油田开发中储层敏感性中的水敏、酸敏、速敏、盐敏、碱敏和压力敏感怎么定义的

为了研究文东油田沙三中油藏储层敏感性，对文13东块30余块岩心进行了速敏性、水敏性、盐敏性和酸敏性等流动实验。

（一）速敏实验

速敏性是指因流体流动速度变化引起储层中速敏性矿物微粒运移，堵塞孔喉造成储层渗透率下降的现象。通过实验了解储层渗透率变化与储层中流体流动速度的关系，确定微粒开始运移的临界流速Vc并评价速敏程度。

Dkv=（KL-KLA）/KL，Iv=Dkv/Vc

式中：Dkv为渗透率伤害率，%Iv为速敏指数；KLA为大于临界流速时流体渗透率最小值，10-3μm2KL为小于临界流速时岩心原始渗透率，10-3μm2。

由速敏实验结果（表3-5-1），速敏指数在0.40～0.56左右，属于中等偏强速敏。本区粘土矿物中伊利石含量较高，多以薄膜式、充填式存在于孔隙壁上或黏附于颗粒表面或桥塞在喉道处，与颗粒表面（孔隙内壁）的胶结不是很紧密。当孔道内流体流速过大，尤其是高剪切力的流体流动时伊利石矿物易于被冲刷下来，随流体一起流动并在狭小的喉道处形成堵塞。除了粘土矿物外，胶结物中其他细小、胶结不牢固的颗粒也能形成堵塞。文13东沙三中油藏速敏影响较大。

表3-5-1 流速敏感性实验结果

（二）水敏实验

储层中的水敏性粘土矿物在接触低盐度流体时，可能产生水化膨胀，堵塞孔喉，从而降低储层渗透率。

中原油田勘探开发科学研究院曾多次做过常规条件下的水敏实验研究，主要利用三种不同浓度的盐水（饱和盐水、次盐水和淡水）进行流动实验，确定储层的水敏程度。水敏程度用水敏指数Iw来评价。

Iw＝（KL-Kw）/KL

式中：Iw为水敏指数；KL为地层水渗透率，10-3μm2Kw为去离子水渗透率，10-3μm2。

水敏程度的划分标准为无水敏：Iw≤0.05；弱水敏：0.05<Iw≤0.30；中等偏弱水敏：0.30>Iw≤0.50；中等偏强水敏：0.50<Iw<0.70；强水敏：0.70≤Iw<0.90；极强水敏：Iw≥0.90。

由水敏实验结果（表3-5-2），水敏指数为0.29～0.74，平均为0.52，属中等偏强水敏。分析认为，膨胀性粘土伊/蒙混层含量仅4%～15%，储层不应有如此强的水敏程度，渗透率降低主要是伊利石等松散状颗粒迁移造成孔隙喉道桥塞引起的，多数样品反向注液时渗透率恢复程度很大。故水敏实验分析结果偏高。

表3-5-2 水敏实验结果

本次研究选择文13东块文13-358井、文13-85井和邻区的文203-15井等6块样品进行地层条件水敏流动实验，模拟地层温度为80～100℃，地层压力为20～25MPa，流动介质为地层水、次地层水和蒸馏水（地层水取自注水站和注水井井口），水敏流动实验结果见表3-5-3和图3-5-1。

表3-5-3 部分水敏流动实验结果

图3-5-1 典型水敏实验曲线

地层条件水敏实验证实，水敏渗透率损害率最大14.5%.一般小于10%，文13东沙三中储层为弱水敏。

（三）酸敏实验

酸敏实验是为了检验岩样与盐酸、氢氟酸的反应。酸敏性主要指岩石中的绿泥石与酸反应生成Fe（OH）3沉淀致使渗透率下降。在测定岩样初始流体渗透率后，注入1倍左右孔隙体积的酸，模拟关井时间（4小时），再注入初始流体，待到岩心渗透率和流体pH值不变时为止。比较处理前后岩样渗透率的变化情况，实验结果见表3-5-4和图3-5-2。

表3-5-4 酸敏实验结果分析

图3-5-2 典型酸敏实验曲线

由分析结果，文13-85井岩样渗透率有所上升。岩样经酸处理后渗透率没有下降的原因是储层中碳酸盐胶结物的溶蚀量足以弥补由于Fe（OH）3沉淀而产生的伤害，且渗透率较原来有所提高。

不过，本区仅这两块样品还不足以说明问题，根据粘土矿物X衍射分析结果，绿泥石含量为20%～50%，其酸敏性也是不容忽视的油层伤害因素之一。

（四）盐敏实验

盐敏实验是为了测试当不同盐度溶液注入地层，由于粘土矿物的水化、膨胀而导致渗透率下降，确定临界盐度。文13东块沙三中油藏样品盐敏实验表明（表3-5-5.图3-5-3），随盐度降低，渗透率下降，但无明显临界矿化度，渗透率损害最大为14.6%。说明文13东块沙三中储层为弱盐敏。

表3-5-5 部分盐敏流动实验结果

（五）体积流量实验

体积流量实验目的是了解储层岩样渗透率的变化与流过岩样流量之间的关系，反映岩石胶结物的稳定程度。一般用体积敏感指数I0进行体积流量评价，具体划分标准为：

弱：I0≤0.30；中等偏弱：0.30<I0≤0.50；中等偏强：0.50<I0≤0.70；强：I0≥0.70。

本次实验用现场取样的地层水和注入水作为实验流体。文13东体积流量实验结果表明（表3-5-6，图3-5-4），累积注入倍数达到167～176倍时，渗透率损害在32.5%～49.3%之间，说明岩石胶结致密，体积敏感性属于中等偏弱。

图3-5-3 典型盐敏流动实验曲线

图3-5-4 典型体积流量试验曲线

表3-5-6 部分体积流量试验结果

酸敏性最常见的是碳酸盐岩矿物，其中胶结物中最常见的是方解石，方解石的酸敏性主要体现在对盐酸的酸敏性上，此外，一些含铁量比较高的矿物（如绿泥石、赤铁矿、黄铁矿、海绿石铁白云石、铁方解石等）对盐酸也敏感，容易形成氢氧化铁沉淀，对土酸而言，粘土矿物的酸敏性表现更为明显，对氢氟酸来说，沸石类、白云石、钙长石、粘土矿物的敏感性较强。

速敏性主要是对流体速度敏感，渗流通道中流体速度太快，会冲刷掉一些像高岭石、蒙脱石、伊利石、混层粘土、少量的微晶石英、微晶长石等，这些颗粒随着流体流动，到了不适宜它继续流动的狭小孔隙或者喉道处，它就会堵塞孔隙或者喉道。

水敏性主要体现在绿泥石、蒙皂石、伊利石、水化白云母、降解伊利石、降解绿泥石的水化膨胀方面。

碱敏矿物主要有钾长石,钠长石,石髓,微晶石英,降解伊利石,水化白云母等

盐敏矿物主要有石膏,重晶石,硫铁矿,方解石,天青石,岩盐,磁铁矿等.

1. 储层损害

储层损害是指在油气井完井和生产阶段，造成减少油气层产能或降低注气、注液效果的各种阻碍。

根据多孔介质中流体渗流理论，油气从油气层流向井底，进而形成产能，其流动规律遵从达西定律。在控制油气井产能的众多因素中，储层渗透率属于储层自身物性。当储层受到损害时，宏观上表现为储层渗透率下降。因此，保护油气层的核心问题就是保护储层的渗透率。

油气藏多孔介质中的流体向产油气井作径向渗流的过程如图3-70所示。如果将流体视为不可压缩，且保持稳定流状态，油气井产能计算公式为：

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式中：Q——流体流量 （油井产量），cm3/s；K——油层岩石渗透率，μm2；h——油层厚度，cm；μ——流体粘度，mPa·s；pe——供油区外边界压力，MPa；pw——井底压力，MPa；re——供油区外边界半径，cm；rw——油井半径，cm。

图3-70 流体径向流入井筒模型

当油气层受到损害后，在近井筒附近形成一个低渗透的损害带 （图3-71），流体要经过两个渗透区才能流入井筒。根据达西公式可知：油井产量＝损害带油量＝未损害带油量，即：

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图3-71 井眼周围损害带示意图

式中：Kd——损害带渗透率，μm2；Ke——未损害带渗透率，μm2；rd——损害带半径，cm；pd——半径为rd处的压力，MPa； ——油气层平均渗透率 （或称总视渗透率），μm2。

而pe-pw＝（pe-pd）＋（pd-pw），因此有：

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可见，决定油气井产能的平均渗透率 和Kd有关。产层未受损害时，Kd＝Ke＝ 地层流体不能流入井筒，油气井产能丧失。因此，对于某一油气井，其地层条件 （re，h，μ）、油气井条件 （rw） 及生产方式 （pe-pw） 确定后，导致产量下降的主要因素是地层渗透率下降。因此渗透率是评价油气层损害的一项重要指标。

2. 储层损害类型

从钻头钻开油气层起，在整个开发过程中，油气层相继受到钻井、注水泥、射孔、防砂、酸化、压裂、注水、三次采油等工程处理。这些油气井工程作业都要接触各种工作液，都会不同程度地破坏油气层原有的物理一化学平衡状态。因此，几乎每一个生产工序都可能给油气层带来损害。关于油气层损害分类. 很多学者从不同角度提出了不同的分类方法。P. B. Basan （1985） 在用地层损害指数评价泥质砂岩流体敏感性的研究中，将油气层损害归纳为表3-9中的10种类型；而Charles H. Hewitt （1988） 在研究水敏性储层时，对油气层损害问题分类的方法如表3-10所示。

L .Alegne （1990） 等在研制诊断地层损害问题的专家系统时，对损害问题的分类以油气层损害原因和根源为依据，用模拟专家分析的方法查找地层损害的原因。O. G.Kersey（1999） 在论述岩石学分析在非损害性钻井、完井及增产措施设计中的作用时，着重分析了储层潜在的敏感性，并以此为基础将储层损害分为水敏性、酸敏性、微粒运移、结垢及出砂等几种类型。

表3-9 油气层损害与产生原因分析

表3-10 油气层损害分类

（1） 水敏性损害

水敏性是指岩石与外来水接触后，其中的粘土矿物发生膨胀水化、分散脱落、运移，而导致地层渗透率降低的现象。水敏性损害是各种油层损害类型中最复杂、最主要的一种。产生水敏性损害的原因，一方面是由于膨胀性粘土遇水膨胀，减小了油层的孔隙通道；另一方面是一些非膨胀性粘土遇水产生分散脱落，释放微粒，并且微粒随流体运移而堵塞孔隙通道。最易产生水化膨胀的粘土矿物有蒙脱石、伊利石/蒙脱石、绿泥石/蒙脱石混层矿物。这是由于蒙脱石的晶体构造使其具有较大的阳离子交换能力和较高的晶层底面水化能。在钻开油层之前，粘土矿物与地层水达到膨胀平衡状态。打开油层后，外来流体随之进入油层。当进入油层的流体的化学成分和矿化度与其不配伍时，岩石中的膨胀性粘土便能在其外表面或单元晶层间吸附大量水分子，使体积发生膨胀。而且，粘土分子结构内吸附的水量受可交换阳离子数的控制。因此，不同种类的蒙脱石粘土膨胀能力也不同，钠蒙脱石具有最强的膨胀性，可膨胀到原来体积的10倍；钙蒙脱石只具有中等膨胀能力。此外，高岭石、伊利石等非膨胀性粘土，在与阳离子浓度较低或者有反絮凝离子的水接触时，原有的絮凝平衡状态遭到破坏，使粘土颗粒产生分散，从砂粒表面脱落下来，而随流体在油层孔隙内运移。同时，膨胀性粘土遇水膨胀后引起的物理不稳定性也促进了分散和运移的发生。粘土膨胀和分散运移的最终结果都是造成油层渗透率的损害。

（2） 酸敏性损害

酸敏性是指岩石与酸液接触后，发生有害反应生成沉淀或岩石解体产生地层微粒，而引起油层渗透率降低的现象。工程中最常见的酸敏性损害是对盐酸 （HCl） 和氢氟酸（HF） 的敏感性。油层岩石中当有铁质绿泥石和黄铁矿等含铁矿物存在时，将对进入油层的盐酸及高氧流体最敏感。因为这些矿物在溶解于溶液时，释放出的铁离子会生成Fe（OH）3，凝胶而堵塞油层孔隙喉道。方解石、白云石等含钙的碳酸盐矿物则对氢氟酸最敏感。它们会与氢氟酸发生有害反应，生成不溶解的氟化钙沉淀。另外，其他矿物，如硅酸盐矿物，溶解后释放出硅离子，可与进入油层的低浓度的氢氟酸沉淀出 ［Si （OH）4·nH2O］ 水化胶体物质。这些物质都可以减小孔道面积或堵塞喉道而降低岩石渗透率。如果储层岩石胶结物中可酸溶物含量高，酸液对骨架的溶解会造成岩石的非固结状态和颗粒运移而损害油层。

（3） 微粒运移损害

微粒运移是指由于流体流速较高或压差波动较大，使储层中固有的颗粒脱落，随流体发生移动，在孔隙喉道中形成 “桥堵” 或 “帚状” 堆积而阻挡流体流动。在水敏性损害中论述的分散/运移与微粒运移是有差别的。前者产生的机理是一种电化学反应，后者主要是流速对微粒的扰动作用。并且，一般讲，分散/运移只是指那些粘土粒级的颗粒的作用，而微粒运移的 “粒源” 则很广泛，包括所有粒级的矿物及其他组分颗粒。它可以是岩石颗粒，也可以是有机颗粒，如含碳有机物残渣及不能移动的烃类颗粒等。产生 “粒源” 的原因很多，一般来讲，胶结不好的 （弱胶结或未胶结） 地层，或者以粘土为主要胶结物的地层，对于流速引起的微粒运移损害最敏感。另外，疏松地附着于岩石孔隙壁处的各种覆盖物也是重要的 “粒源”。

（4） 结垢损害

油田生产过程中的结垢问题可能发生在各种作业中，而且可能发生在井筒和管线内，也可能发生在地层孔隙内。井筒和管线装备中的结垢问题容易被发现，因此早已引起矿场工程师们的高度重视。然而从保护油气层的角度来说，研究发生在地层内的结垢问题更为重要，处理这种结垢也比处理管内的结垢更为困难。地层结垢泛指在地层孔隙内形成的各种沉淀物，它包括无机垢和有机垢两大类。形成结垢是由于地层岩石和流体的内在原因和外界物理化学因素引起的。无机结垢是很多生产井和注入井主要的损害原因。形成无机垢的原因很多，如果地层岩石中含有石膏、重晶石、水镁石、石灰石、天青石、岩盐及含铁矿物时，会成为引起地层结垢的潜在因素。当油层被打开后，外来液进入油层，改变了地层流体成分，同时地层压力、温度条件改变，使原有的热动力学和化学平衡状态被打破，盐水溶液中一些可溶性物质达到过饱和的程度，从而导致垢片的形成。另外，不配伍流体在进入地层后产生有害混合，也会生成垢物，这种情况在开采过程经常有发生。很多事例表明，在注水、注气 （汽） 及注化学驱油剂时，由于使用不配伍的水质，会产生大量的结垢而损害油气层。在油田作业中常见的无机垢物有碳酸钙、硫酸铁、氧化铁、硫酸钙、硫酸钡、碳酸铁、硫酸锶等。在化学驱油中有时还出现碱垢。有机结垢同样也是由地层内在因素和外界原因引起的。研究表明，原油中的蜡和胶质沥青是有机垢的主要来源。当油层未打开时，蜡和胶质沥青作为原油的组分之一在原油中处于溶解平衡状态，打开油层后，这种平衡状态可能被破坏。由于向地层注入流体等原因使原油温度低于析蜡点时，石蜡就会从原油中沉淀出来。pH值很高的滤液侵入井眼附近区域的油气层会导致沥青从原油中沉淀出来。另外，由于沥青质在原油中是一种胶体的分散体，它以高分子量的多核芳烃聚集在小分子的天然树脂和石蜡烃上。这些球状的聚集体密度约为1.2g/cm3，直径约3.0～6.5nm，并以固有的吸附层而稳定地分散着。酸化作业时，沥青质原油对Fe2＋和Fe3＋非常敏感。生成的铁化物在地层中形成的不溶性的胶体沉淀，既可堵塞地层，又是一种乳化稳定剂，促使沥青胶质堵塞地层。

（5） 水锁损害

水锁一般指由于水进入油层后引起的液体堵塞，它是一种物理原因的损害。一方面，由于外来水的渗入，改变了油气层中的油水分布，含水饱和度增大而含油饱和度降低，必然导致油相渗透率减小，在相同的生产方式下，油井产量下降；另一方面，由于水的渗入，油气层孔道中呈两相共流状态，不连续相则形成液珠在流动过程中将产生阻碍流动的各种毛管力效应。由于油气层孔隙网络的复杂性和不均匀性，这些毛管力效应便成为不可忽视的流动阻力。显然，水锁损害与岩石矿物组成无关，只与两相流体的界面张力有关。因此，无论哪种岩性的油层都存在水锁损害的可能性。

（6） 润湿性改变损害

不同油气层岩石表面具有不同的电性和润湿性，一般可分为亲油岩石和亲水岩石两大类。这里所说的润湿性改变损害是指由于岩石吸附化学剂改变岩石表面润湿性而造成油气层油相渗透率下降的损害。这种类型的损害与岩石成分有关。砂和粘土都是含硅质物质，通常其表面呈负电性，用阴离子型化学剂处理时，不吸附或吸附很少，而阳离子表面活性剂却能牢固地吸附在砂岩表面，使其具有亲油性。石灰岩在pH值为0～8的环境下，大多数表面带正电荷，阴离子表面活性剂常使石灰石或白云石变为亲油表面，而阳离子表面活性剂则可使其成为亲水表面。据一些文献报道，水润湿地层转变为油润湿地层后，可使油相渗透率降低40％。可见，由于岩石润湿性转变给油层带来的损害也是不可忽视的。

（7） 固相颗粒侵入损害

固相颗粒侵入是指入井流体直接将固相颗粒带入地层，堵塞孔隙喉道，进而损害油气层渗透率。固相颗粒包括无机固相颗粒和有机固相颗粒。首先，侵入地层的固相颗粒来自钻井完井施工作业。由于井内液柱压力与地层压力的不平衡，在井眼表面、射孔孔道及裂缝孔隙内形成滤饼，使过滤面堵塞。这种堵塞与液体的滤失性能、固相含量、液柱压差、环空流速、转速，以及施工液与地层接触时间有关。固相颗粒侵入油气层是在滤饼形成之前发生的。在注水开采过程中，如果注入水水质不符合要求，固相悬浮物和细菌随之侵入地层，其损害范围会更大，损害程度也更严重。固相颗粒侵入损害的根源受外界因素的影响，而固相颗粒侵入后使油气层渗透率下降的幅度与岩石的孔隙结构有关，因此固相颗粒侵入损害是所有油藏都会面临的损害问题。

（8） 出砂损害

当油气层岩石属于弱胶结或未胶结型时，在高速采油的情况下，岩石结构的完整性遭到破坏，发生解体，形成松散的砂粒或微粒物质。其中较大的颗粒形成架桥或卡堵而堵塞孔隙。较小的颗粒随油流流向井筒，造成油井出砂，堵塞生产层段，甚至引起地层滑移而挤坏套管，迫使油井停产。另外，在施工作业中，如果工作液使用不当，造成胶结物中粘土矿物分散或者其他矿物的溶解，破坏了岩石的胶结状况，也会导致或加剧油井出砂带来的油气层损害。

从上述损害类型可以看出，几乎所有的储层损害都是一系列物理、化学过程的结果。一些损害是由于储层岩石的特殊矿物性质和结构特征所造成的，属于储层潜在的损害因素，也称为储层敏感性。通常把那些极易带来损害的矿物称为敏感性矿物。另一些损害则是由于特殊的工艺条件造成的，属于工程因素。

事实表明，由于各类油藏岩石和流体特征各不相同，表现出的油气层损害类型和程度各有差异，因此在开发一个油田之前，必须进行系统评价，弄清本油气田的损害规律。

几乎所有的油气层损害都是一系列物理、化学作用的结果，而造成油气层损害的原因可以来自两个方面：一方面是油气层岩石特殊的敏感性矿物和结构性质决定了油气层具有的潜在损害因素；另一方面则是外来条件 （流体、压力、温度等） 的干扰。前者是储层所固有的客观存在，而后者是人为控制的。因此，进行油层损害室内评价，首先应该从认识岩石本身特性入手，找出岩石中存在的敏感性矿物及其潜在危害。然后，在此基础上测定岩石在不同外来条件下的敏感程度。第三步，进行措施筛选试验。

目前国内外常用的评价油层损害的实验方法基本上可分为储层敏感性系统评价实验和模拟动态施工过程中的工程模拟试验两大类。储层敏感性系统评价实验又包括岩石物性分析、岩石学分析、岩心流动评价实验及辅助评价实验4类。图3-72的框图给出了储层敏感性系统评价实验项目和程序。这些实验是评价储层损害的基础，也是最重要的部分。一般说来，各种工程试验都应该在敏感性评价的基础上进行，才能有明确的目标。下面分类简要介绍进行这些实验的方法。

1. 岩石基本性质的测试——储层潜在敏感性分析

通过对岩石学和岩石物性及流体进行分析，了解储层岩石的基本性质和流体性质，同时结合膨胀率、阳离子交换量、酸溶分析、浸泡实验分析，对储层可能的敏感性进行初步预测。

岩石基本性质的实验分析：通过岩石学和常规物性等分析，了解储层的敏感性矿物的类型和含量、孔隙结构、渗透率等，预测其与不同流体相遇时可能产生的损害 （表3-11）。

岩石基本性质的测试项目包括：岩石薄片鉴定、X射线衍射分析、毛管压力测定、粒度分析、阳离子交换试验等。

（1） 岩石薄片鉴定

了解敏感性矿物的种类和分布。鉴定的内容包括：(1)碎屑颗粒；(2)胶结物；(3) 自生矿物和重矿物；(4)生物或生物碎屑；(5)含油情况；(6)孔隙、裂缝；(7)微细层理构造。

（2） X射线衍射分析

定量地测定蒙脱石、伊利石、高岭石、绿泥石、伊/蒙混层、绿/蒙混层等粘土矿物的相对含量和绝对含量。

图3-72 储层敏感性评价实验项目程序框图

（3） 扫描电镜分析

观察并确定粘土矿物及其他的胶结物的类型、形状、产状、分布；观察岩石孔隙结构特征；扫描电镜与电子探针相结合还可以了解岩样的化学成分、含铁矿物的含量和位置等。

（4） 粒度分析

了解碎屑岩中的颗粒大小和分布。

（5） 常规物性分析

测定岩石的孔隙度、渗透率及流体饱和度。

（6） 毛细管压力测定

通过毛细管压力测定获取孔隙结构参数。

表3-11 储层矿物与敏感性 （据姜德全，1994）

注：3.强；2. 中；1.较弱。

2. 辅助实验——储层敏感性预分析

辅助评价实验，是指间接评价或帮助评价油气层的损害类型和程度的实验。常用的方法有粘土膨胀、阳离子交换量、酸溶失量、浸泡等实验项目。这些方法也可与潜在危害分析项目一起对油气层潜在损害进行预测，以决定是否进行敏感程度评价。

（1） 岩石的膨胀试验

粘土矿物由微小的 （一般小于51 μm） 片状或棒状铝硅酸盐矿物组成，沉积后经过成岩作用，虽然比较紧密，但是经过液体浸泡，就会有水分子进入粘土矿物层间，造成粘土体积膨胀。粘土矿物中以蒙脱石类的膨胀性最强，有时能增大体积几十倍，甚至数百倍，而伊利石、高岭石的膨胀性则很弱。了解岩石的膨胀性可以知道岩石与外来流体接触后的变化程度，也可以帮助分析流动试验中岩样渗透率变化的原因 （表3-12）。

表3-12 水敏性预分析评价指标 （姜德全等，1994）

粘土膨胀测定的方法很多，主要有两大类：一种是比较简单的量筒法，取一定量通过100目筛网的粉碎岩样放入量筒，注入被测液体 （水、处理剂溶液及泥浆滤液等），定时记录岩样体积，直到膨胀达到平衡，求出样品的膨胀率；另一种方法是通过膨胀仪测定，取一定量通过100目筛网的粉碎岩样，在膨胀仪的样品测量室中压实后，加放被测液体，通过千分表或传感器记录样品的线膨胀或体膨胀率，记录绘制膨胀动力学曲线。

（2） 阳离子交换实验

通过阳离子交换实验，测定阳离子交换容量等特征，用于判断岩石所含粘土矿物颗粒吸附各种添加剂的能力、粘土的水化膨胀及分散性等。这对研究储层的水敏性很有用。

粘土矿物的阳离子交换性质主要是由晶体结构中电荷不平衡而产生的。当粘土矿物与含离子水溶液接触时，粘土矿物的某些阳离子就与溶液中的其他阳离子交换，并且同时存在包括阴离子交换的阴离子等价效应。虽然其他有机和无机的天然胶体也显示离子交换性质，但在地质体系中，粘土矿物的离子交换作用能力最强。影响离子交换作用反应程度的因素有：所含粘土矿物的种类、结晶程度、有效粒级、该类粘土矿物及水溶液的阳离子（或阴离子） 化学性质，以及该体系中的pH值。通常粘土矿物离子交换能力依次降低的顺序是蒙脱石、伊利石、绿泥石及高岭石。

（3） 酸溶分析

由于同一储层岩样在不同条件下进行酸处理，其溶失率和释放出来的酸敏离子的数量是不同的。而且不同储层岩样在同一条件下进行酸处理，其溶失率和释放出的酸敏性离子的数量也是不同的，因此需要在不同条件下进行酸溶分析，测定不同条件下岩样的酸溶失率及残酸中酸敏性离子的含量，考察储层的酸化能力，筛选不同种类的酸及酸配方，判断二次沉淀产生的可能性和类型以及时间、温度对酸-岩反应的影响等。

酸溶失率是指酸溶后岩样失去的重量与酸溶前岩样重量的百分率 （Rw）。

在酸溶试验中，将一定量的岩样分别置于一定量的盐酸和土酸中。在不同的温度和时间下，测定其溶解速度和岩样的溶失率，同时还取浸泡岩样后的盐酸残液进行滴定，标定残酸浓度，计算出岩样中的碳酸盐含量，也滴定酸中的钙、镁、铁离子的含量。

（4） 浸泡观察

分别用盐酸、土酸、氯化钾溶液及蒸馏水浸泡岩样，观察是否有颗粒胶结或骨架坍塌等现象。并可进行显微照相或录像，观察浸泡前后岩样表面的显微变化。

3. 岩心流动实验——储层敏感性评价

岩心流动试验就是指通过测定岩心渗透率变化规律来评价油气层损害问题的室内实验方法的总称。它是储层敏感性系统的评价重要组成部分，也是油气层损害室内评价的主要手段。岩心流动实验是以达西定律为理论依据的，实验中需要控制或测量的基本参数有压力、流速、注入流体的组分、pH值及流过的体积。改变流动条件可以进行不同内容的实验项目，从而达到：(1)评估油气层潜在的损害类型；(2)确定损害的相对程度和深度；(3)探求不同过程的损害机理；(4)评价各种钻井液、完井液、修井液、增产液以及注入水的损害特性；(5)评价不同的处理措施；(6)筛选有效的保护措施。

（1） 速敏性流动实验与评价

速敏性评价实验的目的在于了解储层渗透率变化与储层中流体流动速度的关系。如果储层具有速敏性，则需要找出其开始发生速敏时的临界流速 （vc），并评价速敏性的程度。通过速敏性评价实验，既可为室内其他流动实验限定合理的流动速度，也可为油藏的注水开发提供合理的注入速度。

在实验中，以不同的注入速度 （从小到大），向岩心注入地层水，在各个注入速度下测定岩石的渗透率，编绘注入速度与渗透率的关系曲线。应用该关系曲线判断岩石对流速的敏感性，并找出临界流速。

显然，不同岩石的临界流速亦不相同，临界流速越小，表示岩石中微粒运移越容易发生。如果把临界流速所对应的渗透率Kvc，与速敏实验中测得的最小渗透率Kmin之差看做是由于微粒运移造成的损害，那么渗透率下降幅度越大则损害程度就越大。因此，储层速敏性程度也可以用速敏指数Dv来表示，其定义为：

油气田开发地质学

式中：Dv——速敏指数，小数；Kmin——速敏实验中测得的最小渗透率，μm2；Kvc——临界流速所对应的渗透率，μm2。

根据经验，查尔斯 （Charles） 用速敏指数对储层速敏程度进行了分类，分类指标是：

油气田开发地质学

（2） 水敏性流动实验与评价

储层中的粘土矿物在接触低盐度流体时可能产生水化膨胀，从而降低储层的渗透率。水敏性流动实验的目的正是了解这一膨胀、分散、迁移的过程以及储层渗透率下降的程度。

水敏性评价实验的作法是，先用地层水 （或模拟地层水） 流过岩心，然后用矿化度为地层水一半的盐水 （即次地层水） 流过岩心，最后用去离子水 （蒸馏水） 流过岩心，并分别测定这3种不同盐度 （初始盐度、盐度减半、盐度为零） 的水对岩心渗透率的定量影响，并由此分析岩心的水敏程度。其结果还可以作为盐敏性评价实验选定盐度范围提供参考依据。

水敏性和盐敏性实验主要是研究水敏矿物的水敏特性，故驱替速度必须低于临界流速以保证没有桥堵发生，这样产生的渗透率变化，才可以认为是由于粘土矿物水化膨胀引起。

可采用水敏指数评价岩样的水敏性，水敏指数定义如下：

油气田开发地质学

式中：Dw——水敏指数，小数；KL——岩样没有发生水化膨胀等物理化学作用的液体渗透率，通常用克氏渗透率或标准盐水测得的渗透率值，μm2；Kw——去离子水 （或蒸馏水）渗透率，μm2。

它反映了储层水敏损害后保留的相对渗透能力。显然，Dw值越小，水敏损害就越强。

根据经验，描述储层水敏性强弱可以按下列标准划分：

油气田开发地质学

（3） 酸敏性流动实验与评价

酸敏性评价实验的目的在于了解准备用于酸化的酸液是否会对地层产生伤害和伤害的程度，以便优选酸液配方，寻求更为有效的酸化处理方法。

流动酸敏评价以注酸前岩样的地层水渗透率为基础，然后反向注0.5～1pV （孔隙体积倍数） 的酸 （注酸量不能太大，否则反映的是酸化效果，而不是酸敏效果，酸化效果评价时注入酸液量为5pV以上）。然后，再进行地层水驱替，通过注酸前后岩样的地层水渗透率的变化来判断酸敏性影响的程度。

岩石酸敏性程度用酸敏指数Dc表示。酸敏指数是酸化后岩石渗透率恢复值与酸化前渗透率的比值，表示为：

油气田开发地质学

式中：Dc——水敏指数，小数；K′L——酸化后岩石渗透率恢复值，μm2；KL——酸化前岩石渗透率，μm2。

根据Dc的大小，可以将储层对某酸液的酸感程度进行分类：

油气田开发地质学

除了上述3项评价实验外，还有盐敏性评价实验、正反流动实验、体积流量评价实验、系列流体评价实验等。

采油井或注水井，由于某些因素，使井底附近的油层堵塞，结果使油井产量降低，甚至不出油，或注水井注不进水，影响油层压力和水驱油效果，降低油层采收率。在这种情况下，人们提出了改造油层的两项技术措施：压裂和酸化。

一、压裂

压裂，也称水力压裂，是利用地面高压泵组，以超过地层吸收能力的排量将高黏液体（压裂液）泵入井内，在井底产生高压。当该压力超过地层破裂压力时，就在井底产生一条或数条裂缝。然后将带有支撑剂的压裂液注入裂缝中，停泵后，就可在地层中形成具有足够长度、一定宽度和高度的不再闭合的裂缝。这种填砂裂缝具有很高的导流能力，从而大为改善近井地带油气的渗流条件，达到油井增产或水井增注的目的。

近年来，随着技术水平不断提高，水力压裂已成为低渗透储集层改造和增产、增注的重要手段。

（一）压裂液

压裂液是水力压裂改造油气层过程中的工作液，起着传递压力、形成和延伸裂缝、携带支撑剂的作用。压裂液及其性能与造缝尺寸的大小和裂缝的导流能力有着密切的关系，所以，压裂液是影响压裂效果的重要因素。

压裂液是压裂施工液的总称。根据压裂液在压裂过程中不同阶段的作用，可分为：

清孔液——5%HCl和0.2%的表面活性剂水溶液与堵球配合，疏通压裂井段射孔孔眼。

前垫液——对水敏、结垢或含蜡量高的地层进行压裂时，需要提前泵注黏土稳定剂、除垢剂或清蜡剂；同时，这段液体还可以对高温、深井地层起到降低地层温度的作用。

前置液——一般用不含支撑剂的压裂液作前置液，用以压开地层，降低地层温度和延伸裂缝，为携砂液进入裂缝准备空间。

携砂液——用来进一步扩伸裂缝，携带支撑剂进入裂缝，填铺高导流能力的砂床。携砂液是完成压裂作业、评价压裂液性能的主体液。

顶替液——用来将携砂液全部顶入地层裂缝，以免沉砂井底。顶替液量为井筒容积，不能过量顶替。

随着压裂工艺水平的不断提高，性能优越的压裂液也不断涌现。现在经常使用的压裂液有水基压裂液、油基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液等。尤其近十几年发展起来的水基冻胶压裂液具有黏度高、摩擦阻力低及悬砂性能好的优点，现已成为国内外使用最广泛的压裂液。

（1）活性水压裂液（水基）：在水溶液中加入表面活性剂的低黏压裂液。此压裂液配制简单、成本低廉、黏度低、滤失量大、携砂能力弱，适用于浅井低砂量、低砂比小型解堵压裂和煤层气井压裂。

（2）稠化水压裂液（水基）：以稠化剂及表面活性剂配制的黏稠水溶液。稠化水压裂液比活性水压裂液黏度有所提高，携砂能力稍强，降滤失性能稍好，主要用于低温（小于60℃）、浅井（小于1000m）和低砂比（小于15%）的小型压裂。

（3）水基冻胶压裂液（水基）：这是一种有弹性、不黏手和容器的胶冻状压裂液。水基冻胶压裂液携砂能力很强，摩擦阻力极小，是一种较理想的压裂液。

（4）稠化油压裂液（油基）：是高分子聚合物溶于油中配成的压裂液。其基液为原油、汽油、柴油、煤油、凝析油。其优点是黏度高、悬砂能力强、滤失量小、不伤害油层；缺点是成本高、流动时摩擦阻力高，且黏度随温度升高降低很快，因此只适用于低压、亲油、强水敏地层。

（5）乳化压裂液：为一种液体分散于另一种与它不相混溶的液体中形成的多相分散体系。以液珠形式存在的一相称为分散质（或称内相、不连续相）；起分散作用的一相称为分散介质（或称外相、连续相）。用作压裂液的乳状液中，一相是水或盐水溶液、聚合物稠化水溶液、水冻胶溶液、酸液以及醇液；另一相则是原油、成品油、凝析油或液化石油气。此外，体系中还须加入有利于形成稳定乳状液的表面活性剂。乳化压裂液的特点是：具有一定的黏度，滤失量低，对地层伤害小，但其摩擦阻力一般高于水或油，适用于水敏、低压地层。

（6）泡沫压裂液：是气体分散于液体中的分散体系。为了使泡沫稳定，通常加入起泡剂。体系中气相为CO2、N2、空气；液相为稠化水、水冻胶、酸液、醇或油；起泡剂多为非离子型表面活性剂。这种压裂液的特点是：摩擦阻力损失小，滤失量少，返排速度快，携砂能力强，对地层伤害小，适用于含气砂岩或页岩地层，低渗、低压、水敏性地层。

（二）支撑剂

在水力压裂中，支撑剂的作用在于充填压裂产生的水力裂缝，使之在岩石应力作用下不再重新闭合，且形成具有一定导流能力的流动通道。显然，被支撑裂缝的长度、宽度越大，裂缝的导流能力越强，裂缝的增产效果越好。

压裂用的支撑剂可大致分为天然、人造和天然改性三大类型。天然的以石英砂为代表，人造的以陶粒为代表，天然改性的以树脂包层砂为代表。

1．石英砂

石英是一种分布广、硬度大的稳定性矿物，也是首先得到广泛应用的支撑剂，至今在国内外的用量仍然居于首位。石英砂硬度大，性脆，遇硬地层破碎后将大大降低裂缝的导流能力，遇软地层又容易嵌入裂缝里面。但石英密度低，便于施工泵送；价格便宜，容易获得；圆球度好，导流能力强，仍为目前国内外最常用的支撑剂。

2．人造陶粒

自20世纪70年代末以来，随着向深层、致密层的勘探开发的需要，我国先后研制出喷吹的铝矾土高强度支撑剂、中高密度高强度烧结铝矾土陶粒和低密度中等强度烧结铝矾土陶粒。我国将这些烧结或喷吹形成的人造支撑剂统称为陶粒，其主要特点是：具有很高的强度，具有抗盐、耐温性能，破碎率低；但其相对密度较高，对压裂液的性能及泵送条件都提出了更高的要求，且加工工艺复杂，成本较高。

3．树脂包层砂

树脂包层砂是采用一种特殊工艺，将改性酚醛树脂包裹在石英砂的表面，并经热固处理制成的一种支撑剂。按树脂的包裹方法，可分为预固化和（可）固化两种包层砂，它们在压裂中承担着不同的任务。前者是在石英砂的表面包了一层树脂，即使压碎了包层内的砂子，外面的树脂仍可以将碎块、微粒包裹在一起，从而保持裂缝有较高的导流能力；后者是在石英砂表面上事先包裹一层与压裂层温度相匹配的树脂，并作为尾随支撑剂置于水力裂缝的近井缝段，当裂缝闭合且地层温度恢复后，这种（可）固化的树脂包层砂先在地层温度下软化成玻璃球状，然后由软至硬地将周围相同的（可）固化的树脂包层砂胶结起来，这样在裂缝深处与井筒地带形成一道“屏障”，起到防止缝内支撑剂反吐回流的作用。

除上述类型外，20世纪50～60年代曾使用过的金属铝球、塑料球、核桃壳与玻璃球等支撑剂，由于受自身的缺点所限制，已被更好的支撑剂替代，现已不再使用。

（三）压裂工艺

压裂工艺包括压裂井（层）的选择、压裂工艺方式的选择、压裂施工参数的优化设计等一系列工作。在压裂液、支撑剂及压裂设备都已确定的情况下，压裂效果的好坏取决于压裂工艺。

各地区的油层性质、压力、温度等条件不同，完井方法、技术设备条件也有差异，因此，压裂工艺方式也不同。下面介绍几种较为常用的压裂工艺方法。

1．合层压裂技术

油气井的生产层往往是一个层组，压裂时对这个层组的各个小层同时进行施工，就叫做合层压裂，也叫笼统压裂。对于裸眼完成的井，其裸眼段由于难以分小层，常用此方法压裂。具体施工时又分为油管压裂、套管压裂和油套管同时压裂三种情况。油管压裂是将压裂液由油管挤入井底，并采取了带水力锚和套管加平衡压力等保护措施；套管压裂是井内不下油管，装好井口直接压裂；油套管同时压裂是将油管和套管出口各接一些压裂车，同时向井内注入压裂液，从套管加砂。

2．分层压裂技术

压裂施工中，当目的层有多层时，为了达到彻底改造的目的，要采用分层压裂技术。

目前国内外应用较为广泛的一种压裂技术是封隔器分层压裂。它是通过封隔器分层管柱来实现的。封隔器是分层压裂管柱的关键，它的作用是将目的层与上、下油层隔离开来，阻止压裂液进入上、下油层，使目的层独立地与压裂管柱内压力系统连接起来。对最下面一层，可以用单封隔器进行压裂；对射开多层的井，可用双封隔器对其中任意层进行压裂；对射开多层的深井，也可以用“桥塞+封隔器”分层压裂。

二、酸化

酸化是将按要求配制的酸液从地面经井注入到地层中，以用于除去近井地带的堵塞物，恢复地层的渗透率，或通过酸、岩的化学反应，腐蚀油层中的某些成分，恢复或提高油层的渗透能力的一种化学增产增注措施。

（一）酸液类型

酸化时采用何种酸液，必须根据酸化井地层和堵塞物的特点、措施目的和施工要求进行选择。

1．盐酸

酸化时，盐酸的浓度一般在6%～15%，但随着高效缓蚀剂的出现，可直接使用工业盐酸（浓度约30%）酸化。使用浓盐酸可以酸化深层，减少地层水的稀释，生成较多的CO2，利于残酸的排出。

盐酸可溶解堵塞水井的腐蚀产物，从而恢复地层的渗透率，例如：

盐酸也可溶解油水井及地层中的碳酸盐矿物（方解石、白云石等），例如：

反应物可溶于水，它们可随废酸排到地面，这样就可增大地层的孔道，提高近井地带的渗透率。

如果酸化高温井或深井，就不能直接用盐酸，因为反应速度太快，无法作用于深远地层。这时可用潜在酸，所谓潜在酸，是指那些在一定条件下能产生酸的物质，如：

2．氢氟酸

氢氟酸（HF）可以溶解堵塞地层或胶结地层的黏土（主要是蒙脱石、伊利石、高岭石等矿物），也可溶解砂岩中的硅质物质（石英和长石），从而恢复或提高地层的渗透率。

由于氢氟酸有上述性质，所以对有黏土堵塞或黏土胶结的砂岩地层进行酸化时，可加入一定数量的氢氟酸来提高酸化效果。油田常用的土酸酸化液，就是6%～15%的盐酸与3%～15%的氢氟酸的混合酸。

并不是任何情况下都能使用氢氟酸的。对于碳酸盐岩（石灰岩、白云岩）地层，如果用氢氟酸，就会产生堵塞地层的沉淀。

根据地层条件、现场施工的实际情况，以及酸化目的的不同，可采用不同的酸化液进行酸化，如多组分酸、乳化酸、稠化酸、甲酸和乙酸等，都能起到不同的酸化效果。

（二）酸液添加剂

酸化用的酸液中，为了实现某一特定的目的所加入的化学物质称为酸液添加剂。常用的酸液添加剂主要有缓速剂、缓蚀剂和铁离子稳定剂。

1．缓速剂

用来降低酸、岩反应速度，提高酸化半径的物质称缓速剂。加有缓速剂的酸液称为缓速酸。常用的缓速剂有表面活性剂和增稠剂。

表面活性剂如十二烷基磺酸钠等，它们吸附于岩石表面上，疏水基团向外阻止了酸液与岩石的接触反应，降低了反应速度。另外，表面活性剂在井底附近地层吸附量大，酸、岩反应速度小；当酸液进入到地层深部，表面活性剂浓度减小，吸附量小，酸、岩反应速度大。表面活性剂的加入也有利于残酸返排。表面活性剂加量在1%左右。

增稠剂常用黄原胶、聚乙二醇（低温时用）、高分子聚合物（如聚阳离子化合物）。增稠剂的加入，使酸液黏度提高，降低了酸液中H+向岩石表面的扩散速度，从而降低了酸、岩反应速度。

2．缓蚀剂

用来降低酸液对井下金属设备（如油管、套管）的腐蚀速度的化学物质称为缓蚀剂。缓蚀剂分有无机缓蚀剂、有机缓蚀剂。油田常用的是含有O、S、N杂原子的有机缓蚀剂，如7701、咪唑啉等。

3．铁离子稳定剂

当酸、岩反应后，酸液pH值降低，酸液中铁盐（尤其是Fe3+）水解析出沉淀，造成二次堵塞地层孔隙，因此常在酸液中加入铁离子稳定剂。常用的铁离子稳定剂有两类：一类是络合剂，如柠檬酸、EDTA钠盐等；一类是还原剂，如异抗坏血酸、亚硫酸等。

（三）酸处理方式和酸化技术

常用的酸处理方式有常规酸化和压裂酸化两种。

常规酸化是注酸压力小于地层的破裂压力的酸化，以解除井底附近地层的堵塞作用，所以也称为解堵酸化。

压裂酸化是注酸压力大于岩石破裂压力的酸化，即在压裂的基础上进行酸化，一方面靠水力作用形成裂缝，另一方面靠酸液的溶蚀作用把裂缝的壁面溶蚀成凹凸不平的表面。停泵卸压后，裂缝壁面不能完全闭合，具有较高的导流能力。

近些年来，随着石油工业的发展，酸化技术也越来越先进。除普通盐酸、土酸酸化外，还出现了泡沫酸酸化、胶束酸酸化、乳化酸酸化、稠化酸酸化和化学缓速酸酸化等技术。

（四）残酸液返排

酸化施工结束后，停留在地层中的残酸水活性已基本消失，不能继续溶蚀岩石，而且随着其pH值的升高，原来不会沉淀的金属会相继产生金属氢氧化物沉淀。为了防止生成沉淀二次堵塞地层孔隙，影响酸化效果，一般说来，应尽快把残酸尽可能排出。为此，应在酸化前就做好排液和投产的准备工作，酸化施工结束后立即排液。

残酸流到井底后，如果剩余压力（井底压力）大于井筒液柱回压，可依靠地层能量进行放喷排液；如果剩余压力低于井筒液柱回压，就需要用人工方法将残液从井筒排至地面。目前，常用的人工排液法有：一是降低液柱压力或降低液体密度，如抽汲法、气举法；二是增注液体助喷，如增注液体二氧化碳法和液氮法等。

保护油气层技术是一项系统工程，它贯穿在地质、钻井、固井、测井、射孔、酸化、压裂、试油、采油（气）、修井、注水等作业的全过程中，每一项作业都应该重视保护油气层，否则便会造成油气层伤害。完井过程中保护油气层实用技术是：选择适当的完井方式。对于射孔完井则采用优质射孔液，大孔径、合理密度、深穿透优化射孔参数等。对于需要压裂、酸化完井的油气层，压裂液、酸液配方针对地层特点，经室内筛选优化确定；气层压裂酸化破胶水化要控制好，应加助排剂，作好返排工艺措施，必要或有条件时采用液氮助排；加入黏土稳定剂。

3.5.2.1 塔河六区储层保护

（1）储层敏感性分析

1）速敏评价实验。本实验以不同的注入速度向岩心注入实验流体（水或煤油），并测定各注入速度下的岩心伤害率，从注入速度与渗透率的变化规律，判断油气层岩心对流速的敏感性。速敏评价结果见表3-17。

表3-17 某井10＃岩心速敏实验结果

速敏实验曲线见图3-169。

从表3-17和图3-169看出：该岩心渗透率损害率最大只有9.5%，因此断定6区储层基本无速敏。

2）水敏评价实验。先用模拟地层水测定岩心渗透率，再用次地层水测定岩心渗透率，最后用淡水（去离子水）测定岩心渗透率，计算淡水引起岩心中黏土矿化物的水化膨胀及造成的损害程度。实验结果见表3-18。

图3-169 某井10＃岩心速敏实验曲线

从表3-18看出：该储层存在弱水敏，原因可能在于储层岩心中含有极少量的黏土矿物，尤其是水敏性矿物，如蒙脱石矿物等。

表3-18 某井12＃岩心水敏实验结果

3）盐敏评价实验。通过向岩心注入不同矿化度等级的盐水，并测定各矿化度下岩心对盐水的渗透率，根据渗透率随矿化度的变化情况评价盐敏损害程度，并确定盐敏临界矿化度。实验结果见表3-19。

表3-19 某井7＃岩心盐敏试验结果

根据盐敏实验结果可以判断，7＃岩心盐敏程度不大，其盐敏临界矿化度为80000mg/L。

4）碱敏评价实验。地层水pH值一般呈现中性或弱碱性，而大多数钻井液和水泥浆的pH值在8～12之间。当高pH值流体进入油气层后，将造成油气层中黏土矿化物和硅质胶结物的结构破坏而释放微粒，引起油气层的堵塞损害。此外，大量氢氧根与某些二价离子结合会生成不溶物，也会造成油气层的堵塞损害。实验结果见表3-20。

表3-20 某井1＃岩心碱敏实验结果

由实验结果可见，随着pH值升高，岩心渗透率变化不大，表明该区块无碱敏。

5）酸敏评价实验。油气层的酸敏性是指油气层与酸作用后引起渗透率降低的现象。用盐酸、土酸与岩心实验结果见表3-21。

表3-21 某井6＃和12＃岩心酸敏实验结果

从实验结果可以看出：6＃岩心的酸敏性很弱，说明该块岩心适合于用盐酸对其进行解堵处理；12＃岩心的酸敏性呈中等水平，表明该块岩心不适合于用土酸对其渗透率进行恢复处理。

6）应力敏感性分析。本试验利用塔河6区天然裂缝性岩心评价该区应力敏感性损害程度。试验采用定排量增加有效应力的方法，测定岩心在有效应力不断升高条件下渗透率变化规律。然后再降低有效应力，测定岩心的渗透率恢复情况。试验温度为室温，驱替介质为200000mg/L的NaCl盐水。试验结果见表3-22，表3-23。

表3-22 应力敏感性损害试验数据表（σ升高）

表3-23 应力敏感性损害试验数据表（σ降低）

由图3-170看出：随着有效应力增加，试验岩心渗透率呈下降的趋势，总体表现为先急后缓的趋势。在有效应力为5.37MPa以前的区域内，单位岩心渗透率随着有效应力的增大呈现出剧烈的下降（0.423×10-3μm2/MPa）；在有效应力为5.37MPa以后的区域内，岩心渗透率随着有效应力的增加，下降趋势明显变缓（0.066×10-3μm2/MPa）；当达到本试验最大有效应力14.67MPa时，岩心的损害率为73.27%。

图3-170 有效应力对渗透率的影响

由表3-23看出：当有效应力降低后，岩心渗透率得到一定程度的恢复，本试验岩心渗透率最高恢复率只有36.87%。

综上所述：塔河油田6区油藏表现为无速敏，弱水敏，无盐敏、碱敏、酸敏。且储层表现为强应力敏，最大损害率达73.27%，最大恢复率达36.87%，裂缝闭合拐点54MPa。

（2）油层损害因素分析及油层保护技术

油层损害主要受孔隙、裂缝、洞孔间系统的控制，其储层损害有以下几点：

1）酸压解堵过程中，酸液与岩石发生反应生产酸渣而堵塞地层。

2）裂缝宽度小于100μm的微缝约占70.47%，入井液中的固相颗粒进入到储层微缝而堵塞油层。

3）碳酸盐岩缝缝洞洞流道表面比较光滑，增大油层深部损害。

4）储层存在强应力敏，渗透率的减少将难以得到恢复。

由于奥陶系油藏为裂缝-溶洞型、裂缝-孔洞型、裂缝型为主，其渗透率在数百至数千毫达西之间变化。分析产油方式为：孔洞储油-裂缝产油、溶洞储油-裂缝产油、多裂缝连通产油，因而有效保持裂缝的有效条数和开度是油层保护的重中之重，因此完井过程中采取的保护措施是：

1）塔河油田6区奥陶系油藏岩石坚固致密，在原始地应力不被破坏的情况下，井眼稳定，故选择以裸眼完井方式为主。另外，考虑该油藏含油层段长，油层之间物性差异大，开发后期需要进行堵水、压裂、酸化等工艺，部分井采用尾管固井完井方式。

2）射孔完井时采用负压射孔，射孔负压值为3～5MPa。射孔液基液采用高矿化度盐水或处理后的油田污水，悬浮固相颗粒含量≤5mg/L，粒径中值≤3μm。

3）作业压井、洗井循环时所有入井液其矿化度要高于80000mg/L，以防止因入井液与地层水不配伍造成的垢沉淀而堵塞裂缝。稠油井入井液温度要高于80℃，防止稠油冷却凝固以及产生胶质、沥青质沉淀堵塞地层。

4）用前置液HGRJ进行酸压时，120℃时黏度保持为85mPa·s，以减少滤失，在挤注完凝胶酸后即迅速破胶，破胶率不低于98%，使用的HGRJ残渣余量小于5%～7%。

5）由于6号区块奥陶系油藏裂缝应力敏感性强，试验证明当地层压力降至54MPa裂缝出现闭合拐点，因而生产过程中压差控制在2～3MPa以内，以防止过大造成地层中裂缝渗透率下降的不可逆伤害。

3.5.2.2 塔中奥陶系碳酸盐岩储层敏感性研究

塔中奥陶系碳酸盐岩储层是塔里木油田的一种特殊油气藏，成藏条件复杂。随着油气勘探开发的深入，由于其特殊的地质特征和较强的敏感性，常常影响油气勘探和油井正常生产。为此，中油塔里木油田分公司联合石油大学（北京）和西安石油大学通过室内实验，分析该储层造成伤害的主要因素、伤害机理和伤害程度，提出相应的储层保护对策。

（1）储层敏感性评价实验与伤害机理

1）速敏。塔中奥陶系储层中黏土杂基矿物含量较高，类型复杂，在岩石中与碳酸盐矿物共生。在流体动力作用下，黏土杂基矿物暴露，失去结晶碳酸盐矿物的黏结保护，随流体一起运移。由于裂缝弯曲多变，宽窄不一，流体容易发生流速和流态变化，在裂缝的某一部分产生冲刷剥蚀，在另一部分产生沉淀。当微裂缝细小、沉淀物堵塞有效流动通道时，岩样渗透率将丧失，产生储层伤害。

储层岩心速敏伤害实验结果见表3-24，储层属于中偏强—强速敏，平均伤害率0.73，临界流速为50.88～57.48m/d。

2）水敏、盐敏。水敏矿物含量的多少与种类是储层水敏、盐敏的物质基础。塔中奥陶系碳酸盐岩储层微裂缝中存在泥质、灰质等胶态矿物，入井流体与微裂缝周围的泥质矿物接触，由于这些矿物的强吸水性，势必导致隐晶质和胶态黏土、灰泥等吸水后膨胀，使本来极小的孔隙更小，束缚水饱和度加大，导致渗透率急剧降低。同时，由于吸水后泥质矿物膨胀解体，微粒发生运移，堵塞微裂缝，导致渗透率降低。

储层孔隙结构极差，水锁伤害将大大超过水敏伤害。水锁伤害机理为：①液相聚集或滞留；②水锁效应产生附加毛细管力；③矿物表面水膜增加了水溶液的极性，双电层使流体与孔隙表面的力的性质发生明显变化，使毛细管力转化为静电引力和分子间力，油滴、气泡不易克服这种静电引力通过孔喉，从而造成永久性伤害；④基块孔喉的排驱压力使储层中的油气不易运移，因此容易发生水锁、水堵等地层伤害。

表3-24 岩心速敏实验结果

模拟地层水矿化度为149.6g/L。从储层岩心水敏及盐敏实验结果（表3-25）可知，在纯水条件下，储层属强伤害，临界矿化度为地层水总矿化度。因此，入井流体矿化度不能低于地层水总矿化度，否则可能对储层造成强伤害。

表3-25 岩心水敏及盐敏实验结果

3）酸敏。储层中大量泥质矿物与碳酸盐矿物混生，形成小孔微细喉道，储层物性差，但在人工造缝后渗透率大大提高。由于人工裂缝宽度较大，虽然岩石中存在大量泥质矿物，在碳酸盐矿物被酸溶解后，黏土矿物得以释放，形成微粒。但这些微粒和新形成的胶体微粒的大小不足以堵塞裂缝，可以从微裂缝中顺利排出。酸液增大了微裂缝的宽度，使得储层渗透率大大提高。实验结果表明，合适的酸压可以有效地提高碳酸盐岩储层油气产能。

由储层岩心酸敏实验结果可知，储层基本无酸敏（表3-26）。

表3-26 岩心酸敏实验结果

4）碱敏。储层岩石裂缝中和基体中含有大量碱敏矿物泥质、云泥、灰泥，这些物质在强碱性环境中极不稳定。强碱性水溶液会破坏泥质硅酸盐矿物和碳酸盐矿物，并使它们解体，形成各种不溶胶态物质，堵塞孔隙喉道，使渗透率大大降低。

由储层岩心碱敏实验结果可知，储层属弱碱敏-中偏弱碱敏（表3-27）。

表3-27 岩心碱敏实验结果

5）应力敏感。储层灰质软，碎屑岩屑含量高，岩石具有塑性，在强压下颗粒容易发生粒间滑动，使岩石发生整体流变。岩块可能沿裂缝壁滑移，改变岩石孔喉网络结构，使原先开放的裂缝闭合，从而导致储层渗透率的减小。

从不同岩心在升压时渗透率比值变化中可知，储层在加压时渗透率明显降低，为强应力敏感性储层。

（2）结论

1）塔中奥陶系碳酸盐岩储层是以微孔、微喉和微裂缝为特征的裂缝性油气藏。储层基体以各种微孔隙、晶间孔、粒间孔、溶蚀孔隙为主，裂缝以构造微裂缝、压溶缝和构造溶蚀缝为主，储层岩石矿物具强亲水性，地层压力不足。

2）敏感性实验结果表明，储层具强速敏、强水敏及盐敏、强应力敏、弱—中强碱敏、无酸敏。

3）水锁、速敏、水敏及盐敏、应力敏对储层岩石渗透率伤害均较大，碱敏也会对储层造成一定伤害。要保持油气藏稳产高产，首先应设法保护地层压力。由于酸性入井流体不会对储层造成伤害，合适的酸压可以有效地提高碳酸盐岩储层油气产能。

杨兰田

（西北石油局规划设计研究院　乌鲁木齐市　830011）

摘要　根据塔河油田奥陶系储层特征，确立了酸压施工的目标，分析了酸压的技术难点，介绍了塔河油田所采用的酸液体系、酸压工艺类型、工艺技术措施、酸后工艺、酸化管柱及具体施工参数。通过不同阶段增产效果对比与原油产量增加数据说明了酸压对于塔河油田开发具有的积极意义，并对塔河油田酸压中的问题进行了讨论。

关键词　塔河油田　酸压工艺类型　酸液类型　酸压管柱　残酸返排

塔河油田奥陶系碳酸盐岩储层存在严重的不均一性，由于受碳酸盐岩储集空间类型、发育程度和分布规律制约，各井间的物性及产能差异很大。酸化压裂作为碳酸盐岩类储层有效的改造手段，以沙23井成功为标志，已在该油田广泛、深入开展起来。开展初期由于对储层认识不足，未重视选层、控水问题，采取长裸眼“笼统酸压”的方式施工，参数较小，施工有效率低，而且产生出水问题。在总结经验、教训的基础上，西北石油局加深了对储层的认识，加强避水控缝、选层封隔、深度酸压等工艺技术的探索。裸眼回填、5＂尾管射孔完井、封隔器裸眼分层技术、前置液酸压、多级交替注入酸压等工艺技术先后在该油田得到应用，取得了丰硕成果。现阶段又进一步提出“大酸量、大排量、降滤、缓速、深穿透”的技术方针，使得酸液类型及处理液体系、工艺技术体系的研究与应用逐步深化并日趋完善。酸压不仅作为一种储层改造工艺，更作为一项完井作业的内容，为塔河油田的开发发挥着积极作用。

1　储层特征

1.1　储层地质特征

塔河油田奥陶系储层埋藏深（5300 m以下），地层温度高（124℃），岩性为微晶灰岩、（含）颗粒微晶灰岩、亮晶颗粒灰岩、微晶颗粒灰岩、含云质灰岩、砾屑灰岩和岩溶岩。岩石的矿物成分主要为方解石，大多数样品的方解石含量高达99％以上；其次分布相对较广的矿物有黄铁矿、硅质和白云质等，但含量多＜1％，个别样品的白云质含量达25％。岩石的化学成分主要是碳酸钙，含量在80％以上，碳酸盐总含量平均在90％以上。

该储层属于潜山碳酸盐岩储层类型，储集空间属于成岩后生与表生作用形成的次生孔、洞、缝类型，其基本特征是：

（1）基质孔隙度很低，渗透性能较差。

（2）次生裂缝和溶蚀孔洞发育程度决定了储集性能的好坏。

（3）储集空间纵横非均质性强，其分布情况在2个油田间、井间、层间差异很大。

塔河油田奥陶系可分为裂缝型、裂缝－孔洞型、裂缝－溶洞型3种储集类型。岩心物性分析（小样品）发现孔隙度分布区间为0.1％～4.8％,＜1％的占81.75％，平均孔隙度为0.8％；渗透率分布在＜0.1×10-3～252×10-3μm2,＜1×10-3μm2的占91.69％，平均渗透率＜0.1×10-3μm2，溶洞发育段不能在岩心中反映，要用测井解释孔隙度。裂缝是塔河油田下奥陶系储层最发育、岩心中最常见的孔隙空间，其中又以垂直或中—高角度、张开度＜0.1mm的裂缝为主。

1.2　储层的伤害

塔河油田地层压力当量密度为1.08～1.10g/cm3，钻进过程中使用钾基聚合物或聚磺泥浆体系，密度一般在1.13～1.16 g/cm3，在压差作用下，钻井液（完井液）滤液和固相颗粒进入地层，形成颗粒堵塞、乳状液封堵、水锁效应、储层润湿性反转等，对储层造成伤害；储层物性好的井不同程度存在漏失问题，对地层造成更为严重污染；油气层浸泡时间较长（12天以上），增加了储层伤害的程度。

塔河3号、4号油田原油总馏量较低，胶质、沥青质及石蜡含量相对较高。如塔河3号油田S47井总馏量为52％～67％；塔河4号油田T401井总馏量18.5％～27.5％。钻井、完井过程中，地层温度、压力的波动会使储层中原油分解出胶质、沥青及石蜡，堵塞油气孔道，极大地降低储层渗流能力。

1.3　储层敏感性分析

经室内岩心实验，得出储层敏感性分析结果。

水敏性：弱。主要因为地层水敏性粘土矿物含量少。

酸敏性：弱—中。主要由于酸溶蚀造成微粒的运移引起。

碱敏性：中。是由燧石遇强碱形成的硅酸盐溶液的不稳定性引起的。

速敏性：弱。3号构造的临界速度为0.75ml/min,4号构造的临界速度为1.5ml/min。由于酸压过程中的流速远小于0.75ml/min，因此，不会引起速敏伤害。

2　酸压工艺

2.1　施工目标与技术难点

酸化压裂可以通过酸液的溶蚀和剥蚀作用解除近井地带堵塞，改善储层储集、渗透性能。同时，酸压形成的裂缝可以延伸、穿过近井地带的低渗透区，形成穿透较长距离、具有高导流能力的溶蚀通道，若与裂缝发育的高渗透区相通，可以获得理想的增产效果。

要获得理想的酸压效果，应充分考虑井位、层位因素，分析、解决施工难点，制定施工目标，合理选择酸液体系、工艺类型、技术参数。

结合塔河油田奥陶系酸压改造目标，根据储层特征，对技术难点进行分析，得出如下结果：

（1）天然裂缝发育且以垂直或中—高角度缝为主的地层，酸压降滤失技术、垂直控制缝高的技术是其难点。

（2）储层埋藏深，管串长度增加，管道摩阻势必增加，进而限制了注入流量的提高，不利于酸液有效作用距离的提高。

（3）温度是影响酸岩反应速度的重要因素，井温高，酸岩反应速度快，酸液有效作用时间将缩短。

（4）碳酸盐岩含量高、溶蚀率高是选择酸压改造的重要条件，同时，溶蚀速度快，势必增加近井消耗，不利于深穿透。

（5）稠油胶质、沥青质含量高，一方面容易形成酸渣，另一方面容易与残酸形成乳化液，对储层造成二次伤害；稠油相对密度高、粘度大也不利于残酸返排。

（6）地层压力低，不利于排液。

2.2　酸液类型

2.2.1　酸液的基本要求

（1）酸液要与待处理储层岩石、流体相匹配，耐温性能要好。

分析、掌握储层岩石和流体物理、化学性质，通过实验进行处理剂筛选，确定酸液体系配方。

（2）增大酸液的有效作用距离，确保储层改造的深度、力度。

酸液的滤失、酸岩反应速度是影响酸液有效作用距离的重要因素，可采取如下措施以降低这两项性能指标。

①理选择酸液（HC1）浓度。

②高酸液的粘度，如使用胶凝剂、乳化剂配制成高粘度的胶凝酸、乳化酸。

③使用降滤失剂、缓速剂。

（3）降低酸液对油、套管的腐蚀。

使用缓蚀剂以达到减缓酸液对油、套管腐蚀的作用。

（4）有效解除地层堵塞，避免二次伤害。

①有效预防二次沉淀和酸渣的形成。

使用防膨剂，预防地层中粘土矿物膨胀、运移；使用防酸渣剂，预防酸液与稠油作用可能生成的酸渣沉淀；使用铁离子稳定剂，预防酸液由地层、油（套）管中溶解、生成的铁离子在地层中沉淀。

②具备一定悬浮能力，能将不溶于酸的惰性颗粒和酸岩反应的沉淀物携带返排出井筒。

③有效防止残酸乳化并使已生成的乳化液破乳，以利于返排，避免形成新的堵塞。

④能够迅速、及时返排残酸。

使用助排剂，降低残酸表面张力，提高排液效果。

2.2.2　酸液配方与性能

根据岩心酸岩反应试验及酸压基础理论，盐酸（HCl）浓度选用20％的。

塔河油田酸压所使用的酸液配方与性能见表1。

稠化（胶凝）酸体系具有一定的粘度，可以大大减小酸液的滤失，大大减小酸液向裂缝表面的传质速度，降低酸岩反应速度，提高酸液的有效作用距离，同时该体系可减小管路摩阻，提高井底作用压力，因此，该体系造缝能力强于常规缓速酸体系。

塔河油田仅在前期使用了常规缓速酸体系，现主要使用稠化（胶凝）酸体系。

2.3　酸压工艺类型

（1）常规缓速酸酸压

表1　酸液类型、配方与性能　Table1　The types,components and performances of acidizing fluid

即使用常规缓速酸进行酸化压裂的工艺类型。塔河油田仅在初期阶段采用了该酸压工艺类型，如沙23井。

（2）稠化（胶凝）酸酸压

即使用稠化（胶凝）酸进行酸化压裂的工艺类型。是塔河油田采用的主要酸压工艺类型之一。如TK408井、TK409井。

（3）前置（压裂）液＋酸液交替注入酸压

即先行注入高粘前置（压裂）液压开储层或延伸储层中原有裂缝，后注入酸液，多次重复上述注入过程的酸压工艺。

前置（压裂）液降低了裂缝温度和后续酸液的滤失，改善了裂缝的几何形状，通过粘性指进使酸液在裂缝面上产生不均匀侵蚀，增强穿透距离，提高裂缝的导流能力。交替注入前置（压裂）液和酸液有利于进一步扩张并加宽裂缝，增加酸液侵入深度，提高酸液利用率。前置（压裂）液＋酸液交替注入酸压是一种造缝能力较强的工艺类型。

塔河油田一般采取2～3级注入，选取前置（压裂）液＋稠化酸的类型组合，所用稠化酸配方见表1中稠化酸（3）。根据前置（压裂）液的类型与性能，可分为两种类型：

①同性压裂液交替注入酸压

即压裂液类型与性能相同，在施工过程中不发生改变。如T403井（第2次）、TK404井。

塔河油田前置（压裂）液粘度为70mPa·s左右（剪切速率为170s-1），与酸液粘度比3左右。

配方组成：5%HPG+1%AR+1%PJ+2%A-25+0.5%ZA-5+0.5%SP169。

②异性压裂液交替注入酸压

即压裂液类型或性能不同，或在施工过程中会发生改变。如TK411井。

塔河油田采用该工艺类型施工顺序为：

线性压裂液＋冻胶压裂液＋稠化酸＋冻胶压裂液＋稠化酸＋……。

压裂液配方组成：

基液：6%HPG+1%AR+1%PJ+2%A-25+0.5%ZA-5+0.5%SP169；

交联液：1%BCL-6(A)+0.5%BC1-6(B）；

破胶剂：0.5％破胶剂。

基液在170s-1剪切速率下粘度为69～73mPa.s；成胶液在90℃、1708-1剪切速率下，90min粘度为600～210mPa.s,120min后破胶，破胶液粘度为6mPa.s。

2.4　工艺技术措施

（1）采取有效措施，提高酸压的针对性，确保选定改造层位的处理力度。

①长裸眼回填

风化壳溶蚀孔洞、裂缝发育带是塔河油田奥陶系油藏主要的储层，对于采用裸眼完井方式的井，采取打水泥塞或填砂回填原井眼的方式，将裸露井段缩短至100 m以内，提高酸压针对性，减小与下部水层连通的可能性。塔河油田裸眼完井的井多采取这种方法。

②改变完井方式

采用5＂尾管完井方式，选层射孔，进行酸化压裂施工。TK404井是塔河油田第一口采用5＂尾管完井方式、酸压获高产的井。

对于套管射孔完井方式，固井质量是保证层间有效封隔的关键。塔河油田5＂尾管固井存在井深、井段短、管径小、间隙小与地层易漏失等问题，固井施工有一定的难度，应加强水泥浆体系与施工工艺研究与应用工作，提高5＂尾管固井质量，为后续施工提供必要的保证。

③裸眼封隔器分层酸压

裸眼封隔器分层酸压存在一定风险，如封隔器上下可能窜封、可能发生井壁失稳等，应严格选择座封位置，并制定相应的安全措施。

a．裸眼双封分层

塔河油田TK304X井采用双裸眼封隔器分层酸压工艺，封隔器选择45/8＂膨胀式封隔器，采取正打压方式座封。

b．裸眼单封分层

塔河油田TK413井采用单裸眼封隔器分层酸压工艺，封隔器类型、座封方式同上。

（2）在进行酸压处理前，先注入清除液，解除有机质堵塞，提高酸处理效果，同时，有利于减少或避免酸渣的生成。

塔河油田使用的清除液配方与所配合的酸液体系见表2。

（3）顶替液充分考虑清洗、返排、降温和与地层及其他处理液配伍性等因素，并与工艺类型、施工要求相配合。

塔河油田使用的顶替液配方与所配合的酸液体系见表2。

（4）提高注入排量是提高酸液有效作用距离的重要措施。

注入排量是影响酸液有效作用距离的重要因素，提高注入排量，增加酸液在裂缝中的流动速度，虽然会引起酸岩反应速度的增加，但是能使酸液在地层深处保持一定的活性，从而提高酸的穿透距离，使酸化后形成的酸蚀裂缝具有较高的导流能力。塔河油田酸压初期阶段注入排量1.5m3/min，数值偏低，后在综合分析施工曲线、施工效果与层间连通（水层）可能性的基础上，将注入排量提高至2.5～3.5m3/min，收到了良好的施工效果。

表2　辅助处理液配方与酸液配合关系　Table2　The ralationship between auxiliary treatment fluid and acidzing fluid

当然不能盲目追求提高注入排量，注入排量提高到一定程度时，酸穿透距离的增长幅度会变小，而垂向缝高的增长幅度有可能增大。因此，应视井的具体情况，综合考虑技术、经济因素对注入排量进行确定。

2.5　酸后工艺

2.5.1　关井反应

顶替液挤完后，关井候酸反应。塔河油田初期酸压关井反应时间为60～120min，现阶段则采取缩短关井反应时间，尽快排液的措施，关井反应时间控制在30min以内。

2.5.2　排液工艺

开井后，对残酸迅速实施返排，返排率要求不低于70％。返排时，通过油嘴对排液实施控制，油嘴直径视井口压力而定，排液油嘴制度见表3。

表3　排液油嘴制度　Table3　The choke systems when residual add returning

排液工艺采取层内助排与人工排液相结合的方式，以提高排液速度与返排率。

（1）层内助排

①使用助排剂

在酸液中加入助排剂，降低酸液的表面张力，改变岩石的润湿性，增大酸液与岩石的接触角，从而降低岩体的毛细管阻力，提高残酸的返排量，达到层内助排的目的。塔河油田酸液中使用的助排剂有ZP-1、ZA-5等。

②混注液氮

注酸时在酸液中混注液氮，酸压后井口卸压，注入氮气膨胀增能，可以加快自喷排液速度，提高返排效果，另外，酸液中混注液氮还可以减缓酸岩反应速度，降低酸液滤失，增大酸作用距离。塔河油田液氮混注量为20～30 m3，具体视施工情况而定。

（2）人工排液

若油井不能自喷或停喷，为防止残酸形成二次污染，应迅速采取人工排液的措施。塔河油田初期采取抽汲的方式，因其效果不佳，现多采用连续油管车和液氮泵车联合气举排液的方式，该方式有如下优点：实现管内排液，封隔器不解封，残酸不能进入环空，保护套管；氮气利用率高，排液速度快，施工安全；气举深度可达4500m。

2.6　酸化管柱

2.6.1　油管方案

采取 组合油管方案。 长度2000～3500 m，具体视施工要求与井的具体情况而定。

2.6.2　封隔器方案

出于保护套管和井口、保证施工安全的目的以及特殊的施工要求（如裸眼卡封），塔河油田酸压均使用封隔器。根据完井方式与卡封位置的不同，封隔器方案可分为如下几种：

（1）裸眼完井

①裸眼酸压

采用7＂可回收式封隔器，采取打压或旋转座封方式，7＂套管内座封。

管串组合方案：

喇叭口＋油管＋7＂封隔器＋7＂水力锚＋油管＋循环阀＋压井阀＋油管串组合。

②裸眼双封分层酸压

酸压层位上、下使用两个 膨胀式封隔器，采用正打压座封方式，裸眼内选层座封。

管串组合方案：

盲接头＋ 封隔器（下）＋油管＋压控循环阀＋伸缩接头＋ 封隔器（上）＋伸缩接头＋油管＋循环阀＋压井阀＋油管串组合。

③裸眼单封分层酸压

使用 膨胀式封隔器，采取正打压座封方式，裸眼内选层座封。

管串组合方案：

底堵＋油管＋ 封隔器＋压井阀＋油管＋7＂水力锚＋伸缩接头＋油管串组合。

（2)5＂尾管射孔完井

可根据井眼情况，采取5＂可回收式封隔器，5＂尾管内座封方式。

管串组合方案：

喇叭口＋油管＋5＂封隔器＋5＂水力锚＋油管＋循环阀＋压井阀＋油管串组合。

2.7　施工情况

酸液与处理液类型、用量、配比关系和施工参数无疑是影响酸压施工效果的重要参数，表4集中反映了塔河油田使用各种不同工艺技术手段时的各项参数。

塔河油田初期酸压未采取封堵回填措施，采取常规缓速酸酸压、稠化酸酸压两种工艺类型，酸液使用量小（折算为每米酸量），裸眼段长，施工参数小，施工效果不甚理想。随着认识的加深，优化施工工艺，提高了各项参数指标，收到了很好的效果（见表4）。

表4　施工数据　Table4　The data of acid fracturing jobs

3　酸压效果

塔河油田已进行酸压作业的井除T302井外，酸压前均未生产，部分井进行过测试，但结果均不甚理想，经酸压使一大批井获得了产能，甚至高产。塔河油田酸压效果综合分析见表5。

表5　塔河油田酸压效果综合分析　Table5　Comprehensive analysis of acid fracturing effictiveness

塔河油田1998年底施工的沙23井效果较好，1999年1、2季度酸压施工增产效果不理想，由表5可以看出这期间酸压增产原油日均值偏低，产能贡献有限。具体表现为：投产井数少、单井产量低、衰减快、有效期短。究其原因，除井位、层位与酸压选择方面的因素外，还包括施工井次少、工艺与措施存在不足、施工参数偏低、压后出水等。这期间施工7井次，增产4井次，为1999年全年增加了1.9383×104t的原油产量，占1999年全年酸压累计增加产油量的8.1％，占西北石油局1999年原油总产量的1.69％，每井次增产原油为0.2769×104t，仅沙23井一直保持正常生产，TK405井、T302井、沙64井均在1999年11月以前停喷。1999年3、4季度随着认识的进步，工艺的改进，措施的完善，酸压在塔河油田更加广泛、深入开展起来，这期间共计施工17口井，18井次，增产11井次，为1999年全年增加了21.9979×104t的原油产量，占1999年全年酸压累计增加产油量的91.9％，占西北石油局1999年原油总产量的19.22％，每井次增产原油为1.2221×104t，各项指标与前期相比都有大幅度提高，产生了一批高产井，如沙65井、沙67井、TK404井、TK408井、TK409井、TK410井、TK411井等，其中TK404井产量达555.70 t/d(1999年12月，11mm油嘴）；第一次酸压无效的T403井经二次改造获得高产（136.81t/d1999年12月，7mm油嘴）。

1999年塔河油田酸压累计增产原油为23.9362×104t（探井7.6919×104t，开发井16.2443×104t）。西北石油局1999年全年生产原油为114.4249×104t（单井计量），酸压增产占全年原油总产量的20.9％。

由表5中可见塔河油田酸压有10井次施工无效，占总施工井次的40％，究其原因有：①塔河油田奥陶系储层非均质性强，溶蚀孔洞、裂缝发育带横向展布规律很难掌握，受储层本身的发育特征、各井在构造上的位置等客观因素的制约，很多井未达到与油气富集、物性发育的地带连通的目的。②施工方案是否合理，技术措施是否完善，施工力度是否足够直接影响施工的最后效果。酸压力度不足与酸压后出水是个别井酸压无效的原因，如T403井第1次、TK405井第2次酸压。③对个别井重复酸压的无效，增加了无效次数，如TK406井。

4　问题与讨论

（1）酸压出水与酸压裂缝缝高

塔河油田奥陶系储层非均质性强，裂缝较为发育，其中以垂直或中—高角度、张开度小于0.1mm的裂缝为主。酸压裂缝势必受到储层裂缝发育特征与走向的影响，在提高酸压裂缝水平延伸的同时，控制垂直方向缝高的发展，避免与奥陶系水层连通，对于塔河油田是一个非常重要的课题。出水直接影响到原油开采，影响到酸压效果的评价和进一步措施的制订与实施。因此，在加强理论研究的同时，应采取工程技术手段，对裸眼井吸酸层位、裂缝高度等进行测定，进而提高对奥陶系储层酸压机理的认识，指导酸压方案的制定与施工。根据塔河油田技术现状，可采用如下方法：

①利用电测曲线

利用综合测井（全部或部分项目）曲线、六电极侧向曲线、流体电阻和井温测井曲线，对酸压前后电测曲线分析、对比。

②进行生产测井

通过旋转流量计测井、温度测井、放射性示踪测井、噪声测井测量流动剖面，测量裂缝高度，掌握各层段产能贡献，进行酸压改造效果评价。

（2）重复酸压与效果

针对长裸眼“笼统”酸压存在的弊端，造成的结果，西北石油局选择初期酸压的几口井，采取打水泥塞回填的方法缩短裸眼段长度，进行了重复酸压改造。根据首次酸压结果，重复酸压的4口井可分为两类：一类是首次酸压后产水的井，如TK405井、T302井；另一类是首次酸压后不出的井，如TK406、T403井。重复酸压后1302井（2次）、TK406井（3次）不出液，TK405(2次）出水，T403井（2次）获高产。

分析认为：

①储层本身的发育特征是酸压能否获得产能的根本原因，对于低孔、低渗，孔、洞、缝不发育的储层，酸压虽可以穿透较长距离，但如不足以连通油气富集、物性发育地带，则不能获得理想的改造效果。

②重复酸压用酸强度、规模以及施工参数均应大于前次酸压，应选择造缝能力较强的工艺类型。

③前次酸压出水将大大增加以后的处理难度，因裂缝可能在层内延伸、连通，打水泥不能保证有效充填，重复酸压并不能保证有良好的效果。类似这样的井，应具体分析区别对待。

④水源在井眼下部奥陶系地层，采取打水泥塞回填井眼的方法可以减小或避免连通水层，加强酸压的针对性。

（3）残酸返排中的问题

奥陶系地层压力低（密度为1.08～1.10 g/cm3），排液的水样分析数据表明奥陶系地层水矿化度高，密度接近甚至高于奥陶系地层压力当量密度值，酸压后出水量大或含水率高将抑制地层自喷排液的能力，对返排残酸造成极为不利的影响。如酸压未实现与油气富集、物性发育带的连通，未根本改善井底能量供应，残酸返排难度将变大，残酸返排不出会对储层造成二次伤害。因此必须加强科学选井、选层工作，加强残酸助排工艺的研究和应用工作。

塔河4号油田原油总馏量低，粘度高，油流在井筒中的压力损失大，应开展塔河4号油田原油流动特性及井筒降粘技术研究和应用工作，提高油井排液能力。

（4）施工参数优选

注入量、注入速度等施工参数的选择，一方面要考虑到实际施工能力、井内安全和施工对改造力度、深度的要求；另一方面也要考虑到垂直方向裂缝发育情况与应力变化情况，对已酸压的井应利用电测井、生产测井、试井分析等方法进行酸压效果综合评价，加强对奥陶系酸压裂缝扩展范围和走向的认识，建立适合塔河油田奥陶系储层特点的模型，科学计算、合理选择注入量、注入速度等施工参数。

（5）酸压方案的优化

塔河油田奥陶系储层非均质性强，对于低孔、低渗、低产层，是否达到与油气富集、物性发育地带连通的目的决定了酸压的最后效果，尽可能提高酸液的穿透距离至关重要。应从分层、控缝、缓速、降滤等多方面入手，如使用多级酸、调整各级前置（压裂）液与各级酸液的液量、性能配比关系等，进一步优化工艺方案，提高酸压效果。

Application of acid fracturing technology in Tahe oil field

Yang Lantian

(Academy of planning and designing,Northwest Bureau of Petroleum Geology，Ürümqi 830011)

Abstract:By the analysis of reservoir characteristics of Ordovician in Tahe oil field,we defines the targets of acid fracturing,Analyzes systems of acidizing fluid,Types of acid fracturing technology, technology after acidizing,acid fracturing pipe assembly and parameters during the job being used in Tahe oil field.By the comparison of crude oil increasing effictiveness and data during the different periods,introduces the significance using acid fracturing technology.Finally discusses the problems existing acid fracturing job in Tahe oilfield.

Key words:Tahe oilfield　Types of acid fracturing technology　systems of acidizing fluid　acid fracturing pipe assembly　residual acid returns