低碳混合有机酸复合增产增注技术.docx
- 文档编号:24262993
- 上传时间:2023-05-25
- 格式:DOCX
- 页数:28
- 大小:2.26MB
低碳混合有机酸复合增产增注技术.docx
《低碳混合有机酸复合增产增注技术.docx》由会员分享,可在线阅读,更多相关《低碳混合有机酸复合增产增注技术.docx(28页珍藏版)》请在冰豆网上搜索。
低碳混合有机酸复合增产增注技术
技术介绍
低碳混合有机酸复合增产增注技术
………注聚井
……….注水井(聚前水驱)
……….油井(低压低渗、压裂低效)
大庆亿恒维石油工程技术服务有限公司
2005年9月
低碳混和有机酸复合增产增注技术******************
第一章低碳混合有机酸复合增产增注技术主要药剂简介
低碳混合有机酸复合增产增注技术,是从分析储层主要矛盾入手,并满足储层配伍性的要求,根据相似相溶原理针对不同井况,设计相应药剂组配,综合调整储层矛盾,解除储层伤害,达到增产增注并提高采收率的目的。
该技术主要药剂有:
C1-C4低碳混合有机酸解堵剂、CLPS-X25低温破胶剂、RS-X泥浆中和剂、EC-IV分子膜活性水、油性暂堵剂等。
一、C1-C4低碳混合有机酸解堵剂
C1-C4低碳混合有机酸解堵剂,是利用液蜡裂解合成低级脂肪酸,以及液蜡皂化反应,根据相似相溶原理并借助氧化加成反应,研制开发的复合有机酸解堵剂。
主要成份:
C1-C4低混合有机酸解堵剂的主要成份是甲、乙、丙、丁(少量)有机酸、酮类、醛类、醇类有机溶剂、不饱和烯烃、阳离子小分子表面活性剂、氧化剂、分散渗透剂等化学添加剂。
理化特性:
1、外观:
淡黄色或粉色固体粉末、乳白或淡黄色液体;
2、PH值:
6.5-7.5;
3、密度:
0.90-1.05g/cm3;
4、表面张力(10%水溶液):
≤40.0mN/m;
5、界面张力(10%水溶液):
≤1.0mN/m;
6、腐蚀速度(10%水溶液):
≤3.0g/(m2.h)。
执行标准:
Q/CNPC-LH0646-2003PR-BR/LH-I低碳混和有机酸
技术特性:
1、是一种缓速酸,对储层具有较强的溶蚀性,极大地提高储层渗透率,其有效作用距离是10%的盐酸的3倍,不产生二次沉淀,对油套管无腐蚀性(不加任何缓蚀剂,腐蚀程度符合原部颁标准)。
2、是一种较强的有机溶剂,对沥青质、胶质、蜡等有机质具有较强的溶解(分散)性,进而降低原油粘度,减少油流阻力。
3、是一种较好的油层处理剂,对储层的粘土膨胀运移具有较强的抑制性,并对已经膨胀的粘土具有一定的收缩作用(已经膨胀的钠搬土、蒙脱土,经该解堵处理,晶格层间被压缩15%-20%)。
4、是一种性能良好的解垢、阻垢剂,对于钙、镁、铁等各种无机垢具有很强的溶解性,并能在岩石表面形成一种保护膜,阻止二次成垢。
5、添加剂中含有分散渗透剂使形成的乳状液进一步微乳化,从而解除在各种作业环节产生液锁、水锁伤害,最大恢复储层原始平衡。
图1原油+盐酸(10%),界面
清晰,图2原油+有机酸(10%),界面不清
原油在盐酸不分散。
240×65℃原油逐渐分散于有机酸中240×65℃
二、CLPS-X25低温破胶剂
该破胶剂是在原美国X65低温破胶剂基础上研制开发的一种新型有机高分子裂解置换剂。
该剂可在25℃-150℃之间在引发剂的作用下,对胍胶、香豆粉、田菁粉、聚丙烯酰胺(低、中、高分子量)等聚合物胶联体系24小时内彻底断链,尤其对非胶联颗粒聚合物能够充分裂解,其添加剂中加入强分散剂可使裂解后的聚合物进一步微乳化,能够顺利随采出液或注入液流动,其粘度≤50mpa.s。
其破胶彻底性是二氧化氯等氧化剂的10倍。
该剂适合于聚合物注入井的解堵及压裂井返排率低、压裂低效井况处理。
其破胶后产生的微乳液是一种很好的表面活性剂,可大大提高储层液体流度。
理化特性:
1、外观:
淡黄色液体;
2、PH值:
7.0;
3、破胶率:
95%;
4、裂解率:
75%;
5、表面张力(10%水溶液):
≤20.0mN/m;
6、界面张力(10%水溶液):
≤1.0mN/m;
三、RS-X泥浆中和剂
对于泥浆污染,专门研制出了RS-X泥浆中和剂,该中和剂加入润湿转化剂,可使近井泥浆中小径颗粒溶蚀成乳状液,通过分散剂作用进一步微乳化从而排出井口,对于大径颗粒(重晶石无效)收缩、固化、形成蜂窝状渗流架,不会再次运移,解除负压反屏蔽。
对于泥质压实伤害可在24小时内解除。
理化特性:
1、外观:
白色固体粉末;
2、PH值:
6.0;
3、表面张力(10%水溶液):
≤50.0mN/m;
4、界面张力(10%水溶液):
≤1.0mN/m;
5、腐蚀速度(10%水溶液):
≤3.0g/(m2.h)。
四、EC-IV分子膜活性水
EC-IV分子膜活性水是从上万种驱替剂及表活剂中优选出来的,与聚合物驱油剂相配伍(不使聚合物聚凝、降解)的一种复合类混合型活性水,其母液为无色或淡黄色的油状液体,PH值7左右,不具腐蚀性。
主要成分:
1、EC分子膜驱剂;2、OX型非离子表面活性剂;3、壬基酚聚氧乙烯醚;4、BY型非离子表面活性剂;5、盐类等。
1、EC分子膜驱剂:
是由带双电的小分子半导体纳米材料在水溶条件下在油藏体系不同界面上通过强静电作用,强吸附自组装成≤20nm超薄单层膜并释放出大量的热能,该膜的形成使岩系表面润湿性由强亲油性转变为强亲水性,使吸附于岩石表面的原油、垢及聚合物被替换剥离,并牢固的吸附于岩石表面,防止以上物质的再次吸附,它的双电性可降低流体的表面张力,其在吸附过程中形成“能量场”可使烃源岩上沥青质等重组份轻质化,并促使原油母质“干酪根”活化热解,生成部分热解烃类,提高油气比。
(如图3)
2、OX型非离子表面活性剂:
能快速破乳,使原始地层中形成的O/W型油包水体系完全分散成微小油珠;
3、壬基酚聚氧乙烯醚:
能使破乳后的原油快速乳化形成W/O型水包油微乳液,使油变成非连续相,水变成连续相,降低流体的粘度,提高流度比;
图3制备复合纳米EC分子膜过程
4、BY型非离子表面活性剂:
能降低表面及界面张力,可达到10-3mN/m,降低注入压力,保证注入量;
5、盐类:
可收缩粘土矿物晶格间距,抑制粘土矿物膨胀运移。
技术特性:
1、带双电的纳米级小分子(直径10-20nm),以水为携带体,均匀的注入地层,可在粘土矿物及砂岩表面自组装成致密的单层超薄膜,其强吸附性置换剥离岩石表面原油并形成“能量场”,使重油轻质化,提高储层能量并保证粘土矿物不再膨胀转移,防止储层水敏、酸敏伤害。
由于它的双电性使流体与砂岩表面形成排斥力,增加了流体的动能。
2、具有很好的亲水性,降低了岩石表面与水的表面张力和界面张力,转变润湿角,使储层由亲油性变为亲水性,流体流动阻力显著降低,其表面张力和界面张力可降低到10-3mN/m以下。
3、能使油包水体系(W/O)分散破乳,在流态下,形成稳定的水包油微乳液(O/W),使水变为连续相,油变为分散相,间接降低与岩石表面的界面张力,达到提高原油的流度比的目的,所形成的微乳液在采出后无需特殊破乳,并可重复利用。
(如图4、5)
4、由于EC-IV分子膜活性水的超微细及大比重性质,其可进入聚合物驱替液无法进入的毛细空隙及顽固“圈闭”,激活不动产能。
其双电性膜保证了聚合物、原油及垢质与岩石表面的排斥流动,不再重新吸附。
5、EC-IV分子膜活性水应用在注水井和注聚井中,能够提高注入量,降低注入压力并提高注入液的驱油效益。
在采油井中,能够提高采油井的采油量,并适当的降低采油井含水。
最终提高原油采收率。
6、EC-IV分子膜活性水应用范围广,不但适合孔渗好的油藏也同样适用低渗和特低渗油藏。
使用方法多样,可以单井吞吐,也可以与聚合物、污水、凝胶、复合气体等驱替方式混相注入,最终提高原油采收率。
图4原油加药前W/O形态显微摄影图片图5原油加药后O/W形态显微摄影图片
理化特性:
序号
指标名称
指标
1
外观
油脂光泽均匀液体
2
PH
7-8
3
有效含量
≥90
4
表面张力(20℃纯水)5‰浓度
≤10-3mN/m
5
配伍性
不改变聚合物性质,不发生酸敏、水敏、盐敏。
6
驱替率增加(5‰浓度)%
≥14.5
7
乳化降粘率(5‰浓度)%
≥90
执行标准:
Q/YHW042-2003
低碳混和有机酸复合增产增注技术******************
第二章低碳混合有机酸复合增产增注技术在注聚井上的应用
第一节注聚井堵塞规律及成因
在聚合物驱油过程中,导致注聚井堵塞的原因很多,经过多年的室内研究及现场试验,总结出导致注聚井堵塞的因素是多方面的,其主要原因有:
聚合物本身伤害、敏感性伤害、储层物性伤害、措施伤害等。
一、聚合物本身伤害
1、吸附:
聚合物大分子在孔隙表面由于氢键、静电力的作用与表面结合在一起而丧失流动能力的现象,称之为吸附。
聚合物在油层孔隙中流动引起的动态吸附不仅与聚合物分子、岩石表面性质及温度有关,还与孔隙结构、地层水性质、残余油及驱替速度有关。
聚合物在孔隙内吸附的结果使驱替相渗透率下降从而使水油流度比降低,吸附滞留的结果是聚合物会堵塞小孔隙。
从图21可知,随着聚合物注入量的逐渐增加,聚丙烯酰胺在岩芯上的吸附量也逐渐增加,最后达到最大吸附量,导致岩芯渗透率损害程度较大,最大可达到30%以上。
从图23可知,距离污染端的距离越远,渗透率损害率越低,总的来说,当注入孔隙体积倍数等于20PV时,渗透率损害率增加的幅度降低。
这主要是由于聚合物在岩芯上的吸附几乎达到饱和的缘故。
2、机械捕集:
机械捕集是一种大分子在小孔隙孔喉处流动受到限制的现象。
一旦大分子在孔喉处受阻,聚合物分子便开始缠结,有效直径变大,大分子被冲出孔隙空间的机会就大为减少,最终留在孔隙空间,其结果使驱替相的流通能力下降,而对油等被驱替相的流通影响不大。
一般认为,对于低渗透油层,其滞留主要是捕集所作的贡献,而对于高渗透地层,则以吸附作用为主。
也就是说,机械滞留是大分子在小孔隙入口处的一种过滤作用,滞留的结果会使聚合物浓度降低,同时堵塞小孔隙。
机械滞留是可逆的。
即当聚合物浓度减小时,被捕集的大分子又会重新被溶解。
因此,当进行聚合物驱时,间隔地用淡水驱代替聚合物驱效果可能更好。
3、不溶物:
在聚合物溶解过程中,不可避免的会造成聚合物溶解得不好,容易形成聚合物的聚集体“鱼眼”,当进入地层后,就会在孔吼处产生滞留堵塞,从而引起不应有的地层损害。
“鱼眼”一旦形成就很难再溶解了。
另外,如果分散后的聚合物在水中熟化不充分,聚合物未能充分溶解,就会产生聚合物凝胶团,堵塞地层。
4、絮凝:
由于聚丙烯酰胺的特性,注入储层后会与粘土矿物发生反应,形成絮凝。
葡萄花油层和萨尔图油层粘土矿物含量大于10%,这种絮凝是不可避免的,其对渗透率的影响较大。
另外,当注入工艺不完善或其他措施过程中引入储层的不稳定的Fe2+含量很高时,会使胶联聚合物发生还原反应,造成絮凝。
5、变质:
高分子聚合物在储层高温高压的作用下会与储层内固有的藻类厌氧菌发生反应,形成还原酸,这种还原酸会使储层内非粘土矿物转化成粘土矿物,发生膨胀、运移,大大影响了渗透率。
二、敏感性伤害
1、水敏:
葡萄花、萨尔图层泥质含量大于10%,属脏污油层。
由于外来液不配伍,岩系电化学平衡破坏,导致水敏严重,即:
注入水矿化度较低(300-800mg/l)与地层水矿化度(4000-6000mg/l)之间发生液相离子扩散,引发粘土矿物膨胀云移,以纳搬土为主。
由于粘土矿物渗透极低,这种运移轻微可导致储层渗透率下降,严重的可造成储层孔隙完全封闭,
使水井吸水能力下降或不吸水,油井产能下降(如图)
(图1)污染前,外来液与地层液面接触瞬间界面清晰,孔喉清晰
(图2)外来液进入储层,粘土开始膨胀不明显
(图3)粘土晶格间距增大,粘土膨胀严重,孔喉不明显
(图4)粘土运移,塞满孔喉
2、电性伤害
储层的岩性润湿性分析,该为弱亲水或中亲水油藏,其实岩石的润湿性是一对矛盾,是由液体在岩石表面的润湿角的大小所决定的,角度越小,润湿性越好。
从弱亲水或中亲水来看,其实岩石表面是显中强亲油性的。
室内实验显示,储层9米半径内吸附钙、镁、铝、铁等无机垢,蜡质、胶质、沥青质及聚合物等有机垢状况依次递减说明离炮眼越近渗透率越低,其伤害主要是以上垢质及钻井泥浆残存伤害。
渗0.6
0.5
透0.4
0.3
率0.2
um20.1
01.52.539
储层半径m
3、酸敏
由于绿泥石含量较高,普通酸化能使绿泥石酸解(如图)造成粘土运移或砂岩粉化,其中氢氟酸能与地层中Ca2+发生反应,生成顽固沉淀盐Ca2++F—→CaF↓,严重影响储层渗透性;盐酸可使石油链中H+飘移,使原油乳化絮凝;硝酸,酸化反应过程中激发产生大量热能,会使原油快速与水形成乳化,影响流体流动。
另外,绿泥石酸解后释放大量的Fe2会使聚合物絮凝。
绿泥石酸解后的丝状絮凝物粘附在岩石表面(显微照片)
三、储层物性伤害
原油在聚合物驱动下,饱和断面内压力升高,会导致原油形成W/O型油包水乳化,大大降低原油流度,也是注聚井压力上升的重要因素。
另外,葡-萨油层原油含蜡量大于30%,胶质、沥青质含量大于15%。
脱气后粘度升高,重质成份沉积,会造成储层有机物伤害,影响渗透率及采收率。
四、措施伤害
1、泥浆伤害
根据调查,在钻井过程中,泥浆比重普遍>1.10g/m3,且部分井在进尺过程中加入过量的重晶石粉等不可溶性颗粒,这些成份处理不当,在完井、压井、洗井、射孔等环节外来液的作用下流入地层,当高浓度聚合物注入时这些颗粒被推向地层
深部,这些颗粒大中小外径不一,极易在岩系孔喉形成压实性泥
饼或一种屏蔽(如图),封锁流体通道,越是急于加压增注,其反
作用越大,造成注聚压力突然升高,被迫停注。
这种伤害如及时
处理,如:
进行有机溶剂清洗或反抽汲,一般可以解除这种伤害。
2、压裂伤害
一般水力填砂压裂采用携砂液为改性胍胶或田菁粉、香豆粉等;以硼砂为胶链剂;助排剂为XZ-D;破乳剂为SP-169,这种组合要求温度、压力等地层条件很严格,在不同地层条件下其反排率不同,被步统计在大庆油田压裂液平均反排率<30%。
改性胍胶、田菁粉、香豆粉等高分子聚合物部分胶链,在地下反排不出与一些杂质形成胶团吸附于岩石或压裂砂中,阻碍注入液前进,形成胶锁,严重的使注聚压力突升。
3、杂质阻塞
通过岩芯分析及地下水分析可知,大庆油田储层岩系一般以长石、石英石、泥质粉砂岩为主;地下水以NaHCO3或Na2SO4型为主,总矿化度>4000mg/L,这种地层在外来液的作用下容易生成碳酸盐垢、硫酸盐垢、碱式碳酸铁、硫酸铁等杂质。
当注入聚合物时,由于炮眼的剪切力作用部分胶链及未胶聚合物与这些无机杂质及有机杂质,溶成胶团,流动性变差,严重的可阻塞岩系孔道,导致注聚压力上升、注聚量下降,甚至停注。
第二节解决注聚井堵塞工艺方案
针对以上分析的注聚井堵塞的主要原因,根据不同井况,利用低碳混合有机酸复合增产增注技术,满足储层配伍性的要求,设计个性解决方案。
1、利用C1-C4低碳混合有机酸解堵剂,解决近井地带有机垢、无机垢伤害,收缩已膨胀运移粘土晶格间距,提高储层渗透率,解除水敏伤害(处理半径5米);
2、利用CLPS-X25低温破胶剂,破除聚合物“鱼眼”、絮凝及胶团伤害(处理半径5米);
3、利用RS-X泥浆中和剂,解除钻井泥浆污染(处理半径5米);
4、利用EC-IV分子膜活性水,反转储层润湿性,对储层进行深层次电性改造,剥离岩石表面聚合物的吸附及原油的吸附层,在岩石表面形成一种致密的流动保护膜,防止外来液对地层的二次污染,保证粘土矿物不再膨胀转移,并防止原油及其他带正电荷的有害离子(如钙离子、镁离子等)的吸附沉积。
降低表面和界面张力,使原油W/O型转化为O/W型微乳液,使水变成连续相,油变成分散相,大大降低采出液粘度,提高流度(处理半径9米)。
图示注入活性水后采出液O/W形态微乳液显微摄影图片
采用以上技术路线处理的注聚井,注聚压力可降低2-5Mpa,注入量满足配注要求,有效期可达到3个月以上。
该工艺施工简单,安全环保,无须起动生产管柱依次正挤药剂入井(该技术用剂全部为有机成份,不会对金属管柱造成腐蚀,不会对地层或井筒造成污染),无须反排。
第三节在大庆油田现场应用情况
该技术自2003年至2005年在大庆采油一厂、采油二厂、采油三厂措施井数共计20口,施工成功率95%,措施有效率100%,平均降低注入压力2.7Mpa,完全满足配注,平均有效期4个月。
(效果证明附后)
典型措施井:
北1-330-P45注聚井(一厂201站)
低碳混合有机酸复合增注措施施工总结
一、施工目的
对萨III2-9层段采用低碳混合有机酸复合增注技术进行有机解堵,深层次综合处理地层,消除地层伤害;解除岩石胶结物与聚合物中官能团之间的胶联作用,降低注入压力;防止岩石胶结物与聚合物中官能团形成新的胶联,提高注入能力。
二、基础数据
完井日期
射孔井段(m)
初期注入压力(MPa)
投注日期
2002-01-21
936.6-961.5
7.62
2002.09
人工井底(m)
砂岩厚度(m)
有效厚度(m)
渗透率(ǖ㎡)
1062.9
11.5
5.2
0.728
中砂岩石含量(%)
细砂岩含量(%)
粉砂岩含量(%)
泥质含量(%)
0.06
53.62
35.25
11.07
绿泥石含量(%)
胶质含量(%)
沥青质含量(%)
蜡质含量(%)
15.4
30.7
注入水型
矿化度(mg/L)
泥浆密度
油层温度(℃)
NaHCO3
4800
41
机械杂质含量(%)
PH值
氯离子含量
聚合物分子量
1300万
三、生产数据
配注
实注
允许压力
(Mpa)
母液
(m3/d)
清水
(m3/d)
全井
(m3/d)
油压
(Mpa)
母液
(m3/d)
清水
(m3/d)
全井
(m3/d)
12.1
5
25
30
12.1
0
四、施工参数
液量180m3压力≤20Mpa排量0.5m3/min
五、主要施工设备
1、400型水泥车1台;
2、15m3水罐3台;
3、方池(2m3)1个;
六、主要施工用料
1、低碳混合有机酸复合解堵剂、CLPS-X25低温破胶、RS-X泥浆中和剂100m3;
2、间隔/处理剂15m3;
3、EC-IV分子膜活性水母液65m3;
七、施工准备
1、现场配制药剂180T;
2、400型水泥车1台;
3、15m3水罐车3台;
4、2m3配液槽1个,25Mpa水龙带1条,联接管件;
5、现场技术员1名、作业工2名、加药工人2名;
6、施工需用热水(≥60℃)。
八、施工步骤:
1、作业工联接地面工艺,试压25Mpa,不刺不漏;
2、正挤复合解堵剂100m3(现场配制);
3、正挤间隔/处理剂15m3(现场配制);
4、正挤EC-IV分子膜活性水母液65m3(现场配制);
5、拆卸施工管线,开井按配注量注入清水7天后转注聚。
九、施工要求及注意事项
1、配液确保药济溶解彻底,需用热水(≥60℃);
2、严格按照SHE健康、安全、环保总要求施工;
3、严格按照设计方案施工;
4、施工现场必须由专人统一负责,施工区严禁非工作人员进入;
5、注意保护环境,不得随意排放污油污水,施工完毕清理井场。
十、施工过程录取资料:
施工时间:
2004年11月5日
工序
时间
档数
排量(m3/min)
泵压(Mpa)
备注
1
3
0.5
15
3罐
2
3
0.6
11
7罐
3
3
0.8
9
2罐
十一、施工后生产数据:
开井时间:
2004年11月12日
时间项目
日注量(m3/d)
油压(Mpa)
备注
11月
30
7.1
降压5Mpa
12月
30
8.0
01月
30
7.9
02月
30
7.5
03月
30
7.8
04月
30
7.7
继续有效
低碳混和有机酸复合增产增注技术******************
第三章低碳混合有机酸复合增产增注技术
在油井上的应用(压裂低效、低压低渗)
一、前言
随着我国石油工业的飞速发展,原油开采已进入后期开发阶段,增储潜力减小,储采失衡矛盾突出,剩余油层及低能油层的开发,将成为各油田稳产增产的主要方向。
由于钻井工艺的不配套,各种增产措施的实施,外来液的不配伍以及近些年聚驱、水驱等强求工艺措施的应用,地层受到不同程度的伤害,至使储层渗透率降低,供液能力下降甚至绝产。
我公司与辽河油田钻采工艺研究院通力合作,分析了长期困扰采油实践的诸多因素,查阅大量的国内外专业文献,引进吸收了美国、日本、乌克兰等国家三次采油的成果,根据各种地质形态、地层伤害、污染程度,以相似相溶原理,在不会对地层造成再次伤害,不对管柱造成腐蚀的前提下,有针对性地研制出C1-C4低碳混合有机酸油井增产技术。
该技术针对各种地层构造、各种伤害、污染配以不同添加剂,综合整治最大程度恢复油井产能。
该技术1995年立项研制,并通过室内各种岩芯实验,1996年现场实验,经5年时间的反复实践改制,2001年该技术成形,该技术1997年11月获得国家发明专利。
自1998年至2004年,该技术先后在大庆、胜利、辽河、新疆、吉林、长庆、中原等大中油田现场实验300多井次,施工成功率98%,措施有效率89%,累计增油10万吨以上,平均单井增油400吨以上,取的了很大的经济效益,单井综合增效60%以上,该技术2003年被大庆油田采油二厂列为油井压裂低效井专项处理技术。
经油田公司油藏、地质、采油、油田化学等专家及采油前线领导、职工论证,认为该技术可彻底取代盐酸、硝酸等酸化措施,结束无机酸对地层泥变伤害,能解除各种常规的地层污染及外来液伤害,清理孔喉提高渗透率,不会对地层造成二次伤害,并且不腐蚀金属管柱,达到增油增效的目的,是油田化学的划时代技术,值得推广。
二、油井污染类型
1、钻井完井污染
当泥浆密度>1.10g/m3时,钻井液将会对地层造成严重污染,完钻后实施固井、射孔、洗井、压井等工艺,由于工艺压力作用造成泥浆压实伤害。
机械抽汲过程中,由于负压作用未洗出的泥浆颗粒反向运移,容易形成反屏蔽,封锁油流孔道。
2、外来液不配伍伤害
钻井、固井、压井、射孔、洗井、注水过程中,地层外来液与地层液相不配伍,尤其是无机酸措施引起离子活度变化,导致地层岩系泥质低,粘土膨化、运移、压实,使地层渗透率下降。
另外,这些外来液在高压作用下,与岩石中钙、镁、铁等离子反应形成无机垢垢结于岩系喉壁,长时间垢化大大地缩小了液流孔道影响生产。
3、压裂伤害
压裂填砂过程中压裂液一般为改性胍胶、聚丙烯酰胺、田菁粉、香豆粉等聚合物,胶链剂为硼砂,基液中助排剂为JXZ-D,破胶剂为SP-169,这种配制往往要求温度、压力及地层条件适宜,由于地下情况错综复杂,往往压裂液反排不彻底,残存聚合物胶链、凝固、包裹压裂砂阻塞裂缝,形成胶锁,这是压裂后产能反而降低甚至无产的主要原因。
另外,有些井次由于压裂砂外溢,采用树脂砂工艺填缝,但树脂砂的选择及与地层条件的配伍特别关键,处理不当,往往形成树脂团,造成团状屏壁,阻挡油流。
4、地层物性
a我国大部分陆上油藏岩系孔隙度很低,渗透率<12%,地层以蒙脱土、伊利石、绿泥石、长石、钠
- 配套讲稿:
如PPT文件的首页显示word图标,表示该PPT已包含配套word讲稿。双击word图标可打开word文档。
- 特殊限制:
部分文档作品中含有的国旗、国徽等图片,仅作为作品整体效果示例展示,禁止商用。设计者仅对作品中独创性部分享有著作权。
- 关 键 词:
- 混合 有机酸 复合 增产 技术
![提示](https://static.bdocx.com/images/bang_tan.gif)