油田排液采气的工艺技术探析
摘要：天然气开采过程中，常常出现气井的井筒或者井底附近存在过多积液现象，导致采气工作受阻。而排液采气工艺技术则是解决这一问题的关键。本文就油田排液采气的工艺技术问题进行探析，谈谈笔者个人看法。
关键词：排液采气工艺技术
天然气开采过程中，常常出现气井的井筒或者井底附近存在过多积液现象，导致采气工作受阻。而排液采气工艺技术则是解决这一问题的关键。本文就油田排液采气的工艺技术问题进行探析，谈谈笔者个人看法。
一、气藏的地质特征浅述
气藏地质特征主要是指气藏形态、边界性质、气水关系及压力特征等，在很大程度上与储渗类型有直接关系。造成地质特征差别的主要原因：储层储渗空间的连通性与均质程度。孔隙型储层具有较好、较广泛的连通特点，气水分异能得以充分进行，在沉积上以河流、湖泊相为主，砂体多为层状，能较容易地确定气藏范围与储量。裂缝型储层其裂缝发育程度主要取决于地应力的大小与岩石的抗
压强度，常为有限封闭体，气水分布、含气范围完全受裂缝网络形态、大小所控制。
二、排液采气应具有的地质要素分析
气藏具有封闭性弱弹性水驱特征。气藏的封闭性、定容性使排液采气成为可能。产水气藏的水体有限、弹性能量有限。地层水分布
压裂技术现状及发展趋势 (长城钻探工程技术公司) 在近年油气探明储量中，低渗透储量所占比例上升速度在逐年加大。低渗透油气藏渗透率、孔隙度低，非均质性强，绝大多数油气井必须实施压裂增产措施后方见产能，压裂增产技术在低渗透油气藏开发中的作用日益明显。 1、压裂技术发展历程 自1947年美国Kansas的Houghton油田成功进行世界第一口井压裂试验以来，经过60多年的发展，压裂技术从工艺、压裂材料到压裂设备都得到快速的发展，已成为提高单井产量及改善油气田开发效果的重要手段。压裂从开始的单井小型压裂发展到目前的区块体积压裂，其发展经历了以下五个阶段[1]：（1）1947年-1970年：单井小型压裂。压裂设备大多为水泥车，压裂施工规模比较小，压裂以解除近井周围污染为主，在玉门等油田取得了较好的效果。 （2）1970年-1990年：中型压裂。通过引进千型压裂车组，压裂施工规模得到提高，形成长缝增大了储层改造体积，提高了低渗透油层的导流能力，这期间压裂技术推动了大港等油田的开发。 （3）1990年-1999年：整体压裂。压裂技术开始以油藏整体为单元，在低渗透油气藏形成了整体压裂技术，支撑剂和压裂液得到规模化应用，大幅度提高储层的导流能力，整体压裂技术在长庆等油田开发中发挥了巨大作用。 （4）1999年-2005年：开发压裂。考虑井距、井排与裂缝长度的关系，形成最优开发井网，从油藏系统出发，应用开发压裂技术进一步提高区块整体改造体积，在大庆、长庆等油田开始推广应用。 （5）2005年-今：广义的体积压裂。从过去的限流法压裂到现在的直井细分层压裂、水平井分段压裂，增大储层改造体积，提高了低渗透油气藏的开发效果。 2、压裂技术发展现状 经过五个阶段的发展，压裂技术日趋完善，形成了三维压裂设计软件和压裂井动态预测模型，研制出环保的清洁压裂液体系和低密度支撑剂体系，配备高性能、大功率的压裂车组，使压裂技术成为低渗透油气藏开发的重要手段之一。 2.1 压裂工艺和技术
塔河油田TK860X井钻井液技术 1 地质简况 2 钻井液类型选择与施工难点2.1 钻井液体系的优选针对地层特点，钻井液必须满足以下要求：良好的抑制性，抑制地层岩屑水化分散；良好的屏蔽暂堵性能，形成优质泥饼，并封堵上部地层砂岩段；良好的润滑防卡和防塌能力；良好的造壁能力和护壁能力，确保井壁稳定，井径规则；能很好地保护油气层，减少油气层损害。特别三开井段“直-?斜- 稳斜- 降斜- 直” 井身特点，采用聚合醇聚磺混油钻井液体系，现场应用表明本体系具有良好的润滑防卡、悬浮携带和稳定井壁的能力，满足现场施工要求。 2.2 各井段难点一开、二开上部井段井段：一开地层疏松、渗透性强，地层可钻性好，进尺快，钻屑污染严重，渗漏严重。容易发生井口垮塌。采用固控除砂、化学絮凝和胶液稀释的办法控制钻井液自然密度。 三开井段：地层压实性好，钻时较慢。砂岩段渗透性强，易形成小井眼，二叠系微裂缝发育，渗漏严重。石炭系地层泥岩粘土含量高、塑性强，易吸水膨胀发生泥包钻头。定向井段润滑、防塌和井眼净化是主要难点。 四开井段，地层稳定，裂缝、溶洞发育，易喷易漏。井底温度 高，控制钻井液整体高温稳定性能，保护好油气层。
3 钻井液维现场应用 3.1 一开0m-502m 表层地层松软、渗透能力强，采用高粘切膨润土-聚合物钻井液，防止井口垮塌。开钻前预配制200方膨润土浆，水化24 小时，加入适量CMC-H，V 以满足携砂、悬浮和防渗漏、防坍塌要求。 3.2 二开502m-4000m 本井段井眼大，钻速快，在保证排量和井眼稳定的前提下，尽量控制钻井液适当粘切，低密度，低固相，提高机械钻速，充分使用固控设备，严格控制劣质固相，防止固相污染。 上部井段(502m-2500m，钻井液维护以补充聚合物KPAM交液和优质膨润土浆为主，根据粘切的高低而使用不同浓度的聚合物胶液。复配使用大中小分子聚合物，使钻井液具有良好的包被抑制性，包被钻屑。加入PB-1、QS-2封堵地层，降低渗漏。在进入吉迪克地层前把钻井液密度提至 1.18g/ cm3 ，防止吉迪克组地层蠕变，造成井壁缩径，导致起钻阻卡。 下部井段(2500m-4000n)，随着井深增加，井底温度的不断升高，容易造成粘土过度分散。坚持使用聚合物加强钻井液的抑制能力，聚合物浓度维持在 ( 0.5-0.8 )%，同时严格控制劣质固相。 钻进到3500m根据实际情况补充部分抗温材料，提高钻井液的抗温性能，控制钻井液的API失水小于5ml，HTHP失水小于15mL 3.3 三开4000m-5538.37m
油田注水工艺技术 注水是提高油田开发水平，保持油藏能量的主要手段，是保持油田稳产的主要措施。本部分收集汇编了注水名词、分层配注、分层测试、注水水质、注水井洗井、水质化验、计量仪表及注水井管理等七方面内容。通过本部分的学习，可使采油工了解注水的目的及作用，掌握注水的全过程，懂得注水工艺和有关注水设备的性能，学会日常生产操作以及常见事故的预防、判断和处理，并能充分利用注采关系，进行油水井动态分析，提高幽静挖潜措施。 注水井名词 1 什么是注水井？ 答：用来向油层内注水的井叫注水井。 2 什么是水源？ 答：在注水过程中，要用大量的水。因此，常用河水、湖水、海水、地下水及含油污水作为注入水的来源，简称水源。 3 什么是谁的净化？ 答：将地面水或地层水在注入油层以前，必须进行处理，使其符合注入水标准，这种处理水的措施叫水的进化。 4 什么是注水站？ 答：为了将水源的水或经过水质处理后的水加压外输，以满足注水的压力要求，必须有一套设备，安装这些设备的地方叫注水站。 5 什么是配水间？ 答：控制和调节各注水井注水量的操作间叫配水间。配水间分为多井配水间和单井配水间。多井配水间可控制和调节两口井以上的注水量；单井配水间只控制和调节一口井的注水量。6 配水间的设备主要有哪些？ 答：分水器、流量计及辅助设备。 7 分水器有哪几部分组成？ 答：由总闸门、汇集管、孔板法兰、上流阀门、下流阀门和泵压表组成。 8 有一cyb-150型注水井口，150表示什么？ 答：表示井口的工作压力是15个兆帕。 Cyb-150井口的实验压力为工作压力的2倍即为30兆帕。 9 什么是试注？ 答：新井投注或油井转注的实验与工程叫试注。 10什么是转注？ 答:注水井通过排液和洗井达到井筒清洁并水质合格时，开始转入注水叫转注。 11什么是正注？ 答:从油管往井内注水叫正注。 12什么叫反注？ 答:从套管往井内注水叫反注。 13什么叫合注？ 答:从油管和套管同时往井内注水叫合注。 14什么叫笼统注水？ 答：在注水井上不分层段，在相同的压力下的注水方式叫笼统注水。 15什么是分层注水？ 答：在注水井上对包不同性质的油层区别对待，应用封隔器、配水器为主组成的分
67 2010 年第 10 期西部探矿工程 塔河油田 TK1040 井防漏堵漏与防坍塌钻井液技术 赵静杰 ( 华北石油局西部工程公司 ,新疆轮台 841600) 3 摘 : T K1040 井位于塔河油 S99 - T728 井 NN W 向的构造隆起条带南翼、要牧场北残丘群西翼斜坡。该井地层裂缝发育 ,存在两套压力系统 ,钻井过程中井漏和井塌问题非常严重 , 钻井作业十分困难。根据现场情况 ,对该井发生井漏的原因进行了分析 , 通过对室内小型实验研究出了适合该井堵漏、 防塌钻井液工艺技术 ,并进行了现场应用 ,取得了良好的效果。现场应用表明 ,该桥塞堵漏钻井液技术可以很好的解决该井的井漏问题。针对该井地层坍塌问题 ,本井采用多元醇配合沥青类防塌剂 , 能很好的起到防塌效果。关键词 : 承压堵漏 ; 桥堵 ; 防塌 ; 塔河油田中图分类号 : T E24 文献标识码 :B 文章编号 :1004 5716 ( 2010 ) 10 0067 04 T K1040 井是塔河油田 10 区奥陶系油藏 , 该井三开钻遇三叠系、石炭系、泥盆系、奥陶系地层 , 到达目的层后 ,发生漏失和地层坍塌等问题的出现。该井钻遇奥陶系良里塔格组时发生严重井漏 ,其分析为存在两套地层压力系统。并且随后发生井塌等井下复杂情况。最后通过大量的室内研究及现场反复摸索 ,研究总结出适应该地区地层特点的堵漏、防塌钻井液工艺技术 , 并成功在该井进行了应用 , 收到了良好的效果 , 为塔河油田 10 区高效优质开发提供了有力的保障。 1 工程地质简介渐新统地层 ( 0 ～ 3440m ) , 岩性以棕褐色泥岩与灰棕色粉砂岩、细砂岩互层为主。古 - 始新统地层 ( 3440 ～3520m) ,岩性主要以砂岩为主夹棕色粉砂质泥岩。白垩系地层 ( 3520 ～ 4609m ) 岩性主要为灰白色细 - 中粒砂岩、含砾砂岩夹棕褐、灰绿色泥岩。该井段地层疏松 ,由于钻速快、砂岩多井壁易渗漏。侏罗系地层 ( 4609 ～4639m) ,岩性主要为灰色细粒屑长石砂岩、长石石英砂岩夹灰、棕灰色泥岩、粉砂岩泥岩及薄煤层。三叠系地层 ( 4639 ～ 5144m ) , 岩性主要为灰黑色泥岩、粉砂质泥岩夹浅灰色细粒长石岩屑砂岩、深灰色泥质粉砂岩。侏罗系、三叠系地层泥页岩地层易吸水膨胀、剥落、掉块。石炭系地层 ( 5144 ～ 5781m ) , 岩性主要为褐灰、深灰色泥岩、粉砂质泥岩 ,石炭系“双峰灰岩” ,顶部为黄段灰色泥晶灰岩夹深灰色泥岩 , 下峰含石膏 , 使用高密度钻井液体系易发生井漏。堵漏要根据实钻情况和地质解释有针对性进行。泥盆系地层( 5781 ～5821m) ,岩性主要灰色细粒、 含砾细粒岩屑石英砂岩、粉砂岩夹灰、深灰色泥岩。 2 钻井液技术概况 T K1040 井是由华北西部 60817 HB 井队施工。T K1040 井 2007 年 9 月 2 日 15 : 25 钻至井深 5925. 58m ,层位 O 3 l , 开始发生井漏 , 漏失 1. 30g/ cm3 井浆 43. 71m3 。9 月 3 日 , 继续钻进至井深 5927. 79m 时再次发生 ,井漏漏失 1. 30g/ cm3 井浆 48. 91m3 。9 月 4 日～ 5 日期间漏失 1. 30g/ cm3 井浆 359. 09m3 。9 月 6
油田注水工艺技术指标 一、油田注水工艺技术指标 1、配注合格率 配注合格率是指注入水量与地质配注相比较，注入地层水量合格井数与注水井开井总井数之比。 ①单井月平均注水量不超过配注量的5％，不低于配注量的10％的注水井算合格井。 ②月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。 2、分层配注合格率 分层配注合格率是指分层注水井注入水量与地质配注相比较，注入地层水量达到地质配注要求的层段数与油田分注井实际注水总层段数之比。 ①分层段的注水量不超过层配注量的±10％的层段为合格层段。 ②分注井每个季度进行一次调配注，月内调配注的井，以生产时间较长的工作制度计算配注合格率，如果两种工作制度生产时间差不多，以最后一次工作制度计算配注合格率。 3、注水系统单耗 注水系统单耗是指每向地层注入一方水的耗电量。 4、注水系统效率 注水系统效率是指注水系统电机效率、注水泵运行效率与注水管网平均运行效率之积。 二、注水井分层注水工艺 1、油套分注工艺技术 优点：操作简单、施工容易 缺点： 一是只能分注两层，且井下封隔器失效后地面不易判断； 二是如果注入水质易结垢很可能导致下次起钻卡钻，必须动管柱洗井； 三是由于套管环空注水是一个动态的注入过程，对套管的损伤大。 2、双管分注工艺技术 优点：可以实施两层分注、易调配控制水量。 缺点：一是只能分两个层段注水,如果超过了两个层段,则无法进行分层注水；二是注水井无法进行每月一次的维护性洗井管理,井筒内的垢、铁锈、杂质等脏物无法冲洗出来,容易造成脏物堵塞油层,对于结垢严重者,易发生井内工具及管柱被卡,造成大的事故。 3、单管封隔器、配水器多层段注水 优点：可以实施两级或三级以上分注、可以定期洗井、可以任意调配更换水咀、封隔器密封好、管窜设计合理，管理方便。 缺点：调配前必须洗井，必须使用专门的调配工具，且调配工作量大，为防止水井结垢必须定期洗井，生产管理难度大。 封隔器 材质要求：中心管35CrMn、洗井阀13Cr、接头40Cr。 制作工艺要求：采取热处理调质、镀铬、镍锌复合镀。 封隔器施工方式 坐封：打开套管闸门,从油管内憋压额定坐封压力（内外压差15MPa），封隔器即可坐封，此时，由于封隔器的自锁结构作用，放压后，封隔器不能自动解封。 洗井：油套环空进液，经封隔器洗井通道，至油管鞋单流阀从油管内通道返出地面,完成反循环洗井。 解封：作业时，卸去井口，缓慢上提油管柱约半米，正转油管12～15圈，封隔器即可解封
2012年4月8日星期日 1、黑油模型：指油质较重性质的油藏类型。黑油模型是最完善、最成熟，也是应用最为广 泛的模型。是油藏数值模拟的基础，其它模型大都是黑油模型的扩展。 （1） 黑油模型的基本假设：（1）油藏中的渗流是等温渗流。 （2）油藏中最多只有油、 气、水三相，每一相均遵守达西定律。 （3）油藏烃类只含有油、气两个组分。在油 藏状态下，油气两组分可能形成油气两相，油组分完全存在于油相内，气组分则可 以以自由气的方式存在于气相中，也可以以溶解气的方式存在于油相中，所以地层 内油相为油组分和气组分的某种组合。在常规油田中，一般不考虑油组分向气组分 挥发的现象。（4）油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的，即认为油藏中油气两相 瞬时达到相平衡状态。（5）油水之间不互溶；天然气也假定不溶于水。 煤层气：赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于 煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体。 全国煤层气试验区分布图 J3-K1 哈尔滨 28 3、页岩气 页岩气形成的条件 （1） 岩性：形成页岩气的岩石除页岩外，还包括泥岩、粉砂岩、甚至很细的砂岩 （2） 物性：页岩最突出的特点是孔隙度和渗透率极低，典型的气页岩的基质渗透率处于微 达西~纳达西范围，因此气体在储层中的流动主要取决于页岩中天然裂缝的发育情况 （3 ）矿物组成：粘土矿物和碳酸盐含量低、粉砂质或硅质（石英）含量较高比较有利。 （4）裂缝： 裂缝发育适中。 2012-4-9 4、压裂工艺成果 压裂工艺推陈出新，分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向 压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用， 特别是水平井分段压裂技术的推广应用, 保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。 较好指标： 2、 乌鲁木齐 J1-2 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J3-K1 J2 J1-2 J1-P2 J1-2 J1-2 西宁 兰州 J1-2 1-2 西安 P2 成都 2"| C-P 北京1 ? 济南3 9 C-P 长春 E J3-K1 1开滦 15 韩城 2大城 16 蒲县 3济南 17 柳林 4淮北 18 吴堡 5淮南 19 三交 6平顶山 20 临县 7荥巩 21 兴县 8焦作 22 丰城 9安阳 23 冷水江 10晋城 24 涟邵 11屯留 25 沈北 12阳泉 26 红阳 29 阜新 13澄合 27 铁法 30 辽河 14彬长 28 鹤岗 T3 武汉二 长沙 2 ： P2 上海 P2 P2 福州 卢台北
塔河油田盐膏层钻井液技术 孟庆生江山红石秉忠 （中石化石油勘探开发研究院石油钻井研究所，山东德州 253005） 摘要：为探索塔北地区新构造的含油气情况，实现新构造的油气突破，中国石化新星公司西北石油局分别在塔北亚肯北1号构造、三道桥构造布置了两口深探井。这两构造均为海相沉积，上第三系吉迪克组形成了几十米到几百米不等的盐膏层，盐层中夹有泥页岩盐层和砂泥盐层，由于盐的溶解而造成井径扩大，钻井液性能不稳定，盐膏层塑性变形造成缩径卡钻，含盐泥页岩的水化分散造成井壁不稳定，钻井液增稠。针对盐膏层的复杂情况，我们研制了聚磺欠饱和盐水钻井液体系。经过两口井的现场实验，证明此体系抑制泥页岩水化分散能力强，井壁稳定，井径扩大率低，钻井液排放量少，处理维护工艺简单，降低了钻井液成本，见到了明显的技术经济效益。文中介绍了聚磺欠饱和盐水钻井液体系的室内研制及现场应用情况。 关键词：塔河油田盐膏层塑性蠕动地层压力聚磺欠饱和盐水钻井液井眼稳定 概述 为探索塔北地区新构造的含油气情况，实现新构造的油气突破，中国石化新星石油公司西北石油局分别在塔北亚肯北1号构造、三道桥构造布置了两口深探井。这两构造均为海相沉积，上第三系吉迪克组形成了几十米到几百米不等的盐膏层。由于盐的溶解易造成井径扩大和钻井液性能不稳定；由于上覆地层压力的作用，巨厚盐膏层塑性变形易造成缩径卡钻；由于含盐泥页岩中盐的溶解和泥页岩的水化分散作用易造成井壁不稳定。针对盐膏层的特点，并结合其他油田的成功经验，研制了聚磺欠饱和盐水钻井液体系。经过两口井的现场实验，证明此体系抑制泥页岩水化分散能力强，井壁稳定，井径扩大率低，钻井液排放量少，处理维护工艺简单，降低了钻井液成本，见到了明显的技术经济效益。 难点分析及对策 1 难点分析 ①塔里木盆地石炭系盐膏层埋藏深，均分布在5100m以下的深井段, 温度在110-130℃，极易引起钻井液性能恶化，滤失量、粘度、切力上升,泥饼变厚,泥饼摩擦系数增大,从而易造成粘卡事故。 ②石炭系盐膏层厚度差别很大，且夹有不等厚的泥页岩及石膏夹层，裸眼长，剥落坍塌井径扩大,井径扩大率可达33%。形成严重的糖葫芦井眼,造成电测遇阻,固井质量差。 ③盐岩的塑性变形。若使用的泥浆液柱压力不足以平衡地层压力时,就会引起盐岩的塑性变形，使井径缩小，造成卡钻甚至挤毁套管事故。密度过高又易引起压差卡钻。
油田注水开发工艺技术研究 发表时间：2019-02-13T17:08:18.657Z 来源：《知识-力量》2019年4月下作者：徐杰[导读] 油田注水是一项复杂且难度很大的工艺技术，必须根据复杂的客观条件，做好充分的准备工作，才能保证其正常发挥。本文在对油田注水工艺技术概述的基础上，阐述了其具体的工艺研究。 （中石化节能环保工程科技有限公司，湖北省武汉市 430000） 摘要：油田注水是一项复杂且难度很大的工艺技术，必须根据复杂的客观条件，做好充分的准备工作，才能保证其正常发挥。本文在对油田注水工艺技术概述的基础上，阐述了其具体的工艺研究。 关键词：油田；注水；开发；技术 一、油田注水工艺技术概述 基于有效的处理油田开发的矛盾问题，可以采取注水开发与人为补充能量的措施，增加油井的产能，从而实现油田开发的目标。大量的油田在采取注水开发的措施后，均增加了油田的产量。然而在注水开发时间不断增加的情况下，还应该对注水量进行有效的控制，以此来避免高渗透层较早的见水。使得油井的含水率得到合理的控制，防止出现高含水，造成油田生产动能损耗的情况。 注水是稳定油层压力的举措，能够带来油田开发的良好效果，给油层补充产能。注水方式包括把水井当作油层的注水体系，也即笼统注水，还能够进行分层定量注水，实现分层开发的效果。笼统注水的管柱架构较为单一，包括油管与喇叭口等，无法实现分层与全井注水的目标。分层注水的工艺技术措施，是利用封隔器和配水器，将井下的油层部位分成若干个层位实施分层注水。 二、当前油田开发中的问题阐述 现阶段油田开发存在一系列的问题，具体如下：在油田开发的最后阶段渐渐出现油田注水补能的问题，此外油田注水管道由于长时间的施工而出现腐蚀现象，大量的油井注水变得越发困难，并且大量的油井因为机械杂质的影响而出现了分柱级别减小的现象，其在很大程度上给油田的注水开发工艺带来了不良的影响。通过开展长时间的注水施工，出现了油田的注采工艺矛盾，造成油田井网系统遭到破坏，在开发中储能效果变差，其是因为油管堵塞而开放底层的渗透性降低而造成所开发油井效果变差。由于开发油层间的非均匀特点的影响，而造成油井的水淹差异性增大，以此导致油井开发的动性水平变低。 三、注水开发工艺技术的研究 基于提高油田的采油效率，应该对油田的注水工艺和油田注水的技术措施进行全面的改进，以此来达到已开发油田的二次采油目标。另外，还应该大规模的提高油田单井的高压注水效果，达到油井分层的管理目标，以此才可以有效的满足油层的科学分配要求，满足相关的规范性要求。与此同时，还应该促进对油井堵塞问题的处理，以此来增加油田的经济效益。 （一）采取多脉冲加载压裂的措施来改进油田注水开发工艺 采取这一技术能够促进油田注水井的压力降低，对井内加注灌水，能够大大的减小底层的破裂压力，以此实现对地层的破裂态势有着合理的控制。其在深石油井的开发与作业上有着非常大的优势。这一技术能够为石油井的酸化压缩带来良好的地层条件。由于多脉冲加载压裂技术的使用，使得地层的压裂作用时间得到大大的延长，此外，还使得油层的能产生很多不受地层限制和约束的裂痕，进而延长了裂痕体系，大幅度的增强了地层的渗透导流的能力。这一技术有着非常高的施工效率，能够让已经开发完成的油井发挥出非常好的增产作用。 （二）采取化学调驱技术来改进油田注水开发工艺 基于让油田的吸水剖面得到有效的调节，且进一步提高油田在含水期的油层开发水平，让石油的产量处于递减的水平中，增强石油的综合采收水平。在油层注水的过程中，其中被注入的水通常是顺着高渗透层开裂的走向来窜进，而造成油井不同层面的受力不均衡。而小剂量的化学调驱的封堵半径比较小，使得后期所注入的水绕过了封堵的屏障，进而大大的缩短了石油开采的工期。 （三）采取压裂解堵手段来完善油田注水开发工艺 这一技术能够促进油层的整改与增产。在油层酸化效果不明显的地方展开压力增注的实验研究，能够采取这一技术的主药剂反应，在高温高压气体的作用下，促使油层出现裂痕。这一技术能够促进不同堵塞井的完善，同时还可以觉得堵塞井的欠注问题以及注水不成功等问题，在实践的应用中起到了良好的采收效果。 （四）采取堵水配套性工艺来完善油田注水开发工艺 现阶段，在石油的开发中已出现了围绕具备隔层条件的高含水井展开的注水开发工艺，其能够有效的处理采油堵水问题，该项工艺包括一次性管柱和机械化寻找管柱等工艺。这一系列技术能够促进那部分高含水层等有效的实现机械封堵，还能够对油层高含水层中的液体产量实现合理贷款通知，促进油层低含水量与液体量得到进一步的提高。实践证明通过堵水配套工艺技术来改善油田注水开发工艺不单单可以降低含水量，还可以使得油层的采油量大大增强。 （五）采取强化注水技术来完善油田注水开发工艺 这一项技术能够制定科学合理的压力驱动系统来对注水强度与注水比进行合理的分析，以此得到地层与注水间的联系，进一步促进油田注水开发技术的发展和完善。 结语 综上所述，油田的注水开发工艺技术可以有效地提高油井的出油量，保证油田开采的顺利进行，因此要不断创新油田的开发技术，通过科学合理有效的新技术、新工艺来为油田开发保驾护航。 参考文献 [1]胡佳杰,马福昊.浅谈油田注水开发方面后期提高采油率的有效方法[J].化工管理, 2013(12):86-86. [2]侯春华,陈武,赵小军.油田注水开发经济评价方法研究[J].西南石油大学学报（社会科学版）,2014, 16(2):1-6. [3]李广斌,赵玲甫.适应油田开发后期的油田注水模式研究[J].化工设计通讯,2017, 43(11)
延安职业技术学院 毕业论文 题目：延长油田用压裂液的优点与不足所属系部：石油工程系 专业：应用化工生产技术（油田化学）年级班级：07应用化工（4）班 作者：李阿莹 学号： 指导老师： 评阅人： 2010年月日
目录 第一章绪论…………………………………………………………………（）第二章延长油田地质情况……………………………………………（）第三章压裂液概述………………………………………………………（）3.1 概述………………………………………………….……………………（）3.2 分类……………………………………………………………….………（）3.3 压裂液的国内外研究与应用状况…………………………….….（）第四章延长油田用压裂液…………………………………..………（）4.1 胍尔胶压裂液……………………………………………………………（）4.2 清洁压裂液………………………………………………………………（）4.3清洁压裂液与胍胶压裂液的应用对比…………………………………（）结论…………………………………………………………..…………….………（）参考文献…………………………………………………………….……………（）致谢………………………………………………………………………………（）
摘要：经过几十年的开发,延长油田已进入中后期开发阶段,为了达到稳产、增产进而合理利用资源的目的,油田企业会对部分井实施措施作业。本论文以此为出发点,就油田常用的两种压裂液体系用外加剂、工艺、施工效果等方面做了概述并由对两种压裂液体系的应用对比,总结出各自的有优点与不足. 关键词：水力压裂延长油田胍胶压裂液清洁压裂液
塔河油田深井超深井钻井液技术 郭才轩1王悦坚2宋明全1 （1、中国石化石油勘探开发研究院德州石油钻井研究所，2、中国石化西北分公司）摘要塔河油田主力油藏深度一般在5300m以下，是我国目前陆上油气层埋藏最深 的一个大型整装油田。由于油气埋藏深，钻遇的地层多、而且复杂，曾一度给油气田的 开发和扩展带来了困难。后通过技术攻关和技术引进，成功解决了塔河油田三叠、石炭 系硬脆性泥页岩地层的坍塌，奥陶系地层大型裂缝溶洞地层漏失，塔河油田新区巨厚盐 膏层塑性蠕变卡钻等制约塔河油田的瓶颈问题。技术进步使塔河油田在解决复杂问题的 能力上得到大幅提升，6000m左右的开发井建井周期从原来的100多天缩短到70天以内，新区超深盐层钻井成功率从2002年前不足40%提高到现在100%。 主题词超深井井眼稳定欠平衡钻井承压封堵欠饱和盐水 塔河油田是中国石化在西部地区的一个大油田，近年来原油产量一年一个台阶，2004年原油产量达到357万吨。原油产量的大幅提高，除了得益于油藏地质技术进步外，钻井技术，尤其是钻井液技术的发展也是重要的动力源之一。塔河油田的主力油藏位于奥陶系的裂缝型灰岩地层中，埋深在5300m以上，有二套地层，一套不含盐膏，位于塔河油田老区块；另一套含有巨厚盐膏层，位于塔河油田外围新区。中国石化西北分公司针对塔河油田存在的主要钻井液技术问题，组织联合攻关，通过近5年的努力，较好解决了三叠、石炭系井眼坍塌，巨厚盐膏层塑性蠕变卡钻和奥陶系裂缝性油气藏的损害等技术难题，为塔河油田增储上产、降本增效做出了巨大贡献。 一、塔河油田存在的主要钻井液技术问题分析 1、三叠、石炭系井眼坍塌问题 长期钻井实践表明：塔河油田三叠、石炭系存在严重的井眼坍塌问题，钻井中经常会遇到大面积突发性井眼坍塌，严重时必须反复划眼和通井，不仅影响了钻井速度，而且影响了成井质量，给后期的测井、固井、测试等作业埋下了隐患。我们随机的对2002年和2003年施工的30口井进行了统计分析，5000m以下地层扩大率在0-10%的井7口、10-15%的井6口、15-20%的井5口、大于20%的井12口。统计数据说明塔河油田三叠系、石炭系地层存在严重的扩径问题。从井径曲线看，三叠、石炭系井径很不规则，小的缩径率达2%以上，大的井径测不到边。 2、巨厚盐膏层钻井液问题 塔河油田外围新区石炭系的膏盐层具有埋藏深、厚度大、蠕变速度快，钻井中极易发生塑性蠕变卡钻。早期在该区及其外围施工30余口井，虽然沙10、沙24、沙42、乡1、轮南46等井成功地钻穿了巨厚盐膏层，但大多数井都发生了不同程度的井漏、阻卡、套管变形甚至挤毁等问题，半数以上井因井漏、盐膏层蠕变卡钻、井眼坍塌埋钻等事故而被迫提前完钻或弃井。综合分析认为：①井身结构上没有采取专打专封的方案，使上低下高不同的压力体系处于三开同一裸眼段，地层岩性特征、孔隙压力和坍塌压力变化大，为了安全钻进石炭系的膏盐层，需要提高钻井液密度以减少盐膏层蠕变速度，而高的钻井液密度会把上部地层压漏，因此在进入盐层前提高地层承压能力是盐层钻井的技术难题之一；②盐膏层塑性蠕变速度快，而钻井液密度因地层原因又不能提的很高，所以选择钻井液含盐浓度是一个技术关键，高了会降低盐层溶蚀速度，甚至在上返过程中形成盐重结晶，而低了又不能保证井眼稳定，因此控制钻井液氯根平衡范围也是盐层钻井成败的关键技术之一。
2012年4月8日星期日 1、黑油模型：指油质较重性质的油藏类型。黑油模型是最完善、最成熟，也是应用最为广 泛的模型。是油藏数值模拟的基础，其它模型大都是黑油模型的扩展。 （1）黑油模型的基本假设：（1）油藏中的渗流是等温渗流。（2）油藏中最多只有油、气、水三相，每一相均遵守达西定律。（3）油藏烃类只含有油、气两个组分。在油藏状态下，油气两组分可能形成油气两相，油组分完全存在于油相内，气组分则可以以自由气的方式存在于气相中，也可以以溶解气的方式存在于油相中，所以地层内油相为油组分和气组分的某种组合。在常规油田中，一般不考虑油组分向气组分挥发的现象。（4）油藏中气体的溶解和逸出是瞬间完成的，即认为油藏中油气两相瞬时达到相平衡状态。（5）油水之间不互溶；天然气也假定不溶于水。 （2）物性：页岩最突出的特点是孔隙度和渗透率极低，典型的气页岩的基质渗透率处于微达西~纳达西范围，因此气体在储层中的流动主要取决于页岩中天然裂缝的发育情况 （3）矿物组成：粘土矿物和碳酸盐含量低、粉砂质或硅质（石英）含量较高比较有利。（4）裂缝：裂缝发育适中。 2012-4-9 4、压裂工艺成果 压裂工艺推陈出新，分段压裂、裂缝性气藏压裂、火山岩压裂、降滤压裂、重复压裂、转向压裂、控缝高压裂等压裂技术得到了成功应用，特别是水平井分段压裂技术的推广应用，在保障油气田增储上产方面发挥了巨大作用。 较好指标：
水平井压裂分段数：9段 深层气压裂最大支撑剂量： 908.5t （角64－2H井） 最大注入井筒液量： 4261.1m3 最大酸压规模：1603 m3 ?水力喷射分层加砂压裂在四川、长庆地区施工20余井次，平均单井次缩短施工周期20天以上；气井应用不动管柱分层压裂技术307井次，施工成功率99%；平均单井缩短试气周期20天以上；连续混配压裂施工405井次，累计配液88898 m3，累计缩短施工周期425天。 ?裸眼封隔器分段压裂取得突破性进展。全年在苏里格等地区现场应用22井次，并取得良好效果。长城钻探在苏里格气田采用裸眼封隔器进行压裂投产后产量是临近直井的5倍以上。 ?川庆钻探与美国EOG公司合作，在角64－2H井应用水平井泵送电缆桥塞压裂技术，成功完成水平井9段分层加砂压裂施工，注入液体4261.1m3，支撑剂908.5t，刷新此项工艺技术作业时间最短、段数最多（9段）、注入砂量最大、注入液量最多、累计作业时间最长等5项亚洲记录， ?2010年，国产水平井裸眼封隔器及配套工具的成功研发和推广应用，打破了外国公司的垄断，取得了很好的增产效果，产量是临近直井的3倍以上。 ?2010年，川庆钻探在合川 2口井成功进行了连续油管喷砂射孔环空6－7级分段压裂现场施工；西南油气田的威201页岩气井也已进行了2次的页岩气压裂改造施工，为非常规气藏有效开发探索出了新的途径。 5、机械分段压裂技术 机械分段压裂技术包括裸眼封隔器分段压裂技术、动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、不动管柱套管内多封隔器卡封分段压裂技术、封隔器＋桥塞分段压裂技术等。 1、裸眼封隔器分段压裂 ◆裸眼封隔器分段压裂是苏里格水平井储层改造的主要方式：到目前苏里格共完成裸眼分段压裂36井（167段），占整个水平井改造总井数的81.8%。 ◆应用规模逐年扩大： 09年8井次、10年1~7月28井次。 ◆技术水平逐步提高：分段数从3段到10段（工具已下井，近期压裂施工），最长水平段1512m，最大下入深度5235m。 套管鞋：3698.81
水力压裂 水力压裂水力压裂水力压裂在油田开发中，人们发现，在对油层进行高压注水时，油层的吸水量开始随注水压力的上升而按一定比例增加。开始当压力值突破某一限度时，就会出现吸水量成几倍或几十倍的增加，远远超出了原来的比例，而且当突破某一限度后即使压力降低一些，其吸水量仍然很大。实践中的这一偶然发现，给人们以认识油的新启示：既然油层通过高压作用能提高注入量，那么通过高压作用能否提高油层的产量呢？经过多次证明：油层通过高压作用后，不但可以提高产量，而且能较大幅度的提高产量。最早进行压裂工作的是1947年在美国的湖果顿气田克列帕1号井进行的，苏联是1954年开始的，而我国是1952年在延长油矿开始的。40年代末水力压裂常作为一口井的增产措施来对待，但发展至今在油气田开发中的意义，已远远超过了一口井的增产增注作用。在一定条件下能起到改善采油或注水剖面，提高注水效果，加快油田开发速度和经济效果的作用。近些年来，国外在开发极低渗透率（以微达西计）的气田中，水力压裂起到了关键性的作用。本来没有开采价值的气田，经大型压裂后成为有相当储量及开发规模很大的气田。从这个意义上讲，水力压裂在油气资源的勘探上起者巨大的作用。由于上述原因，水力压裂无论在理论上、设备上、工艺上，在短短的几十年来发展的很快。现今的压裂设备能力，一次施工可用液量3000~4000米3，加砂300米3，可压开6000米的井深，裂缝长达1000米。从实践中，我们认识到压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要措施。其优点是：施工简单、成本较低、增产（注）显著。适用于岩性微密、低渗透地层。§§§§4.1 压裂的增产原理压裂的增产原理压裂的增产原理压裂的增产原理一一一一. 压裂的过程压裂的过程压裂的过程压裂的过程压裂是靠水（液体）传导压力的，故也叫水力压裂。其过程是：在地面采用高压大排量的泵，利用液体传压的原理，将具有一定粘度的液体以大于油层吸收能力的排量向井内注入，使井筒内的压力逐渐提高。当压力增高到大于油层破裂所需要的压力时，油层就会形成一条或几条水平或垂直裂缝。当继续注入液体时，裂缝也会向油层深处延伸与扩展，直到液体注入速度等于油层渗透速度时，裂缝才会停止延伸与扩展。如果地面停止注入夜体，油层由于外来压力消失，又会使裂缝闭合，为了防止停泵后裂缝闭合，在挤入的液体中加入支撑剂（如石英砂、核桃壳等），使油层中形成导流能力很强的添砂裂缝。 导流能力导流能力导流能力导流能力=添砂裂缝渗透率添砂裂缝渗透率添砂裂缝渗透率添砂裂缝渗透率Kf××××裂缝宽度裂缝宽度裂缝宽度裂缝宽度W 二二二二. 增产
油田压裂返排液处理技术 1.压裂返排液的产生及存在的问题 压裂工艺是油井增产的一项主要措施在各油田普遍采用。其中最常用的是水基压裂液它具有高黏度、低摩阻、悬砂性好、对地层伤害小等优点现已成为主要压裂液类型。 油井压裂过程中产生的返排压裂废液具有污染物成分复杂、浓度高、黏度大，精品文档，超值下载 处理难度大，是油田较难处理污水之一。如不处理直接进入集输流程，会严重干扰后续流程，严重影响到油田生产，导致设备堵塞、油田下降，环保不达标等诸多问题。 表1 压裂返排液污水性质 图1 不同压裂返排水样 2.国内常规压裂返排液处理工艺简介 2.1 化学氧化－絮凝沉淀－过滤处理工艺 采用双氧水、次氯酸钠等强氧化破胶使返排液中的高分子物质氧化分解成小分子物质，降低废液黏度，提高传质效率，增加水处理药剂的分散与分解；絮凝可以改变水中多分散体系表面电性，破坏废液胶体的稳定性，使胶体物质脱稳、聚集；过滤，去除水中不溶或微溶物，脱色除臭。氧化－絮凝－过滤是油气田污水处理常用工艺。
在实际应用过程中该工艺也存在一些不足，具体如下： 第一、该工艺受温度影响比较大，在低温环境，化学氧化剂反应慢，氧化时间长，需要较长的停留时间，导致氧化反应罐（池）占地大，不易在现场作业，运输困难等。 第二、除油效果不明显，系统对乳化油去除效果不佳，需要添加大量药剂，导致污泥量大，增加污泥处理成本。 第三、过滤器时常堵塞，由于氧化破胶不彻底，污油处理效果不佳，导致过滤器堵塞严重，影响最终出水效果和整套装置处理能力。 2.2 化学氧化－絮凝沉淀－电解氧化－过滤联合处理工艺 电解法集氧化还原、絮凝吸附、催化氧化、络合及电沉积等作用于一体，能够使大分子物质分解为小分子物质，降解的物质转变成易降解的物质，是污水深度处理的常用方法。 然而电解技术目前在国内应用情况并不理想，时常存在电极钝化、结垢等问题，时常需要更换电极，处理效果稳定性差，成本高，操作检修频繁。 设备占地大，运输困难，不太适合压裂返排液现场处理要求。 2.3 化学氧化－絮凝磁分离－过滤联合处理工艺 该工艺改进了絮凝沉淀工艺，采用高效磁分离机能够减少沉降时间，缩小设备占地面积，相对之前两种工艺有改进之处。然后该工艺化学氧化、除油工艺依然存在，仍然存在处理不达标，设备占地面积大等诸多不足。 2.4 臭氧氧化气浮一体装置-旋流溶气气浮-过滤联合处理工艺 该工艺克服了传统化学氧化受温度、反应速率等影响，采用最新臭氧多重催化氧化和高效旋流溶气气浮技术，实现压裂返排液快速、高效破胶降粘，同时能够高效去除悬浮物、油、胶体等诸多污染物，实现压裂返排液快速、达标处理后回注。从多个油田应用情况数据来看（详见下表），该技术处理效果比较明细，基本能够满足压裂返排液回注或回用的要求。 图2现场应用照片
油田油水井压裂技术的发展现状 发表时间：2019-06-24T15:14:10.020Z 来源：《中国西部科技》2019年第8期作者：王恩斌1 孙玉才1张光洲2 [导读] 对于一些超深、低渗透以及裂缝性的油田，为了提高油田的整体开发效益就可以采用油田油水井压裂技术。由于超深、低渗透以及裂缝性的油田物性差、孔隙孔喉狭窄，致使注水井地层吸水能力差，导致井口压力不断提高，可能达到甚至超过地面注水管线的临界压力，给油田注水开发带来极大困难。近几年，针对水压力高的问题很多油田采用了油田油水井压裂技术。本文分析了水井压裂多因素对水 井增注、油井增产的影响，指明了水井压裂技术方向。 1.大庆油田井下作业分公司压裂大队； 2.中油测井大庆分公司 前言：上世纪50年代，美国提出"井网压裂"的建议。后期，前苏联进行了物模与油藏数值模拟研究，进行了水力裂缝与井网系统组合。水力压裂技术是油气井、注水井增注的一项重要技术措施。主要是利用高压索组将液体超过地层吸收能力的排量注入井中，在井底地层中形成裂缝，裂缝逐渐向前延伸，在地层中形成具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝，从而改善油气层的渗透性。 1.油田油水井压裂技术 1.1.油田油水井压裂技术增注机理 对于渗透性很好的储层，只要配注合理，完全不需要进行压裂或者酸化等措施，即可达到注水要求；而对于渗透性比较差的储层，特别是受到伤害后，为了满足一定的注水量要求，仅仅通过酸化、补孔等措施不足解决问题，这时就需要采取压裂措施，而压裂后改变了注入水的渗流特性，有效克服了＂压降漏斗＂的问题，比较容易达到降压注水或增注的目的。因此，水井压裂对低渗、特低渗是很有必要的。如果对水井进行压裂，即使支撑裂缝的长度很短，只要有一定的导流能力，那么井筒附近的压力损耗几乎是可忽略。假设支撑裂缝长度为20米，导流能力为10μm时简化的井底压力的变化情况。可以知道井筒附近的压力损耗很小，到地层深部由于不同位置与裂缝的关系不同，既有线性流，也有径向流，线性流的阻力小于径向流，部分位置的流体的流动存在混合流现象。从井底压力来看，水井压裂后的井底拒力远远低于不进行压裂时的径向流，也远低于酸化措施处理后的。因此，通过改变地层流油田注水井足裂增注化理体从径向流到双线性流流动规律，即使是特低渗储层也是可容易实现水井增注的。 1.2.影响低渗透油田压裂增注的主要因素 一般情况下，注水井出现欠注现象的主要原因包括：储层物性差，储层渗透率低，注水井连通性差及注水水质波动等。通过对注水井进行压裂增注措施是提高低渗透油田注水开发效果的一项有效措施。然而，有时压裂后并未得到理想效果。经研究表明，影响低渗透油田压裂增注的主要原因包括压裂液伤害特性、储层物性、毛细管阻力、润湿性及驱动压力等。 2.压裂技术方向研究 2.1.合理参数优化研究 确定裂缝导流能力：压裂裂缝的导流能力对压后油井日产量和长期累积产油量及水井的日注水量、累积注水量有较重要的影响，是评价压裂支撑裂缝的重要参数之一。裂缝导流能力需要与储层物性相匹配，通常对于渗透性较低的储层，要求的导流能力稍低，而对于物性较好的储层，要求的导流能力高一些，即＂低渗小导，高渗大导＂。导流能力的大小是由储层的基本物性决定的，对目标井层进行计算时，可根据具体情况进一步进行优化，求得最佳支撑裂缝的导流能力。加砂强度和平均砂液比：加砂强度、平均砂液比也是十分重要的参数。它们直接反映了压裂支撑裂缝中的砂体情况和裂缝的导流能力。压裂过程中的砂液比过低，必然导致加砂强度低，支撑裂缝的支撑能力低，在长期生产过程中受到生产影响或岩石中孔隙压为变化，支撑裂缝的导流能力容易丧失，失去高渗流特性，直接影响压裂效果。另外加砂强度和砂液比低，不容易形成好的砂梯剖面，与储层流体渗流时对不同裂缝长度段对裂缝的导流能力大小要求不一样不匹配，也就是说，从井筒到裂缝深处的导流能力应该越来越小，形成所谓的＂模形＂，才符合人工裂缝储层流体的渗流规律。因此应该优化出合适的砂液比和加砂强度，才能保证储层流体具有好的渗流场，提高注水量。优化前置液：前置液是压裂施工过程中的重要组成部分，具有正反两方面作用。适量的前置液可有效将地层压开，并使裂缝延伸到理想位置。前置液量过大，虽有利于裂缝的延伸和支撑剂的运移，但压后不易排出，无论对支撑裂缝的导流能力，还是对储层的渗透率都有较大伤害，进而影响压裂效果；如果前置液量过小，在压裂过程中会提前滤失完，不利于造缝和支撑剂的携砂运移，严重时会导致施工过程中出现砂堵，直接导致施工失败，也会对压后产量和压裂效果造成较大影响。因此，前置液的优化也是压裂施王优化设计的重要一环，需要根据具体井层的滤失情况和施工规模等进行精屯设计。 2.2.压裂工艺优化研究 分层压裂方式包括：单封隔器压裂分层压裂、双封隔器跨隔结合上提管柱的分层压裂、滑套封隔器分层压裂、堵塞球分层压裂、限流法分层压裂等等。对于分层压裂工艺方式的优选结果如下：对于砂组之间隔层较薄，两砂组跨度较小，可以采用合压的压裂方式，而上下隔层厚度较大，可以采取单上封保护套管的油管注入方式。对于那些砂组隔层较厚，且二个油层都具有较好的油气显示前景，为了达到充分认识地层和改造实施的可能，建议采用自下而上的压裂改造方式，逐一认识油层，分层压裂可以采用填砂等方式压裂。对于同时希望一次改造2个以上油层的油井，建议采用以下压裂方式：双封隔器分压，先压下层，然后上提双封隔器压裂上层。该方法优点是单层改造彻底，缺点是作业量大。对于同时希望一次改造3个以上油层的油井，建议采用滑套封隔器分层压裂。最佳施工参数的确定：施工排量=2.5-3.5m3/min，前置液%=40%，平均砂液比：25%以上，CON=5.5Kg/m2，泵注程序：10-15-20-25-30-35-40-45%。结语：综上所述，本文研究了低渗透油田注水井压裂增注机理，也对影响低渗透油田压裂增注的主要因素进行了研究，包括压裂液伤害特性、储层物性、毛细管阻力、润湿性及驱动压力等。并且根据各个因素对一些参数进行了分析，提示施工过程中需要注意的一些问题。最后对于压裂技术的工艺优化进行了研究，并且给出了一些建议。 参考文献： 【1】刘长宇，丛立春等低渗透性薄层储层改造技术研究[J]钻采工艺，2008.5.第31卷，第5期.73-75. 【2】刘鹏，马英文，张亮等.压裂充填技术在疏松地层中的应用[J].石油钻采工艺，2006,28（4）：56-59.