州的多井試驗(yàn)場研究了改變應(yīng)力的壓裂。所謂改變應(yīng)力的壓裂是：對某井的地層進(jìn)行水力壓裂時因受鄰井原有壓開縫產(chǎn)生的應(yīng)力擾動的影響，使該井的新壓開縫重新取向，也即當(dāng)新壓開縫延伸進(jìn)入已發(fā)生應(yīng)力擾動的區(qū)塊后而產(chǎn)生重新取向。這種壓裂極適用于天然裂縫性低滲透鏡范圍小的區(qū)塊，因這種壓裂的裂縫與天然裂縫不平行，可交匯更多的天然裂縫，故而造短的裂縫能夠使井有更大的產(chǎn)率。當(dāng)然為實(shí)施改變應(yīng)力的壓裂必須克服若干困難，如井距問題，可采用斜井、水平井等來彌補(bǔ)。該工藝技術(shù)還有待發(fā)展。

27、整體優(yōu)化壓裂技術(shù)：總體目標(biāo)是使整個油氣獲得最佳的開發(fā)效果，是把整個油氣藏作為一個研究單元，并對油氣藏的各參數(shù)進(jìn)行覆蓋研究。在此基礎(chǔ)上，考慮在既定井網(wǎng)條件下不同的裂縫長度和導(dǎo)流能力場的產(chǎn)量和掃油效率等動態(tài)指標(biāo)的變化，從中優(yōu)選出最佳的裂縫尺寸和導(dǎo)流能力，并進(jìn)行現(xiàn)場實(shí)施與評估研究，以不斷完善整體優(yōu)化壓裂方案。研究的手段包括：實(shí)驗(yàn)室試驗(yàn)、裂縫模擬、油氣藏數(shù)值模擬、試井分析、現(xiàn)場測試、質(zhì)量控制和現(xiàn)場實(shí)施與監(jiān)測等，勘探開發(fā)研究院廊坊分院進(jìn)一步提高了整體優(yōu)化壓裂方案對單井壓裂設(shè)計的針對性和指導(dǎo)性。不同井網(wǎng)分布的影響同井同層重復(fù)壓裂技術(shù)：目前國內(nèi)外主要在以下三個方面取得了重要進(jìn)展，選井選層技術(shù)：綜合應(yīng)用數(shù)據(jù)庫

28、、專家經(jīng)驗(yàn)、人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)技術(shù)和模糊邏輯等技術(shù)，開發(fā)了重復(fù)壓裂選井選層的模型。重復(fù)壓裂前儲層地應(yīng)力場變化的預(yù)測技術(shù)。國外已研制成模型，可預(yù)測在多井(包括油井和水井)和變產(chǎn)量條件下的就地應(yīng)力場的變化，研究結(jié)果表明，就地應(yīng)力場的變化主要取決于距油水井的距離、整個油氣田投入開發(fā)的時間、注采井別、原始水平主應(yīng)力差、滲透率的各向異性和產(chǎn)注量等。距井的距離越小、投產(chǎn)投注的時間越長、原始水平主應(yīng)力差越小、滲透率各向異性程度越小、產(chǎn)注量越大，則越容易發(fā)生就地應(yīng)力方位的變化：而最佳的重復(fù)壓裂時機(jī)，即是就地應(yīng)力方向發(fā)生變化的時機(jī)，且變化越大，時機(jī)越好。改變相滲特性的壓裂液技術(shù)：通過加一種改變潤濕和吸附特性的化學(xué)藥劑

29、，達(dá)到增加產(chǎn)油量和減少含水的目的。已有該壓裂液成功應(yīng)用的報道。這對中高含水期的重復(fù)壓裂而言，尤具吸引力。深井、超深井壓裂技術(shù)：該技術(shù)主要在塔里木及華北等油田中應(yīng)用。經(jīng)過多年的發(fā)展，已在井深超過6000m的地層中獲得成功應(yīng)用。主要的技術(shù)要點(diǎn)有：耐高溫并具有延遲交聯(lián)作用的壓裂液體系研制中密高強(qiáng)度陶粒支撐劑評價與優(yōu)選技術(shù)巖石的彈塑性研究與模擬；支撐劑段塞技術(shù)低傷害壓裂技術(shù)：低傷害壓裂技術(shù)是近些年隨低傷害或無傷害壓裂材料的發(fā)展而建立起來的一種新型壓裂工藝設(shè)計技術(shù)。在內(nèi)涵上已不僅限于壓裂過程中的儲層傷害和裂縫傷害，還包括在設(shè)計、實(shí)施及壓后管理過程中，只要未能真正獲得與油氣藏匹配的優(yōu)化支撐縫長和導(dǎo)流能力，

30、就認(rèn)為已造成了某種程度的傷害。因此，低傷害壓裂技術(shù)的實(shí)質(zhì)就是從壓裂設(shè)計、實(shí)施，到壓后管理等方面，盡最大可能獲得優(yōu)化的支撐縫長和導(dǎo)流能力。連續(xù)油管壓裂技術(shù)：針對多層油藏和小井眼的壓裂酸化改造，國外于20世紀(jì)90年代初研究開發(fā)了連續(xù)油管壓裂酸化技術(shù)，目前該項(xiàng)技術(shù)主要用于陸上多層油氣藏和小井眼的改造。第三章 微生物水井降壓增注低滲透油層由于孔喉小，滲流阻力大，并有啟動壓差現(xiàn)象，使注水井吸水能力低，壓力擴(kuò)散慢，在井底附近容易形成高壓帶，而采油井難以見到注水效果，地層壓力急劇下降，產(chǎn)量大幅度遞減。這種現(xiàn)象隨著油層滲透率降低和注采井距增大而加劇。往往容易形成所謂“注不進(jìn)，采不出”的嚴(yán)重被動局面。以新立油田

31、為例，該油田1987年投注，到1995年5月，單井日注水量從74m3降至46m3，減少28m3，注入壓力(井口)由8.2mpa升到12.2mpa，提高了4.0mpa，啟動壓力從7.7mpa升至l0.8mpa，增加3.5mpa。吸水指數(shù)由72m3/(dmpa)下降為54 m3/(dmpa)。1、降低水井注入壓力配注量為 20m3/d，在注微生物之前，能夠完成配注量，但注入壓力高達(dá)14mpa，施工目的為降低注入壓力。試驗(yàn)效果如圖所示。可以看出，在注水量不變的情況下，注入壓力下降了2mpa。 2、提高水井注入量8-161井在開井初始具有一定的能力，后來注入壓力逐漸升高以致于最正常與否直接影響到9口油

32、井的產(chǎn)量。注水量20m3左右，恢復(fù)了正常注水。第四章 水質(zhì)精細(xì)控制技術(shù)注水流程圖油田注入水的主要特點(diǎn)有：（1）對油藏有較強(qiáng)的傷害性特別是中低滲透性油藏，一方面，注入油藏的注入水有較高含量的固體懸浮物，這些懸浮物會造成油藏孔喉的阻塞，嚴(yán)重的會形成“栓塞”；另一方面，注入水中含有的h2s、fe2+、fe3+等物質(zhì)和腐蝕產(chǎn)物亦會造成油藏的堵塞，降低油層的滲透率，引起油井產(chǎn)量下降。（2）腐蝕性強(qiáng)高礦化度的采油污水中存在溶解鹽、溶于水的h2s、o2、co2以及細(xì)菌等均為具有很強(qiáng)腐蝕性的物質(zhì)。（3）容易結(jié)垢高礦化度的采油污水中除含有腐蝕物質(zhì)外，還存在著為數(shù)眾多的易形成碳酸鈣、硫酸鈣的ca2+、mg2+、h

33、co3-、so42-等離子，很容易造成結(jié)垢。注入水的水質(zhì)成為影響油田開采的直接影響因素，如果其中含有較多的注入油類、懸浮物、細(xì)菌等污染物，那么使得地層孔道阻塞，造成注水量的減少，致使油氣產(chǎn)量、質(zhì)量下降。通過對油田注水系統(tǒng)結(jié)垢的調(diào)查研究，發(fā)現(xiàn)注入水結(jié)垢能夠引起三個后果。其一，阻塞注水井底，減小注水量的是注入水中的雜質(zhì)及腐蝕產(chǎn)物的沉積；其二，致使注水管網(wǎng)結(jié)垢，降低注水效率的是注入水中碳酸鹽的析出；其三，堵塞近井地帶，加大注水壓力的是注入水和地層水不相配8。最常見的垢型有碳酸鈣(caco3)、二水硫酸鈣(caco42h2o)、硫酸鈣(caso4)、硫酸鋇(baso4)和硫酸腮(srso4)。溶液中容

34、易結(jié)垢的鹽類的溶解度受溫度的影響比較大，注入水中大量存在的碳酸鈣(caco3)、硫酸鈣(caso4)、硫酸鋇(baso4)和硫酸腮(srso4)等結(jié)垢均與溫度的變化成反比；溶液ph值對結(jié)垢的影響主要表現(xiàn)在：當(dāng)溶液的ph7時，溶液的酸性較強(qiáng)，此時其中只有co2、h2co3存在，能夠有效地阻止結(jié)垢產(chǎn)生，但是，若ph值太低，溶液腐蝕性增強(qiáng)，若ph值高，溶液的腐蝕結(jié)垢趨勢增強(qiáng)；隨著注水開采的進(jìn)行，地層壓力減小，注入水中多發(fā)生生成碳酸鈣等沉淀的反應(yīng)，同時，采油作業(yè)過程中分離出的水進(jìn)入排放管線，壓力變小，促使其中的碳酸鈣等沉淀析出。腐蝕結(jié)垢的影響因素很多，這其中以溫度、ph值、co2分壓的影響最大。第五章

35、 活性劑增注工藝我國的大部分低滲透油田主要以注水開發(fā)方式為主，低滲透油田普遍存在著孔喉細(xì)小、滲透率低、滲流阻力大等特征，在較高的驅(qū)替壓力下流體才能流動。加之儲層中存在敏感礦物、注入水不配伍等因素導(dǎo)致油層傷害，油層吸水能力不斷降低，注水壓力不斷上升，從而造成水井注不進(jìn)，油井采不出的現(xiàn)象，直接影響油田的采油速度。如何解決低滲透油田降壓增注的技術(shù)問題，提高油層的吸水能力已成為當(dāng)前研究的重要課題。目前低滲透油田的降壓增注措施主要有壓裂、酸化或化學(xué)解堵、活性水增注等。壓裂是低滲透油層增產(chǎn)的普遍措施，有效的造縫可以明顯提高單井產(chǎn)量或注入量，由于油層物性的差異導(dǎo)致有效期相差很大;酸化或化學(xué)解堵可以有效處理近

36、井地帶，但有效期短，容易受到儲層敏感性的限制；活性水增注伴隨著注水進(jìn)行，處理半徑較大，可以改善油、水滲流特性，降低注入壓力和殘余油飽和度，是提高油層吸水能力的有效方法。一、巖心流動性實(shí)驗(yàn)研究11實(shí)驗(yàn)準(zhǔn)備采用天然巖心進(jìn)行流動性實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)用油為地層原油與中性煤油配制的模擬油，模擬地層水礦化度為6 400 mg/l，表面活性劑ns1的濃度為05%，驅(qū)替流量為01 ml/min。12表面活性劑相對滲透率的測定依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)油水相對滲透率測定，采用非穩(wěn)態(tài)法來測定表面活性劑相對滲透率，對比油水相對滲透率曲線和表面活性劑相對滲透率曲線的差別，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖1所示。隨著表面活性劑的注入，可動油飽和度明顯

37、增加，殘余油飽和度降到了30%左右，擴(kuò)大了油、水兩相共滲區(qū)范圍，采出程度得到一定程度的提高；油相相對滲透率曲線明顯抬高，水相相對滲透率曲線提高幅度較小，相同含水飽和度條件下，油井含水率將大幅下降;油、水等滲點(diǎn)發(fā)生右移，說明表面活性劑溶液驅(qū)后，油層巖石表面物理化學(xué)性質(zhì)發(fā)生了變化，巖石表面親水性進(jìn)一步增強(qiáng)。13降壓實(shí)驗(yàn)使用滲透率不同的2塊天然巖心進(jìn)行平行實(shí)驗(yàn)，水驅(qū)至壓力穩(wěn)定，改為0.5%ns1表面活性劑驅(qū)，接著后續(xù)水驅(qū)，比較表面活性劑不同用量下的降壓效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表1所示。降壓實(shí)驗(yàn)表明，降壓率隨著表面活性劑注入量的增加而增大，當(dāng)表面活性劑注入量大于0.5 pv時，降壓率的增幅變緩，并最終趨于穩(wěn)定

38、。通過注入0.5 pv濃度為0.5%的ns1表面活性劑，注入壓力可降低25%以上(圖2)，且在后續(xù)水驅(qū)過程中壓力比較穩(wěn)定，降壓作用明顯，最終確定表面活性劑的段塞尺寸為0.5 pv(圖3)。二、油水滲流時油層中力的分析1.毛管壓力在油層巖石毛管中，由于兩種不互溶的流體(油、水)間存在張力，界面上產(chǎn)生壓力差，即毛管壓力。兩種流體中有一種流體比另外一種流體更能優(yōu)先潤濕固體表面。毛管壓力可以表現(xiàn)為毛管的液體上升或下降，既可以是正值，也可能是負(fù)值，主要由優(yōu)先潤濕性決定，非潤濕相壓力較大。顯然，毛管壓力與液-液界面張力、流體潤濕性及毛管大小有關(guān)。具有較低壓力的一相總是優(yōu)先潤濕毛管。假設(shè)毛管半徑為r,油水界

39、面張力為,在不考慮接觸角的情況下,即油層巖石完全油濕,彎液面兩側(cè)的壓力差即毛管力c的大小為: 式中,po油相壓力;pw水相壓力。當(dāng)上述油水體系在毛管孔隙中處于靜止平衡狀態(tài)時,若r=1m,=5 mn/m,則毛管力pc=104n/m2。顯然,使注入水在毛管孔隙中流動,外加的壓力必須大于pc,pc即通常所說的毛管阻力。設(shè)孔喉平均長度l為50m,則使注入水流動所需的壓力梯度為:(p1-p2)/l=2108n/m。顯然,這樣大的壓力梯度,在油田的實(shí)際開發(fā)過程中根本無法實(shí)現(xiàn),目前水驅(qū)的壓力梯度大約只有10kpa/m。若將界面張力降低2104倍,注水就可以克服毛管阻力開始流動。當(dāng)驅(qū)動壓力梯度大于或等于毛管壓

40、力梯度時,注入水開始流動,即有:仍設(shè)孔喉長度l為50m,半徑為1m,驅(qū)動壓力梯度為10 kpa/m,代入式(3),可求出2.510-4mn/m?？梢?要使毛管中油滴的阻力降低、水的注入能力提高、注水壓力降低,必須降低注入水的界面張力,這是采用表面活性劑增注的一個重要原理。2.巖石潤濕性以上分析認(rèn)識是建立在砂巖表面潤濕性為強(qiáng)親油的假設(shè)基礎(chǔ)上得到的。事實(shí)上,在公式pc=2/r中省略了表征巖層潤濕性的重要參數(shù)cosw,其中w為水相潤濕角。完善的兩相滲流毛管力方程應(yīng)為: (4)可見,在考慮油層潤濕性的情況下,油層親水性越強(qiáng),水的毛管壓力越低,注水壓力也越低,對超低界面張力值的要求相應(yīng)降低。第六章 分子

41、膜增注工藝根據(jù)油藏分類標(biāo)準(zhǔn),滲透率低于1010-3m2的油藏被定義為特低滲透油藏。在注水開發(fā)過程中，特低滲透油藏普遍存在注水壓力高，注水量不能滿足地質(zhì)配注要求,導(dǎo)致地層能量不能得到及時補(bǔ)充而影響注水開發(fā)效果。究其原因：一是特低滲透油藏近井地帶巖石的強(qiáng)親水性導(dǎo)致水鎖，造成注水壓力不斷升高，注水困難；二是隨著注水時間的延長，注水井近井地帶孔道內(nèi)的油膜逐漸被注入水沖洗掉，形成的水膜越來越厚，水相滲透率逐漸降低,水滲流阻力越來越大，最后導(dǎo)致注水壓力上升，注水效率下降，地層長期欠注；三是特低滲透油藏主要以低孔為主，喉道中值半徑小于1m，儲層黏土礦物含量相對較高，敏感性強(qiáng)，極易受到傷害，造成注水困難甚至注

42、不進(jìn)水。為了有效啟動低滲、特低滲透儲層，提高該油藏的注水開發(fā)效果，嘗試注入一種帶有陽離子基團(tuán)的分子膜溶液，分子膜溶液通過吸附改變巖石的潤濕性，降低水的流動阻力，提高水相滲透率，從而降低注水壓力，改善吸水能力和注水開發(fā)效果。分子膜技術(shù)源于20世紀(jì)80年代末在俄羅斯油田的成功應(yīng)用，在21世紀(jì)初引入我國首先在驅(qū)油試驗(yàn)中獲得成功。試驗(yàn)中發(fā)現(xiàn)，分子膜吸附于巖石孔隙內(nèi)表面可以改變巖石的潤濕性,利用其憎水性和吸附能力隔開地層巖石與水的接觸，有效增大儲層孔隙流通半徑，大幅降低注入水在孔隙中的流動阻力，消除水鎖傷害,提高水相滲透率,避免黏土顆粒的水化膨脹,因而提高油藏的吸水能力，起到降壓增注的作用。之后在勝利、

43、中原等油田中低滲透油藏(滲透率大于3010-3m2)進(jìn)行降壓增注試驗(yàn)并取得成功，為解決特低滲透油藏注水難題提供了技術(shù)思路。分子膜增注是一種新型的增注技術(shù)，它是以水溶液為傳遞介質(zhì)，膜劑分子依靠靜電相互作用為成膜動力，膜劑有效分子沉積在呈負(fù)電性的巖石表面，形成超薄表面分子膜，改變巖石的潤濕性，降低界面粘滯阻力，增大水分子擴(kuò)散能力，使巖石表面更加親水，從而達(dá)到增產(chǎn)、增注、提高原油采收率的目的。特別是對于地層物性比較差、親油巖層，效果明顯。一、分子膜增注機(jī)理分子膜增注技術(shù)主要是針對低滲透、特低滲透油藏的。這類油藏由于注入水的長期沖刷，使巖石表面的油膜被沖刷掉，表面形成一層不可流動的水膜，親水性越強(qiáng)水膜

44、越厚，無形中使孔隙的有效通水半徑縮小，使儲層的滲流能力變差，注水壓力上升，吸水指數(shù)下降，從而影響水驅(qū)油效率。分子膜是一種帶有陽離子基團(tuán)的聚合物，以水溶液為傳遞介質(zhì)，膜劑分子依靠靜電作用作為成膜動力，膜劑有效分子沉積在呈負(fù)電性的巖石表面，改變儲層表面的性質(zhì)。分子膜劑吸附在巖石的表面，將巖石表面的水膜剝離，使水流通道增大，從而降低注水壓力。分子膜增注液體體系主要由納米分子膜溶液及前置處理液組成，通過一定的工藝方式注入到地層后，不僅可以解除有機(jī)物與無機(jī)物堵塞,同時注入的分子成膜劑(帶有陽離子基團(tuán)的物質(zhì))與帶有負(fù)電荷的儲層巖石孔隙表面產(chǎn)生靜電吸附作用，可在孔道表面形成一層納米級的分子沉積膜，迫使原來吸

45、附在孔喉壁面的水膜變薄、脫落繼而替代原有的水膜，改變巖石潤濕性,擴(kuò)大孔道半徑，減小水的流動阻力，提高水相滲透率。同時，由于存在分子沉積膜，使注入水不能與巖石表面接觸，能夠有效阻止黏土顆粒的膨脹與運(yùn)移，提高注水效率。二、實(shí)驗(yàn)研究sh油田是一個注水開發(fā)的多層非均質(zhì)砂巖油田，儲層縱向及平面上滲透率差異大，欠注井層逐年升高，主要集中在低滲油層，大部分井層采用常規(guī)酸化或升壓措施后仍然無效或有效期短，為減少酸化增注和作業(yè)成本，諸如分子膜增注的非酸化增注措施顯得異常迫切。分子膜能夠改變固液界面、油水界面的潤濕性，降低粘滯阻力，降低毛細(xì)管阻力，消除油堵、水堵傷害，達(dá)到增注的持續(xù)有效。該技術(shù)在實(shí)驗(yàn)室研究和現(xiàn)場應(yīng)

46、用中均見到了好的效果。. 分子膜增注的研究分子膜（活性分子）是以水溶液為傳遞介質(zhì)，膜劑分子依靠靜電相互作用為成膜動力，沉積在呈負(fù)電性的巖石表面，形成超薄表面分子膜，改變固液界面、油水界面的潤濕性，降低毛細(xì)管阻力，增大水分子擴(kuò)散能力，使巖石表面更加親水，提高水分子的運(yùn)動擴(kuò)散力和驅(qū)油能力，從而達(dá)到增產(chǎn)、增注、提高原油采收率的目的。.改變潤濕性分子膜通過吸附改變油水液液界面的潤濕性，降低毛管壓力。）分子膜可拉成長的細(xì)絲，使油濕孔隙壁上的吸附油流動，即孔隙半徑增大。）分子膜可使巖石表面由油濕或水濕變?yōu)槿跛疂?；同時可降低粘滯阻力和毛管阻力。.降低注入壓力分子膜可降低致密超低滲透注水井的注入壓力。表為分子

47、膜劑驅(qū)與注入水驅(qū)壓力對比表。從表可以看出，分子膜驅(qū)油劑可使注入壓力降低mpa。用于儲層物性差、常規(guī)酸化無效井層增注，能取得較好的增注效果。.提高驅(qū)油效率取.的分子膜劑，放在水中攪勻，放置以上。對實(shí)驗(yàn)巖樣（巖樣號，孔隙度.，滲透率.2，孔隙體積.，外觀體積.，截面積.，長度.）注入孔隙體積為.的該分子膜劑，效果最好。取不同濃度和體積的分子膜劑共進(jìn)行了次分子膜劑提高驅(qū)油效率試驗(yàn)（圖）。提高驅(qū)油效率大于的次；提高驅(qū)油效率的次；提高驅(qū)油效率的次；提高驅(qū)油效率.的次，平均提高驅(qū)油效率.。 圖分子膜劑驅(qū)驅(qū)油效率曲線分子膜單井降壓增注實(shí)驗(yàn)井效果評價 雙井是雙河油田江河區(qū)月月日新投的一口注水井，射孔層位核三段

48、油組、共個小層，全井合注，配注，投注后在泵壓.、油壓.壓力下全井不吸水，欠注嚴(yán)重。按照以往的工作思路，就是采取常規(guī)酸化措施解除近井地帶污染堵塞，擴(kuò)大吸水通道，達(dá)到解堵增注的目的。但是常規(guī)酸化存在二次沉淀污染，易對地層產(chǎn)生新的傷害，重復(fù)酸化次數(shù)過多更容易傷害地層骨架，造成地層出砂，并且酸化的費(fèi)用也比較高。因此，為了減少地層傷害，降低生產(chǎn)成本，通過前期論證和可行性研究，決定對雙井實(shí)施分子膜不動管柱增注措施。雙井基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表。 從表可以看出：該井、小層原油含蠟量高，凝固點(diǎn)高，石蠟析出堵塞了孔隙道；、小層膠質(zhì)瀝青含量偏高，增加了粘度，增加了流動阻力；、小層泥質(zhì)含量較高，堵塞了孔隙道。通過以上分析認(rèn)為該

49、井適合分子膜降壓增注。按表配方對雙-井實(shí)施了分子膜降壓增注。2施工工藝技術(shù)施工工藝技術(shù)步驟如下：洗井：清除井筒污物，為后續(xù)處理液注入創(chuàng)造條件；注入酸液，解除近井地帶無機(jī)垢堵塞和機(jī)械雜質(zhì)造成的堵塞；注入活性防膨液，將酸液替入地層；關(guān)井反應(yīng)，使酸液充分作用；注入清洗預(yù)膜劑，在地層中形成最佳吸附環(huán)境；注入分子膜溶液，剝離巖石表面的水膜、疏通滲流通道，改變巖石表面的潤濕性；關(guān)井，開井正常注水。2008年11月實(shí)施該工藝后，該井由不吸水達(dá)到日注水45m3，實(shí)現(xiàn)増注目標(biāo)。3.結(jié)論 ）分子膜是一種帶有陽離子基團(tuán)的聚合物，以水溶液為傳遞介質(zhì)，膜劑分子依靠靜電作用作為成膜動力，膜劑有效分子沉積在呈負(fù)電性的巖石表

50、面，改變儲層表面的性質(zhì)，剝落水膜，阻止粘土顆粒的膨脹與運(yùn)移，從而提高水相滲透率，降低水的流動阻力，達(dá)到降壓增注的目的。 ）分子膜濃度與驅(qū)替量是影響増注的關(guān)鍵因素，優(yōu)化參數(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)改善巖心滲透率的效果。 ）室內(nèi)試驗(yàn)及現(xiàn)場試驗(yàn)效果說明，分子膜增注技術(shù)能夠改變油藏巖石的潤濕性，提高水相滲透率，降低注水壓力，這必將在油田注水開發(fā)過程中發(fā)揮重要作用。三、特低滲油藏的應(yīng)用1.分子膜體系評價為使分子膜溶液能夠順利進(jìn)入特低滲透巖心和油藏孔隙中(主要孔喉半徑分布為0.11.0m)，并在孔隙表面形成沉積膜，優(yōu)選分子膜體系中的最大離散顆粒尺寸小于300 nm。1.1 儲層相對滲透率變化特征用丘陵油田特低滲透砂巖巖心

51、經(jīng)石油浸醚蒸餾清洗干凈后抽真空測空氣滲透率，然后浸泡于注入水中，飽和水后注水至壓力、流量穩(wěn)定，計算水相絕對滲透率；用煤油驅(qū)替注入水，至壓力、流量穩(wěn)定且出口無水流出，計算油相相對滲透率kro1；注水驅(qū)替煤油至25 pv且出口無油流出，計算水相相對滲透率krw1；再注入1 pv質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的分子膜溶液，注入完畢后，關(guān)閉流程12 h，然后重復(fù)實(shí)驗(yàn)步驟，計算kro2和krw2。分子膜處理巖心前后油水相對滲透率曲線見圖1(sw為含水飽和度)。由圖1可見,經(jīng)分子膜溶液處理后，水的相對滲透率大幅增加，油的相對滲透率明顯降低。1.2儲層潤濕性變化特征在界面張力作用下,油-水、油-固體、水-固體之間的接觸

52、界面形成一個穩(wěn)定的接觸角。接觸角小于90時，固體表面呈親水性;接觸角為90時，固體表面呈雙重潤濕性；接觸角大于90時，固體表面呈親油性(即憎水性)。根據(jù)拉普拉斯方程(彎液面為球面)，儲層毛細(xì)管中彎液面兩側(cè)非潤濕相壓力與潤濕相壓力之差即毛管壓力。式中：pe為毛管壓力；為界面張力；為接觸角；r為孔隙半徑。在、r不變的情況下，毛管壓力與cos成正比。由于毛管壓力作用于非潤濕相方向，當(dāng)儲層孔隙表面呈親水性(接觸角小于90)，cos、pe為正值，毛管壓力表現(xiàn)為驅(qū)水阻力，增加驅(qū)排孔隙表面吸附水的難度；當(dāng)孔隙表面呈憎水性(接觸角大于90)，cos、pe為負(fù)值，毛管壓力表現(xiàn)為驅(qū)排孔隙表面吸附水的動力。用測定潤

53、濕角(液體處于靜止?fàn)顟B(tài)的接觸角)實(shí)驗(yàn)法評價砂巖、石英薄片在煤油(12 h)、分子膜溶液(24 h)中浸泡前后潤濕性的變化.實(shí)驗(yàn)中先測定水滴的高度h和與巖石接觸面周長c，再計算潤濕角(tan(/2)=2h/c)。實(shí)驗(yàn)測得砂巖、石英凈薄片表面水滴的潤濕角、煤油浸泡后薄片表面水滴的潤濕角、分子膜溶液浸泡后薄片表面水滴的潤濕角，結(jié)果巖石類型凈薄片浸煤油(12 h)浸分子膜溶液(24 h)見表1。由表1看出，砂巖、石英薄片經(jīng)煤油處理后潤濕角雖然增大，但潤濕性未發(fā)生改變；經(jīng)過分子膜溶液浸泡后2種薄片潤濕性發(fā)生變化，由強(qiáng)親水性變成強(qiáng)憎水性?？梢?，由于分子膜在巖心薄片表面存在吸附作用，導(dǎo)致巖心薄片表面呈強(qiáng)憎水

54、性。2.3分子膜吸附特性注入儲層孔隙中的分子膜溶液，由于其分子成膜劑帶有陽離子基團(tuán)，極易與帶有負(fù)電荷的巖石骨架表面和孔隙表面產(chǎn)生吸附效應(yīng)。將特低滲含油巖心、水驅(qū)后巖心和用分子膜溶液驅(qū)替后的巖心薄片樣放入透射電鏡，可以觀察到驅(qū)替前巖心孔隙表面的油膜、水驅(qū)替后油膜變少及水膜吸附、分子膜驅(qū)替水膜吸附在巖心孔隙表面的情況。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，分子膜溶液易吸附于巖心孔隙表面，使巖心孔隙比面積增大，改變界面性質(zhì)，有利于流動。第七章 酸化増注技術(shù)一、開展酸化增注技術(shù)研究的必要性大多數(shù)注水井注水壓力逐年增高，注水量逐漸減少，嚴(yán)重影響了注水開發(fā)效果。分析認(rèn)為，酸化工作液的針對性差、酸化過程中的二次傷害的存在、酸巖反應(yīng)

55、認(rèn)識的不足、質(zhì)量控制的不完備是導(dǎo)致注水井酸化增注效果差的主要原因。為解決這一問題，必須系統(tǒng)全面地研究儲層地質(zhì)特征，實(shí)驗(yàn)分析儲層的潛在傷害因素、各種工程作業(yè)、酸化增注過程以及注入水本身對儲層的傷害機(jī)理和傷害程度，研究適宜的酸化工作液體系和酸化工藝技術(shù)，解除近井地帶的傷害，恢復(fù)和提高油層的吸水能力。酸化效果試驗(yàn)1.注水井傷害機(jī)理分析分析與研究清水、未經(jīng)處理的污水、有機(jī)堵塞、以往酸化壓裂措施可能對地層的潛在傷害。1.1酸化增注方案優(yōu)選分析對具體井層而言應(yīng)根據(jù)巖性、物性及傷害因素，采用最經(jīng)濟(jì)有效的酸化增注處理措施，如：砂巖基質(zhì)解堵酸化、碳酸鹽巖基質(zhì)酸化、稠化酸壓工藝、“稠化酸壓+閉合酸化”工藝、多級注

56、入酸化工藝等。1.2低滲欠注井酸化增注難點(diǎn)及技術(shù)對策(1)重復(fù)酸化井對儲層造成的傷害在同井層多次采用酸化處理，將會形成較復(fù)雜的、嚴(yán)重的儲層傷害，且傷害的程度是多種傷害的綜合反映。重復(fù)酸化使射孔層段井筒變大；膠結(jié)物、基質(zhì)或粘土礦物、長石等溶解后，大量砂粒脫落，部分砂粒隨注人液進(jìn)人儲層孔隙會堵塞孔道，導(dǎo)致滲透能力降低;部分砂粒受重力作用沉人井底，使井底抬高，有時甚至使射孔層段變小，降低完善系數(shù);砂粒在井況工作制度變化時還會堵塞油管，增大流動阻力，降低吸水能力。重復(fù)酸化因采用的酸體系和添加劑不同，形成的二次沉淀物不同，部分沉淀物土酸不能消除，形成永久傷害。為消除重復(fù)酸化形成的傷害，須對歷次酸化采用的添加劑及酸的類型、濃度、配伍性及壓力、排量、用量等施工參數(shù)作具體分析，弄清傷害的類型、程度，采取相應(yīng)的措施。（2）低滲透層傷害分析低滲欠注層的孔