CN111827992A - 一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，包括步骤如下：第一步、收集目标单井的岩性参数、物性参数、单井流体性质、温度压力及生产动态参数；第二步、根据预设的分析判断规则，进行敏感性伤害诊断；第三步、根据预设的分析判断规则，进行有机质伤害诊断；第四步、根据预设的分析判断规则，进行无机垢伤害诊断；第五步、根据预设的分析判断规则，进行其他伤害诊断。本发明无需开展专题实验研究，避免了繁复的数学模拟计算，即可快速诊断目标单井的储层伤害类型及伤害程度，对油田开发生产的精细化管理、作业井的储层保护工作液及工艺的优选具有重要的指导意义。
Description
技术领域
本发明涉及储层伤害诊断技术领域，特别涉及一种海上油田生产井储层伤害类型及储层伤害程度诊断方法。
背景技术
储层伤害发生在钻井、完井、井下作业以及油气田开采全过程中。在进行措施作业之前，需要进行储层伤害诊断，明确储层伤害类型以及伤害程度，设计针对性的措施工作液，选取合适的措施工艺，以解除已有的储层伤害，并保护储层，防止造成新的储层伤害。储层伤害诊断是措施作业的前提、基础，直接决定着作业效果。
储层伤害诊断多采用岩芯实验物模和数学模拟的方法。开展岩芯实验有着实验时间长，实验成本高的缺陷。缪飞等可将油水井储层伤害归结为微粒运移、水化膨胀、无机垢堵塞、有机垢堵塞、细菌堵塞、外来固相颗粒堵塞6类，利用经验公式计算各类储层伤害表皮系数，判断储层伤害情况(缪飞,赵建华.储层伤害诊断技术研究与应用[J].断块油气田,2000,07(005))。但是涉及的经验公式复杂，涉及参数难以获取，一些参数的获得需要开展大量的相关实验，难以应用于海上油田生产井措施作业前快速诊断储层伤害的需求。因此，我们提出了一种可快速低成本诊断海上油田生产井储层伤害类型及储层伤害程度的方法。
本发明技术术语解释：
1、水敏：当与储层不配伍的外来流体进入储层后，引起粘土矿物膨胀、分散、迁移、堵塞，从而导致储层渗透率下降的现象。
2、速敏：是指储层渗流通道中流体达到一定流速时，地层微粒发生脱落、分散和运移，在孔道中形成“桥堵”、“卡堵”以及“帚状”堆积堵塞，引起储层渗流能力下降的现象。
3、酸敏：酸液进入储层后与储层中的酸敏性矿物发生反应,产生沉淀或释放出微粒,使储层渗透率下降的现象。
4、碱敏：在碱性环境下，粘土颗粒易于分散、运移，诱发粘土矿物失稳，碱性介质与储层岩石反应使矿物颗粒分散，与地层水相互作用生成无机垢等，从而造成储层渗透率下降的现象。
5、蜡沉积伤害：是指原油中的蜡晶由于温度下降而析出并沉淀在井眼附近地层中造成储层渗透率降低的现象。
6、沥青质沉积伤害：是指由于多分散性效应、立体胶体效应、聚集效应和电动效应引起的沥青质从原油中沉淀出来，堵塞储层造成渗透率下降的现象。
7、无机垢伤害：是因矿物水溶液的热力学和化学平衡状态的变化，而变成过饱和时，垢从中沉淀到注采井眼附近地层中造成的储层伤害。
8、乳化伤害：是指随着地层原油含水率增大，并且在一定剪切作用和沥青质、环烷酸等天然表面活性剂影响下，形成稳定油水乳状液，粘度增大且乳状液滴堵塞储层孔喉造成原油渗流阻力增大的情况。
9、冷伤害：是指低温入井液漏失进入储层后造成原油粘度增大或发生蜡沉积而使得原油渗流能力下降的现象。
10、水锁伤害：是指入井工作液中的水相侵入储层后引起近井地带含水饱和度增大，孔喉毛细管阻力增加，造成储层渗透率和油气相对渗透率下降的情况。
发明内容
本发明针对现有技术的缺陷，提供了一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，解决了现有技术中存在的缺陷。
为了实现以上发明目的，本发明采取的技术方案如下：
一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，包括步骤如下：
第一步、收集目标单井的岩性参数、物性参数、单井流体性质、温度压力及生产动态参数；
岩性及物性参数包括：填隙物总量、填隙物类型、黏土含量总量、黏土相对含量和储层渗透率；
单井流体性质包括：50℃下的原油粘度、原油含蜡量、原油析蜡点、原油沥青质胶质含量、原油胶质与沥青质之比和油田水分析离子组成；
温度压力及生产动态参数包括：井口温度、储层温度、地层压力系数、工作液温度和含水率。
第二步、根据预设的分析判断规则，进行敏感性伤害诊断；进行敏感性伤害诊断包括：水敏、速敏、酸敏和碱敏伤害诊断；
根据填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生水敏伤害，根据填隙物总量、黏土总量和地层水总矿化度诊断水敏伤害程度。
根据含水率、填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生速敏伤害，根据填隙物总量和黏土总量诊断速敏伤害程度。
根据填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生酸敏伤害，根据填隙物总量和黏土总量诊断酸敏伤害程度。
根据填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生碱敏伤害，根据填隙物总量和黏土总量诊断碱敏伤害程度。
第三步、根据预设的分析判断规则，进行有机质伤害诊断，包括：蜡沉积伤害和沥青质沉积伤害。
根据井口温度、析蜡点温度、含水率和含蜡量诊断蜡沉积伤害程度。
根据地层压力系数、含水率、沥青质含量和胶质含量诊断沥青质沉积伤害程度。
第四步、根据预设的分析判断规则，进行无机垢伤害诊断，包括：地层水结垢伤害程度和入井液与地层水不配伍伤害程度。
根据含水率、地层水成垢阳离子浓度、地层水成垢阴离子浓度和储层温度诊断地层水结垢伤害程度。
根据含水率、地层水成垢阳离子浓度、地层水成垢阴离子浓度、入井液成垢阳离子浓度、入井液成垢阴离子浓度和储层温度诊断入井液与地层水不配伍伤害程度。
第五步、根据预设的分析判断规则，进行其他伤害诊断，包括：乳化伤害、冷伤害和水锁伤害诊断。
根据含水率、渗透率和原油粘度诊断乳化伤害程度。
根据含水率、工作液温度、井底流温、含蜡量和原油粘度诊断冷伤害程度。
根据地层压力系数、含水率和渗透率诊断水锁伤害程度。
进一步地，在第二步中，进行水敏伤害诊断，根据填隙物类型、黏土相对含量可诊断是否发生水敏伤害，当填隙物胶结物为主时，有水敏伤害；当填隙物杂基为主时，如果黏土相对含量蒙脱石与伊蒙混层的含量之和大于50％，则有水敏伤害，反之则无水敏伤害。
根据填隙物总量、黏土总量、地层水总矿化度可诊断水敏伤害程度，当填隙物总量大于10％或黏土总量大于15％时，如果地层水总矿化度大于6000mg/L，则水敏伤害中偏强～强，如果地层水总矿化度小于等于6000mg/L，则水敏伤害中偏弱～中等；当填隙物总量为5％～10％或黏土总量为10％～15％时，如果地层水总矿化度大于6000mg/L，则水敏伤害中偏弱～中等，如果地层水总矿化度小于等于6000mg/L，则水敏伤害弱；当填隙物总量小于5％或黏土总量小于10％时，如果地层水总矿化度大于6000mg/L，则水敏伤害中偏弱～中等，如果地层水总矿化度小于等于6000mg/L，则水敏伤害弱。
进一步地，在第二步中，进行速敏伤害诊断，根据含水率、填隙物类型、黏土相对含量可诊断是否发生速敏伤害，当含水率大于等于80％时，无速敏伤害；当含水率小于80％时，如果填隙物类型杂基为主，则有速敏伤害，如果填隙物类型胶结物为主且高岭石与伊利石含量之和大于50％，则有速敏伤害，如果填隙物类型胶结物为主且高岭石与伊利石含量之和小于等于50％，则无速敏伤害。
根据填隙物总量、黏土总量可诊断速敏伤害程度，如果填隙物总量小于5％或黏土总量小于10％，则速敏伤害弱；如果填隙物总量为5％～10％或黏土总量为10％～15％，则速敏伤害中。
进一步地，在第二步中，进行酸敏伤害诊断，根据填隙物类型、黏土相对含量可诊断是否发生酸敏伤害，如果填隙物胶结物为主，则有酸敏伤害；如果填隙物杂基为主且黏土相对含量绿泥石与绿蒙混层含量之和大于50％，则有酸敏伤害，如果填隙物杂基为主且黏土相对含量绿泥石与绿蒙混层含量之和小于等于50％，则无酸敏伤害。
根据填隙物总量、黏土总量可诊断酸敏伤害程度，如果填隙物总量小于5％或黏土总量小于10％，则酸敏伤害弱；如果填隙物总量为5％～10％或黏土总量为10％～15％，则酸敏伤害中偏弱～中等；如果填隙物总量大于10％或黏土总量大于15％，则酸敏伤害中偏强～强。
进一步地，在第二步中，进行碱敏伤害诊断，根据填隙物类型、黏土相对含量可诊断是否发生碱敏伤害，如果填隙物胶结物为主，则有碱敏伤害；如果填隙物杂基为主且黏土相对含量高岭石与伊利石含量之和大于50％，则有碱敏伤害，如果填隙物杂基为主且黏土相对含量高岭石与伊利石之和小于等于50％，则无碱敏伤害。
根据填隙物总量、黏土总量可诊断碱敏伤害程度，如果填隙物总量小于5％或黏土总量小于10％，则碱敏伤害弱；如果填隙物总量为5％～10％或黏土总量为10％～15％，则碱敏伤害中偏弱～中等；如果填隙物总量大于10％或黏土总量大于15％，则碱敏伤害中偏强～强。
进一步地，在第三步中，进行蜡沉积伤害诊断，根据井口温度、析蜡点温度、含水率、含蜡量可诊断蜡沉积伤害程度，如果井口温度小于析蜡点温度，当含水率大于等于60％，无蜡沉积伤害，当含水率小于60％且含蜡量大于20％时，蜡沉积伤害高，当含水率小于60％且含蜡量为10％～20％时，蜡沉积伤害中，当含水率小于60％且含蜡量小于10％时，蜡沉积伤害低；如果井口温度大于等于析蜡点温度，当含水率大于等于20％，无蜡沉积伤害，当含水率小于20％且含蜡量大于20％，则蜡沉积伤害低，当含水率小于20％且含蜡量小于等于20％时，无蜡沉积伤害。
进一步地，在第三步中，进行沥青质沉积伤害诊断，根据地层压力系数、含水率、沥青质含量、胶质含量可诊断沥青质沉积伤害程度。
当含水率大于等于60％时，无沥青质沉积伤害。
当含水率小于60％且地层压力系数小于1时，如果沥青质胶质含量大于20％且胶质与沥青质之比小于2，则沥青质沉积伤害高；如果沥青质胶质含量大于20％且胶质与沥青质之比大于等于2，则沥青质沉积伤害中；如果沥青质胶质含量为15～20％且胶质与沥青质之比小于4，则沥青质沉积伤害中；如果沥青质胶质含量为15～20％且胶质与沥青质之比大于等于4，则沥青质沉积伤害低；如果沥青质胶质含量小于15％且胶质与沥青质之比小于2，则沥青质沉积伤害中；如果沥青质胶质含量小于15％且胶质与沥青质之比大于等于2，则沥青质沉积伤害低。
当含水率小于60％且地层压力系数大于等于1时，如果沥青质胶质含量大于20％且胶质与沥青质之比小于2，则沥青质沉积伤害中；如果沥青质胶质含量大于20％且胶质与沥青质之比大于等于2，则沥青质沉积伤害低；如果沥青质胶质含量为15～20％，则沥青质沉积伤害低；如果沥青质胶质含量小于15％且胶质与沥青质之比小于2，则沥青质沉积伤害低；如果沥青质胶质含量小于15％且胶质与沥青质之比大于等于2，则无沥青质伤害。
进一步地，在第四步中，进行地层水结垢伤害诊断，根据含水率、地层水成垢阳离子浓度、地层水成垢阴离子浓度、储层温度可诊断地层水结垢伤害程度。
当含水率小于20％时，无地层水结垢伤害。
当含水率大于等于20％且地层水成垢阳离子浓度小于阴离子浓度时，如果阳离子浓度大于300mg/L且储层温度大于60℃，则地层水结垢伤害高；如果阳离子浓度大于300mg/L且储层温度小于等于60℃，则地层水结垢伤害中；如果阳离子浓度为100～300mg/L且储层温度大于60℃，则地层水结垢伤害中；如果阳离子浓度为100～300mg/L且储层温度小于等于60℃，则地层水结垢伤害低；如果阳离子浓度小于100mg/L且储层温度大于80℃，则地层水结垢伤害中；如果阳离子浓度小于100mg/L且储层温度小于等于80℃，则地层水结垢伤害低。
当含水率大于等于20％且地层水成垢阳离子浓度大于等于阴离子浓度时，如果阴离子浓度大于400mg/L且储层温度大于60℃，则地层水结垢伤害高；如果阴离子浓度大于400mg/L且储层温度小于等于60℃，则地层水结垢伤害中；如果阴离子浓度为200～400mg/L且储层温度大于60℃，则地层水结垢伤害中；如果阴离子浓度为200～400mg/L且储层温度小于等于60℃，则地层水结垢伤害低；如果阴离子浓度小于200mg/L且储层温度大于80℃，则地层水结垢伤害中；如果阴离子浓度小于100mg/L且储层温度小于等于80℃，则地层水结垢伤害低。
进一步地，在第四步中，根据含水率、地层水成垢阳离子浓度、地层水成垢阴离子浓度、入井液成垢阳离子浓度、入井液成垢阴离子浓度、储层温度可诊断入井液与地层水不配伍伤害程度。
当含水率小于20％时，无入井液与地层水不配伍伤害。
当含水率大于等于20％且入井液与地层水1:1混合后的混合水成垢阳离子浓度小于阴离子浓度时，如果阳离子浓度大于300mg/L且储层温度大于60℃，则不配伍程度高；如果阳离子浓度大于300mg/L且储层温度小于等于60℃，则不配伍程度中；如果阳离子浓度为100～300mg/L且储层温度大于60℃，则不配伍程度中；如果阳离子浓度为100～300mg/L且储层温度小于等于60℃，则不配伍程度低；如果阳离子浓度小于100mg/L且储层温度大于80℃，则不配伍程度中；如果阳离子浓度小于100mg/L且储层温度小于等于80℃，则不配伍程度低。
当含水率大于等于20％且入井液与地层水1:1混合后的混合水成垢阳离子浓度大于等于阴离子浓度时，如果阴离子浓度大于400mg/L且储层温度大于60℃，则不配伍程度高；如果阴离子浓度大于400mg/L且储层温度小于等于60℃，则不配伍程度中；如果阴离子浓度为200～400mg/L且储层温度大于60℃，则不配伍程度中；如果阴离子浓度为200～400mg/L且储层温度小于等于60℃，则不配伍程度低；如果阴离子浓度小于200mg/L且储层温度大于80℃，则不配伍程度中；如果阴离子浓度小于100mg/L且储层温度小于等于80℃，则不配伍程度低。
进一步地，在第五步中，进行乳化伤害诊断，根据含水率、渗透率、原油粘度可诊断乳化伤害程度，当含水率大于等于60％时，无乳化伤害；当含水率小于60％且渗透率小于2000mD时，如果原油粘度小于100mPa·s，乳化伤害低，如果原油粘度为100～1000mPa·s，乳化伤害中，如果原油粘度大于1000mPa·s，乳化伤害高；当含水率小于60％且渗透率大于等于2000mD时，如果原油粘度小于1000mPa·s，乳化伤害低，如果原油粘度大于等于1000mPa·s，乳化伤害中。
在第五步中，进行冷伤害诊断，根据含水率、工作液温度、井底流温、含蜡量、原油粘度可诊断冷伤害程度。
当含水率大于等于60％，或含水率小于60且工作液温度大于等于井底流温时，无冷伤害。
当含水率小于60且工作液温度小于井底流温时，存在冷伤害，如果含蜡量大于20％，则冷伤害程度高；如果含蜡量为10～20％且原油粘度小于1000mPa·s，冷伤害程度中；如果含蜡量为10～20％且原油粘度大于等于1000mPa·s，冷伤害程度高；如果含蜡量小于10％且原油粘度小于100mPa·s，冷伤害程度低；如果含蜡量小于10％且原油粘度大于等于100mPa·s，冷伤害程度中。
在第五步中，进行水锁伤害诊断，根据地层压力系数、含水率、渗透率可诊断水锁伤害程度，当地层压力系数大于等于1时，无水锁伤害。
当地层压力系数小于1且含水率小于20％时，如果渗透率小于500mD，则水锁伤害程度高；如果渗透率为500～1000mD，则水锁伤害程度中；如果渗透率大于2000mD，则无水锁伤害。
当地层压力系数小于1且含水率为20～60％时，如果渗透率小于50mD，则水锁伤害程度高；如果渗透率为50～500mD，则水锁伤害程度中；如果渗透率为500～2000mD，则水锁伤害程度低；如果渗透率大于2000mD，则无水锁伤害。
当地层压力系数小于1且含水率为60～80％时，如果渗透率小于500mD，则水锁伤害程度中；如果渗透率为500～2000mD，则水锁伤害程度低；如果渗透率大于2000mD，则无水锁伤害。
当地层压力系数小于1且含水率大于80％时，无水锁伤害。
与现有技术相比，本发明的优点在于：
无需开展大量的专题实验研究，避免了繁复的数学模拟计算，仅需提供模糊的基础数据范围，即可快速分析诊断目标单井的储层伤害类型及伤害程度，对油田开发生产的精细化管理、作业井的储层保护工作液及工艺的优选具有重要的指导意义。
附图说明
图1为本发明海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法的流程图；
图2为本发明水敏伤害诊断流程图；
图3为本发明速敏伤害诊断流程图；
图4为本发明酸敏伤害诊断流程图；
图5为本发明碱敏伤害诊断流程图；
图6为本发明蜡沉积伤害诊断流程图；
图7为本发明沥青质沉积伤害诊断流程图；
图8为本发明地层水结垢伤害诊断流程图；
图9为本发明井入井液与地层水不配伍伤害诊断流程图；
图10为本发明乳化伤害诊断流程图；
图11为本发明冷伤害诊断流程图；
图12为本发明水锁伤害诊断流程图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下根据附图并列举实施例，对本发明做进一步详细说明。
以渤海油田一口生产井的资料为基础，根据本发明的储层伤害类型及伤害程度诊断方法，如图1所示，包括步骤如下：
第一步，收集目标单井的岩性及物性参数，储层渗透率385mD、填隙物总量为8.7％、填隙物胶结物为主、黏土含量总量19.3％、黏土相对含量绿泥石16％、伊/蒙混层56％、伊利石19％、高岭石9％；收集目标单井流体性质，原油粘度824.7mPa·s(50℃下)、原油含蜡量5.47％、原油析蜡点38℃、原油胶质含量18.13％、原油沥青质含量5.33％、地层水总矿化度为9942.44mg/L、地层水成垢阳离子浓度为228.27mg/L、地层水成垢阴离子浓度为508.58mg/L、入井液成垢阳离子浓度为609.36mg/L、入井液成垢阴离子浓度为185.61mg/L；收集温度压力及生产动态参数，井口温度45℃、储层温度113℃、地层压力系数0.8、工作液温度60℃、含水率42％。
第二步，进行敏感性伤害诊断，包括水敏、速敏、酸敏、碱敏伤害诊断。
填隙物类型为胶结物为主，黏土总量>15％,地层水总矿化度>6000mg/L，根据图2所示的方法，水敏伤害诊断为：中偏强～强。
含水率<80％，填隙物类型为胶结物为主，黏土相对含量高岭石+伊利石含量≤50％，根据图3所示的方法，速敏伤害诊断为：无速敏伤害。
填隙物类型为胶结物为主，黏土总量>15％，根据图4所示的方法，酸敏伤害诊断为：中偏强～强。
填隙物类型为胶结物为主，黏土总量>15％，根据图5所示的方法，碱敏伤害诊断为：中偏强～强。
第三步，进行有机质伤害诊断，包括蜡沉积伤害及沥青质沉积伤害。
井口温度大于析蜡点温度，含水率≥20％，根据图6所示的方法，蜡沉积伤害诊断为：无蜡沉积伤害。
含水率<60％，地层压力系数<1,沥青质胶质含量>20％,胶质与沥青质之比≥2，根据图7所示的方法，沥青质沉积伤害诊断为：中。
第四步，进行无机垢伤害诊断，包括地层水结垢及入井液与地层水不配伍伤害。
含水率≥20％，地层水成垢阳离子浓度<成垢阴离子浓度,阳离子浓度为100～300mg/L,储层温度>60℃，根据图8所示的方法，地层水结垢伤害诊断为：中。
含水率≥20％，入井液与地层水1:1混合后成垢阳离子浓度≥成垢阴离子浓度,阴离子浓度为200～400mg/L,储层温度>60℃，根据图9所示的方法，入井液与地层水不配伍伤害诊断为：中。
第五步，进行其他伤害诊断，包括乳化伤害、冷伤害、水锁伤害诊断。
含水率<60％，渗透率<2000mD,原油粘度100～1000Pa·s，根据图10所示的方法，乳化伤害诊断为：中。
含水率<60％，工作液温度<井底流温,含蜡量<10％,原油粘度≥100Pa·s，根据图11所示的方法，冷伤害诊断为：中。
地层压力系数<1,含水率20～60％，渗透率50～500mD，根据图12所示的方法，水锁伤害诊断为：中。
本领域的普通技术人员将会意识到，这里所述的实施例是为了帮助读者理解本发明的实施方法，应被理解为本发明的保护范围并不局限于这样的特别陈述和实施例。本领域的普通技术人员可以根据本发明公开的这些技术启示做出各种不脱离本发明实质的其它各种具体变形和组合，这些变形和组合仍然在本发明的保护范围内。
Claims (10)
1.一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，其特征在于，包括步骤如下：
第一步、收集目标单井的岩性参数、物性参数、单井流体性质、温度压力及生产动态参数；
岩性及物性参数包括：填隙物总量、填隙物类型、黏土含量总量、黏土相对含量和储层渗透率；
单井流体性质包括：50℃下的原油粘度、原油含蜡量、原油析蜡点、原油沥青质胶质含量、原油胶质与沥青质之比和油田水分析离子组成；
温度压力及生产动态参数包括：井口温度、储层温度、地层压力系数、工作液温度和含水率；
第二步、根据预设的分析判断规则，进行敏感性伤害诊断；进行敏感性伤害诊断包括：水敏、速敏、酸敏和碱敏伤害诊断；
根据填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生水敏伤害，根据填隙物总量、黏土总量和地层水总矿化度诊断水敏伤害程度；
根据含水率、填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生速敏伤害，根据填隙物总量和黏土总量诊断速敏伤害程度；
根据填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生酸敏伤害，根据填隙物总量和黏土总量诊断酸敏伤害程度；
根据填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生碱敏伤害，根据填隙物总量和黏土总量诊断碱敏伤害程度；
第三步、根据预设的分析判断规则，进行有机质伤害诊断，包括：蜡沉积伤害和沥青质沉积伤害；
根据井口温度、析蜡点温度、含水率和含蜡量诊断蜡沉积伤害程度；
根据地层压力系数、含水率、沥青质含量和胶质含量诊断沥青质沉积伤害程度；
第四步、根据预设的分析判断规则，进行无机垢伤害诊断，包括：地层水结垢伤害程度和入井液与地层水不配伍伤害程度；
根据含水率、地层水成垢阳离子浓度、地层水成垢阴离子浓度和储层温度诊断地层水结垢伤害程度；
根据含水率、地层水成垢阳离子浓度、地层水成垢阴离子浓度、入井液成垢阳离子浓度、入井液成垢阴离子浓度和储层温度诊断入井液与地层水不配伍伤害程度；
第五步、根据预设的分析判断规则，进行其他伤害诊断，包括：乳化伤害、冷伤害和水锁伤害诊断；
根据含水率、渗透率和原油粘度诊断乳化伤害程度；
根据含水率、工作液温度、井底流温、含蜡量和原油粘度诊断冷伤害程度；
根据地层压力系数、含水率和渗透率诊断水锁伤害程度。
2.根据权利要求1所述的一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，其特征在于：在第二步中，进行水敏伤害诊断，根据填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生水敏伤害，当填隙物胶结物为主时，有水敏伤害；当填隙物杂基为主时，如果黏土相对含量蒙脱石与伊蒙混层的含量之和大于50％，则有水敏伤害，反之则无水敏伤害；
根据填隙物总量、黏土总量、地层水总矿化度诊断水敏伤害程度，当填隙物总量大于10％或黏土总量大于15％时，如果地层水总矿化度大于6000mg/L，则水敏伤害中偏强～强，如果地层水总矿化度小于等于6000mg/L，则水敏伤害中偏弱～中等；当填隙物总量为5％～10％或黏土总量为10％～15％时，如果地层水总矿化度大于6000mg/L，则水敏伤害中偏弱～中等，如果地层水总矿化度小于等于6000mg/L，则水敏伤害弱；当填隙物总量小于5％或黏土总量小于10％时，如果地层水总矿化度大于6000mg/L，则水敏伤害中偏弱～中等，如果地层水总矿化度小于等于6000mg/L，则水敏伤害弱。
3.根据权利要求1所述的一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，其特征在于：在第二步中，进行速敏伤害诊断，根据含水率、填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生速敏伤害，当含水率大于等于80％时，无速敏伤害；当含水率小于80％时，如果填隙物类型杂基为主，则有速敏伤害，如果填隙物类型胶结物为主且高岭石与伊利石含量之和大于50％，则有速敏伤害，如果填隙物类型胶结物为主且高岭石与伊利石含量之和小于等于50％，则无速敏伤害；
根据填隙物总量、黏土总量诊断速敏伤害程度，如果填隙物总量小于5％或黏土总量小于10％，则速敏伤害弱；如果填隙物总量为5％～10％或黏土总量为10％～15％，则速敏伤害中。
4.根据权利要求1所述的一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，其特征在于：在第二步中，进行酸敏伤害诊断，根据填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生酸敏伤害，如果填隙物胶结物为主，则有酸敏伤害；如果填隙物杂基为主且黏土相对含量绿泥石与绿蒙混层含量之和大于50％，则有酸敏伤害，如果填隙物杂基为主且黏土相对含量绿泥石与绿蒙混层含量之和小于等于50％，则无酸敏伤害；
根据填隙物总量、黏土总量诊断酸敏伤害程度，如果填隙物总量小于5％或黏土总量小于10％，则酸敏伤害弱；如果填隙物总量为5％～10％或黏土总量为10％～15％，则酸敏伤害中偏弱～中等；如果填隙物总量大于10％或黏土总量大于15％，则酸敏伤害中偏强～强。
5.根据权利要求1所述的一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，其特征在于：在第二步中，进行碱敏伤害诊断，根据填隙物类型、黏土相对含量诊断是否发生碱敏伤害，如果填隙物胶结物为主，则有碱敏伤害；如果填隙物杂基为主且黏土相对含量高岭石与伊利石含量之和大于50％，则有碱敏伤害，如果填隙物杂基为主且黏土相对含量高岭石与伊利石之和小于等于50％，则无碱敏伤害；
根据填隙物总量、黏土总量诊断碱敏伤害程度，如果填隙物总量小于5％或黏土总量小于10％，则碱敏伤害弱；如果填隙物总量为5％～10％或黏土总量为10％～15％，则碱敏伤害中偏弱～中等；如果填隙物总量大于10％或黏土总量大于15％，则碱敏伤害中偏强～强。
6.根据权利要求1所述的一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，其特征在于：在第三步中，进行蜡沉积伤害诊断，根据井口温度、析蜡点温度、含水率、含蜡量诊断蜡沉积伤害程度，如果井口温度小于析蜡点温度，当含水率大于等于60％，无蜡沉积伤害，当含水率小于60％且含蜡量大于20％时，蜡沉积伤害高，当含水率小于60％且含蜡量为10％～20％时，蜡沉积伤害中，当含水率小于60％且含蜡量小于10％时，蜡沉积伤害低；如果井口温度大于等于析蜡点温度，当含水率大于等于20％，无蜡沉积伤害，当含水率小于20％且含蜡量大于20％，则蜡沉积伤害低，当含水率小于20％且含蜡量小于等于20％时，无蜡沉积伤害。
7.根据权利要求1所述的一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，其特征在于：在第三步中，进行沥青质沉积伤害诊断，根据地层压力系数、含水率、沥青质含量、胶质含量诊断沥青质沉积伤害程度；
当含水率大于等于60％时，无沥青质沉积伤害；
当含水率小于60％且地层压力系数小于1时，如果沥青质胶质含量大于20％且胶质与沥青质之比小于2，则沥青质沉积伤害高；如果沥青质胶质含量大于20％且胶质与沥青质之比大于等于2，则沥青质沉积伤害中；如果沥青质胶质含量为15～20％且胶质与沥青质之比小于4，则沥青质沉积伤害中；如果沥青质胶质含量为15～20％且胶质与沥青质之比大于等于4，则沥青质沉积伤害低；如果沥青质胶质含量小于15％且胶质与沥青质之比小于2，则沥青质沉积伤害中；如果沥青质胶质含量小于15％且胶质与沥青质之比大于等于2，则沥青质沉积伤害低；
当含水率小于60％且地层压力系数大于等于1时，如果沥青质胶质含量大于20％且胶质与沥青质之比小于2，则沥青质沉积伤害中；如果沥青质胶质含量大于20％且胶质与沥青质之比大于等于2，则沥青质沉积伤害低；如果沥青质胶质含量为15～20％，则沥青质沉积伤害低；如果沥青质胶质含量小于15％且胶质与沥青质之比小于2，则沥青质沉积伤害低；如果沥青质胶质含量小于15％且胶质与沥青质之比大于等于2，则无沥青质伤害。
8.根据权利要求1所述的一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，其特征在于：在第四步中，进行地层水结垢伤害诊断，根据含水率、地层水成垢阳离子浓度、地层水成垢阴离子浓度、储层温度诊断地层水结垢伤害程度；
当含水率小于20％时，无地层水结垢伤害；
当含水率大于等于20％且地层水成垢阳离子浓度小于阴离子浓度时，如果阳离子浓度大于300mg/L且储层温度大于60℃，则地层水结垢伤害高；如果阳离子浓度大于300mg/L且储层温度小于等于60℃，则地层水结垢伤害中；如果阳离子浓度为100～300mg/L且储层温度大于60℃，则地层水结垢伤害中；如果阳离子浓度为100～300mg/L且储层温度小于等于60℃，则地层水结垢伤害低；如果阳离子浓度小于100mg/L且储层温度大于80℃，则地层水结垢伤害中；如果阳离子浓度小于100mg/L且储层温度小于等于80℃，则地层水结垢伤害低；
当含水率大于等于20％且地层水成垢阳离子浓度大于等于阴离子浓度时，如果阴离子浓度大于400mg/L且储层温度大于60℃，则地层水结垢伤害高；如果阴离子浓度大于400mg/L且储层温度小于等于60℃，则地层水结垢伤害中；如果阴离子浓度为200～400mg/L且储层温度大于60℃，则地层水结垢伤害中；如果阴离子浓度为200～400mg/L且储层温度小于等于60℃，则地层水结垢伤害低；如果阴离子浓度小于200mg/L且储层温度大于80℃，则地层水结垢伤害中；如果阴离子浓度小于100mg/L且储层温度小于等于80℃，则地层水结垢伤害低。
9.根据权利要求1所述的一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，其特征在于：在第四步中，根据含水率、地层水成垢阳离子浓度、地层水成垢阴离子浓度、入井液成垢阳离子浓度、入井液成垢阴离子浓度、储层温度诊断入井液与地层水不配伍伤害程度；
当含水率小于20％时，无入井液与地层水不配伍伤害；
当含水率大于等于20％且入井液与地层水1:1混合后的混合水成垢阳离子浓度小于阴离子浓度时，如果阳离子浓度大于300mg/L且储层温度大于60℃，则不配伍程度高；如果阳离子浓度大于300mg/L且储层温度小于等于60℃，则不配伍程度中；如果阳离子浓度为100～300mg/L且储层温度大于60℃，则不配伍程度中；如果阳离子浓度为100～300mg/L且储层温度小于等于60℃，则不配伍程度低；如果阳离子浓度小于100mg/L且储层温度大于80℃，则不配伍程度中；如果阳离子浓度小于100mg/L且储层温度小于等于80℃，则不配伍程度低；
当含水率大于等于20％且入井液与地层水1:1混合后的混合水成垢阳离子浓度大于等于阴离子浓度时，如果阴离子浓度大于400mg/L且储层温度大于60℃，则不配伍程度高；如果阴离子浓度大于400mg/L且储层温度小于等于60℃，则不配伍程度中；如果阴离子浓度为200～400mg/L且储层温度大于60℃，则不配伍程度中；如果阴离子浓度为200～400mg/L且储层温度小于等于60℃，则不配伍程度低；如果阴离子浓度小于200mg/L且储层温度大于80℃，则不配伍程度中；如果阴离子浓度小于100mg/L且储层温度小于等于80℃，则不配伍程度低。
10.根据权利要求1所述的一种海上油田生产井储层伤害类型和程度诊断方法，其特征在于：在第五步中，进行乳化伤害诊断，根据含水率、渗透率、原油粘度诊断乳化伤害程度，当含水率大于等于60％时，无乳化伤害；当含水率小于60％且渗透率小于2000mD时，如果原油粘度小于100mPa·s，乳化伤害低，如果原油粘度为100～1000mPa·s，乳化伤害中，如果原油粘度大于1000mPa·s，乳化伤害高；当含水率小于60％且渗透率大于等于2000mD时，如果原油粘度小于1000mPa·s，乳化伤害低，如果原油粘度大于等于1000mPa·s，乳化伤害中；
在第五步中，进行冷伤害诊断，根据含水率、工作液温度、井底流温、含蜡量、原油粘度诊断冷伤害程度；
当含水率大于等于60％，或含水率小于60且工作液温度大于等于井底流温时，无冷伤害；
当含水率小于60且工作液温度小于井底流温时，存在冷伤害，如果含蜡量大于20％，则冷伤害程度高；如果含蜡量为10～20％且原油粘度小于1000mPa·s，冷伤害程度中；如果含蜡量为10～20％且原油粘度大于等于1000mPa·s，冷伤害程度高；如果含蜡量小于10％且原油粘度小于100mPa·s，冷伤害程度低；如果含蜡量小于10％且原油粘度大于等于100mPa·s，冷伤害程度中；
在第五步中，进行水锁伤害诊断，根据地层压力系数、含水率、渗透率诊断水锁伤害程度，当地层压力系数大于等于1时，无水锁伤害；
当地层压力系数小于1且含水率小于20％时，如果渗透率小于500mD，则水锁伤害程度高；如果渗透率为500～1000mD，则水锁伤害程度中；如果渗透率大于2000mD，则无水锁伤害；
当地层压力系数小于1且含水率为20～60％时，如果渗透率小于50mD，则水锁伤害程度高；如果渗透率为50～500mD，则水锁伤害程度中；如果渗透率为500～2000mD，则水锁伤害程度低；如果渗透率大于2000mD，则无水锁伤害；
当地层压力系数小于1且含水率为60～80％时，如果渗透率小于500mD，则水锁伤害程度中；如果渗透率为500～2000mD，则水锁伤害程度低；如果渗透率大于2000mD，则无水锁伤害；
当地层压力系数小于1且含水率大于80％时，无水锁伤害。
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| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
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| US4031959A (en) * | 1976-01-09 | 1977-06-28 | Permeator Corporation | Method of maintaining the permeability of hydrocarbon reservoir rock |
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| CN106153518A (zh) * | 2016-06-22 | 2016-11-23 | 西南石油大学 | 致密砂岩气储层压裂液损害实验评价方法 |
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| CN108204937A (zh) * | 2016-12-19 | 2018-06-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 测量致密气藏岩心水敏性的方法 |
-
2020
- 2020-07-29 CN CN202010741457.3A patent/CN111827992B/zh active Active
Patent Citations (5)
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