油气田开发生产中的保护油气层技术.doc

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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的需要。（未达目标）（油气藏发生动态变化）已开发的油气层开发方案实施开发方案设计油气层损害诊断地层损害潜在因素再认识入井工作液特性分析先期损害评价岩石流体油气层损害全貌评价配伍性评价原因途径过程程度范围清除办法防止办法选择保护措施室内实验矿场评价现场施工推广图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 油田常见水垢名称化学式结垢的主要因素碳酸钙（碳酸盐）CaCO3二氧化碳的分压力、温度、总溶盐量硫酸钙石膏（最常见）半水合物无水石膏CaSO42H2OCaSO4H2OCaSO4温度、总溶盐量、压力硫酸钡硫酸锶BaSO4SrSO4温 度总溶盐量铁化合物碳酸亚铁硫化亚铁氢氧化亚铁氢氧化铁氧化铁FeCO3FeSFe(OH)2Fe(OH)3Fe2O3腐蚀、溶解气体、pH值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损害类型原因后果水敏注入水引起粘土膨胀缩小渗流通道、堵塞孔喉速敏注水强度过大或操作不平衡（工作制度不合理）内部微粒运移、堵塞渗流通道悬浮物堵塞注入水中含有过量的机杂、油污、细菌及系统的腐蚀产物运移、沉积、堵塞孔喉结垢注入水与地层流体不配伍产生的无机垢和有机垢加剧腐蚀、为细菌提供生长繁殖场所，堵塞渗流通道腐蚀由于水质控制不当（包括溶解气和细菌）而引起，腐蚀方式有电化学腐蚀和细菌腐蚀两种损坏设备，产物堵塞渗流通道综上所述，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 标准来源 标准指标50年代采油技术手册1977.6油田开发条例1979.6油气田地面建设规划设计1979油田注水设计规定1983油田注水系统规定1985SY5329-88标准，1988注入层渗透率，20.6悬浮固体浓度，mg/L22225251.03.05.0粒径，2.03.05.0含油量，mg/L1030305.010.0溶解氧mg/L总矿化度mg/L50004.01.01.050000.050.05平均腐蚀率，mm/a0.0760.1250.076总铁，mg/L0.50.50.50.50.50.50.5游离二氧化碳，mg/L0.5510硫酸盐还原菌，个/mL 555100102铁细菌，个/mL100100100腐细菌，个/mL200200200100102103104硫化物(S2-),mg/L10.015201510结垢率，mm/a0.50.5一旦油气层发生损害，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1沉降与过滤水源水经充分沉降后，再进行二级精细过滤，确保悬浮物含量和总含铁量低于过滤前含量并且达标2密闭采用全密闭系统，减少或避免投药时曝氧，沉降罐、大罐等采用封顶隔氧3除氧由于水源水氧含量很高且未进行脱氧，致使油田注入水含氧量严重超标，并且引起其他指标也超标，因此油田注水站必须装备机械除氧装置，并附加化学除氧4防腐保证油田注入水含量达标，是减少管线设备腐蚀的一个重要措施，另外沉降罐等采用涂料及阴极保护技术，管线采用内防腐及投加缓蚀剂等进行防腐5防菌与杀菌采用清洗系统，注入井反排及定期反冲洗过滤器等工艺进行防菌，采用投加化学杀菌剂的方法杀菌6防垢投加防垢剂和粘土稳定剂进行防垢与防止地层损害7投药及监测某联合站目前已暴露出这方面的问题，油田注水站应做到：（1）投药前必须进行产品质量检测，不合要求的坚决不用；（2）尽可能减少投药时曝氧；（3）必须先过滤掉药溶液中的机杂后，方可将药溶液进行精细过滤；（4）药剂使用后必须进行效果监测8设备的管理与维修设备尤其是精细过滤设备等的管理与维修必须规范化、标准化，联合站精细过滤后水质变差，就表明精细过滤设备处于不良工作状态9水质监测水质监测是保证注入水系统达标的主要检测手段，必须规范化、标准化，做到定时监测各主要取样点的各项水质，同时注意取样方法与分析方法的统一规范10岗位培训人员素质是保证注水系统正常运转、注入水水质正常达标的关键，因此上岗人员必须懂得水质标准及其岗位责任第四节 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-=K2SiF62Na+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+2HFSiF4+4H2O=Si(OH)4+4HFFe2O3+6HCl=2FeCl3+3H2OFe3+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油气层岩性特点与之配伍的酸液或添加剂保护油气层目的碳酸盐岩不宜用土酸避免生成氟化钙沉淀伊-蒙间层矿物含量高必须加防膨剂抑制粘土膨胀、运移绿泥石含量高适当加入铁离子稳定剂防止产生氢氧化铁沉淀原油含胶质、沥青质较高采用互溶土酸（砂岩）消除或减少酸渣生成砂岩地层不宜用阳离子表面活性剂破乳避免地层转为油润湿，降低油的相对渗透率高温地层耐高温缓蚀剂避免缓蚀剂在高温下失效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油气层特点选用压裂液添加剂及其它水敏性油气层油基压裂液泡沫压裂液防膨剂低孔低渗油层、返排差的油层无残渣或低残渣压裂液滤失量低的压裂液返排能力强的压裂液表面活性剂高温油层耐高温抗剪压裂液密度大、摩阻低压裂液满足经济成本要求 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）