【正文】 產(chǎn)能力、滲流狀況和地層污染狀況的最直接和可靠的證據(jù)。因此，在了解和分析二連地區(qū)低滲透砂巖油藏儲層傷害機(jī)理及防治措施中，必須很好的利用中途測試資料和試井資料來對地層的傷害情況作準(zhǔn)確的量化，從而分析得出導(dǎo)致污染傷害的主要因素，以便很好地采取防治措施，為油田開發(fā)服務(wù)。滲透率的變化規(guī)律研究從“兩南”油田主力斷塊阿31和哈301兩個斷塊所統(tǒng)計的歷年新鉆井的中途測試資料，可以發(fā)現(xiàn)，兩個斷塊的滲透率均是初期階段呈上升趨勢，后期又緩慢下降，而且，滲透率的變化與地層壓力的變化呈明顯的正相關(guān)關(guān)系，地層壓力上升，滲透率變大，反之，減小（如圖31）。按此曲線推測，哈南砂巖油藏的地層破裂壓力為20MPa—46 MPa， MPa，基本吻合。因此，滲透率值與地層壓力的關(guān)系明顯，滲透率與表皮系數(shù)之間的關(guān)系不明顯，但從哈南砂巖油藏的滲透率與表皮系數(shù)關(guān)系圖（圖32）來看，有以下的兩個特點，即滲透率在25103um2以內(nèi)的井基本不存在污染，大于25103 um2時，表皮系數(shù)與滲透率之間有一對數(shù)關(guān)系，其關(guān)系式：S=（k）+ r2=，分析認(rèn)為導(dǎo)致污染堵塞的條件是滲透率大于25103 um2，其原因是污染物的粒徑或相當(dāng)于此粒徑的粒度才有可能發(fā)揮作用，堵塞住孔隙和喉道，導(dǎo)致污染?？紫抖鹊淖兓?guī)律和滲透率一樣，孔隙度也隨地層壓力的升高而變化（表31），就哈南砂巖油藏來說，孔隙度在地層壓力20MPa左右（）變化最大，說明低滲透油藏的潛在裂縫在此壓力下復(fù)活，或地層被壓開，滲透率也在此壓力下增幅最大，污染在此地層壓力下也無明顯表現(xiàn)。這說明在此階段表皮系數(shù)與地層的變化不如k、φ的變化明顯，因此，體現(xiàn)不出污染。即在壓力從18MPa上升到22MPa過程中，滲透率、孔隙度在增大，與表皮系數(shù)基本無關(guān)。表皮系數(shù)s的變化規(guī)律由表31可知，地層壓力增加的過程中，體現(xiàn)不出污染，反而在地層壓力下降的過程中有明顯反映（如9997年），這說明（1）地層壓力下降時鉆井泥漿比重卻沒降低，導(dǎo)致污染。（2）地層壓力下降使原復(fù)活的裂縫或壓開縫又重新閉合，其表現(xiàn)為污染。（3）從表皮系數(shù)與泥漿柱比重壓力關(guān)系來分析（圖33），泥漿柱壓力越大，表皮系數(shù)越大，它們之間有以下關(guān)系：從泥漿柱壓力與地層壓力之比與表皮系數(shù)的關(guān)系可知（圖34），p泥漿/pi在1—，且集中，這說明泥漿柱壓力稍高于地層壓力，泥漿對儲層的污染較為明顯。 第四部分 油水井工作制度變化史一、油井工作制度變化史生產(chǎn)方式變化史：由水力泵逐步向抽油機(jī)轉(zhuǎn)化自89年油田正式投入開發(fā)，除個別觀察井外，基本以水力泵為主進(jìn)行生產(chǎn)，自90年開始，油田逐步使用抽油機(jī)井。截止93年，抽油機(jī)始終只占極少量一部分。94年以后，油田開始大規(guī)模使用抽油機(jī)，新投油井，基本以抽油機(jī)為主。目前基本形成了以抽油機(jī)為主要生產(chǎn)方式的格局。泵型的變化史：水力泵逐步由40 m3和60m3泵轉(zhuǎn)化為100和200 m3泵，抽油機(jī)逐步由Ф38泵轉(zhuǎn)化為Ф44和Ф56泵以及少量Ф70泵和長沖程泵。①水力泵：8990年以40 m3泵為主，9192年以60 m3泵為主。9394年以60和100 m3泵為主，95年以后以100m3泵為主，并有少量200m3泵。②抽油機(jī)：9092年以Ф38泵為主，9396年以Ф3Ф44泵為主，9799年以Ф44泵和Ф56泵為主，還有Ф3Ф70泵和少量長沖程泵。沖程、沖次變化史：沖程、沖次由上升轉(zhuǎn)為下降①水力泵：由初期20沖左右上升到96年40沖左右，自97年開始下降，目前一般在25沖左右。②抽油機(jī)：。沖次由初期6沖左右，上升到96年以9 沖為主情況，逐步又降到以57沖為主。理論排量變化史：由上升轉(zhuǎn)為下降①水力泵：平均單井排量由20m3/d上升到9497年60m3/d逐步又降到目前40m3/d。②抽油機(jī)：平均單井排量由20m3/d上升到96年近50m3/d逐步有所下降，目前一般保持在45m3/d。泵深變化史：水力泵泵深基本穩(wěn)定，抽油機(jī)在98年以前泵掛逐年加深，至98年后又有變淺的趨勢。二、油井抽汲能力評估及認(rèn)識保持井底相對適中的流壓，能保持較高單井產(chǎn)量。由表（表4141413）可見，自93年以后，通過提高泵的理論排量，降低井底流壓，已不能進(jìn)一步提高油井單井產(chǎn)液量，反而略有下降。自97年開始，適當(dāng)提高井底流壓后（即降低泵理論排量），泵效大幅度提高，單井產(chǎn)液量略有回升。分析認(rèn)為，大幅度降低井底流壓導(dǎo)致了近井地帶滲流條件下降。保持適當(dāng)泵深是保持較高泵效的途徑為提高油井產(chǎn)量，油井在生產(chǎn)過程中采取深抽的辦法，但未能達(dá)到目的，99年大幅度上提泵掛后，單井產(chǎn)量略有上升，泵效大幅度上升。分析認(rèn)為兩南油田合理泵深在12001300m左右，阿南油田應(yīng)適當(dāng)要淺。三、水井工作制度變化史注水油壓逐步由上升轉(zhuǎn)為下降，見表4242423。尤其是9396年水井油壓大幅度上升，自97年以后，注水油壓開始略有下降或基本穩(wěn)定。地層壓力的上升是造成水井注水困難的主要因素之一。較高的單井注水量是注水井注水困難另一重要因素。隨著單井注水量的略有下降，兩南油田注水井油壓明顯下降，這反映出長期較高注水量是注水困難因素之一。第五部分 現(xiàn)行的各種解堵技術(shù)及其在二連地區(qū)低 滲油藏的應(yīng)用情況一、解堵歷史回顧 二連地區(qū)的解堵開始于95年的下半年，其直接起因有三個：第一、“兩南”低滲透砂巖油藏的地層壓力逐年提高，但油井產(chǎn)液量并無明顯上升，產(chǎn)液指數(shù)逐年下降。第二、隨著開發(fā)時間的延長，二連地區(qū)的油井檢換泵及洗井日益頻繁，工作量逐年加大。部分抽油機(jī)井?dāng)嗝?，結(jié)蠟現(xiàn)象十分嚴(yán)重；水力泵井換泵頻繁，油壓曲線呈鋸齒狀。第三、九五年有針對性地對阿南的一口抽油機(jī)井和一口水力泵井進(jìn)行解剖，結(jié)果從泵吸入口取出黑色膠狀物質(zhì)，用有機(jī)溶劑溶解后，其殘渣中含有粘土礦物。針對上述現(xiàn)象，從95年下半年開始在兩南砂巖進(jìn)行試驗，自此拉開了二連地區(qū)解堵的序幕。總結(jié)二連地區(qū)的解堵歷程，概括起來可分為三個階段。第一階段：95年下半年到年底，為試驗階段。針對的是油井中的有機(jī)污染堵塞，主要在“兩南”砂巖油藏和蒙古林油田的砂礫巖重疊區(qū)，當(dāng)年共實施14井次，可對比13口有12口井有效，當(dāng)年增油6285t，平均單井增油483t。最典型的是阿3110井，檢泵時從其泵吸入口取出黑膠狀物質(zhì)后，向井筒及地層擠柴油10m3，日產(chǎn)液由解堵前的16t升至26t，當(dāng)年增油700t。第二階段：9697年為大規(guī)模開展各種解堵措施階段，其間在“兩南”砂巖，蒙古林礫巖以及賽漢，吉格森油田共實施135井次，104t，為當(dāng)年的原油生產(chǎn)作出了突出貢獻(xiàn)。這一階段共實施九種類型的解堵措施，主要針對有機(jī)、無機(jī)、有機(jī)無機(jī)復(fù)合型堵塞。在蒙古林礫巖打化學(xué)隔板區(qū)還實施針對人工有機(jī)堵劑的催化裂化解堵。第三階段：9899年，在總結(jié)以前解堵經(jīng)驗基礎(chǔ)上，結(jié)合油田實際，針對鉆井泥漿污染和生產(chǎn)作業(yè)過程中造成的無機(jī)堵塞，引進(jìn)了酸化解堵措施。針對套管炮眼的結(jié)垢問題。引進(jìn)了炮眼沖洗解堵，較好地解決了地層及炮眼附近的地層堵塞問題。二、 各種解堵技術(shù)在二連地區(qū)的應(yīng)用及效果分析。二連地區(qū)低滲透油藏從95年開始開展解堵工作以來，到目前為止共進(jìn)行290井次的油水井解堵措施，其中油井228井次，水井62井次。 分類 從解堵劑類型分，共有14種類型，從針對性角度可分為三大類，即有機(jī)、無機(jī)和復(fù)合型。（見表51） 油井各種解堵效果分析對比 ① 、99年以前解堵效果分析 截止98年底，在二連低滲透油田共實施12種解堵156井次，104 t， t。這12種解堵方式可歸納為3類解堵：化學(xué)解堵、生物解堵和機(jī)械電解堵。機(jī)械電解堵主要指超聲波和電脈沖解堵，基本都是結(jié)合檢泵同時干的，盡管其針對性與復(fù)合解堵一樣，但效果較差，共實施16井次， t，目前已被淘汰；生物解堵在哈南實施5口，基本無效，目前也已被淘汰?；瘜W(xué)解堵可分為有機(jī)、無機(jī)、復(fù)合解堵以及酸化解堵。無機(jī)解堵僅在哈南和錫林各實施一井次，均無效，這種單純針對無機(jī)污染的解堵劑，顯然對在生產(chǎn)中產(chǎn)生的堵塞針對性較差。有機(jī)解堵包括向油層擠柴油和加HRN2降粘劑解堵，兩種解堵都是早期開展試驗的，各進(jìn)行一井次。其中HRN2降粘解堵無效；擠柴油在阿南試驗一口（阿3110），當(dāng)年增油490 t。但結(jié)合后來對該井進(jìn)行的復(fù)合解堵效果分析看，擠柴油明顯不如復(fù)合解堵好（見圖51：阿3110采油曲線）,目前也已被淘汰。復(fù)合解堵包括采研院的有機(jī)無機(jī)復(fù)合解堵、CEA、BD61GD951解堵和炮眼沖洗，在這5種解堵中以采研院的有機(jī)無機(jī)復(fù)合解堵工作量最大，效果最好，共實施87井次，%，有效68井次，%，；而CEA、BD61GD951三種解堵共實施25井次，效果均較差， ，98年已不再實施。炮眼沖洗嚴(yán)格地說應(yīng)屬于機(jī)械與化學(xué)解堵相結(jié)合的一種解堵類型，即先向地層擠入化學(xué)藥劑，再用高壓射流槍攜液沖洗炮眼并激蕩注入地層中的化學(xué)藥劑，從而達(dá)到充分溶解油層污染堵塞物和炮眼結(jié)垢物的目的，它于98年5月才引進(jìn)試驗，只在阿南油田試驗2口，一口（阿1013）無效，一口（阿347）效果十分顯著，初期日增液21 t，日增油8 t，當(dāng)年增油847 t，增液3028 t，并繼續(xù)有效。阿1013無效的的主要原因是油層物性太差。酸化解堵包括熱酸助排、硝酸粉末和復(fù)合酸化，它也是98年引進(jìn)的一種新的解堵方式，其中除熱酸助排增加了酸化后返排殘留物這一工序外，三種酸化所用的藥劑和施工工序都基本相同，98年共實施13井次，其中熱酸助排10井次，可對比9井次，有效7井次，%，硝酸粉末2井次，有效1井次，復(fù)合酸化1井次，有效，三種解堵增液效果均很好，但熱酸助排由于增加了返排技術(shù)，在一定程度上減少了對地層的二次污染，相比來說效果最好。（見下表）“兩南”低滲透砂巖三種酸化解堵效果對比表類別實施井次有效井次有效井平均單井當(dāng)年增液有效井平均單井當(dāng)年增油熱酸助排107硝酸粉末211223367復(fù)合酸化111206276②、99年解堵效果分析99年二連地區(qū)油井共進(jìn)行解堵46井次，在對歷年各類解堵效果評價的基礎(chǔ)上，選擇了有機(jī)無機(jī)復(fù)合解堵，炮眼沖洗和復(fù)合酸化作為今年的主要解堵方式。其中有機(jī)無機(jī)復(fù)合10井次，有效7井次，到9月底已累積增油1561 t，增液2990 t， t， t， t，預(yù)計單井當(dāng)年平均增油190 t；炮眼沖洗14井次，有效10井次，到9月底已累積增液5105t，增油2632t， t，增油188 t， t，預(yù)計當(dāng)年平均單井增油312 t；復(fù)