【正文】 ②Ri=Rxo，而偏離Rt，說明泥漿侵入嚴重，沖洗帶已達到中感應探測深度。典型井如哈9113井(見圖56），該井的射開層2233號，Ri也明顯偏離Rxo， m，是哈821井的2倍，說明該井泥漿侵入嚴重。 MPa，投產(chǎn)初期日產(chǎn)液在10 t左右，后期通過注水補充能量，日產(chǎn)液逐步上升到20t左右。這類層的井徑曲線縮徑現(xiàn)象輕微，DST表皮系數(shù)約等于0，在一般情況下，只要地層滲透性好，能量足，一般不需解堵和壓裂。通過油田開發(fā)的生產(chǎn)實踐，我們發(fā)現(xiàn)在綜合測井圖上，中感應（Ri）、深感應（Rt）、八側(cè)向（Rxo）三個曲線之間的關(guān)系有4種，分別反映了不同的泥漿污染情況及地層情況。因此，通過這些曲線的分析研究可基本判斷出該井在鉆井、完井過程中所受泥漿的污染程度，從而為進行針對性的解堵提供了最主要依據(jù)。但對于污染堵塞而造成的油井低產(chǎn)，首選措施應是解堵，而非壓裂，因為解堵的產(chǎn)出投入比要遠高于壓裂，在解除生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的復合堵塞，具有最佳經(jīng)濟收益的是炮眼沖洗和有機無機復合解堵，在解除由于鉆井泥漿污染和生產(chǎn)作業(yè)過程中造成的無機堵塞，具有最佳經(jīng)濟收益的是熱酸助排，其次是硝酸粉末和復合酸化。追求最佳經(jīng)濟收益就是指針對同一問題，所選的措施的產(chǎn)出投入比最高。復合酸化也具有一定的經(jīng)濟效益。三、經(jīng)濟效益評價從表54 ：二連低滲透油藏解堵效益統(tǒng)計表可看出，針對生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的有機無機復合堵塞以水力噴射和有機無機復合解堵效果最好。兩南油田的注水壓力抬升過高，主要是由于地層壓力抬升過高，而注水壓力與地層壓力差變化并不大，水井注不進水主要是由于儲層物性太差，或巖性構(gòu)造變化，或水井深部污染堵塞而造成水井周圍蹩壓的緣故。而這種污染堵塞用常規(guī)的解堵方法是難以解除的。由此可見水井井底附近的堵塞現(xiàn)象是很少的。關(guān)于水井解堵的幾點看法 二連地區(qū)的水井解堵工作早在91年就已開展，截止目前共進行62井次，總體效果不理想(表 52 、二連油田歷年水井解堵效果統(tǒng)計表)。該井壓井所用的泥漿體積為14 m3，不足井容（ m3）。該井于98年2月和5月分別進行有機無機復合解堵和熱酸助排解堵，均告失敗。由于認識水平有限，造成對個別井是否污染判斷有誤，影響了解堵效果。到目前為止，在二連低滲透油藏共進行微生物解堵8井次，無機解堵2井次，HRN2型稠油降粘劑1井次，均基本無效，很顯然，這三種解堵類型對二連低滲油藏長期生產(chǎn)過程中形成的復雜的有機無機復合堵塞針對性不強。而部分暴性水淹的井解堵效果非常明顯，其主要原因是這類井的高含水主要是由于注水沿裂縫或大孔道竄過來，不能反映油層的真正含水。從圖53：增油量與含水散點圖上可看出，含水在50%左右解堵效果最好，含水小于30%或大于70%，解堵效果明顯變差。地層能量足，壓力高，解堵后能建立較大的有效生產(chǎn)壓差，反之地層壓力低，解堵時導致自吸，自然不會取得好效果，典型如哈1214。③、地層能量因素。（見圖52：二連油田低滲油藏解堵效果與滲透率關(guān)系圖）②．解堵劑配方因素，在12種解堵類型中，屬復合堵塞的有機無機復合解堵、CEA、BD61GD95超聲波和電脈沖共6種，但以有機無機復合解堵效果最好。統(tǒng)計阿南油田44口解堵井的沉積微相，位于水道的有20口，首次解堵， t， t，平均單井當年增液1319 t，增油859 t，位于道間扇部位的有25口， t， t，平均單井當年增液134 t，增油102 t。3．各種解堵技術(shù)解堵效果的影響因素分析影響油井解堵效果的因素是多方面的，但歸納起來，不外乎以下幾個方面：①．儲層因素，主要指儲層物性，這是影響解堵效果的內(nèi)在因素。第三、酸化方式，上面已分析了在酸化解堵中，以熱酸助排效果最好，復合酸化最差，但由于種種原因，99年只進行復合酸化，而未進行過一口井的熱酸助排（僅在水井實施4井次，且效果較好），這也從一定程度影響了解堵效果。故選擇物性相對較好的哈3432井進行試驗，結(jié)果無效。第二、試驗井效果差。如哈1214井油層物性好，但該井無對應水井。由于種種原因，其酸化方式均為復合酸化，沒有熱酸助排。再如哈13315根據(jù)電測曲線和其生產(chǎn)歷史分析認為該井既存在較嚴重的泥漿污染，同時在洗井檢泵過程中也造成無機污染，其針對性解堵應為酸化，但最后結(jié)合檢泵炮眼沖洗，基本無效。99年炮眼沖洗正式在油區(qū)全面展開，共實施14井次，有效10井次，4井次無效。與98年對比，復合解堵總井次由11井次降到10井次，有效率（累增液大于50t）%升到70%，分析其原因主要有2個：第一，98年的增油主要集中在個別單井上，即阿366井，該井當年增油2754t，%，而該井在99年重復解堵時，增油僅500t，比98年少2254t。（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年增液有效井平均單井當年增油熱酸助排107硝酸粉末211223367復合酸化111206276②、99年解堵效果分析99年二連地區(qū)油井共進行解堵46井次，在對歷年各類解堵效果評價的基礎上，選擇了有機無機復合解堵，炮眼沖洗和復合酸化作為今年的主要解堵方式。阿1013無效的的主要原因是油層物性太差。復合解堵包括采研院的有機無機復合解堵、CEA、BD61GD951解堵和炮眼沖洗，在這5種解堵中以采研院的有機無機復合解堵工作量最大，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。其中HRN2降粘解堵無效；擠柴油在阿南試驗一口（阿3110），當年增油490 t。無機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。機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。（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。二連地區(qū)低滲透油藏從95年開始開展解堵工作以來，到目前為止共進行290井次的油水井解堵措施，其中油井228井次，水井62井次。引進了炮眼沖洗解堵，較好地解決了地層及炮眼附近的地層堵塞問題。第三階段：9899年，在總結(jié)以前解堵經(jīng)驗基礎上，結(jié)合油田實際，針對鉆井泥漿污染和生產(chǎn)作業(yè)過程中造成的無機堵塞，引進了酸化解堵措施。這一階段共實施九種類型的解堵措施，主要針對有機、無機、有機無機復合型堵塞。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，當年增油700t。第一階段：95年下半年到年底，為試驗階段。針對上述現(xiàn)象，從95年下半年開始在兩南砂巖進行試驗，自此拉開了二連地區(qū)解堵的序幕。部分抽油機井斷脫，結(jié)蠟現(xiàn)象十分嚴重；水力泵井換泵頻繁，油壓曲線呈鋸齒狀。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。較高的單井注水量是注水井注水困難另一重要因素。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。分析認為兩南油田合理泵深在12001300m左右，阿南油田應適當要淺。分析認為，大幅度降低井底流壓導致了近井地帶滲流條件下降。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，已不能進一步提高油井單井產(chǎn)液量，反而略有下降。泵深變化史：水力泵泵深基本穩(wěn)定，抽油機在98年以前泵掛逐年加深，至98年后又有變淺的趨勢。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：。②抽油機：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。①水力泵：8990年以40 m3泵為主，9192年以60 m3泵為主。目前基本形成了以抽油機為主要生產(chǎn)方式的格局。截止93年，抽油機始終只占極少量一部分。（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。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，導致污染。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。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=，分析認為導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，導致污染。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）。第三部分 中途測試資料的分析 中途測試資料是反映油井生產(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)。不同層系或物性條件下油井產(chǎn)量遞減分析二連低滲油田儲層均存在由下向上物性變好及斷層竄流的影響，這里對哈301為代表的竄流區(qū)和哈24為代表的整裝區(qū)域進行了分析，從哈301斷塊可以看出，96年整體無大規(guī)模調(diào)整工作量的情況下，以往竄流所形成的AI上高壓高滲區(qū)（層系），遞減較大，其它層系則基本相同。歷年投產(chǎn)油井產(chǎn)量遞減規(guī)律分析從兩南油田歷年投產(chǎn)油井產(chǎn)量遞減表（表22）和生產(chǎn)柱狀圖（圖251，252），均可明顯看出，投產(chǎn)初期產(chǎn)量均有