油气田开发生产中的保护油气层技术
第一节概述
一、油气田开发生产中油气层损害的特点
油气田开发生产过程是油气层发生动态变化的过程。
油气层一旦投入开发生产，油气层的压力、温度及其储渗特性都在不断地发生变化。同时，各个作业环节带给油气层的各类入井流体及固相微粒也参与了以上的变化。这种变化过程主要包括以下几个方面：（1）在油气层的储集空间中，油、气、水不断重新分布。例如：注气、注水引起含水、含气饱和度改变；（2）油气层的岩石储、渗空间不断改变。例如：粘土矿物遇淡水发生膨胀，引起储、渗空间减少，严重时堵塞孔道，外来固相微粒或各种垢的堵塞作用，使储、渗空间缩小；（3）岩石的润湿性改变或润湿反转。例如：阳离子表面活性剂能改变油层岩石的表面性质；（4）油气层的水动力学场（压力、地应力、天然驱动能量）和温度场不断破坏和不断重新平衡。例如：注蒸汽使地层压力、温度升高，改善了油的粘度，使油的相对渗透率增加，但是，由于热蒸汽到地下冷却后可凝析出淡水，很可能会造成水敏损害。诸如上述多种变化常常表现为固相微粒堵塞、微粒运移、次生矿物沉积、结垢、乳化堵塞、润湿反转、细菌堵塞、出砂等等多种损害方式。其本质是不断地改变油、气、水的相对渗透率。如果开发生产中措施得当，避免了损害，保护了油气层，就可改善油、气的相对渗透率，可望获得高的采收率；反之，若措施不当，损害了油气层，则可能降低油、气、水的相对渗透率，得到的是一个低的采收率。因此，油气田开发生产中油气层保护技术的核心是防止油气层的储、渗空间的堵塞和缩小，控制油、气、水的分布，使之有利于油、气的采出。
开发生产过程中油层损害的本质是指油层有效渗透率的降低。有效渗透率的降低包括了绝对渗透率的降低和相对渗透率的降低。绝对渗透率的降低主要指岩石储渗空间的改变。引起变化的原因有：外来固相的侵入、水化膨胀、酸敏损害、碱敏损害、微粒运移、结垢、细菌堵塞和应力敏感损害；相对渗透率的降低主要指水锁、贾敏效应、润湿反转和乳化堵塞等引起的。二者损害的最终结果表现为储渗条件的恶化，不利于油气渗流，即有效渗透率降低。
造成损害的本质原因是由于外来作业流体（含固相微粒）进入油层时，与油层本身固有的岩石和所含流体性质不配伍；或者由于外部工作条件如压差、温度、作业时间等改变，引起相对渗透率的下降。油层岩石本身和所含流体的性质是客观存在的，是产生损害的潜在因素，油气田开发生产过程中其原始状态和性质是不断改变的。因此，在开发生产过程中，对油层岩石和流体的性质，应不断地进行再认识，再分析，必须把着眼点放在“动态”上。而开发生产中各作业环节的入井流体和各种工作方式是诱发地层潜在损害的外部因素，是可以人为控制的，它们是实施油层保护技术的着眼点。
与钻井、完井油气层保护技术相比，油气层开发生产中的油气层损害具有如下特点：（1）损害周期长。几乎贯穿于油气田开发生产的整个生命期；（2）损害范围宽。涉及到油气层的深部而不仅仅局限于近井地带，即由点（一口井）到面（整个油气层）；（3）更具有复杂性。井的寿命不等，先期损害程度各异，损害类型和程度更为复杂，地面设备多、流程长，工艺措施种类多而复杂，极易造成二次损害；（4）更具叠加性。每一个作业环节都是在前面一系列作业的基础上叠加进行的，加之作业频率比钻井、完井次数高，因此，损害的叠加性强。
二、油气田开发生产中保护油气层技术的基本思路
油气田开发生产中保护油气层技术的基本思路实质上是保护油气层系列技术的具体化。在绪论中对保护油气层系列技术已经讨论过。值得强调的是油气田开发生产中的油气层损害发生在油气田深部。更具叠加性、复杂性和动态性。因此，它的保护技术的基本思路要把着眼点放在“动态”上，即重新认识油气层的现状是该技术的基本出发点。基本思路方框图如图7-1。
三、油气田开发生产中保护油气层的重要性
油气田开发生产中的油气层保护技术已愈来愈被人们重视，这主要是由于我国的油气田大都处于油田开采中、后期，油田作业的频率比开采初期明显增高，显然，控制各作业环节对油气层的损害，实施油气层保护系列技术，必然是提高作业效率的有效途径之一。同时，石油工业正面向复杂油气藏、特殊油气藏的挑战，这势必面临着投入更多的成本，获得较少
产出的难题。正如第一章绪论中所指出的：油气层保护技术本身就是一种保护资源的系统工程，是“增储上产”的重要措施之一。因此，必须进行油气田开发生产中的油气层保护工作。
此外，目前生产实际也急待油气田开发生产中的保护技术尽快实现系列化、实用化。例如，目前，不少大油田开采进入中、后期，发现地层堵塞严重，有的注水时，使用大功率、大排量，吸水指数不但不增加，反而愈来愈注不进地层。又如，某油田的一个可采储量500万吨的构造，开采一年半，仅采出30万吨，采用不少措施，但效果极差。类似问题不少，这些问题从表面上看，都是生产作业环节的具体技术问题，似乎与保护油气层沾不上边，但核心问题是对目前已经受到损害的对象（油气层）缺乏正确的诊断，或没有切实可行的解除损害的措施，大有束手无策之感，因此，完善、发展油气田开发生产中保护技术是生产实际
图7-1油气田开发生产中保护油气层技术基本思路框图
目前，对油气田开发生产中保护油气层的紧迫性、重要性还远未形成共识。因此，实施油气田开发生产中油气层保护技术，首先要统一认识，站在战略的高度认识其重要性和紧迫性，各级技术决策人、技术监督人和工程技术人员，上下齐心，共同努力，将它作为一项
技术政策来实施，才能实现保护油气层之大业。
第二节采油过程中的保护油气层技术
对于采油过程，虽然没有外来流体进入油气层，但是，仍然存在着油气层被损害的可能性。造成损害的最直接的原因是工作制度不合理。
一、工作制度不合理造成的油气层损害
采油工作制度不合理是指生产压差过大或开采速率过高。其损害可归纳为以下四个方面。
1．应力敏感效应
由于生产压差过大或开采速率过高，使近井壁区井底带岩层结构破坏，胶结强度破坏，发生出砂。采油速度过快，油流在临界流速以上时，增加了产层流体对砂粒的摩擦力、粘滞力和剪切力，加剧砂粒运动。同时，岩石骨架和胶结物的强度受到破坏，微粒开始运移，例如，高岭土、伊利石、微晶石英，微晶长石很容易发生速敏反应。砂和固相微粒被油携带并不断地堵塞储、渗空间，损害地层。
2．生产压差
由于生产压差过大或开采速率过高，发生底水锥进，边水指进，造成生产井过早出水。从渗流的角度考虑，原来的单相流（油）变为两相流（油、水）。油和水由于界面张力以及与岩石润湿性之间的差异可能形成乳化水滴，增加油流粘度，降低油、气的有效流动能力。当它们的尺寸大于孔喉大小时，就会堵塞孔隙，降低油、气的储、渗空间，从而使油的相对渗透率降低，油气层受到损害。从盐垢生成的机理角度考虑，当注入水突破时，由于注入水与地层水在近井地带充分混合产生盐垢，而地层压力系统的压力降低更加剧了这种盐垢的生成，致使油层受到损害。
3．结垢
油气田一旦投入生产，就有油、气从油气层中采出。原有的热动力学和化学平衡被打破，发生两种后果：（1）油气层温度、压力和流体成分的变化会导致无机垢的产生；（2）由于温度、压力、pH值的变化使沥青、石蜡从原油中析出，即有机垢产生。结垢堵塞孔喉是发生在油气层深部的一种难以消除的损害方式。
4．脱气
当油气层压力降到低于饱和压力时，气体不断地从油中析出，油气层储、渗空间的流体由单相变为油、气两相流动，必然造成油的相对渗透率下降，影响最终采收率。
二、采油过程中的保护油气层技术措施
1．生产压差及采油速率的确定
采用优化设计的方法初步确定生产压差和采油速率，并用室内和现场实验对优化方案进行评价，然后推广应用。
根据油气层的储量大小、集中程度、地层能量、压力高低、渗透性、孔隙度、疏松程度、流体粘度、含气区与含水区的范围，以及生产中的垂向、水平向距离，通过试井和试采及数模方案对比，优化得出采油工作制度。然后作室内和室外矿场评价，最终确定应采用的工作制度。值得强调的是：若新区投产，所采用的基础数据是投产前取得的数据；若老区改造，其数据为改造前再认识油气层的数据。要充分重视采油过程中损害的“动态”特点。
2．保持油气层压力开采
保持油气层在饱和压力以上开采，可达到同一产量的油井维持较高的井底压力，充分延长自喷期，降低生成成本。同时，保持地层压力可以延缓或减少原油中溶解气在采油生产中的逸出时间，以及减缓油层的出砂趋势，提高采收率。保持地层压力开采，可避免气相的出现和压力降低引起有机垢及无机垢等损害发生。我国多数油田采用早期注水开发以保持油气层压力，这对保护油气层是十分有利的措施之一。
3．对不同的油气层采用不同的预防损害措施
每个油气层岩性和流体都有自身的特点，应采取的预防损害措施也各有不同，因此不能一概而论。例如：当油气层为低渗或特低渗时，预防采油过程中的损害更为重要。因此，要尽可能地保持油气层压力开采避免出现多相流，防止气锁和乳化油滴的封堵损害。当油气层为中、高渗的疏松砂岩时，应正确地选择完井方法、防砂措施、合理地生产压差，以减少油气层损害；对于碳酸岩地层，要尽量避免在采油过程中产生碳酸钙沉淀，堵塞孔道。除了采
用合理的生产压差和采油速度外，有时可适当地投放添加剂，例如乙胺四醋酸，破坏产生碳酸钙沉淀的平衡条件，防止碳酸钙沉淀产生。对于中、低渗的稠油层，要尽可能地预防有机垢，如沥青、胶质、蜡从稠油中析出，保持油层压力开采，若技术条件允许，使用热油开采更为有效。
目前，解除采油中地层损害的方法还不够完善。国内、外常用的方法有以下几种：（1）控制生产压差及限制产量，对缓解沉淀和出砂有一定的抑制作用；（2）解除垢的堵塞，如热洗、注抑制剂、酸洗等化学方法；（3）用现代物理方法解堵，如磁化、震荡、超声波等方法。
采油过程中，没有外来入井流体和入井固相微粒诱发地层潜在损害内因产生损害，但损害仍然存在，主要是生产压差过大、采出速率过高造成的。因此，采油过程中油气层保护技术的关键是控制合理的工作制度。
第三节注水中的保护油气层技术
注水过程中，由于外来入井流体（注入水）流入油气层，必然要与油气层的岩石和流体接触，将发生各种损害。
一、注水中的油气层损害分析
不合格的注入水水质引起的地层损害是注水的主要损害。
所谓不合格的注入水水质包括两个方面：一是指注入水与地层岩石不配伍；二是指注入水与地层的流体不配伍。
注入水与地层岩石不配伍表现为：（1）注入水造成地层粘土矿物水化、膨胀、分散和运移；（2）由于注水速度过快，引起地层松散微粒分散、运移；（3）注入水机杂粒径、浓度超标，堵塞孔道等。
注入水使地层粘土水化膨胀甚至分散运移是注水损害的重要原因之一。许多储层含有多达10%-15%的粘土矿物成分。其产状和微结构各异，当使用与粘土不相容的注入水时，会使油藏的孔隙度和渗透率降低。地层损害主要表现为：（1）二价离子的释放能造成表面活性剂的沉淀和聚合物的失效；（2）与表面电荷作用同时出现的离子交换反应能够造成地层结构的破坏；（3）粘土膨胀使孔喉通道变小或堵塞，粘土的机械运移（粘土微粒发生分散、运移）；（4）岩石矿物成分与注入水发生化学反应或化学沉淀等等。不少地层是水润湿的，这种水润湿地层变成油润湿后可以将油的渗透率平均降低约40%。这种损害对气井也同样存在。损害方式多数以水锁或乳状液堵塞的方式出现。砂岩油井更容易遭到此类损害，含低密度沥青的砂岩油井更为严重。此外，一切含有阳离子表面活性剂过滤液、防腐剂、杀菌剂、破乳剂、含沥青油基液盐水、含油液体等都会使砂岩、粘土碳酸盐岩油湿，从而造成严重的水锁和乳状液堵塞损害。注入水的注水速度与注水储层岩石结构的不配伍会产生速敏反应，地层岩石产生新的微粒并运移堵塞孔喉通道，造成地层损害。损害程度主要由能起动的地层微粒数量、粒度分布及与孔喉的级配、微粒的类型来决定。注入水中的机械杂质堵塞地层常表现为以下形式：（1）射孔孔眼变窄；（2）固相颗粒侵入地层在井壁带形成泥饼；（3）井底位置相对升高；（4）射孔孔眼堵塞。机械杂质堵塞地层的严重程度是地层孔喉与机械杂质颗粒大小匹配关系的函数。机械杂质浓度愈高，地层堵塞愈严重，注水井的吸入能力衰减愈快。
表7-1 油田常见水垢
注入水与地层流体不配伍主要表现在注入水与地层水不配伍，产生沉淀和结垢；注入水造成地层温度下降，也会产生有机垢。一般而言，离子浓度、pH值、总含盐量、溶解度、温度、压力、接触时间和搅动程度对结垢都会产生影响。要强调的是注入水引起的大面积地温度下降，不仅使油变稠，使流动阻力增加，而且常常会引起有机垢、无机垢同时产生，堵塞油气层。油田常见的水垢如表7-1所示。结垢是油田水水质控制中遇到的最严重问题之一。结垢可以发生在地层和井筒的各个部位。有些沉淀以悬浮颗粒的形式存在，在流动中堵塞孔喉通道，有的也可能在储、渗空间岩石表面结成固体的垢，减少了孔隙通道有效横截面，甚至会完全堵死孔道，从而损害地层。当然，注入水中含有超标的细菌、溶解氧、铁离子、二氧化碳等都极易产生各类沉淀，堵塞地层，注水引起地层损害的具体分类，见表7-2。
表7-2 注水引起的地层损害类型
综上所述，由于水质所引起地层损害包括两个基本因素：被注地层自身的岩性与它所含流体特性；注入水的水质。前者是客观存在的，是引起地层损害的潜在因素，而后者是诱发地层损害发生的外部因素，是可以通过主观努力而控制的，因此，控制注入水水质、采用合理注水强度，平稳注水是减少注水损害的技术关键。
二、注水中保护油气层技术
1．建立合理的工作制度
在临界流速下注水。室内速敏实验已求出油气层的临界流速，根据该流速可以计算出与之相应的生产中注水临界速度。一般而言，只要控制注水速度在临界流速以下，可防止速敏损害发生。
控制注水、注采平衡可以有效地防止水指进或减缓指进、水锥的形成，防止乳化堵塞，提高驱油效果。
2．控制注水水质
前面已经讨论了要控制注入水引起的油气层损害，必须从控制注入水水质入手，因此注入水入井前要进行严格的注入水水质处理。
注入水水质是指溶解在水中的矿物盐、有机质和气体的总含量，以及水中悬浮物含量及其粒度分布。水质指标可分为物理指标和化学指标两大类。通常，物理指标是指水的温度、相对密度、悬浮物含量及其粒度分布、石油的含量。注入水的化学指标是指盐的总含量、阳离子（如钙、镁、铁、锰、钠和钾等）的含量、阴离子（如重碳酸根、碳酸根、硫酸根、氯离子、硫离子）的含量、硬度与碱度、氧化度、pH值、水型、溶解氧、细菌等等。对于某一特定的油气层，合格的水质必须满足注入水与地层岩石及其流体相配伍的物理和化学指标。
一般注入水满足以下要求：
（1）机杂含量及其粒径不堵塞喉道；
（2）注入水中的溶解气、细菌等造成的腐蚀产物、沉淀不造成油气层堵塞；
（3）与油气层水相配伍；
（4）与油气层的岩石和原油相配伍。
目前，我国有关部门已制订了注入水水质标准，表7-3就是我国石油工业不同时期制订的碎屑岩油田注入水水质标准。
要强调的是，不同的油气层应有与之相应的合格水质，切忌用一种水质标准来对所有不同类型的油气层的注入水水质进行对比评价，中国石油天然气总公司推荐的注入水水质指标（表7-3）不宜笼统地对中、低渗的油气层使用，而是要针对不同的油气层使用不同的注水水质标准。因此，制定一整套水质保障体系是技术的关键，表7-4列出了某油田采用的水质保障体系。
3．正确选用各类处理剂
各种水处理添加剂如防膨剂、破乳剂、杀菌剂、防垢剂、除氧剂等，许多都具有表面活性。在注水水质预处理时应考虑两个原则：（1）选用每种处理剂时，严格控制该剂与地层岩石和地层流体的相溶性，防止生成乳状液及沉淀和结垢，损害地层；（2）同时使用几种处理剂时，严格控制处理剂相互之间发生的化学反应，防止生成新的化学沉淀，从而损害地层。
表7-3我国石油工业不同时期注水水质标准统计表
一旦油气层发生损害，一般难以完全消除。目前常用的消除方法有：（1）使用表面活性剂浸泡。回注表面活性剂地层，并用回流帮助浸泡，使油润湿反转复原为水润湿，恢复地层相对渗透率。向地层注入破乳剂使乳状液破乳。由于油、水分散，解除了乳状液的堵塞，故使降低了的相对渗透率又复回升。这种方法一般称为化学解堵。（2）化学除垢。目前国内外采用的除垢剂有若干种，不同的水垢应采用不同的化学除垢剂。水垢大致可分为三类：一类是水溶性水垢；二类是酸溶性水垢；三类是化学不活泼的水垢。前两类常使用相应的化学除垢剂来消除水垢；后者常因水垢既不溶于水也不溶于酸而用化学方法难以收到预期效果，因此采用机械方法除垢。常用的消除水垢的机械方法有爆炸、钻磨、扩眼、补孔等。目前，现代物理方法如核磁共振、超声波振荡等也开始被考虑用于解堵。
表7-4某油田注入水水质保障体系
第四节增产作业中的保护油气层技术
本节主要讨论酸化、压裂作业中的油气层损害和保护技术。
一、酸化作业中的油气层损害
酸化作业中的油气层损害可归纳为两个主要方面：一方面是酸与油气层岩石和流动不配伍造成的；另一方面是由于施工中管线、设备锈蚀物带入地层造成的堵塞。
1．酸与油气层岩石和流体不配伍造成的损害
酸化的作用原理是通过向油气层注入酸液使之与岩石和胶结物的某些成分以及堵塞物质发生化学溶解反应，并尽可能地将其反应物排出到地面，以此达到沟通地层原有的孔喉和裂缝，扩大油气储、渗空间的目的。因此，酸渣沉淀堵塞孔道是主要的损害方式。若酸与油气层岩石和流体不配伍，必然加剧堵塞损害。
1）酸液与油气层岩石不配伍造成的损害
a．酸液的冲刷及溶解作用造成的微粒运移
酸化过程中，酸溶液在溶解胶结物和堵塞物质时，会不同程度地使油气层岩石的颗粒或微粒松散、脱落，并运移造成堵塞。例如，高岭石类粘土在油气层中大多松散地附着在砂粒表面，随着酸液的冲刷，剥落下来的微粒将发生运移，造成孔隙喉道堵塞。伊利石类粘土在砂岩中可以形成蜂窝状的大微孔，这类微孔可束缚酸中的水，有时发育为毛状的晶体，从而增加了孔隙的弯曲度，引起渗透性降低，更严重的是，它们在酸化过程或酸化后，发生破碎运移，造成孔喉堵塞，损害油气层。
b．酸液与岩石矿物反应产生二次沉淀
酸化是用酸溶解岩石矿物或胶结物和堵塞物质，达到扩大孔隙、裂隙空间的目的。若溶解后的产物再次沉淀，就会重新堵塞孔道，反而减少储、渗空间。显然，这种损害造成酸化失效。因此，控制酸液与油气层岩石反应不产生二次沉淀，是酸化中控制酸液与岩石配伍性的重要技术内容之一。
酸化后的再次沉淀物一般有：（1）铁质沉淀；（2）氢氟酸反应产物沉淀。例如氟硅酸盐和氟铝酸盐牢牢粘附在岩石表面上，造成损害。
2）酸液与油气层流体不配伍造成的损害
a．酸液与油层原油不配伍
当酸液与油气层中沥青原油相接触，就会产生酸渣。酸渣是堵塞孔道的主要物质。酸渣由沥青、树脂、石蜡和其它高分子碳氢化合物组成，是一种胶状的不溶性产物。在沥青原油中，沥青物质以胶态分散相形式存在，它是以高分子量的聚芳烃分子为核心的。此核心被较低分子量的中性树脂和石蜡包围，周围吸附着较轻的和芳香族特性较少的组分组。在与酸液未接触前，这种胶态分散相相当稳定，一旦与酸接触，酸与原油在界面上开始反应，并形成了不溶性的薄层，该薄层的凝聚导致酸渣颗粒形成。酸渣一旦产生，很难消除，将对油气层造成永久性损害。
b．酸液与油气层中的水不配伍
油气层中的水与酸液不配伍，主要表现为反应生成沉淀。当油气层中的水本身富含Na+、Ka+、Mg2+、Fe2+、Fe3+、Al3+等离子，或酸化过程中不断生成上述离子时，会产生有害沉淀，尤其当HF与它们相遇时，会生成氟化物沉淀。如：
2K++SiF62-=K2SiF6↓
2Na++SiF62-=Na2SiF6↓
反应生成的这类氟硅酸盐沉淀，堵塞孔喉通道，损害油气层。
2．不合理施工造成的损害
1）施工管线设备锈蚀物带入油气层生成铁盐沉淀
由于酸具有强的腐蚀作用，尤其对于设备、管线、管柱造成的锈蚀更为突出。配制酸液过程中会有轧屑、鳞屑等铁盐溶于酸液中，这类杂物与酸作用产生沉淀物。外来溶于酸液中的铁大多为三价铁离子，在地层中当残酸pH值将到一定程度时，就会产生沉淀，例如氢氧化铁Fe(OH)3絮状沉淀物，氢氧化硅Si(OH)4沉淀。其化学反应式如下：
H2SiF6 SiF4+2HF
SiF4+4H2O=Si(OH)4↓+4HF
Fe2O3+6HCl=2FeCl3+3H2O
Fe3++3OH-=Fe(OH)3↓
油气层中生成的这类沉淀，引起堵塞，造成储、渗空间缩小，损害地层。
2）排液不及时造成的损害
酸化后不及时排液，残酸会在油气层中过长时间的停留。这样，酸化产生的过剩Ca2+离子与油气层中的二氧化碳（CO2）生成碳酸钙（CaCO3）再次沉淀结垢。这类垢与砂及重油相伴一起堵塞油气层，此外，当残酸浓度降低到很低时，还会产生氢氧化铁Fe（OH）3，氢氧化硅(Si(OH)4)等沉淀，堵塞孔喉，产生损害。
综上所述，酸化作业中油气层损害主要由酸渣和二次沉淀物堵塞引起。因此，酸化作业中的保护油气层技术要从避免产生上述损害入手。
二、酸化作业中保护油气层技术
根据酸化作业中造成油气层损害的原因及方式，采用下列方法对油气层进行保护。
1．选用与油气层岩石和流体相配伍的酸液和添加剂
针对具体油气层，采用与之相适应的保护技术，是油气层保护系列技术的特点之一。对于酸化作业这一“针对性”特点，举例如表7-5所示。
表7-5 酸液和添加剂的选择
实际油气层类型繁多，在选择使用与之相配伍的添加剂和酸液时，必须考虑酸液、添加剂、地层水、岩石、地层原油相互之间的配伍性，达到不沉淀，不堵塞，不降低油气层储、渗空间，有利于油、气的采出的目的。同时应尽可能降低成本。
2．使用前置液
前置液的作用有以下四个方面：
（1）隔开地层水。一般前置液使用15%左右浓度的盐酸，它可以防止氢氟酸（HF）与地层水接触生成不溶性的氟化钙（CaF2）沉淀，在砂岩地层中，它可以防止氢氟酸（HF）与之反应生成氟硅酸，然后氟硅酸与地层水中的K+、Na+等离子反应生成氟硅酸钾（K2SiF6）、氟硅酸钠（Na2SiF6）等沉淀；
（2）溶解含钙、含铁胶结物，避免浪费昂贵的氢氟酸（HF），并大大地降低氟化钙沉淀的形成；
（3）使粘土和砂子表面为水润湿，减少废氢氟酸乳化的可能性；
（4）保持酸度（低pH值）防止生成氢氧化铁（Fe（OH）3）、氢氧化硅（Si（OH）4）沉淀。
3．使用合适的酸液浓度
由于酸化作业本身的工作原理限制，选择合适的酸液浓度是保护油气层的重要技术指标之一。
当酸液浓度过高时，会溶解过量的胶结物和岩石的骨架，破坏岩石结构，引起岩石颗粒剥落，引起堵塞。如土酸中氢氟酸浓度过高，在岩石表面形成沉淀，并且大量溶解砂岩的胶结物，使砂粒脱落，破坏其结构，造成地层出砂，严重者引起地层坍塌造成砂堵。
当酸液浓度过低时，不仅达不到酸化的目的，还会产生二次沉淀，因此，当选用与岩石及流体配伍酸液类型后，选用合适的酸液浓度是同等重要的。
4．及时排液
残酸在油层中停留时间过长，会造成二次沉淀，结垢堵塞地层。因此，必须及时排除残酸。目前采用排液的方法很多，常用的有：抽吸排液、下泵排液、气举排液、液氮排液等。
酸化的保护措施是贯穿于酸化作业每一个环节，技术关键是选择配伍的酸液、添加剂和及时排液。
三、压裂作业中的油气层损害
压裂作业中产生的油气层损害包括两个方面：压裂液与地层岩石和流体不配伍产生的对地层的损害；不良的压裂液添加剂、支撑剂对支撑裂缝导流能力的损害。
1．粘土矿物膨胀和颗粒运移引起的损害
粘土矿物与水基压裂液接触，立即膨胀，使得储、渗空间减小。松散粘附于孔道壁面的粘土颗粒与压裂液接触时分散、剥落、随压裂滤液进入油气层或沿裂缝运动，在孔喉处被卡住，形成桥堵，引起损害。使用以水为基液的压裂液时，水敏、速敏反应是常常发生的损害方式。
2．机械杂质引起的堵塞损害
压裂过程中，机械杂质堵塞孔隙和裂缝通道，缩小储、渗空间，降低相对渗透率是重要的损害方式。机械杂质包括四个方面的来源：（1）压裂液基液携带的不溶物；（2）成胶物质携带的固相微粒；（3）降滤失剂或支撑剂携带的固相微粒；（4）油气层岩石因压裂液浸泡，冲刷作用而脱落下来的微粒。它们被统称为压裂残渣。大颗粒的残渣在岩石表面形成滤饼，可以降低压裂液的滤失，并阻止大颗粒继续流入油气层深部。而较小颗粒的残渣则穿过滤饼
随压裂液进入油气层深部，堵塞孔喉及孔隙。缝壁上的残渣随压裂液的注入，沿支撑缝移动，压裂结束后，这些残渣返流，堵塞填砂裂缝，降低了裂缝的导流能力，严重时使填砂裂缝完全堵塞，致使压裂失败。
3．原油引起的乳化损害
原油与水基压裂液相遇，发生乳化损害。被压裂的油气层中的原油常含有天然乳化剂如胶质、沥青、蜡等，压裂时压裂液的流动具有搅拌作用，在油气层孔隙中形成油水乳化液。原油中的天然乳化剂附着在水滴上形成保护膜，使乳化液滴具有一定的稳定性。这些乳化液滴在毛管、喉道中产生贾敏效应，增加了流体流动阻力，液阻效应有时会叠加产生，有时会聚集造成更严重的液堵。
4．支撑裂缝导流能力的损害
一般，支撑剂要满足：（1）密度低；（2）粒径均匀；（3）强度高；（4）圆球度好。若支撑剂选择不当，必然造成损害。例如，支撑剂粒径分布过大，造成小颗粒支撑剂运移堵塞裂缝。若强度过高，例如，支撑剂的硬度大于岩石硬度时，支撑剂颗粒将嵌入到岩石中；反之若支撑剂强度过低，会被压碎，形成许多微粒、杂质，它们运移堵塞孔隙、缝隙，却不能支撑裂缝，造成裂缝失去导流能力。
压裂工艺本身还会带来“冷却效应”，油气层中的沥青、蜡等析出，形成有机垢，堵塞地层。水锁现象也相伴发生，这种损害与注水、采油等引起油气层温度降低、水锁等损害方式相同。
上述损害因素，前三者是被压裂的油气层岩性和流体所固有的客观因素，一旦压裂液进入油气层，就会诱发这些损害发生，而选择理想的支撑剂、优良的压裂液和添加剂，避免支撑剂层导流能力的损害，是可以人为控制的。
四、压裂作业中保护油气层技术
1．选择与油气层岩石和流体配伍的压裂液
根据被压裂的油气层的特点，有针对性地选用压裂液，表7-6列举几例说明。
表7-6 有针对性地选择压裂液
2．选择合理的添加剂
对不同的压裂要求，采用适当的添加剂。表7-7举例说明。
在使用添加剂时，应考虑两点：（1）添加剂之间不发生沉淀反应，以避免生成新的沉淀垢堵塞孔喉和裂缝；（2）成本合理。
3．合理选择支撑剂
支撑剂的要求：（1）粒径均匀；（2）强度高；（3）杂质含量少；（4）圆球度好。
对于浅层，因闭合压力不大，使用砂子作支撑剂是行之有效的。在油气层条件下用实验方法确定满足压裂效果的粒径及浓度。深度增加随之闭合压力也增加，砂子强度逐渐不能适应。研究表明，在高闭合压力下，粒径小的比粒径大的砂子有较高导流能力，单位面积上浓度高比浓度低的有较高的导流能力。因此，可采用较小粒径的砂子，多层排列以适应较高闭合压力的油气层压裂。对于更高闭合压力的油气层，只有采用高强度支撑剂，例如使用陶粒。近年发展的超级砂，它是在砂子或其它固体颗粒外涂上（或包上）一层塑料，这是一种热固
性材料，在油气层温度下固化。这种支撑剂虽在高闭合压力下会破碎，但能防止破碎后所产生的微粒的移动，仍能保持一定的导流能力。
现场应用表明，陶粒作为支撑剂无论就几何形状（圆度、球度）或强度都比较理想，而且耐高温（可达200℃）抗化学作用性能好，用于油气层压裂措施可大大减少由于支撑剂性能不好所带来的油气层及支撑裂缝的损害。
表7-7 添加剂性能举例表
第五节修井作业中保护油气层技术
修井作业主要包括以下工作内容：调整改变油井的生产方式、生产层位，油气井、水井解堵、清蜡、防砂，打捞井下落物、修补套管等。在修井过程中，由于采用不适当的修井作业工艺和修井液，必然会造成油气层损害，有时甚至造成油、气、水井产量在修井后显著下降，因此，在保证修井作业成功的情况下，应充分认识、分析修井过程中地层损害机理、原因和程度，在此基础上，采取适当的保护油气层技术措施，尤其采用适当的保护油气层修井液，这实际是保证修井作业成功的根本。
一、修井作业中的地层损害
由于修井作业内容、方式种类繁多，因此造成的地层损害原因相应比较复杂，概括而言，修井作业中地层损害主要是由于不适当的修井液和不适当的修井工艺造成的。
1、不适当的修井液造成的地层损害
修井作业中主要是由于种类繁多的修井液入井后与地层岩石/地层流体相互作用而造成的。修井作业过程中，修井液滤液侵入油气层，滤液的侵入量和侵入深度与储层特征、修井液体系类型与特性、修井作业工艺等有关。
（1）修井入井液与地层不配伍造成的损害。这类损害主要表现在两个方面，①修井液滤液与地层中水敏粘土矿物不配伍，当修井液滤液侵入地层，破坏了粘土矿物与地层流体之间的平衡，使岩石结构，表面性发生变化，粘土矿物水化膨胀，颗粒分散运移形成堵塞，水敏性强的蒙皂石遇水膨胀体积可达几十倍。②水锁效应的损害。修井入井液不断侵入地层，使地层中的含油饱和度发生变化，地层中岩石的表面润湿性发生变化，甚至反转，降低油相的相对渗透率，造成水锁堵塞。对低孔低渗储层，水锁（或液锁）效应往往是造成储层损害的最重要原因。研究表明，在低孔低渗油气层，尤其是低孔低渗气层，水锁效应常常使储层的有效渗透率下降到原来渗透率的10%左右。
（2）修井液与地层流体不配伍造成的损害
①结垢堵塞造成地层损害。当修井入井液与地层水不配伍时将生成无机盐垢、有机盐垢和细菌团，堵塞孔道，造成地层损害。修井入井液与地层水不配伍常生成硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶、硫酸镁、氢氧化铁等无机盐垢。在井眼附近，由于地层温度下降，可形成石蜡、沥青、胶质等有机垢，堵塞地层。
②乳化堵塞造成地层损害
各种水基修井液的滤液侵入到地层，由于与地层原油不配伍，油水乳化后形成稳定的油水乳化液，乳化液粘度一般都高，尤其是油包水乳化液粘度更高，流动性能差，致使油层近井地带的渗透率下降，造成地层损害。
③细菌堵塞造成的地层损害
近井地带具有细菌繁衍发育的良好环境，从而使细菌堵塞地层成为修井作业中不可忽视的一种地层损害现象。由于修井液中往往含有氧气，为腐生菌创造了良好的繁衍繁育条件，加之修井液中含有的有机和无机添加剂，为细菌提供了良好的营养。腐生菌产生的粘液又为硫酸盐还原菌提供了良好的隔氧覆盖层，而硫酸盐还原菌产生的H2S会加剧腐蚀。各类微生物间产生的协调作用还会产生二氧化硫腐生菌、铁细菌、硫细菌等，它们混合在一起形成了难以处理的堵塞物造成地层严重损害。
2、修井作业施工不当对地层的损害
主要表现在：（1）打捞、切割、套管刮削等作业时间长，造成修井液对储层浸泡长；（2）在钻、磨、洗等修井作业中修井液或洗井液上返速率低或体系粘度低，造成大量碎屑堵塞井眼或炮眼；（3）选择修井作业施工参数不当，例如作业压差过大，排量过大，造成大量滤液侵入油气层，或无控制地放喷，引起地层产生速敏损害尤其是低渗或裂缝性储层应力敏感损害；（4）解除储层堵塞的修井作业过程中措施不当、施工工艺不当或作业液体系配方不当也会造成地层损害。（5）频繁地修井作业，会造成损害叠加效应，严重损害地层。（6）修井作业过程中因作业工具或井筒不清洁造成的地层损害。
二、修井作业中的保护油气层技术
1、选择优质修井液
选择优质修井液是修井作业保护油气层技术的关键。什么是优质修井液呢？从保护储层的角度而言，即这种修井液既可以完成修井作业工作任务，又与地层岩石和流体配伍，对地层的损害最小或不损害地层。优质修井液应满足下列要求：
（1）不造成储层水敏、盐敏、速敏等敏感性损害。解决此问题的常用技术是在修井液体系配方中添加适合于本储层的粘土稳定剂（或称防膨剂）。
（2）优选化学添加剂，选择各类化学添加剂如防腐剂、杀菌剂、粘土稳定剂，铁离子稳定剂、破乳剂等，添加到修井液中等，应考虑在满足其化学效应的前提下，与地层岩石和地层流体配伍性好。
（3）控制滤失量。任何一种修井作业，都需要避免水基滤液大量侵入地层，必须把滤失量控制到最少，降滤失剂可形成暂时的桥堵，降低滤失，作业投产后，在地层温度下，溶于油或地层水一起产出。因此应选择良好的降滤失剂和修井基液。
（4）控制体系密度。修井液的密度应保证对油层造成所需的回压，但也不能过高。
（5）对于特殊储层（如裂缝性储层、低孔低渗或特低渗储层、高压储层），所选择的修
井液体系必须满足它们对修井液的特殊要求。
（6）成本低，配制、维护简单，施工方便。
因此修井作业前，必须对所在储层特性、地层流体特性及修井作业工艺进行研究，提出适当的保护储层的修井液体系配方，有条件的单位应对此配方进行相关实验，以确保该体系配方具有保护油气层的良好性能。
2、选择适当的修井作业工艺和施工参数
修井作业必须在保证储层不受伤害或尽量减少储层损害的前提下进行。具体而言：
（1）优化修井作业程序，缩短修井作业时间，提高修井作业一次成功率，避免多次重复作业。
（2）采用适当完井、生产工艺，减少修井作业次数。
（3）优选施工参数，如采用适当起下管串速度，避免因压力激动或抽吸造成储层损害，采用适当的修井液体系密度，避免因体系密度过大而造成大量滤液侵入储层，采用适当的修井液上返速度和修井液粘度，避免修井作业中碎屑堵塞地层，采用适当的放喷压差，避免因此造成的储层应力敏感损害、储层脱气损害等。
3、选择不压井作业技术
常规修井作业总是通过向井内注入压井液来进行的。只要有外来入井流体进入地层，不可避免地对地层造成一定程度的损害。而不压井修井作业技术则避免了外来压井液入井，从而有效地防止修井液泥浆堵塞，防止了井下形成稳定乳化液所造成的油气层堵塞。不压井修井作业的本质技术特点是修井作业在承受油井压力情况下，进行密闭井下作业，即在井筒内带有压力条件下，不用压井液直接进行起下油管及特种工具的技术。该技术用于油田自喷生产井、注水井、抽油井等。目前大庆、胜利华北等油田广泛使用。
4、解堵技术
当油层在作业过程中，发生了堵塞损害，应及时采取解堵措施。根据堵塞原因、堵塞程度、类型，可采取不同的解堵措施。一般常用的方法有两类（1）化学解堵（2）机械解堵。化学解堵是将一定量的化学解堵剂挤入堵塞损害的油层和注水层，在物理化学作用下，恢复产能。常用降堵剂、解堵剂、酸洗等方法。机械解堵常用的有①水力振荡解堵②循环脉冲解堵③电脉冲振荡解堵④超声波解堵等等技术。
第六节提高采收率中的保护油气层技术
一、注蒸汽采油引起的地层损害
大多数采用注蒸汽开采的油藏是重质油藏，其岩性特征是胶结疏松或非固结的松散砂层，通常敏感性粘土矿物的含量较高，因此极易在蒸汽注入地层后，发生粘土膨胀、微粒分散运移，岩石矿物溶解等地层损害现象。如果锅炉排出蒸汽中带有固相颗粒，就会加剧对地层的损害作用。
1）微粒运移引起的地层损害
在高温高压条件下，粘土和其它微粒矿物，随着液体流动而发生运移。以高岭石为例，因其为片状、书面状集合体，故其聚集松散，在颗粒上附着力差，易于松脱而转入流动液体中，被迁移到孔隙喉道处停留，阻碍流动通道，使渗透率减小。蒙脱石、伊利石及微粒石英、长石等也易发生微粒运移。
2）粘土矿物膨胀引起的地层损害
由于粘土遇蒸汽（热水）发生膨胀，并产生微粒运移，使孔吼变小甚至堵塞。粘土的膨胀取决于粘土本身的结构、分布、产状等，同时也受到环境条件的影响，如含盐量、pH值、温度等。
3）水热反应引起的地层损害
在高温高压和强碱条件下，粘土及其它微粒矿物，通过物理化学作用及水热反应，形成许多新的矿物相，非膨胀性粘土转化为膨胀性粘土。实验表明，在不同介质、温度、pH值条件下，生成蒙脱石、伊利石、方沸石和水铝石等新矿物。
由于蒸汽注入油层时，油层矿物明显地溶解并使其活性增加，从而产生两种结果：一方面是在高温度和高pH值下井壁附近发生激烈反应，直接损害井眼附近的地层。例如砾石充填层会因化学反应而急剧变坏或迅速失效，油层松散甚至跨塌。另一方面当溶解了硅质的热流体穿越地层时，随着温度和pH值的降低，SiO2量减少，为生成新生矿物提供了Si。另外
硅质反应物将重新沉淀以一种凝状物质析出，堵塞孔隙，损害地层。
4）形成乳化引起的地层损害
一般来讲，低密度淡水与原油之间比高密度盐水与原油之间更易产生乳化。由于乳化的产生通常与低密度原油和淡水/汽的凝析液有关，所以利用热水和蒸汽增产对乳化问题尤其敏感。油层乳化后形成高粘度不动相的圈闭，严重阻碍了运移相（油）的流动。
5）凝析液与地层水不配伍引起的地层损害
与注入水水质不合格引起的地层损害相同，注入蒸汽的凝析液与地层水不配伍时，也会发生化学反应，生成沉淀，堵塞孔吼。
2．蒸汽采油的油层保护
综上所述，矿物溶解、膨胀及矿物转化均能造成油气层的损害，尤其是发生了物化作用与水热反应。为了减少这些损害，对油层进行保护，需调整和控制注入蒸汽的质量与参数。
（1）蒸汽注入速度的控制。由于粘土矿物的水敏性，蒸汽凝析液的作用与此相似，故应控制其临界注入速度。
（2）注入蒸汽pH值的控制。应将pH值控制在某一临界值（实验结果表明，pH值以9为宜），在此临界值时各种温度下，蒙脱石膨胀率最小，矿物溶解量最小，没有析出新的硅质矿物。
（3）采用合理的防砂措施
（4）提高蒸汽的干度。
（5）对锅炉排出蒸汽进行处理，清除机械杂质。
（6）添加硝酸铵、氯化铵等胺盐，降低pH值和硅的溶解，其添加量与NaHCO3含量成正比。
总之，在注蒸汽开采稠油过程中，油层的损害是极其复杂的，往往同时出现几种损害机理的综合作用，因而在油层保护措施方面应综合考虑各种方案，将油层损害降低到最低程度，达到保护油层的目的。
二、化学驱油的地层损害
目前化学驱粗略地分为聚合物驱、表面活性剂驱和碱驱三大类。近年来又发展成为碱/聚合物驱和碱/表面活性剂/聚合物复合驱。因此，哪一种化学驱都离不开聚合物。下面将按三种化学剂对地层引起的损害分述如下。
1．聚合物引起的地层损害
化学驱中所用聚合物目前主要有两种，一种是部分水解聚丙烯酰胺，另一种为黄孢胶生物聚合物。从产品形状来看，前者有干粉、乳状液、胶板和水溶液；后者为干粉和发酵液。干粉易于运输，但如果分散溶解得不好，易于形成“鱼眼”而堵塞地层。特别是聚合物干粉颗粒极不均匀，微颗粒太多，更易形成鱼眼。为防止形成鱼眼，在配制聚合物溶液时要让颗粒均匀分散。一旦形成鱼眼，需通过过滤器除去。黄孢胶产品中存在细菌噬体和微凝胶也会引起地层堵塞，这是目前国内产品注入性能不好的主要原因。国外产品多用酶分解的办法除去，为防止地层损害，在注入前需进行严格的质量监督，其过滤比超过1.2～1.5的产品不能使用。
地层中存在的高价铁离子（ Fe3+）容易和聚合物发生交联反应形成微凝胶而堵塞地层。实验表明，若水中Fe3+<1mg/L就有堵塞的可能，若Fe3+>1mg/L，就可产生明显堵塞使注入压力上升。因此，注入管线及油管应采用内防腐，一方面防止Fe2+起催化作用，使聚合物化学降解造成粘度损失，另一方面防止Fe3+产生微凝胶造成地层损害。在注入水中加入适量的螯合剂，也可以防止微凝胶的形成。
聚合物分子量大，在同样浓度下可产生更高的粘度，因此人们希望采用分子量尽可能高的聚合物，以获得最大的粘度，聚合物分子量与岩石的渗透率间存在一定的配伍性。若分子量过高，通过孔隙介质时发生严重的剪切降解，不仅得不到相应的粘度，反而使注入压力上升造成不应有的能量消耗和地层损害。增大炮眼直径，扩大渗滤面积，选择适宜的聚合物分子量和注入速度是聚合物驱设计中应该注意的问题。
聚丙烯酰胺聚合物存在着盐敏效应，水中含盐量越高，聚合物溶液的粘度越低。为了增高聚合物溶液的有效粘度，往往采用淡水配置聚合物溶液，并且把有无淡水来源作为能否采用聚丙烯酰胺聚合物驱的重要因素之一。注入淡水可能会加剧地层水中水敏矿物所造成的地层损害，这也是聚合物驱设计中应该注意的问题。
为防止地层损害，在正式注入聚合物之前，应该进行单井试注试验，考察注入能力。也可以进行单井吞吐，根据降解选择适宜的分子量。聚合物储罐应由塑料衬里或不锈钢制成，所有注入管线和油管进行内防腐，以减少Fe3+含量。或注入100mg/L柠檬酸，使形成微凝胶的堵塞减至最小。聚合物溶液要通过5μm的滤器，除掉鱼眼和微凝胶。聚丙烯酰胺为阴离子型聚合物，因此在防止微生物降解时不能采用阳离子型杀菌剂，防止相互作用造成地层损害。
如果已发现由聚合物堵塞造成的损害。可以引入次氯酸钠溶液解堵。
2．碱剂引起的地层损害
在碱水驱和各种复合驱中都要使用碱性化学剂，一方面与原油中有机酸反应形成天然表面活性剂降低界面张力，另一方面可降低岩石表面对注入的表面活性剂造成的吸附。化学驱中常用的碱剂为Na2CO3、Na4SiO3和NaOH。
注入碱剂使pH值升高，改变了岩石表面原来的双电层，由于静电排斥作用，更易使粘土颗粒从岩石表面释出和运移，加剧了微粒运移的地层损害。pH值升高，粘土矿物的膨胀加剧，使水敏性增强。因此，在设计碱水驱时必须首先进行碱敏性试验，以确定该地层是否适合于碱水驱。
在高pH值下，地层内更易结垢。碱剂引起的结垢主要为两种。一种是碳酸盐垢，特别是注碳酸钠时。碳酸钠可以与地层水的钙离子形成碳酸钙沉淀，为此，应对地层岩石进行离子交换容量分析，分析沉淀的可能性。最好用结垢预测模型，预测结垢可能性和潜量，预先采用防垢措施。
结垢的另一种可能是碱使矿物溶解造成的，特别是注入强碱NaOH时更为严重。碱与石英、长石和各种粘土矿物都可以反应，使碱耗损，降低了碱的有利作用。碱溶解矿物后形成的硅、铝等物质会形成新的矿物（如沸石）又沉积下来，堵塞吼道降低渗透率。碱与石英等反应还会形成高水合的非晶态硅酸盐沉淀，或与碳酸盐形成混合垢堵塞地层。非晶态硅酸盐即使不沉淀，在以后水驱时，由于碱耗在驱替前沿碱浓度降低，pH值下降还会形成无定形的硅凝胶。这在注入原硅酸钠碱剂时就特别明显，美国威明顿油田碱水驱时由于这种原因使油井产量骤减，甚至不能开井生产。
为提高碱驱效果和减少结垢的可能性，注入水最好进行软化处理。特别是在设计中要进行充分的碱敏性评价，以选择合适的碱型。若粘土膨胀，可以用钾碱代替钠碱。
3．表面活性剂引起的地层损害
在化学驱中使用表面活性剂，大多数为石油磺酸盐，这是一种阴离子型表面活性剂。它与一切阳离子表面活性剂和聚合物不配伍。使用它不仅损失了表面活性剂，形成的沉淀物还会引起地层损害。石油磺酸盐与地层水及粘土中的可交换多价阳离子也会形成磺酸钙沉淀。对粘土矿物来讲，无论是注入表面活性剂，还是碱剂，由于Ca2+被Na+交换，都会使粘土的水敏性大大增强。
油水乳状液造成地层损害是化学驱油层损害的主要形式之一。碱剂以及在注水过程中由于界面扰动会形成油水的自发乳化或剪切乳化。活性剂的存在，或地层中微粒的存在使乳状液稳定而难于聚并。无论是水包油还是油包水乳状液，都会使流体粘度增高，流动阻力增大（碱驱开采重油例外，它是使重油乳化，使乳状液粘度低于重油粘度提高采收率的）。乳状液在孔隙介质中移动会引起孔道内压力不规则的瞬时波动，其结果可促进地层内微粒移动，产生地层损害。油水乳化有时也是化学提高采收率的机理之一。如乳化捕集机理就是为了让原油乳化后堵塞高渗透大孔道，扩大水的波及体积，此时不应属于地层损害之列，正如注入聚合物让其地下交联产生凝胶进行调剖一样。
在复合驱中表面活性剂和聚合物在同一溶液在一定矿化度下（特别是有碱存在时）会产生相分离，形成十分粘稠的表面活性剂富集相。它不仅使原来配制的驱油体系失效，同时也会使有效渗透率降低，引起地层损害，因此，在配方设计中应进行长时间的相态研究（相分离速度很慢，有时需数月才发现相分离），采取必要措施防止相分离。
三、气体混相和非混相驱过程中地层损害
气体混相和非混相驱包括CO2、烃（注干气、湿气）、惰性气体（烟道气和氮气）的混相和非混相过程，它是通过抽提或凝析过程发生相态变化而达到混相的。即使不混相，也会通过传质和组分变化使原油膨胀和粘度降低，达到提高采收率的目的。
原油中存在着沥青质，它通过胶质成为胶溶状态，在地层条件下达到热力学平衡，沥青
质分散溶解于原油中。当地层压力、温度改变，特别是当注入其他气体时破坏了原有的热力学平衡，沥青质和其他有机物就会沉积出来，即在相图上有第四相（固相）产生，堵塞地层造成地层损害。这个过程在一次采油降压开采时就会发生，在注气过程中更加严重而已。当前，在地层损害研究中沥青质及其他有机物沉积是研究的一个热点，出现了各种热力学模型和数值模拟预测软件。
在注气过程中由于温度和压力的骤然变化烃类气体与水发生水化作用，而形成烃类水化物固体。烃类水化物多在地面管线形成，但如果开采不适当，一旦在地层内形成，也会引起地层损害。
注入CO2后使地层中CO32-和HCO3-浓度增加，更易形成碳酸钙垢，使结垢加剧。CO2和烟道气中的H2S气体使管线腐蚀严重，金属腐蚀物进入地层，以及防腐涂层剥落等也会形成地层损害。
在注烃或CO2进行混相或非混相驱时，要进行充分的相态研究，防止由于温度、压力、组分的改变而出现固相，同时防止水化物出现。
地层一旦出现沥青沉淀，可用溶剂清洗地层解除堵塞。
油气田开发的环境成本计量方法选择及其应用1 李志学刘伟 西安石油大学油气资源经济与管理研究中心(陕西,西安710065) 摘要：随着生态环境的日益恶化和环境污染日益加剧,披露环境状况的环境会计越来越受到人们的关注，其中环境成本的核算在整个环境会计核算过程中起着中心连接的作用。油气资源不仅在国民经济发展中占有举足轻重的地位，而且油气资源开发还是环境污染的过程，因此，我们有必要核算油气田开发的环境成本。油气田开发活动中环境成本的确认、计量及相关计算方法，与一般产品成本核算存在一定的差异，因此，环境成本计量方法的适当选择，可以更好地揭示因环境问题引起的财务影响，并如实反映油气田开发的环境绩效。 关键词：油气田开发环境污染成本计量 由于日趋严重的环境污染和生态破坏，人们对生态环境的保护意识越来越强烈，政府部门对造成环境污染的责任人的处罚也是越来越严厉。油气田开发的过程既是一个创造财富的过程，也是一个破坏生态环境的过程，与此同时，生态环境成本的合理确认和计量有利于强化解决油气田开发中环境问题的成本意识,有利于分析、评价环境保护工作的业绩,有利于我国油气企业的可持续发展。 1．油气田开发的环境成本分类 1．1 关于环境成本的概述 环境成本是环境会计核算体系的关键所在，关于环境成本的概念，许多学者对其进行了研究，目前比较权威的是，联合国国际会计和报告标准政府间专家工作组第十五次会计的文件《环境会计和财务报告的立场公告》中所给出的定义，环境成本是指本着对环境负责的原则，为管理企业活动对环境造成的影响而采取或被要求采取的措施的成本，以及因企业执行环境目标和要求所付出的其它成 1*[基金项目] 陕西省社科基金项目，油气资源有偿使用制度与环境补偿机制研究，编号08E032。 作者简介：李志学(1962-)，男，陕西乾县人，管理学博士，西安石油大学油气资源经济与管理研究中心教授，主要从事投资项目经济评价研究。刘伟（1982－），男，陕西佳县人，西安石油大学硕士研究生，研究方向：管理会计与审计。
《油层保护技术》复习题 （2009.4石工二学位） 一、填空题 1.油气层损害类型中，（）损害不仅存在于各个作业环节，而且其损害程度较大；其次是（）和（），再其次是润湿反转和结垢损害。 2.油气层损害存在于钻井、完井和采油等各个作业环节，油气层损害的实质包括（）和（）。 3.当扫描电镜配有（）时，能对矿物提供半定量的元素分析，常用于检测铁元素。 4.（）、（）和（）是保护油气层岩相学分析的三大常规技术。 5.砂岩的四种基本孔隙类型是（）、（）、（）及裂隙，储层中常以前三种为主，裂隙可与其它任何孔隙共生。而碳酸盐岩的孔隙主要有（）、（）和（）三种类型。 6.砂岩的四种常见孔隙喉道类型是（）、（）、（）及（）。 7.孔隙连通程度通常以最小未饱和孔隙体积百分数S min，退汞效率W e和孔喉配位数来表示，一般情况下，S min越（），W e越（），孔喉配位数越（），孔隙连通程度越差。 8.敏感性矿物的产状有四种类型，即（）、（）、（）和（），不同产状对油气层损害的影响不同。 9.孔喉弯曲程度常用结构系数F来表示，F越大，弯曲程度越（），喉道越易受到伤害。 10.岩石的表面积越大，产生油气层损害的可能性就越（）。 11.油田中常见的细菌为（）、（）和（）。 12.按运移方式，微粒运移可分为（）和（）两种情况。 13.若某储层岩心的Dv=0.2，Dw=0.8，则该储层为（）速敏、（）水敏储层。 14.细菌主要以（）、（）和（）三种方式损害油气层。 15.针对不同的分析内容，可选用相应的岩心分析方法。一般情况下，（）适用于定性鉴定或定量测定各物相组成及其含量，特别是粘土矿物的成分和含量；而
【技术】智能化油气田建设关键技术与前景 文/贾爱林郭建林，中国石油勘探开发研究院 引言 随着油气田开发难度不断增加，原有的以专业划分为特点的油气田开发已经不能完全适应新形势的要求，需要有新的方案来解决油气田的勘探、评价、开发、调整和管理问题。基于最近几年技术水平的不断提高和油气井的数字化工作，壳牌公司提出了智能化油气田（）这一概念并建立了一批智能化油气田，取得了一定效果。 本文介绍智能化油气田的主要特征、发展趋势、解决方案及建设要点，分析国内外智能化油气田技术差异，以期促进中国智能化油气田建设。 1 智能化油气田及其特点 1.1 智能化油气田的概念与内涵 智能化油气田是指油气田勘探开发进入数字时代，通过不断实施最优化措施，在油气田勘探、评价、开发、调整与管理等工作的全过程中追求产量、最终采收率和效益的最大化。智能化油气田实施主要包括实时监测、模型建立、决策与实施3 个环节。智能化油气田实施过程中重视数字化资料实时采集，充分利用网络和计算机技术将其集成在模型中，依靠专家系统的经验和智慧“及时”做出科学决策，研发选用新的、适用的经济技术措施，并将此过程贯穿油气田开发生命周期，进行“持续”最优化。 1.2 智能化油气田起源与意义 借鉴航天航空、汽车工业生产管理与运行系统的工作原理，壳牌公司管理层最早提出了智能化油气田的理念，其运行方式类似现代汽车的发动机：整个发动机是一个封闭系统，大量的传感器与一个计算机诊断系统相连，计算机系统通过传感器接收数据模拟发动机运行，并根据模型即时给出最优化调整，汽车或者汽车工程师则相应自动作出调整；通过这种方式，可以大大提高燃料的有效性。 在上述理念指导下，壳牌公司实施了智能化油气田。首先，智能化油气田是壳牌公司适应日益复杂的油气田地质条件和国际社会新变化的需要。随着优质油气田开发殆尽，开发对象越来越复杂，各种类型复杂油气田开发难度更大、技术要求更高；同时其面临的国际形势也在不断变化，如国际社会和环境保护要求减少燃烧和排放，油田勘探开发合作对象全球化、多元化，对油气田开发的远程化、全球化管理等等。 其次，建设智能化油气田是提高项目效益、实现不同项目价值最大化的需要。通过实施智能化油气田，可以有效降低新项目风险、解决老油气田资料管理不完善等问题，确保实现油气田全生命周期价值的最大化。
《油田开发地质学》综合复习资料 一、名词解释 1、标准层——岩性特殊、岩层稳定、厚度较薄、分布广泛的岩层。 2、干酪根——油母质，沉积岩中不溶于非氧化型酸、碱和非极性有机溶剂的分散有机质。 3、生储盖组合——生油层、储集层、盖层在时间、空间上的组合形式或配置关系。 4、石油——是由各种碳氢化合物和少量杂质组成的存在于地下岩石孔隙中的液态可燃有机矿产，是成分十分复杂的天然有机化合物的混合物。 5、地温级度——指地球不受大气温度影响的地层温度随深度增加的增长率。表示地球内部温度不均匀分布程度的参数。一般埋深越深处的温度值越高。 6、油气田——是指受单一局部构造单位所控制的同一面积内的油藏、气藏、油气藏的总和。如果在这个局部构造范围内只有油藏，称为油田；只有气藏，称为气田。 7、地温梯度——指地球不受大气温度影响的地层温度随深度增加的增长率。表示地球内部温度不均匀分布程度的参数。一般埋深越深处的温度值越高。 8、可采储量——在目前工艺和经济条件下，能从储油层中采出的油量。 9、断点组合——把属于同一条断层的各个断点联系起来，全面研究整条断层的特征，这项工作称为断点组合。 10、储集层——凡是可以储集和渗滤流体的岩层，称为储集层。 11、油气藏——油气在单一圈闭中的聚集，具有统一的压力系统和油水界面，是油气在地壳中聚集的基本单位。圈闭中只聚集了油，就是油藏，只聚集了气，就是气藏；既有油又有气，则为油气藏。 12、岩性标准层——在进行岩土工程勘察时，为便于项目组进行统一的描述，对勘察区域的岩性进行总体分层、编号以及对颜色、性状、物理力学性质等的描述，形成统一模板，即岩性标准层。13、沉积旋回——指沉积作用和沉积条件按相同的次序不断重复沉积而组成的一个层序地温梯度。
中国石油大学（北京）远程教育学院 期末考核 《油气田开发方案设计》 论述题：从以下6个题目中选择3个题目进行论述，每题不少于800字。（总分100分） 1、详细论述油气田开发的方针和原则，以及编写油气田开发方案涉 及到的各个方面的内容。 提示：参见教材第二章，重点说明油气田开发方案编制过程中涉及到的八方面内容。 答：油田开发方针和基本原则 我国油田勘探开发应遵循的方针是： 少投入 多产出 确保完成国家原油产量总目标 具体遵循的原则是： 1、在详探的基础上尽快找出原油富集规律，确定开发的主要油层， 对此必须实施稀井广探、稀井高产和稀井优质的方针。尽快探明和建设含油有利地层，增加后备储量和动用储量 2、必须实施勘探、开发、建设和投产并举的方针，即边勘探、边建 设、边生产的方针 3、应用在稀井高产的原则下，实行早期内部强化注水，强化采油， 并且向油层展开进攻性措施，使油田长期高产稳产。
油田开发的核心是采油和采气 一个含油构造经过初探发现具有工业油流以后，接着就要进行详探，并逐步深入开发，油田开发就是依据详探成果和必要的生产性开发实验，在综合研究的基础上，对具有工业价值的油田从油田的实际情况和生产规律出发制定出合理的开发方案，并对油田进行建设和投资，使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产，直至生产结束。 一个油田的正规开发经历三个阶段 1、开发前的准备阶段：包括详探、开发实验等选取代表性的面积， 选取某种开发方案，提前投入开发，取得经验，指导全油田的开发工作。主要任务是研究主力油层的分布，厚度和储量，孔隙度的大小和非均质的情况井网研究、生产动态规律研究确定合理的开采工艺 2、开发设计和投产，其中包括对油层的研究和评价，全面布置开发 井，注采方案和实施。 3、方案实施过程中的调整和不断完善，由于油气埋藏在地下，客观 上造成了在油田开发前不可能把油田的地质情况都认识得很清楚，这就不可避免地在油田投产后，会在某些方面出现一些原来估计不到的问题，使其生产动态与方案设计不符合，加上会出现对原来状况估计不到的问题，使其生产动态与开发方案设计不符合，因而我们在油田开发过程中就必须不断地对开发方案进行调整。
海洋油气田开发 YKK standardization office【 YKK5AB- YKK08- YKK2C- YKK18】
中国海洋油气田开发 中国海洋油气资源现状 中国近海大陆架面积130多万平方公里，目前已发现7个大型含油气沉积盆地，60多个含油、气构造，已评价证实的油、气田30个，石油资源量8亿多吨，天然气1300多亿立方米。其中，石油储量上亿吨的有绥中36—1（2亿吨），埕岛（1.4亿吨），流花11—1（1.2亿吨），崖城13—1气田储量800—1000亿立方米。按照2008年公布的第三次全国石油资源评价结果，中国海洋石油资源量为246亿吨，占全国石油资源总量的23%；海洋天然气资源量为16万亿立方米，占总量的30%。而当时中国海洋石油探明程度为12%，海洋天然气探明程度为11%，远低于世界平均水平。在上述中国海洋的油气资源中，70%又蕴藏于深海区域。 近海油气勘探开发 自2005年来，我国近海油气开采勘探进入高速高效发展时期。尽管勘探工作一度遭遇了挫折，但长期的研究和勘探实践均表明中国近海盆地仍具有丰富的油气资源潜力。因此，我们转变了勘探思路, 首先鼓励全体人员坚定在中国近海寻找大中型油气田的信心,并以此为指导思想, 加大了勘探的投入, 狠抓了基础研究和区域评价, 通过科学策和合理部署, 依靠认识创新和技术进步, 勘探工作迅速扭转了被动局面,并取得了显着成效。 2005 年以来, 共发现了 20余个大中型气田, 储量发现迅速走出了低谷, 并自2007年以来达到并屡创历史新高, 步入了高速、高效发展的历史时期, 实现了中国近海勘探的再次腾飞。其中, 渤海海域以大面积精细三维地震资料为基础, 通过区域研究, 对渤海海域油气成藏特征的全面再认识促成了储量发现的新高峰; 南海东部的自营原油勘探获得了恩平凹陷和白云东洼的历史性突破, 有望首次建立自营的独立生产装置; 南海西部的天然气
肈腿薇螅芀莄薃螄羀 《油田开发地质学》综合复习资料 一、名词解释 1、标准层——岩性特殊、岩层稳定、厚度较薄、分布广泛的岩层。 2、干酪根——油母质，沉积岩中不溶于非氧化型酸、碱和非极性有机溶剂的分散有机质。 3、生储盖组合——生油层、储集层、盖层在时间、空间上的组合形式或配置关系。 4、石油——是由各种碳氢化合物和少量杂质组成的存在于地下岩石孔隙中的液态可燃有机矿产，是成分十分复杂的天然有机化合物的混合物。 5、地温级度——指地球不受大气温度影响的地层温度随深度增加的增长率。表示地球内部温度不均匀分布程度的参数。一般埋深越深处的温度值越高。 6、油气田——是指受单一局部构造单位所控制的同一面积内的油藏、气藏、油气藏的总和。如果在这个局部构造范围内只有油藏，称为油田；只有气藏，称为气田。 7、地温梯度——指地球不受大气温度影响的地层温度随深度增加的增长率。表示地球内部温度不均匀分布程度的参数。一般埋深越深处的温度值越高。 8、可采储量——在目前工艺和经济条件下，能从储油层中采出的油量。 9、断点组合——把属于同一条断层的各个断点联系起来，全面研究整条断层的特征，这项工作称为断点组合。 10、储集层——凡是可以储集和渗滤流体的岩层，称为储集层。 11、油气藏——油气在单一圈闭中的聚集，具有统一的压力系统和油水界面，是油气在地壳中聚集的基本单位。圈闭中只聚集了油，就是油藏，只聚集了气，就是气藏；既有油又有气，则为油气藏。 12、岩性标准层——在进行岩土工程勘察时，为便于项目组进行统一的描述，对勘察区域的岩性进行总体分层、编号以及对颜色、性状、物理力学性质等的描述，形成统一模板，即岩性标准层。xzCK7。 13、沉积旋回——指沉积作用和沉积条件按相同的次序不断重复沉积而组成的一个层序地温梯度。 14、含油气盆地——发生过油气生成作用，并富集为工业油气藏的沉积盆地。沉积盆地是指在漫长的地质历史时期，地壳表面曾经不断沉降，接受沉积的洼陷区域。LbauT。 15、异常地层压力——地层压力是作用于地层孔隙空间流体上的压力。正常地层压力可由地表至地下任意点地层水的静水压力来表示；但是由于种种因素影响，作用于地层孔隙流体的压力很少等于静水压力，通常我们把背离正常地层压力趋势线的底层压力称之为异常地层压力。 16、岩心收获率——岩心长与取心进尺之比的百分数，即岩心收获率=岩心长度/取心长度X100%。
第一章绪论 1.如何理解保护油气层技术的系统性、针对性和高效性？ 保护油气层技术是一项涉及多学科、多部门的系统工程技术。认识储集层和保护储集层和开发（含改造）储集层要注意以下四个方面：? 认识储集层、保护储集层和开发改造储集层都是一项系统工程? 各个作业环节都存在地层损害，因此保护油气层技术要互相配合，安系统工程进行整体优化；? 储集层损害的诊断、预防和处理、改造也是一项系统工程；? 保护油气层的技术和经济效益也是一项系统工程。针对性：保护油气层技术的针对性很强。? 储层特征不同（储层岩石、矿物组成、物性特征、流体性质等）? 作业特征及其开发方式不同? 储层产能不同高效性：保护油气层技术是一项少投入、多产出的新技术。? 保护储层单井投入相对较低? 实施保护技术后对于一个高产井每提高１％的产量就意味着巨大的经济效益；? 降低生产井改造成本；? 延长油气井生产寿命；? 提高油气田最终采收率；? 提高注水井注水效益，降低其成本。 2.油气层保护的重要性及特点及主要内容。 ⑴重要性 ①勘探过程中，采用油气层保护技术有利于及时发现油气层、准确评价油气层，直接 关系到勘探目标资源潜力的评估和油气储量评估 ②在开发过程中，实施油气层保护技术有利于充分解放油气层生产能力，有利于提高 油气田开发经济效益。 ③在油气田开发生产各项作业中，搞好保护油气层工作有利于油气井生产或注入能力 的长期高位保持和长寿命安全运行。 ⑵特点 ①涉及多科学、多专业和多部门的系统工程 ②具有很强的针对性 ③在研究方法上采用三个结合：微观研究与宏观研究结合，室内研究与现场实践结合， 理论研究与技术应用相结合。 ⑶油气层保护的主要内容 ①基础资料的收集与储层潜在损害分析 ②储层敏感性与钻井完井液和射孔压井液保护储层效果评价技术 ③钻井完井液和射孔试油损害储层机理研究 ④保护储层射孔压井液所须处理剂研制与评选 ⑤保护储层的射孔压井液技术 ⑥保护储层的射孔试油工艺技术 ⑦油气层损害现场诊断与矿场评价技术 3.保护储集层技术十项原则 (1)以经济效益为中心，以提高油气产能和采收率为目标(2)技术进步、经济效益和环 境保护要统筹考虑(3)任何保护技术都应有利于及时发现、有利于准确评价、有利于高效开发(4)立足以预防损害为主，解除损害为辅(5)各作业环节的保护技术要前后照应，做到系统整体优化(6)在保护中开发油气藏，在开发中保护油气藏(7)不该进入储层的工作液要尽量避免进入，至少要少进入(8)凡进入储层的固相和液相都能够通过物理、化学和生物化学方法予以解除(9)不可避免要进入的工作液，应该与油气层配伍，且不含固相(10)力争减少井下事故，避免各种复杂情况发生，否则前功尽弃 第二章岩心分析
油气田开发方向——未来五大关键技术 1、高含水中后期油藏表征与剩佘油监测技术 ⑴技术的重要性与战略意义 当前我国已开发油田的主体正进人高采出程度和高含水阶段，在近期如无新的储层发现，还需靠老油田的稳产、提高采收率来支持发展。确定老油田持续发展的技术是发展改善注水波及体积提高采收率的技术，还是发展提高驱油效率的三次采油技术，确定从二次采油向三次采油转变的最佳时机等，都有着极其重要的战略意义。 ⑵技术难点 关键技术难点是：井间储层特性和油气分布的直接测试技术少、精度不够。 ①缺少剩余油直接监测技术。 ②在陆相沉积储层纵横向非均质十分严重情况下，横向预测的方法很难测准。 ③单学科独立运做，难以形成多学科集成化地质建模与表征。 ⑶主要研究内容： ●高含水后期水淹层测井与过套管测井技术； ●四维地震、井间地震、VSP技术； ●井间电磁波技术； ●高分辨率层序地层学研究与多旋回油层等时对比技术； ●薄差层及低阻油层识别技术； ●沉积微相，低幅构造研究与油层非均质性井间预测技术； ●剩余油饱和度综合反演预测技术。 2、提高水驱采收率新技术 ⑴技术的重要性与战略意义 ①绝大部分油冂采用注水开发。 ②大部分注水油田进人中高含水期，但仍是主力产油区。
③生产面临严峻挑战—急需提高老区油田采收率。 ◆已开发的油田产量明显出现递减； ◆“控水稳油”难度不断加大； ◆储采平衡系数下降； ◆新区未能达到计划指标。 ⑵技术难点：如何准确地描述剩余油的分布， 扩大水驱波及体积，提高采收率。 ⑶主要研究内容： ①高含水期油藏开采特点及二次采油转三次采油的界限 和时机； ②高含水期油藏高效开采的成熟技术优化集成方法； ③油藏整体深度调驱技术； ④复杂结构井（包括老井侧钻水平井）挖潜技术； ⑤注空气低温氧化技术。 3、低渗透油气藏开采技术 ⑴技术的重要性与战略意义 低渗透油藏储量在近年来在已探明储量中占60％～70％的比例。预计今后所找储量也是这个趋势。低渗透油田将成为长期支持我国石油产能建设和产量增长的主要力量。 ⑵技术难点： ①裂缝性低渗透油藏，裂缝网络不清，储层描述不确切， 造成储量计算困难，开发井难布，严重影响开发生产。 ②油气水在储层中的渗流机理和规律不清。 ③预防储层伤害。 ④低渗透油气藏改造技术。
保护油气层技术 （徐同台、赵敏、熊友明等编） 目录 第一章绪论……………………………………………………（１） 第一节保护油气层的重要性及主要内容…………………（２） 第二节保护油气层技术的特点与思路……………………（６） 第二章岩心分析……………………………………………（１０） 第一节岩心分析概述……………………………………（１０） 第二节岩心分析技术及应用……………………………（１４） 第三章油气层损害的室内评价……………………………（２９） 第一节概述………………………………………………（２９） 第二节油气层敏感性评价………………………………（３０） 第三节工作液对油气层的损害评价……………………（４０） 第四节储层敏感性预测技术……………………………（４４） 第四章油气层损害机理……………………………………（４９） 第一节油气层潜在损害因素……………………………（５０） 第二节外因作用下引起的油气层损害…………………（５５） 第五章钻井过程中的保护油气层技术……………………（６８） 第一节钻井过程中造成油气层损害原因分析…………（６８） 第二节保护油气层的钻井液技术………………………（７３） 第三节保护油气层的钻井工艺技术……………………（９０） 第四节保护油气层的固井技术……………… ………（１００） 第六章完井过程中的保护油气层技术……………………（１０７） 第一节完井方式概述……………………………………（１０７） 第二节射孔完井的保护油气层技术……………………（１１１） 第三节防砂完井的保护油气层技术……………………（１２５） 第四节试油过程中的保护油气层技术…………………（１４０） 第七章油气田开发生产中的保护油气层技术……………（１４３） 第一节概述………………………………………………（１４３） 第二节采油过程中的保护油气层技术…………………（１４７） 第三节注水中的保护油气层技术………………………（１４９） 第四节增产作业中的保护油气层技术…………………（１５６） 第五节修井作业中保护油气层技术……………………（１６４） 第六节提高采收率中的保护油气层技术………………（１６８） 第八章油气层损害的矿场评价技术………………………（１７５） 第一节油气层损害的矿场评价方法……………………（１７５） 第二节油气层损害的评价参数…………………………（１８１） 第三节油气层损害的测井评价…………………………（１８６） 第九章国外保护油气层技术发展动向……………………（１９８） 参考文献………………………………………………………（２１３） 张绍槐，罗平亚．保护储集层技术．北京：石油工业出 钟松定，张人和，樊世忠．油气层保护技术及其矿场管理实例．北京：石油工业出版社，1999
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ (多选题)1: 从地质发展的观点看，有利的油气聚集带可以是（）。 A: 油源区附近长期继承性的长垣带 B: 盆地内部的斜坡带 C: 与同生断层有关的滚动背斜带 D: 环礁型生物礁带 正确答案: (多选题)2: 下列给出项中，（）是油层对比的成果图。 A: 栅状图 B: 岩相图 C: 小层平面图 D: 油砂体连通图 E: 古地质图 正确答案: (多选题)3: 世界各国许多油气田中普遍存在异常地层压力，下列（）作用可能形成异常地层压力。 A: 泥页岩压实作用 B: 粘土矿物脱水 C: 有机质生烃 D: 渗析作用 E: 构造作用 正确答案: (多选题)4: 油层划分和对比的主要依据有（）等。 A: 岩性特征 B: 储集单元 C: 地球物理特征 D: 沉积旋回 正确答案: (多选题)5: 下列给出条件中，（）是容积法计算石油储量的所需参数。 A: 有机质丰度 B: 有效孔隙度 C: 累积产气量 D: 含油面积 正确答案: (多选题)6: 连续生储盖组合是指生油层和储集层在时间上连续沉积，两者直接接触，下列（）均属于连续生储盖组合。 A: 不整合型 B: 断层型 C: 指状交叉式 D: 上覆式 正确答案: (多选题)7: 岩性遮挡油藏原来埋深适中，具有一定的压力，后因断裂作用下降，其原始压力仍保存下来形成（）。 A: 低压异常
附件1 国家科技重大专项 大型油气田及煤层气开发 2017年度课题申报指南 2016年11月
课题1、低渗、特低渗油藏水驱扩大波及体积方法与关键技术 1、所属项目攻关目标 课题所属项目为“低渗-超低渗油藏有效开发关键技术”，项目“十三五”攻关目标为：围绕低渗-超低渗油藏提高采收率和储量动用程度两大技术瓶颈，创建体积改造条件下渗吸驱油理论和功能水驱提高采收率等新方法；攻克缝网匹配立体井网加密调整、水平井重复体积改造和有效补充能量等关键技术；发展完善堵水调剖和精细注水等关键工艺技术和复杂油藏水平井穿层压裂等关键技术。 2、课题攻关目标 突破低渗、特低渗油藏应力场和动态裂缝的有效预测与定量表征，创新发展离散裂缝数值模拟新方法，定量评价裂缝和基质非均质双重作用下的剩余油分布及水驱潜力，形成缝网匹配立体井网加密调整与精细注采调控技术，建立不同类型低渗透油藏水驱扩大波及体积的开发模式。 3、课题考核指标 形成低渗、特低渗油藏裂缝网络和应力场表征技术，发展三维动态离散裂缝数值模拟方法，建立不同类型油藏剩余油分布模式，形成缝网匹配立体井网加密调整技术、利用裂缝的精细注采调控技术、基于缝控开发单元的注水技术，提出水驱扩大波及体积模式。通过现场试验，在试验区裂缝与剩余油认识与监测资料符合率90%以上，采收率在“十二五”末基础上提高3-5%。 4、经费预算及来源 课题拟申请中央财政资助1200万元，配套经费与中央财政经费比例不低于3:1。 — 1 —
课题2、低渗-超低渗油藏提高采收率新方法与关键技术 1、所属项目攻关目标 课题所属项目为“低渗-超低渗油藏有效开发关键技术”，项目“十三五”攻关目标为：围绕低渗-超低渗油藏提高采收率和储量动用程度两大技术瓶颈，创建体积改造条件下渗吸驱油理论和功能水驱提高采收率等新方法；攻克缝网匹配立体井网加密调整、水平井重复体积改造和有效补充能量等关键技术；发展完善堵水调剖和精细注水等关键工艺技术和复杂油藏水平井穿层压裂等关键技术。 2、课题攻关目标 针对我国低渗透油田地质特点、开发形势和重大技术瓶颈，研发特低渗透油藏功能性水驱提高采收率技术和水气分散体系提高采收率技术，研制适合低渗-超低渗油藏的新型化学驱油剂体系，为典型特低渗油藏提高采收率现场试验与应用提供技术支撑。 3、课题考核指标 形成适合典型低渗油藏的功能性水驱提高采收率新方法，室内评价提高采收率5～10%；形成针对典型油藏条件的气水分散驱油体系，完成现场注入工艺设计，室内评价提高采收率5～8%；研制适合特低渗油藏新型驱油用化学剂体系，室内评价提高采收率指标较水驱提高5～10%。申报发明专利8-10项。 4、经费预算及来源 课题拟申请中央财政资助1100万元，配套经费与中央财政经费比例不低于3:1。 —2 —
《油气田开发地质学》综合复习资料 一、名词解释 1、烃源岩 2、盖层 3、岩性标准层 4、沉积旋回 5、地温梯度 6、含油气盆地 7、圈闭 8、石油 9、油气田10、孔隙结构11、可采储量12、井位校正 13、压力系数14、滚动勘探开发 二、填空题 1、石油主要由等五种化学元素组成，通常石油中烷烃含量、溶解气量、温度，则石油的粘度低。 2、形成断层圈闭的基本条件是断层应具有，并且该断层必须位于储集层的方向。 3、油气田地质剖面图是沿某一方向切开的垂直断面图，它可以反映地下_______________、_______________________、________________________、_________________等地质特征； 4、压力降落法是利用由__________________和________________两个参数所构成的压降图来确定气藏储量的方法。因此，利用压力降落法确定的天然气储量又称为_____________________。 5、我国常规油气田勘探的程序分_______________________、________________________、________________________三大阶段。 6、油气有机成因论认为，生成油气的原始沉积有机质随埋深的增加、古地温的升高进一步转化成大分子的_____________________，当达到___________________时，大量生成液态烃。 7、储集层之所以能够储集和产出油气，其原因在于具备______________和_______________两个基本特性。 8、石油的非烃类化合物组成分为、、等三类。 9、地层超覆油气藏的分布位置在不整合面，裂缝性油气藏的油气储集空间和渗滤通道主要 为。 10、依据沉积旋回——岩性厚度对比法进行油层对比时，先利用_______________、其次利用_____________ 后，利用_______________，最后连接对比线，完成对比剖面图。 11、在地层倾角测井矢量图上可以解释、、、 _________________等四种模式，它们可以反映地下沉积和构造地质信息。 12、依在陆相湖盆的坳陷内，油气成藏应具备_______________、_____________________、 ____________________和____________________等四方面的基本地质条件。 13、岩性遮挡油藏原来埋藏较深，具有一定的压力，后因断裂作用上升，其原始压力仍保存下来形 成。若已知辛3井钻遇L油层顶面的标高为-1750m，钻遇断点的标高为-1702m，那么该井钻遇了断层盘的L油层。
油气田开发技术进展 一、油气田开发的过程描述 油气田开发是一个不断重复、完善、探索的过程，是极其复杂的科学探讨系统，其过程可以简单的归纳为以下几个方面： 一是地震勘探阶段：这个阶段人们通过投入巨大的资金发现油气藏。主要是通过打第一口探井，进行试井分析，初步落实油气藏； 二是评价阶段，通过获得评价井的资料，经过现代试井测试与分析，落实油藏储量、面积的大小和产能等。 三是投入开发阶段：主要是进行开发方案设计，部署开发井，大规模的投入石油开采。 四是调整阶段；主要是通过各种开发技术，不断的调整开发方案，获得最大产量。 二、油气田开发的特点 油气田开发具有如下的特点： 油气田开发是一个认识不断深化，不断改变油藏生产使之更符合生产的过程。 油气藏是流体矿场、必须将其作为整体来进行研究。 必须充分重视和发挥每一口井的双重作用即生产与信息的作用。 油气田开发是技术密集、知识密集、资金密集的工程。 三、我国油气田的基本特点（六类） 1、中、高渗透性多油层砂岩油藏---大庆
储层特点：渗透性好，层多、层薄 开发特点：合层开采、分层开采 2、稠油疏松砂岩油藏---辽河 储层特点：埋深浅、渗透性好 流体特点：流体粘度高、难于流动 3、裂缝--孔隙性碳酸岩底水油藏--华北 储层特点：存在裂缝、产量高 开发特点：水往裂缝中窜、采收率低 4、复杂断块油藏---华北 储层特点：储层小、储量低 开发特点：很难形成井网 5、低渗砂岩油气藏---长庆、四川德阳新场气体 储层特点：渗透率很低、自然产量很少 开发特点：开发前先进行压裂 6、裂缝--孔隙砂岩油藏---吉林油田 储层特点：既存在孔隙、又存在裂缝 开发特点：既要利用裂缝又要避免裂缝带来的危害。 四、油气田开发工程目前面临的难题 1、新发现的油田多为低渗透、难动用。 目前在东部和西部发现的油田中，一般都是低渗透、难动用的储量，目前新发现的油田，有80%以上都是这类储量。 2、老油田开发处于高含水期，含水率达到80%以上，有的达到90%
一、名词解释 1.烃源岩：能够生成石油天然气的岩石（或生油气母岩）。 2.盖层：覆盖在储集层之上能够阻止油气向上运动的细粒、致密岩层称为盖层。 3.岩性标准层：是指且有岩石特征明显、岩性稳定、厚度大小、分布广泛等区域性对比标志的岩层。 4.沉积旋回：（或称韵律）是指垂直地层剖面上具相似性的岩石有地重复出现。 5、地温梯度：在地表上层（深约20～130m）之下，地温随埋臧深度而有规律的增加，现将尝试每增加100m所升高的温度，称为地温梯度。 6、含油气盆地：在某一地质历史时期内，地壳上那些曾经稳定下沉，并接受了巨厚沉积物的统一沉降区称为沉积盆地。在沉积盆地中，如果发现了且有工业价值的油气田，这种沉积盆地就可视为含油气盆地。 7、油气藏：在地下岩层的运移过程中，当岩石的物理性质和几何形态阻止油气进一步运移时，油气就会在圈闭中聚集起来，形成油气藏。 8、异常地层压力：在正常压实条件下，作用于隙流体内的压力即为静水柱的压力。但是由于许多因素的影响，作用于地层孔隙流体的压力很少等于静水压力。通常，我们把偏离静水压力的地层孔隙流体压力称之为异常地层压力，或称为压力异常。 9、岩心收获率：是表示岩心录井资料可靠程度和钻井工艺水平的一项重要技术指标。 10、断点组合：：在相同方向的测线上，断点性质，落差及断层面产状应该基本一致或有规律地变化。同一断层，其所断开的地质层位应该相同或沿某一方向有规律地变化；同一断层沿走向方向各区段的断距相近或有规律地变化。同一断块内地层的产状变化应有一定的规律；区域大断裂其走向与区域构造走向一致 11圈闭：指储集层中能够阻止油气运移，并使油气聚集、形成油气藏的一各场所。 12、石油：是储存于地下岩石空隙（孔、洞、缝）中的、天然生成的、以液态形式存在于地下岩石孔隙中 的可燃有机矿产。 13、油气田：指受单一局构造、地层岩性因素所控制的同一面积内的油臧、气臧、油气臧的总和。如果在这个受某一局部或地层性因素控制的范围内只有油臧，称为油田；只有气臧，称为气田。 14、孔隙结构：就是指孔隙和喉道的几何的形状，大小，分布及其相连通的关系，是影响储集岩渗透能力的主要因素。 15、折算压力：折算压力系指折算压头产生的压力，可利用静水压力公式导出。为了对比油臧上各井头的大小，应将所有的井都折算到同一个基准面上。 16、干酪根：沉积岩中不溶于非氧化型酸、碱和非氧化性有机溶剂的分散有机质。 17、油气初次运移：从指油气自烃源岩向储集层或运载层中的运移。 18、储集单元：在碳酸盐岩储集层的划分与对比中，将这种在剖面上按岩性组合划分的、能够集体与保存油气的基本单元称为念念单元。 19、压力系数指原始地层压力与静水柱压力的比值。压力系数>1.2------高压油藏 20、可采储量：是指从油气地质储量中可采出的油气数量。按其地质可靠程度和经济意义可分为七类（预测储量是内蕴经济的，不划分经济可采储量。 21、滚动勘探开发：是指对于复式油气聚集带（区）或复杂油气田，从评价勘探到油气田全面投入开发阶段，在采取整体控制的基础上，勘探一块，开采一块，评价勘探与油田开发紧密结合、交叉进行的一套工作方法。 1、岩浆——指地内深处高温、高压、富含挥发组分的复杂的硅酸盐熔融体。 2、岩浆岩——指岩浆侵入到地壳或喷出地表逐渐冷凝而形成的岩石。
《油气田开发地质学》课程设计 一、课程设计的目的和基本要求 今年我们学习了《油气田开发地质学》这门课程，收获颇多，对于油气田开发地质的整体有了个基本了解与掌握，《油气田开发地质学》是资源勘查工程专业的一门专业课，具有很强的实践性。通过平时的系统教学，要求学生能够基本掌握油气田开发地质学研究的主要内容和静、动态相结合的研究方法。在课堂教学之后进行开发地质学的课程设计活动，可进一步深化对课堂教学内容的理解，培养学生综合处理油田实际地质资料和分析解决勘探开发实际问题的能力，也是开发地质学理论教学的进一步深化和提高。 油气田开发地质研究是认识油气田（藏）地质特征、搞好油气田（藏）开发的基础以及优化油藏管理的重要地质依据。油气田开发地质研究内容主要包括开发储层评价、油藏评价与开发可行性分析、开发动态监测、及开发过程中的地质效应等。 在课程设计过程中，通过对油田实际资料的分析研究，使学生经受实际科研锻炼，深化地质认识，提高科研能力，基本掌握油田开发地质研究的主要内容和方法等。 二、课程设计的主要内容 1．主要内容： （1）油藏储层特征分析 （2）油藏开发动态分析 （3）油藏压力分析及油水界面确定 2．提供资料： （1）W油田井位分布底图（图1） （2）W油田C储层连井剖面测井曲线（图2及附图片7个） （3）W油田C油藏储油层综合数据表（表1） （4）W油田C油藏产量综合数据表（表2） （5）W油田C油藏某注采井组生产数据表（图3、表3） （6）某油藏剖面及压力测试结果（图4） 三、基本要求 1.依据W油田连井剖面测井曲线，完成C储层横向追踪对比，编制岩相横剖面和油藏横剖面图，分析储层连通变化及油水分布特征，分析沉积微相及测井相。 2.依据对实验分析成果的统计整理，分析储层物性特征及层内非均质性。 3.编制W油田C油藏顶面构造图、砂岩厚度图、油层有效厚度图、含油饱和度等值线图、渗透率等值线图等；分析油藏构造特征、储层与油层厚度展布、以及物性与含油性的平面变化；分析储层非均质性及其空间分布与连通情况；分析油藏油水分布规律及控制因素。 4.绘制油藏油、水产量及含水率变化曲线，分析低渗油藏产量及含水率曲线变化特征及可能的变化原因；划分开发阶段；分析开发效果。 5.求注采比、累计注水量和累计产液量；绘制注采井组注采曲线，分析单井产量变化原因及注水效果；分析井组注采效果、主要水推方向及可能影响因素等。 6.分析油藏压力的分布变化特点；由已知条件推导油水界面深度及压力计算公式，加深对油藏及压力概念的理解。 7.编写课程设计总结报告，制作汇报多媒体。 课程设计内容一：油藏及其储层地质特征分析 一、目的要求：
1、油气层损害的定义:在钻井,完井,井下作业及油气田开采全过程中,造成油气层渗透率下降的现象统称为油气层损害。 2、油气层损害的实质：绝对渗透率的下降和相对渗透率的下降。 3、保护油气层的重要性：a.勘探过程中,保护油气层工作的好坏直接关系到能否及时发现新的油气层、油气田和对储量的正确评价。b.保护油气层有利于油气井产量及油气田开发经济效益的提高。c.油气田开发生产各项作业中,搞好油气层保护有利于油气井的稳产和增产。 4、保护油气层技术的特点： a.保护油气层技术是一项涉及多学科、多专业、多部门并贯穿整个油气生产过程的系统工程。从钻开油气层、完井、试油、采油、增产、修井、注水、热采的每一项作业过程中均可能使油气层受到损害，而且如果后一项作业没搞好保护油气层工作，就有可能使前面各项作业中的保护油气层所获得的成效部分或者全部丧失。因此保护油气层技术是一项系统工程，此项工程涉及地质、钻井、测井、试油、采油、井下作业等多个部门，只有这些部门密切配合，协同工作，正确对待投入与产出，才能受到良好的效果。 b. 保护油气层技术具有很强的针对性. 保护油气层技术的研究对象是油气层，油气层特性资料是研究此项技术的基础。由于不同的油气层具有不同的特点，因此从油气层特性出发研究出的保护油气层技术也具有很强的针对性。 c. 保护油气层技术在研究方法上采用三个结合. 保护油气层技术在研究方法上采用三个结合：微观研究与宏观研究相结合；机理研究与应用规律相结合；室内研究和现场实践相结合。 5、保护油气层系统工程的技术思路: 保护油气层系统工程的主要技术思路可归纳为五个方面： 1. 分析所研究油气层的岩石和流体特性，以此为依据来研究 该油气层潜在损害因素与机理。 2. 收集现场资料，开展室内试验，分析研究每组油气层在各 项作业过程中潜在损害因素被诱发的原因、过程及防治措 施。 3. 按照系统工程研究各项作业中所选择的保护油气层技术措 施的可行性与经济上的合理性，通过综合研究配套形成系 列，纳入钻井、完井与开发方案设计及每一项作业的具体 设计中。 4. 各项作业结束后进行诊断与测试，获取油气层损害程度的 信息，并评价保护油气层的效果和经济效益。然后反馈给
1、从钻井方面考虑，有哪些对油层的伤害因素，为什么？ 钻井因素有：压差、环空流速、钻井液类型及性能、钻速和浸泡时间. （1）压差的影响 压差是储层损害的主要因素。在压差下，钻井液中的滤液和固相会渗入地层，造成固相堵塞和粘土水化。压差越大，对储层损害深度越深，对储层渗透率影响严重。其中，钻井造成井内压差增大的原因有以下几方面： ①采用过平衡钻井液密度；②管柱在充有流体的井内运动产生的激动压力；③地层压力检测不准确；④水力参数设计不合理；⑤井身结构不合理；⑥钻井液流变参数设计不合理；⑦井喷及井控方法不合理；⑧井内钻屑浓度；⑨开泵引起的井内压力激动 （2）钻井液浸泡时间的影响 在钻开储集层过程中，钻井液滤失到储集层中的数量随钻井液浸泡时间的延长而增加。浸泡过程中除滤液进入地层外，钻井液中的固相在压差作用下也逐步侵入地层，其侵入地层的数量及深度随时间增加，浸泡时间越长侵入越多。在钻井过程中，储集层的浸泡时间包括从钻入储集层开始至完井电测、下套管、注水泥和替钻井液这一段时间。在钻开储集层过程中，若钻井措施不当，或其它人为原因，造成掉牙轮，卡钻，井喷或溢流等井下复杂情况和事故后，就要花费大量的时间去处理井下复杂事故，这样将成倍地增加钻井液对储集层的浸泡时间。 （3）环空流速对储层的影响 ①高的环空流速，即环空流态为紊流时，井壁被冲刷，使井眼扩大，造成井内固相含量增加。泥岩水化后发生剥蚀掉块垮塌引起的井眼扩大和盐岩、玄武岩等不稳定地层的井眼扩大，采取钻井液柱压力与地层压力平衡，抑制水化，保持渗透压力平衡，控制失水，改善造壁性能等措施。或者控制环空流为层流状态，层流对井壁避免了冲刷冲蚀作用，在一定条件下，对井壁稳定起主导作用。②高环空流速在环空产生的循环压降将增大钻井液对井底的有效液柱压力，即增大对井底的压差。 高环空流速产生的原因 1、水力参数设计中未考虑井壁冲蚀条件，致使排量设计大而导致环空流态为紊流。 2、起下钻速度太快，在环空形成高流速，特别是当井下出现复杂情况（遇阻卡时），且开泵时快速下放管柱就会在环空产生极高的流速。 （4）钻井液类型 工作液中固相粒子进入油层造成损害，工作液中液相进入油层后引起的地层固相
第五章钻井过程中的保护油气层技术 第一节钻井过程中造成油气层损害原因分析 一、钻井过程中油气层损害原因 钻井的目的是交给试油或采油部门一口无损害或低损害的油气井。钻井中对油气层的损害不仅影响油气层的发现和油气井的产量。 钻开油气层时，在正压差、毛管力作用下，钻井液固相进入油气层造成孔喉堵塞，液相进入油气层与油气层岩石和流体作用，破坏油气层原有的平衡，从而诱发油气层潜在损害因素，造成渗透率下降。 钻井液中固相对地层渗透率的影响二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素 影响油气层损害程度的工程因素：压差、浸泡时间、环空返速、钻井液性能（与固相、滤液和泥饼质量密切相关）
第二节保护油气层的钻井液技术 一、钻井液在钻井中的主要作用 钻井液的作用：冲洗井底和携带岩屑；破岩作用；平衡地层压力；冷却与润滑钻头；稳定井壁；保护油气层；获取地层信息；传递功率 二、保护油气层对钻井液的要求 1.钻井液密度可调，满足不同压力油气层近平衡压力钻井的需要 2.钻井液中固相颗粒与油气层渗流通道匹配 3.钻井液必须与油气层岩石相配伍 4.钻井液滤液组分必须与油气层中流体相配伍 5.钻井液的组分与性能都能满足保护油气层的需要 三、钻开油气层的钻井液类型 目前保护油气层钻井液技术已从初级阶段(仅控制钻井液密度、滤失量和浸泡时间)进入到比较高级的阶段。针对不同类型油气藏形成了系列的保护油气层钻井液技术。 1.水基钻井液 由于水基钻井液具有成本低、配置处理维护较简单、处理剂来源广、可供选择的类型多、性能容易控制等优点，并具有较好的保护油气层效果，是国内外钻开油气层常用的钻井液体系。 按钻井液组分与使用范围分： 1)无固相清洁盐水钻井液 2)水包油钻井液 3)无膨润土暂堵型聚合物钻井液 4)低膨润土聚合物钻井液