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1、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
2、害试验结果岩心号试验温度K010-3m2K110-3m2D%备注义37-34-12014.515.0165.5未滤卤水义37-34-22018.2513.5125.9精滤卤水义37-34-32016.087.5455.3未滤污水义37-34-42016.8716.084.68精滤污水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
3、）、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。
4、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0.40.5MPa。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岩心号Ko110-3m2Ko210-3m2H%义37-34-519.6118.1592.6义5-12-3-38.637.8991.4注：表中Ko1暂堵前油相渗透率，Ko2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，
5、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 阻垢剂用量，%阻垢率，%0.010.050.100.200.400
6、.600.80备注对卤水与地层水混合液阻垢率64.9975.0281.7289.1892.5095.0097.50120对污水与地层水混合液阻垢率79.6487.6390.8695.0596.6197.3198.39120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。
7、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岩心号试验温度K010-3m2K110-3m2D%备注义5-12-3-46010.288.8713.7通过滤卤水、地层水混合液义5-12-3-5602.532.1415.4通过滤污水、地层水混合液注：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
8、井液改进现场试验表5 油层保护技术现场施工统计表序号井号油层深度施工用量措施前日油措施前日液措施后日油措施后日液1D35-X834132t暂堵剂1.32.64.08.12C913-320421.5t暂堵剂141435353E4-3-1632001.5t暂堵剂001.85.64E65-4-232481t暂堵剂+160kg多功能添加剂1.85.74.222.55E5-733041t暂堵剂+160kg多功能添加剂1.711.44.714.26E65-429621t暂堵剂+160kg多功能添加剂1.68.44.619.67E11-4428331.t暂堵剂+160kg多功能添加剂1.614.74.326
9、.88E65-122900污水30方+120kg多功能添加剂2.02.04.16.29E5-3-13000卤水30方+160kg多功能添加剂1.215.11.441.210E102-1223100卤水30方+160kg多功能添加剂001.232.411E112-329001.t暂堵剂2.72.71010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
10、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
11、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
12、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。3、 水性：离子含量有变化（mg/l）钙下降60%，碳酸氢根下降30%。类型钙离子镁离子碳酸氢根备注处理前5082438131852目前首站污水外输值处理后20241071改性后指标4、 配伍实验：90度条件下，与渤南污水混合后无结垢现象发生。高温下，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
13、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 实验测定渣量0.035%。按照这个数据计算，假设首站日处理污水10000m3，则每天渣量3.5t。结论：水质改性技术较好的解决了渤南油田储层损害的两大难题：悬浮物及含油超标和结垢。（二） 渤四站高温防垢剂的试验试验结果及分析试验温度为110。数据处理采用了常用的伤害率处理方法，以标准盐水测定的岩心渗透率作为初始渗透率。流体通过岩心的流量为1.00ml/min。1、埕1注未滤污水岩心伤害试验表1 埕1注未滤污水对渤南油田岩心伤害试验数据注入体积倍数Vp01020304050岩心渗透率10-3m21.721.280.660.47
14、0.320.21伤害率%25.5861.6372.6781.4087.79从试验结果可以看出：试验岩心的渗透率随着注入污水的体积增加呈下降的趋势。当注入倍数为50体积倍数时，岩心的伤害率已接近90%。曲线特征具有开始部分下降较快，后来下降趋缓的特征。污水对岩心的伤害除了所含固相颗粒伤害外，还包括污水中所含原油对岩心的伤害，同时，可能还包括污水在110温度下结垢带来的伤害。综合伤害较严重。2、埕1注过滤污水岩心伤害试验所用污水经过0.22m滤膜过滤，排除了固相颗粒及原油对岩心的伤害。试验结果见下表。表2 埕1注过滤污水对渤南油田岩心伤害试验数据注入体积倍数Vp01020304050岩心渗透率10
15、-3m22.412.292.232.181.911.76伤害率%4.987.479.5420.7526.97该试验所通污水都经过了精细过滤，排除了污水中固相颗粒和原油对岩心的伤害。所以，根据以往对渤南油田的大量室内试验，该试验过程中引起岩心渗透率降低的因素，主要是由于污水在高温下结垢产生的，即结垢对岩心的伤害。3、埕1注未滤污水（加100ppm阻垢剂）岩心伤害试验该试验降低了结垢对岩心的伤害，其目的主要是考察埕1注污水中固相颗粒及含油对渤南油田岩心的伤害程度。试验结果见下表。表3 埕1注未滤污水（加100ppm阻垢剂）对渤南油田岩心伤害试验注入体积倍数Vp01020304050岩心渗透率10-
16、3m22.832.171.851.371.100.92伤害率%23.3234.6351.5961.1367.49从试验结果可以看出：随着注入污水的体积倍数增加，岩心渗透率呈现下降的趋势。与未加阻垢剂的污水伤害试验结果相比，相同的体积倍数下，岩心的伤害率要小一些，这也说明了，埕1注污水在110时有结垢产生。该试验由于加入了一定量的阻垢剂，因此，降低了结垢对岩心的伤害。4、埕1注过滤污水（加100ppm阻垢剂）岩心伤害试验该试验的目的主要是考察埕1注精滤污水加阻垢剂后对渤南油田岩心的伤害程度。试验结果见下表。表4 埕1注过滤污水（加100ppm阻垢剂）对渤南油田岩心伤害试验注入体积倍数Vp0102
17、0304050岩心渗透率10-3m21.981.901.831.871.781.81伤害率%4.047.585.5610.108.59从试验结果可以看出：过滤后的污水，加入阻垢剂后，对试验岩心的伤害较小。说明阻垢剂起到了阻垢作用。防垢剂的现场实验：室内评价了一种防垢剂，效果较好。序号加药量（ppm）温度（度）阻垢率（%）11090762209085330909245090100现场加药量30ppm，加药采用微量计量泵24 小时连续加药。自从3月29日实验以来，实验一直正常进行，室内实验阻垢率保持在 90%以上。结论及建议埕东污水对渤南四区天然岩心的综合伤害较严重：伤害因素主要有污水中的固相颗粒
18、、污水中所含的原油及污水在高温下结垢。对埕东污水进行精细过滤处理及加入一定量阻垢剂后，可以作为渤南油田的注入水。飞雁滩三采母液与孤岛三采母液之比较由于飞雁滩注聚站母液粘度总是没有孤岛母液粘度高，为此，我们对影响母液粘度的诸多因素如：干粉、配制用溶剂（清水）、水解时间、破乳剂的加入等进行了调查，并对两种母液粘度进行了比较、分析。以下表1、表2、表6的母液粘度均是实验室条件下配制的5000ppm浓度的测定值；粘度单位：mpa.s50分钟2小时3小时河口干粉234025442500孤岛干粉269928902870表1：河口干粉与孤岛干粉溶于河口清水的母液粘度对比表2：河口干粉与孤岛干粉溶于孤岛清水的
19、母液粘度对比50分钟2小时3小时河口干粉238924292410孤岛干粉275929543004分析：通过表1、表2可以看出干粉的影响因素是主要的，清水的影响因素是次要，并且粘度与熟化时间有一定影响。表3：河口现场配制母液1：1加入河口清水和孤岛清水河口清水590孤岛清水664备注：磁力搅拌15分钟表4：河口现场配制母液1：1加入河口污水和孤岛污水河口污水225孤岛污水245备注：磁力搅拌15分钟分析：通过表3、表4可以看出在测定误差范围内河口水与孤岛水的影响因素不是主要的。表5：河口现场配制母液放置后的测定6月27日测定值当时1小时后2小时后4小时后23822509262925547月12日
20、测定值当时1小时后23202560分析：因河口三采母液熟化时间50分钟，而孤岛母液熟化时间为90120分钟，通过以上数据可以看出河口熟化时间未达到最佳状态。表6：河口母液加入该站用SP169破乳剂原样50ppm100ppm235023942300分析：破乳剂对母液粘度的影响很微弱。由于孤岛三采应用的干粉为东营产品，飞雁滩三采应用的是3530进口产品，不是同一个型号。根据孤岛三采技术资料，孤岛应用3530时，现场粘度2700mpa.s左右，目前现场粘度3000mpa.s左右（10%）。综上分析，河口母液粘度偏低主要影响因素为干粉和熟化时间的影响。针对河口与孤岛清水、污水我们进行了矿化度对比河口清水河口飞雁滩污水孤岛清水孤岛污水87445686646855单位：mg/l12兰花书屋