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摘 要：保护油气层是石油勘探开发过程中的重要技术措施之一，此项工作的好坏直接关系到能否及时发现新的油气层，油气田和对储量的正确评价。保护油气层有利于油气井产量及油气田开发经济效益的提高，有利于油气井的稳产和增产。结合油井试油作业现场实际，射孔、压裂酸化、抽汲排液、求产等作业工序对油气层的保护尤为关键。本文以靖安油田主力区块为研究对象，探究了油气田开发试油过程中的油气层保护技术。
关键词：试油；油气田开发；油气层保护
一、油气层伤害潜在因素分析
储层伤害机理：一方面是由储层本身的岩性、物性及油气水流体性质等内在因素而造成的，另一方面是在各种作业过程中外来流体与储层岩石的相互作用，以及外来流体与地层水的相互作用，破环原有的物理-化学平衡，造成近井地带渗透率降低而造成的伤害。
长庆油田由于开采层系多，地层复杂，压力低、孔喉细小、以细～中粒长石岩屑砂岩为主，填隙物主要为粘土矿物、碳酸盐和硅质。主要表现为中等偏弱水敏弱～水敏、中等偏弱酸敏～弱酸敏、中等偏弱速敏～弱速敏、中等偏弱盐敏～弱盐敏。储层伤害的主要原因是粘土矿物水化膨胀，造成储层孔隙堵塞、渗透率下降，因此，综合地质资料调查和室内实验研究表明，各个储层的主要伤害为：1、侏罗系的延安组主要以固相颗粒和滤液伤害为主。2、三叠系长6储层以高分子吸附堵塞和滤液伤害为主。3、三叠系长4+5储层以水敏伤害为主。
二、油气层敏感性评价分析
储层敏感性评价主要是通过岩心流动实验，考察油气层岩心与各种外来流体接触后所发生的各种物理化学作用对岩石性质，主要是对渗透率的影响及其程度。此外，对于与油气层敏感性密切相关的某些物理化学性质，还必须通过化学法方法进行测定，以便在全面充分认识油气层的基础上，优选出与油气层配伍的工作液，为油、气、水井的各项工程技术措施的设计和实施提供必要的参数和依据。
油气层敏感性评价主要包括水敏、速敏、酸敏、盐敏、碱敏，靖安油田不同储层敏感性评价结果见表1。
三、试油过程中的油气层保护技术
（一）保护油气层的射孔完井技术
射孔完井的产能效果取决于射孔工艺和射孔参数的优化配合。射孔工艺包括射孔方法、射孔压差和射孔液。
1、正压差射孔的保护油气层技术。虽然负压差射孔具有显著的优越性，应尽量采用负压差射孔。但并不是说在任何油气井条件下都可以实施负压差射孔。在某些油气井条件下，仍然需要采用正压差射孔工艺。正压差射孔的油气层保护技术，主要有以下两个方面：一是应通过筛选实验，采用与油气层相配伍的无固相射孔液；二是应控制正压差值不超过2MPa。
2、负压差射孔的保护油气层技术。负压差射孔可以使射孔孔眼得到“瞬时”冲洗，形成完全清洁畅通的孔道；可以避免射孔液对油气层的伤害。负压差射孔可以免去诱导油流工序，甚至也可以免去解堵酸化投产工序。因此，负压差射孔是一种保护油气层、提高产能、降低成本的完井方法。负压差射孔的油气层保护技术，也可以分为两个方面：一是和正压差射孔一样，也应通过筛选实验，采用与油气层相配伍的无固相射孔液；二是应科学合理地制定负压差值。
3、合理确定射孔负压差值。负压差射孔时，首先应考虑确保射孔孔眼完全清洁所必须满足的负压差值。若负压差值偏低，便不能保证射孔孔眼完全清洁畅通，降低了孔眼的流动效率。但若负压差值过高，有可能引起地层出砂或套管被挤毁。因此，必须科学合理地确定所需的负压差值。
4、保护油气层的射孔液。射孔液是射孔作业过程中使用的井筒工作液，有时它也用作为射孔作业结束后的生产测试、下泵等压井液。对射孔液的基本要求是：保证与油气层岩石和流体相配伍，防止射孔作业过程中和射孔后的后继作业过程中，对油气层造成损害。同时应满足射孔及后继作业的要求，即应具有一定的密度，具备压井的条件。并应具有适当的流变性以满足循环清洗炮眼的需要。目前国内外使用的射孔液有六种体系，包括：无固相清洁盐水、阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液、无固相聚合物盐水射孔液、暂堵性聚合物射孔液、油基射孔液、酸基射孔液。实际选择射孔液时，首先应根据油气层的特性和现场所能提供的条件确定最适宜的射孔液体系。然后根据油气层的岩心矿物成分资料、孔隙特征资料、油水组成资料及五敏试验资料，进行射孔液的配伍性试验。通过上述工作才能确定出对本地区油气层无损害或基本无损害的优质射孔液、压井液。
5、射孔参数优化设计。要想获得理想的射孔效果，使油气井的产能提高，除了需要合理选择射孔方法，射孔压差和射孔液以外，还需要进行射孔参数的优化设计。靖安油田射孔参数推荐数据如表2。
射孔参数优化设计需要取全取准以下资料：（1）根据射孔穿透贝雷砂岩靶的有效深度和孔眼直径，折算为穿透实际油气层的孔深和孔径，并进行井下温度、套管钢级、枪套间隙等因素对孔深、孔径影响的校正。（2）根据裸眼中途测试和电测井或理论分析计算等方法，求取钻井液损害深度和损害程度数据。（3）根据岩心分析，求取油气层的各向异性系数。
（二）压裂作业油气层保护技术
1、选择与油气层岩石和流体配伍的压裂液。根据被压裂的油气层的特点，有针对性地选用压裂液，如表3列举说明。
表3 有针对性的选择压裂液
油气层特点 选用压裂液 添加剂及其它
水敏性油气層 油基压裂液
泡沫压裂液 防膨剂
低孔低渗油层、返排差的油气层 无残渣或低残渣压裂液
滤失量低的压裂液
返排能力强的压裂液 表面活性剂
高温深层 耐温抗剪压裂液
密度大、摩阻低压裂液 满足经济成本要求
2、选择合理的添加剂。对不同的压裂要求，采用适当的添加剂。如表4列举说明
表4 添加剂性能举例表 添加剂 性能
PH值调节剂 PH值1.5-14控制增稠剂水解速度、交联速度、控制细菌生长
降滤失剂 控制压裂液滤失量、提高砂比、防止水敏性储层、泥岩、页岩粘土的膨胀和迁移
杀菌剂 甲醛、BE115、硫酸铜
降阻剂 水基压裂用聚丙烯酰胺胍胶、油基压裂液用脂肪酸皂，线性高分子聚合物
粘土稳定剂 ﹝HCL 、NH4CL﹞无永久防膨性，不耐碱水聚烯胺
冻胶稳定剂 5%甲醇、硫代硫酸钠、调高PH值
破胶剂 淀粉酶、过硫酸铵
防乳、破乳剂 ﹝AE169-21、HD-3﹞油包水型﹝用乙烯胺做引发剂﹞
防泡及消泡剂 异戊醇、二硬脂酰乙二胺、磷酸三丁脂、烷基硅油
在使用添加剂时，应考虑2点：（1）添加剂之间不发生沉淀反应，以免生成新的沉淀垢堵塞孔喉和裂缝；（2）成本合理。
3、合理选择支撑剂。支撑剂的要求：（1）粒径均匀；（2）强度高；（3）杂质含量少；（4）圆球度好。对于潜层，因闭合压力不大，使用砂子作支撑剂是行之有效的。在油气层条件下用实验方法确定满足压裂效果的粒径及浓度。深度增加随之闭合壓力也增加，砂子强度逐渐不能适应。研究表明，在高闭合压力下，粒径小的比粒径大的砂子有较高导流能力，单位面积上浓度高比浓度低的有较高的导流能力。因此，可采用较小粒径的砂子，多层排列以适应较高闭合压力的油气层压裂。对于更高闭合压力的油气层，只有采用高强度支撑剂，例如使用陶粒。近年发展的超级粒，它是在砂子或其它固体颗粒外涂上（或包上）一层塑料，这是一种热固性材料，在油气层温度下固化。这种支撑剂虽在高闭合应力下会破碎，但能防止破碎后所产生的微粒的移动，仍能保持一定的导流能力。
现场应用表明，陶粒作为支撑剂无论就几何形状（圆度、球度）或强度都比较理想，而且耐高温（可达200℃）抗化学作用性能好，用于油气层压裂措施可大大减少由于支撑剂性能不好所带来的油气层及至支撑裂缝的损害。
（三）试油过程其它作业工序油气层保护技术
1、采用优质压井液。由于压井液所形成液柱压力大于油气层孔隙压力，若压井液性能不良必然会造成对油气层的损害。优质压井液必须具备以下性能：（1）与油气层岩石及流体配伍；（2）密度可调节，以便能平衡油气层压力；（3）在井下压力和温度下性能稳定；（4）滤失量小；（5）有一定携带固相颗粒的能力。
压井液的选择要以油气层的岩性、矿物成分和敏感性数据为依据。在模拟井下温度和压力的条件下，通过室内评价实验选择无损害或损害最小的压井液。
2、采用多功能管柱。为了减少在更换工序时反复起下管柱、反复压井损害油气层的机会，应采用下一次管柱完成多个工序的的多功能管柱。目前国内外已有的多功能管柱有：（1）射孔和地层测试联作管柱；（2）射孔和解堵酸化联作管柱；（3）射孔和有杆泵生产联作管柱等。
3、各工序配合紧凑缩短压井等候的时间。油气井试油过程的各个工序应一个紧接一个尽快完成，一定要防止一个工序结束后，长期压井等候另一个工序的现象，这是最容易被忽视的。压井液在井下时间越长，对油气层损害越大。
4、科学合理地排液。压后关井20-30min，初期采用Ф5-8mm、后期采用Ф8-12mm的油嘴控制放喷，放喷初期排量控制在0.1～0.2m3/min。
停喷后探砂面，6小时完成冲砂洗井，单层压裂井措施后8小时内开始排液，分层压裂井14小时内开始排液。
采用抽汲方式排液，抽汲要求连续、平稳，每班抽次30～35次，有底水的井控制抽汲强度，抽次25～30次。
抽汲沉没度控制在100～200m左右，抽汲见油稳定3班次以上，排液完成交井前冲砂至人工井底。
四、结论与认识
在试油气过程中，油气层的保护尤为重要，因为我们的目的就是要增加产量，使其有更多的油气产出。一口井重要的工序就是射孔、压裂，而保护油气层的种种措施就是针对这两方面进行的，每口井从开始施工到最后的完井，每道工序中保护油气层的措施都很重要。
参考文献：
[1]文浩，杨存旺等.试油作业工艺技术石油工业出版社（京）[J].2002.
[2]毛致新，孟祥和，刘泽凯.低渗油田油层保护及增产措施[J].低渗透油气田，1998，5（3）.
[3]刘志云.试油排液工艺应用研究[J].油气井测试，2001，4.石油大学学报（自然科学参考文献）.
关键词：试油；油气田开发；油气层保护
一、油气层伤害潜在因素分析
储层伤害机理：一方面是由储层本身的岩性、物性及油气水流体性质等内在因素而造成的，另一方面是在各种作业过程中外来流体与储层岩石的相互作用，以及外来流体与地层水的相互作用，破环原有的物理-化学平衡，造成近井地带渗透率降低而造成的伤害。
长庆油田由于开采层系多，地层复杂，压力低、孔喉细小、以细～中粒长石岩屑砂岩为主，填隙物主要为粘土矿物、碳酸盐和硅质。主要表现为中等偏弱水敏弱～水敏、中等偏弱酸敏～弱酸敏、中等偏弱速敏～弱速敏、中等偏弱盐敏～弱盐敏。储层伤害的主要原因是粘土矿物水化膨胀，造成储层孔隙堵塞、渗透率下降，因此，综合地质资料调查和室内实验研究表明，各个储层的主要伤害为：1、侏罗系的延安组主要以固相颗粒和滤液伤害为主。2、三叠系长6储层以高分子吸附堵塞和滤液伤害为主。3、三叠系长4+5储层以水敏伤害为主。
二、油气层敏感性评价分析
储层敏感性评价主要是通过岩心流动实验，考察油气层岩心与各种外来流体接触后所发生的各种物理化学作用对岩石性质，主要是对渗透率的影响及其程度。此外，对于与油气层敏感性密切相关的某些物理化学性质，还必须通过化学法方法进行测定，以便在全面充分认识油气层的基础上，优选出与油气层配伍的工作液，为油、气、水井的各项工程技术措施的设计和实施提供必要的参数和依据。
油气层敏感性评价主要包括水敏、速敏、酸敏、盐敏、碱敏，靖安油田不同储层敏感性评价结果见表1。
三、试油过程中的油气层保护技术
（一）保护油气层的射孔完井技术
射孔完井的产能效果取决于射孔工艺和射孔参数的优化配合。射孔工艺包括射孔方法、射孔压差和射孔液。
1、正压差射孔的保护油气层技术。虽然负压差射孔具有显著的优越性，应尽量采用负压差射孔。但并不是说在任何油气井条件下都可以实施负压差射孔。在某些油气井条件下，仍然需要采用正压差射孔工艺。正压差射孔的油气层保护技术，主要有以下两个方面：一是应通过筛选实验，采用与油气层相配伍的无固相射孔液；二是应控制正压差值不超过2MPa。
2、负压差射孔的保护油气层技术。负压差射孔可以使射孔孔眼得到“瞬时”冲洗，形成完全清洁畅通的孔道；可以避免射孔液对油气层的伤害。负压差射孔可以免去诱导油流工序，甚至也可以免去解堵酸化投产工序。因此，负压差射孔是一种保护油气层、提高产能、降低成本的完井方法。负压差射孔的油气层保护技术，也可以分为两个方面：一是和正压差射孔一样，也应通过筛选实验，采用与油气层相配伍的无固相射孔液；二是应科学合理地制定负压差值。
3、合理确定射孔负压差值。负压差射孔时，首先应考虑确保射孔孔眼完全清洁所必须满足的负压差值。若负压差值偏低，便不能保证射孔孔眼完全清洁畅通，降低了孔眼的流动效率。但若负压差值过高，有可能引起地层出砂或套管被挤毁。因此，必须科学合理地确定所需的负压差值。
4、保护油气层的射孔液。射孔液是射孔作业过程中使用的井筒工作液，有时它也用作为射孔作业结束后的生产测试、下泵等压井液。对射孔液的基本要求是：保证与油气层岩石和流体相配伍，防止射孔作业过程中和射孔后的后继作业过程中，对油气层造成损害。同时应满足射孔及后继作业的要求，即应具有一定的密度，具备压井的条件。并应具有适当的流变性以满足循环清洗炮眼的需要。目前国内外使用的射孔液有六种体系，包括：无固相清洁盐水、阳离子聚合物粘土稳定剂射孔液、无固相聚合物盐水射孔液、暂堵性聚合物射孔液、油基射孔液、酸基射孔液。实际选择射孔液时，首先应根据油气层的特性和现场所能提供的条件确定最适宜的射孔液体系。然后根据油气层的岩心矿物成分资料、孔隙特征资料、油水组成资料及五敏试验资料，进行射孔液的配伍性试验。通过上述工作才能确定出对本地区油气层无损害或基本无损害的优质射孔液、压井液。
5、射孔参数优化设计。要想获得理想的射孔效果，使油气井的产能提高，除了需要合理选择射孔方法，射孔压差和射孔液以外，还需要进行射孔参数的优化设计。靖安油田射孔参数推荐数据如表2。
射孔参数优化设计需要取全取准以下资料：（1）根据射孔穿透贝雷砂岩靶的有效深度和孔眼直径，折算为穿透实际油气层的孔深和孔径，并进行井下温度、套管钢级、枪套间隙等因素对孔深、孔径影响的校正。（2）根据裸眼中途测试和电测井或理论分析计算等方法，求取钻井液损害深度和损害程度数据。（3）根据岩心分析，求取油气层的各向异性系数。
（二）压裂作业油气层保护技术
1、选择与油气层岩石和流体配伍的压裂液。根据被压裂的油气层的特点，有针对性地选用压裂液，如表3列举说明。
表3 有针对性的选择压裂液
油气层特点 选用压裂液 添加剂及其它
水敏性油气層 油基压裂液
泡沫压裂液 防膨剂
低孔低渗油层、返排差的油气层 无残渣或低残渣压裂液
滤失量低的压裂液
返排能力强的压裂液 表面活性剂
高温深层 耐温抗剪压裂液
密度大、摩阻低压裂液 满足经济成本要求
2、选择合理的添加剂。对不同的压裂要求，采用适当的添加剂。如表4列举说明
表4 添加剂性能举例表 添加剂 性能
PH值调节剂 PH值1.5-14控制增稠剂水解速度、交联速度、控制细菌生长
降滤失剂 控制压裂液滤失量、提高砂比、防止水敏性储层、泥岩、页岩粘土的膨胀和迁移
杀菌剂 甲醛、BE115、硫酸铜
降阻剂 水基压裂用聚丙烯酰胺胍胶、油基压裂液用脂肪酸皂，线性高分子聚合物
粘土稳定剂 ﹝HCL 、NH4CL﹞无永久防膨性，不耐碱水聚烯胺
冻胶稳定剂 5%甲醇、硫代硫酸钠、调高PH值
破胶剂 淀粉酶、过硫酸铵
防乳、破乳剂 ﹝AE169-21、HD-3﹞油包水型﹝用乙烯胺做引发剂﹞
防泡及消泡剂 异戊醇、二硬脂酰乙二胺、磷酸三丁脂、烷基硅油
在使用添加剂时，应考虑2点：（1）添加剂之间不发生沉淀反应，以免生成新的沉淀垢堵塞孔喉和裂缝；（2）成本合理。
3、合理选择支撑剂。支撑剂的要求：（1）粒径均匀；（2）强度高；（3）杂质含量少；（4）圆球度好。对于潜层，因闭合压力不大，使用砂子作支撑剂是行之有效的。在油气层条件下用实验方法确定满足压裂效果的粒径及浓度。深度增加随之闭合壓力也增加，砂子强度逐渐不能适应。研究表明，在高闭合压力下，粒径小的比粒径大的砂子有较高导流能力，单位面积上浓度高比浓度低的有较高的导流能力。因此，可采用较小粒径的砂子，多层排列以适应较高闭合压力的油气层压裂。对于更高闭合压力的油气层，只有采用高强度支撑剂，例如使用陶粒。近年发展的超级粒，它是在砂子或其它固体颗粒外涂上（或包上）一层塑料，这是一种热固性材料，在油气层温度下固化。这种支撑剂虽在高闭合应力下会破碎，但能防止破碎后所产生的微粒的移动，仍能保持一定的导流能力。
现场应用表明，陶粒作为支撑剂无论就几何形状（圆度、球度）或强度都比较理想，而且耐高温（可达200℃）抗化学作用性能好，用于油气层压裂措施可大大减少由于支撑剂性能不好所带来的油气层及至支撑裂缝的损害。
（三）试油过程其它作业工序油气层保护技术
1、采用优质压井液。由于压井液所形成液柱压力大于油气层孔隙压力，若压井液性能不良必然会造成对油气层的损害。优质压井液必须具备以下性能：（1）与油气层岩石及流体配伍；（2）密度可调节，以便能平衡油气层压力；（3）在井下压力和温度下性能稳定；（4）滤失量小；（5）有一定携带固相颗粒的能力。
压井液的选择要以油气层的岩性、矿物成分和敏感性数据为依据。在模拟井下温度和压力的条件下，通过室内评价实验选择无损害或损害最小的压井液。
2、采用多功能管柱。为了减少在更换工序时反复起下管柱、反复压井损害油气层的机会，应采用下一次管柱完成多个工序的的多功能管柱。目前国内外已有的多功能管柱有：（1）射孔和地层测试联作管柱；（2）射孔和解堵酸化联作管柱；（3）射孔和有杆泵生产联作管柱等。
3、各工序配合紧凑缩短压井等候的时间。油气井试油过程的各个工序应一个紧接一个尽快完成，一定要防止一个工序结束后，长期压井等候另一个工序的现象，这是最容易被忽视的。压井液在井下时间越长，对油气层损害越大。
4、科学合理地排液。压后关井20-30min，初期采用Ф5-8mm、后期采用Ф8-12mm的油嘴控制放喷，放喷初期排量控制在0.1～0.2m3/min。
停喷后探砂面，6小时完成冲砂洗井，单层压裂井措施后8小时内开始排液，分层压裂井14小时内开始排液。
采用抽汲方式排液，抽汲要求连续、平稳，每班抽次30～35次，有底水的井控制抽汲强度，抽次25～30次。
抽汲沉没度控制在100～200m左右，抽汲见油稳定3班次以上，排液完成交井前冲砂至人工井底。
四、结论与认识
在试油气过程中，油气层的保护尤为重要，因为我们的目的就是要增加产量，使其有更多的油气产出。一口井重要的工序就是射孔、压裂，而保护油气层的种种措施就是针对这两方面进行的，每口井从开始施工到最后的完井，每道工序中保护油气层的措施都很重要。
参考文献：
[1]文浩，杨存旺等.试油作业工艺技术石油工业出版社（京）[J].2002.
[2]毛致新，孟祥和，刘泽凯.低渗油田油层保护及增产措施[J].低渗透油气田，1998，5（3）.
[3]刘志云.试油排液工艺应用研究[J].油气井测试，2001，4.石油大学学报（自然科学参考文献）.