油燃而声 第28期 | 气藏开采的天然动力及井筒中的“十八般武艺”
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气藏开采的天然动力——气驱和水驱
由于原油和天然气物性的差异，气藏与油藏的开发方式有很大的不同。目前，气藏的开采方式有气体膨胀驱、水驱。
气体膨胀驱（或气驱）
主要针对干气藏，依靠气体膨胀驱动来采出气体，一次开采可以采出高达 90% 左右的OGIP（原始天然气地质储量）。其实，就是靠天然能量衰竭开发。
水驱
主要针对有边水、底水的气藏，与存在边底水的油藏的水驱是类似的，可分为弹性水驱气藏和刚性水驱气藏。弹性水驱气藏以气驱为主，水体区域一般较小，能量较弱，具有封闭性，水体有限。刚性水驱气藏以水驱为主，水体区域很大，为无限水体，气藏边、底水与圈闭以外的地层水或与地面露头天然水域有联系，例如加拿大海狸河气田泥盆系的气藏。
对于边、底水气藏，一般只能开采出 30%～50% 的 OGIP。水驱没有膨胀气驱的采收率高。
衰竭开发和保持地层压力开发：凝析气藏
凝析气藏是一种特殊的气藏，是介于油藏和气藏之间的一种特殊气藏。不同于油藏，也不同于干气藏。虽然凝析气藏也产油（称之为凝析油），但在气藏原始温度压力条件下凝析油在地下以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解于油，称为单一油相。一般气藏（湿气藏、干气藏）在开采过程中很少产凝析油。凝析气藏开发方式与干气藏开发方式有很大区别。对于凝析气藏来说，除了把地下天然气采出来之外，就是要防止在地层压力下降时会出现凝析油析出从而导致损失。因此，根据凝析气藏中凝析油的含量及经济性，目前其开发方式主要有两种。
这种方式采出的凝析油是很少的。对于天然气中凝析油含量低的凝析气藏，从经济的角度来看，这种方式费用较低，是可取的。
保持压力开发方式：
这种方式是提高凝析油采收率的主要方法，尤其是针对凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力开采，凝析油的损失可以达 到原始凝析油储量的 30%~60%。这种方式和原油“二次采油”方式原理相同。通过向地层中注入水和气体。气体可以是干气、氮气或氮气与天然气的混合物，也可以是空气或 CO2。注干气通常是将气田本身产出的天然气经过凝析油回收和处理后，再回注到气藏。注水一般是针对缝洞型气藏采 用水、气交替注入或同时注入，目的是改善注气时波及体积，防止气窜。采用保持压力的方式需要大量的投资，要购置压缩机，而且在相当长时间内无法利用天然气。有的凝析气藏产出的气量少，不能满足回注的气量，还需要从附近的气田购买天然气。因而，有无供气气源也是决定采取什么方式保持压力的重要因素。
井筒中的“十八般武艺”，助力油气产出
Part 01
人工举升——人为向井底增补能量，助油采掘一臂之力
人工举升的目的，是维持一个低的井底生产压力，使地层能够给出所要求的油藏流体产量。油层能量充足 时，利用油层本身的能量将油举升到地面的方式称为自喷。当油层能量较低时，要采用人工给井筒流体增加能量的方法将油从井底举升到地面上来，即为人工举升，包括气举采油法和泵抽采油法两种。气举是通过向井筒注入气体来增加井底能量，泵抽是将地面动力（例如电能）传递到井底泵来实现井底能量增加，进入油田开发中后期，地层能量下降，人工举升的作用越来越显著。油井在井身结构、产量、流体性质等方面的差异促进了泵抽技术的多元化发展，形成了多种举升方式，一般根据能量传递的方式可将泵抽采油法分为有杆泵和无杆泵两大类。
指借助于细长的抽油杆将地面动力传递给井下抽油泵，从而将原油举升至地面，主要包括抽油机井有杆泵举升和地面驱动螺杆泵举升，其中抽油机井有杆泵举升具有结构简单、适应性强和寿命长等特点，是目前国内外应用最广泛的人工举升方式。
与有杆泵举升不同，无杆泵举升不是用抽油杆来传递地面动力，而是用电缆或高压流体将地面能量传递到井下，带动井下机组把原油举升至地面。主要包括潜油电泵、射流泵、水力活塞泵等，其中潜油电泵排量相对较大，自动化程度高，已成为海上油田开采的主力。随着油田开发的深入，采出液含水不断上升，采油成本持续增加；水平井、大斜度井等特殊井型增加，油井条件更加复杂；三次采油、高温高压油井越来越多，流体条件越来越恶劣。人工举升面临的挑战不断增加，常规举升技术暴露出能耗高、效率低、杆管偏磨等一系列问题，发展更加安全环保、可靠、节能、高效的人工举升技术是采油工程发展的必然趋势，同时要配套实时监测与诊断技术，提高对生产过程的监测和控制水平，才能实现高效低耗举升，降低采油成本。
Part 02
排液采气——消除井筒“肿瘤”，恢复气井活力
气井排水采气技术主要通过排出产液气井井筒的液体，从而降低井底回压，释放气层的生产能力。该技术也称为狭义的排液采气技术，是目前最常用的排液采气技术。随着气田开发的深入，产液气井的数量逐渐增加，同时单井每采出万立方米气所带出液量增大，使产气量急剧下降，气井自喷能力减弱，逐渐变为间喷井，最终因井底积液而停产。为此针对气藏类型及其出水规律不同，初步形成了优选管柱、泡排、柱塞举升、气举、机抽、潜油电泵、射流泵等众多排液采气技术。
Part 03
分层注水——因势利导，按层所需，提升注水效果
我国油田早期注水实施笼统注水，即在注入井的井口采用同一压力且将地下层位（无论是单层多层）看作单层来处理，不考虑地下实际各层位的情况而进行注水。优点是操作简单，成本较低。缺点是对地下各层压力、注入水进入各层的水量分配缺乏控制，因此，出现了高渗透层水突进，见水快、油层压力高，中低渗透油层压力水平低，需要水的层位进入水量少，不需要大量进入水的层位反而水量多，从而注入水在相应层位达不到驱替或置换油的效果。为解决上述矛盾，科学家们提出了分层注水的理念。简而言之，就是根据各油层的流体流动能力差异，在不同油层部位安装大小不等的水嘴（控制注水量大小）来调控注入层位的供水压力，实现合理分配注水量到不同层位，有效提高不同层位 的驱油效果。分层注水方式多用于同一口注入井穿过多油层的情况。
发展分层注水，实现有效注水，是高含水后期、特高含水期继续注水提高原油采收率的主攻方向之一。
Part 04
调剖堵水与调驱——多措并举，强力堵截，助力控水 增油
油田长期注水开发使储层非均质性进一步恶化，在储层中形成不同级别的水流优势通道，注入水低效、无效循环。例如，由中高含水期（含水 60%~80%）约 3t 水换 1t 油上升到高含水期的约 8t 水换 1t 油，注入水置换地层中原油的效率和采掘效益大幅降低。调剖堵水与调驱技术是一项针对性很强的技术，它通过机械的或化学的方法封堵目前油井高产水的层段（一口井沿纵向上可能有很多层），人为地改变注入水的流动方向，使不同层位中注入水的流量重新分配，特别是让水进入渗透率差的层段，有效驱赶或置换低渗透层段的原油，从而有效提高注入水的波及范围和驱替效率，控制注入水的产出、稳定生产井产油量，进而提高原油采收率。该技术已经成为注水开发油田提高注水效率和最终采收率的重要手段，是一项有效的控水增油技术。
目前，油田调剖堵水与调驱技术类型很多，包括：油田化学堵水技术，机械堵水、调剖技术，油水井对应堵水、调剖技术，注水井调剖技术和深部调剖技术等。
什么叫化学堵水？
向油井的高含水或高含水、高产液层注入一种化学药剂，药剂在孔隙中凝固或膨胀后降低近井区域流动能力，封堵住渗透性高的层位、高含水或高产液层，使高含水、高产液层少产液或不产液的一种方法，可以达到降低油井产水量、增加产油量的目的。
什么叫机械堵水、调剖？
用封隔器将出水层位在井筒内卡开，以阻止出水层位的水进入井筒同时也不干扰其他层的堵水方式称为机械法堵水。该方法在油田中起到了较好的堵水效果，可作为一种经济、有效地降低非期望产水的措施。
什么叫油水井对应堵水、调剖？
在注水井调剖的同时，相对应的采油井进行堵水措施。在改善注水井不同层位注入水的流量分配的同时也改善对应油井不同生产层位的流量分配 （即注入水量分配大的层位对应油井层位产量大），提高对应油水井的注水和采油效果，扩大注水见效的范围，提高产油量，降低产水量，延长注水见效时间。
什么叫注水井调剖？
采用封隔器和配水器，分隔注水井各注水层位，进行分层配水。或者采用化学堵水法，向高含水层位注入化学剂，降低注水井近井区域的渗透率，或封堵高含水层位或大孔道，从而控制这些层位的含水量，提高注入压力，增加含水低的层位的水量，从而改善不同层位的含水量，扩大波及范围，提高采收率。
用不同的注入方法，将化学药剂注入油藏较深部位，其部位根据各油层开发特点而有所不同，例如，对正常高含水区块，其处理半径可采取 1/3 井距、1/4 井距，而对其具有明显的裂缝或大孔道的注水井可采用 1/2 井距或更大的处理半径，以达到在油层较深部位封堵高渗透吸水层段，迫使液体流动方向改变，扩大注入水波及范围，改善开发效果。
Part 05
分层采油——充分发挥各层生产“积极性”
我国油田早期实施多层位合采，简言之笼统采油，即一口井穿过多个层位，将多个层位看作是一个单层，这些层位中的油都流入井筒中，一起流入井口，井口压力相同。通常，一口生产井可能包含多个油层，合采时，由于层与层之间的压力、岩石和流体性质等差异，往往互相干扰，使部分油层不能发挥应有的作用，甚至出现“倒灌”的现象（高压油层的流体灌入低压油层，阻止了低压油层流体的采出）。为减少或消除层间干扰，人们发展了分层采油技术，即通过井下工艺管柱将各个目的层分开，在各个分开的层位，装配不同油嘴，调节井底的压力，减少或消除层间干扰，提高油气井生产效果。早期应用的分层开采技术主要有多管分采技术和单管分采技术。
多管分采技术，在一口井内下入多根油管，一根油管开采一个层段，用封隔器将层段分隔开。此法可消除层间干扰，但在一口井中下的油管数要受井眼尺寸限制，不能太多，而且井下工具和井口装置因管多而复杂化，通常多采用油管和油管—套管环空或双油管分采两层。
单管分采技术，在开采多油层的生产井内，用封隔器将油层分隔成若干层段，用配产器来减少层间干扰，为便于井下作业和油井管理，在一口井中，一般可分 3～4 个层段进行分层采油。
为了降低分采作业成本和实现井下数据实时监测，近年来发展了压力波控制分层采油技术、智能井技术、振动波控制分层采油技术等先进分采技术。
知识小讲堂
Part 06
同井注采——实现稳油、控水、节能、降耗
油田注水开发进入中后期，其含水率将逐渐升高，部分区块含水率达到 90%，甚至超过 95%。通常情况下，储层产出的大量水会与原油一起被举升到地面，先进行油水分离，再通过管网输送到污水处理厂，经过处理后被回注到油层或地层。在此过程中，大量产出水的举升、集输会消耗能源，污水处理一方面会占用大量的土地，增加水处理设备等基建投资，另一方面，处理污水用到的化学药品还会带来潜在的环保问题。高含水油田生产成本的增加使很多油井失去开采价值，甚至导致关井停产，为了降低高含水油田综合开发成本，提高油田采收率，需要采用新技术，改变传统开发模式，减小无效水循环，降低生产成本，实现稳油、控水、节能、降耗。
同井注采技术是利用井下油水分离设备，把油层产出的油水混合 物直接在井下分离，分离出的富油流（含水较少的浓缩油）被举升到地面，分离出的富水流（含油极少的分离水）被回注到废弃层或者注水层用以驱油。
Part 07
水力压裂——建造地层“高速公路”网，助力增产
水力压裂是提高油气井产量、提高注水井注水效率的一项重要 的储层改造措施。它是利用地面高压泵，通过井筒向油层中挤注具有较高黏度的液体（即压裂液）。当注入压裂液的量大大超过油层的吸收能力时，就会在井底憋压，一旦超过地层岩石破裂压力油层将被压开并在井底附近地层产生裂缝。继续注入带有支撑剂（石英、 陶粒等）的携砂液，裂缝进一步向前延伸并填入支撑剂支撑已经压开的裂缝，使其不闭合，由此在井底附近地层内形成具有一定几何尺寸和高导流的填砂裂缝，使油层与井筒之间建立起一条新的流体高速公路通道，达到油气井增产、注水井增注的目的。水力压裂之后，油气井的产量一般会有较大幅度的增长。水力压裂的概念和思路将在第五章知识小讲堂详细介绍。
随着勘探技术的进步，人工“改造”储层越来越复杂。例如， 致密油气藏具有孔隙度小、渗透率低等特点，一般情况下自身产能较低甚至无产能，且储层的分布范围广，单层厚度薄，纵向不集中，横向不连续，采用常规的垂直井水力压裂工艺无法实现经济工业产能。目前，对于非常规油气资源的开发逐渐形成了水平钻井、体积压裂及裂缝监测的综合系列开发技术。水平井体积压裂技术可实现油气储层岩体的三维立体改造，形成人工裂缝立体网络，获得更大的储层泄流面积，能够增大井筒与裂缝产生更大的接触面积，从而更大地提高储层有效渗透率，提高采收率。
水力压裂分为端部脱砂压裂、重复压裂、高速通道压裂、“井工厂”压裂技术 （同步压裂、拉链压裂）、暂堵转向压裂技术、深井及超深井压裂新技术。
Part 08
酸化——解堵、造缝的利器，助力生 产活力
酸化是油气井投产、增产和注入井增注的重要技术措施，酸化的概念和思路将在第 5 章详细介绍。通过酸液腐蚀、疏通油层中的小孔道、清理地层中各种伤害（如钻井产生的钻井液伤害）、堵塞等，对储层进行解堵或形成高渗透性裂缝，实现提高储层渗透性，改善渗流条件，达到恢复或提高产能的目的。由于酸化技术对油气井投产、增产发挥着巨大作用，因而受到油田的高度重视和推广应用并得以广泛发展。
根据所应用酸液和工艺方法区分，主要有基质酸化和酸压技术（有兴趣的读者可参见相关专业书籍）。
Part 09
保护储层，保持油气井的活力
大家知道，储层是能够储集油气并能让油气在其中流动的岩层或地层。油气层埋藏几百米甚至几千米，储层为什么会受到伤害、会受到什么样的伤害呢？如果储层产生伤害，专家怎么去预防或解除这些伤害，保持油气井产能呢？地下油气层没有被钻井工人钻开前，油、气、水与油、气、水之间、油、气、水与岩层之间相安无事、和平共处，油、气、水与岩层之间的物理与化学性质、压力保持平衡稳定状态；油气层一旦被钻开了“眼”，伴随外来流体的侵入，油气藏内部固有的物理、化学平衡被打破，或者说原来的宁静就遭到了破坏。大家知道，在油气田勘探开发过程中的各个环节——钻井、固井、射孔、修井、注水、 酸化、压裂直到三次采油提高采收率过程中，必然的也是不可避免的有外来流体进入储层，例如钻井过程中的钻井液，固井施工过程中的水泥浆，射孔作业中的射孔液，修井作业用的修井液，增产用的压裂液、 酸化液，采掘过程中注入的水、注入的气、注入的化学剂等都是外来流体，这些外来流体进入储层不可避地要与储层中的矿物和流体接触，但因它们“性格不合”，因此产生物理与化学反应，造成黏土等敏感 性矿物“生气”而发生膨胀、分散和运移，以及彼此“不配合”而（专业上称之为不配伍）产生沉淀物，导致储层岩石孔喉被缩小或堵塞，从而造成近井地带（即井眼附近的区域）渗透能力的降低，流体的产出能力和注入水、注入化学剂等（称之为驱替液）注入能力降低，这些现象均可称之为储层伤害。石油工作者也有很多其他的叫法，如地层损害、地层污染、油气层污染等。其实，储层伤害与病人输血是很类似的，正常情况下 A 型血的人输 A 型血，B 型血的人输 B 型血，否则将引起不同程度的免疫性与溶血性输血的不良反应并危及生命。储层受到伤害的源头主要是外来流体与流体中的固相进入了储层，因此，我们首先谈谈外来流体。
不同的人有不同的性格，不同的流体有不同的“性格”，外来流体（油、气、水）与地层流体更是如此。外来流体无论是在性质、组成、浓度、温度等各方面与储层原有的流体存在一定程度的差异，一旦进入地层，都会与储层中的岩石矿物、流体发生物理与化学作用，引起储层微观孔喉结构或流体原始状态发生了改变，通常称之为外来流体与地层流体不配伍、储层矿物敏感性伤害。这种现象与海洋中生活的咸水鱼类到了陆地淡水湖泊生活或淡水湖泊的鱼类到了海洋里边生活不适应、难以生存而死亡是类似的，因为鱼类生活的水体环境发生了变化。
外来流体中或多或少都有固相颗粒，比如钻井液中搬土（一种泥土）、重晶石粉、铁矿粉、钻屑以及注入水悬浮物、压裂液破胶产生的残渣等，都属于外来固相。如果固相颗粒粒径比储层孔喉或者裂缝宽度小，在一定正压差下会进入储层，并向深部运移，遇到比固相颗粒小的孔喉或者裂缝，以及运移动力减弱甚至消失，便会堵塞孔喉，降低油气渗流能力。
地层伤害降低油井产能与产量，严重时会导致“误诊”、漏掉油气层发现，增加油井酸化、修井等工作次数，增加油气生产成本，降低油气藏最终采收率。
目前，油气田勘探开发实践表明，外来流体进入储层造成储层伤害是因为储层对外来流体“过敏”，称之为储层的敏感性伤害。与人们各种各样的过敏类似，如花粉过敏、酒精过敏、青霉素过敏。归纳起来，储层的“过敏症”主要体现在五个方面：速敏性伤害、水敏性伤害、盐敏性伤害、碱敏性伤害和酸敏性伤害等。简言之，储层的敏感性就是油气储层与外来流体发生物理或化学作用，诱发敏感性反应发生，导致储层的孔隙结构变差与渗透性能降低。
油气储层为什么会与外来流体发生反应呢？或者说导致它们发生反应的本质原因是什么呢？专家们通过研究发现，沉积储层由10 余种矿物组成，但它们对流速、矿化度大小、酸、碱等敏感性程度不同，通常将对外来流体敏感程度强的矿物称为敏感性矿物，主要包括高岭石、伊利石、绿泥石、蒙皂石、伊 / 蒙间层、绿 / 蒙间层等黏土矿物，其次是方解石、白云石，微米级石英、钾长石、斜长石等。敏感性矿物一般粒径小于 20μm，是正常人一根头发直径的 1/5～1/3，挺聪明，往往分布在孔隙表面和喉道位置，处于与外来流体优先接触的位置。根据与外来流体敏感性的性质不同，常见的敏感性矿物可以分为速敏性矿物、水敏性矿物、盐敏性矿物、碱敏性矿物和酸敏性矿物等，与储层的“五敏”正好相对应，一种敏感性矿物可发生多种敏感性损害， 犹如一个人对多种物质过敏一样。
油气层勘探开发中预防储层伤害，低成本、高效开发保护油气层的系列技术，称为储层保护技术；换言之，对症下药，防止和消除“储层伤害”，避免“储层过 敏”的系列技术。储层保护工作的好坏直接关系到能否及时“诊断”和发现新储层、新油气藏以及对储量的科学评价，直接关系到油气井的生产能力，对油气（藏）田 的经济效益有关键性的影响。保护好储层，就必须把油气（藏）田的开发生产看成是一个严密的系统工程，在勘探开发生产的每一个施工作业环节（或者说只要有外来流体进入的环节）中一丝不苟、不折不扣地实施好储层保护技术。保护技术贯穿于油气田开发的全生命周期，包括钻井、固井、完井、压井、洗井、修井、射孔、 压裂、酸化、注入、注气、化学驱等环节。下面以钻井过程中储层保护技术为例介绍储层保护技术的实施过程。
钻井液是石油工程中最先与储层相接触的工作液，其类型和性能好坏直接关系到对储层的损害程度，因而保护储层钻井液技术是做好保护储层工作的首要技术环节。
为此，石油工作者要做的第一件事就是必须找到钻井液引起储层伤害的原因。在钻开储层时，在正压差（井筒液柱的压力大于地层压力）的作用下，有两种形式的伤害，一种是钻井液中的固相颗粒进入储层造成孔喉堵塞，另一种是钻井液滤液进入储层与储层岩石、流体作用，破坏储层原有的宁静和平衡，从而诱发储层伤害发生，造成储层渗透能力下降。石油工作者通过不断的研究和实践发现，钻进过程中造成储层损害主要有五个方面的原因：（1）钻井液中的固相颗粒直接堵塞储层孔喉；（2）钻井液滤液与储层矿物不配伍引起的伤害，比如敏感性伤害等；（3）钻井液滤液与储层流体不配合（不配伍）等形成沉淀引起的伤害；（4）钻井液滤液进入储层改变了井壁附近地带的油、气、水分布，引起油相的渗透率变化造成的伤害；（5）负压差钻井（欠平衡钻井或空气钻井）时，如果负压差过大，可诱发储层速敏，引起储层出砂及微粒运移等造成伤害。
此外，石油工作者还发现，钻井过程储层伤害的严重程度不仅与钻井液类型和组分有关，而且随钻井液中的固相、液相与储层岩石、 地层流体的相互作用时间和侵入储层深度的增加而加剧。影响作用时间和侵入深度主要是工程因素，这些因素可归纳为以下四个方面：压差、钻井液浸泡储层时间、环空返速、钻井液性能等。
明确了钻井液伤害储层的原因，接下来就是要对症下药，有针对性地提出“防止和消除”钻井液伤害储层的良药方子，石油工作者提出了钻开储层的钻井液不仅要满足安全、快速、优质、高效的钻井工程本身施工的需要，也要满足保护储层的技术要求。对保护储层的钻井液提出了具体的要求：（1）钻井液密度可调可控，地层压力与钻井液柱的静压力差选取合理的差值，钻井液柱压力大于地层压力，预防井喷等事故产生，一般选取 3.5MPa；根据不同油气藏类型选取不同井底压力差，预防钻井液侵入储层太深；特殊情况下，可选取欠平衡钻井，即地层压力大于钻井液的静压力，实现边喷边钻；（2）降低钻井液中固相颗粒对储层的损害，采取优化屏蔽暂堵颗粒，快速在井壁形成暂堵层，减少无用固相侵入储层深部位置；（3）钻井液必须与储层岩石矿物适应（防止储层岩石“过敏症”发生），通过控制矿化度和酸碱度等实现；（4） 钻井液滤液中的组分与储层中所含的流体组分配伍性好，混合后相安无事，不形成沉淀物，降低乳化与水锁等对储层的伤害；（5）开发钻井液中的新添加剂，提高滤饼质量，降低液相、固相侵入深度和侵入量，比如聚合醇（一种化学药剂）钻开储层能够快速形成致密封堵层，类似“液体套管”，有效预防液相、固相侵入储层。
此外，可以通过提高钻井工艺技术保护储层，比如采取降低压差，实现近平衡压力钻井；减少钻井事故，降低钻井液浸泡储层时间；优选环空返速，防止井喷井漏等措施。钻开储层过程中，储层伤害是不可避免的，只能通过保护技术的研发与应用将伤害程度降至最低；一旦堵塞严重，可利用酸化、压裂等技术解除储层伤害，达到增加储层渗流能力的目的，但是必然会增加成本，同时酸化过程会形成二次沉淀伤害。
全生命周期开发油气藏（田）涉及的施工作业环节多，这里仅简要地介绍了钻井过程中储层伤害的机理与保护技术应用，固井、射孔、修井、注水、酸化、压裂等过程储层伤害机理与保护对策就不逐一介绍，有兴趣的读者可参见相关的专业书籍。只有将油气藏（田）各个环节的油气储层保护工作做好了、做到位了，各种外来流体与储层接触后“不过敏”，才能始终保持井的活力，即生产井的产出能力和注入井的注入能力，确保油气藏（田）稳产增产这个理念必须贯穿于油气藏（田）开发全生命周期以及各个环节。
油气层伤害严重影响油气勘探发现和开发效果，因此保护油气层技术是石油工程领域的一项关键技术，一直受到石油工程界的高度重视。国外在 20 世纪 50 年代开始对储层保护技术展开研究，特别是 20 世纪 70 年代中期以来连续召开的油气层损害防治国际性专题学术会议，推动了油气层保护理论与技术的传播、交流与发展，形成了保护油气层系列技术，并融入具体的作业环节中有效地防止和消除油气层损害，大大提高了油气勘探开发效率。
当前，我国石油工业正逐步从常规油气资源向“低渗透、深层、深海、非常规”方向发展，尤其是向页岩油气、致密油气、煤层气等非常规油气资源发展。非常规储层相对于常规储层损害机理更为复杂，对储层保护技术要求更高。
知识小讲堂
Part 10
修井作业——“井”的维护和保养，保障“井”顺利生产
修井作业，简言之，就是对采油（气）井的一种维护和保养，以确保采油（气）井能顺利使用和正常生产油（气）。换言之，通过修井可以解除井下各种事故、维护井身和改善油（气）井出油（气）条件（或注水井、注气井的注水、注气条件），恢复井的生产能力。井的维护和保养，与车辆定期保养和维护，确保安全运行是类似的，车辆不保养和维护，就很有可能出事故，严重时车毁人亡。
Part 11
井的常见问题
油（气）井生产时间长后，井的设备、管柱也会出现一些问题影响使用，如果不及时维修，小则影响产量，大则可能造成安全环保事故，因此需要及时对油（气）井进行保养、维修。
油（气）井出现问题主要有三种情形。一是油井本身的故障，如井下出砂造成砂堵，井筒内结蜡、结盐，油层堵塞，油、气、水层窜通等。二是井内的管柱结构损坏，如油管断裂、油管接头脱扣、套管挤扁断裂渗漏等。三是采油采气的设备出现故障，如抽油泵、电潜泵、螺杆泵出故障等。
Part 12
修井机
油（气）井出现问题后，就要用专用的修井机进行维修，就像修理汽车时的维修平台一样，修井机是修井施工中最基本、最主要的动力来源，按其运行结构分为履带式修井机和轮胎式修井机。修井机装备有井架、旋转系统、钻台等设施，可以根据油（气）井存在的问题，实施吊装、提下管柱设备、钻磨等作业。根据要修的井深度、难度，修井要用到可以上提 20t 到 150t 重的不同型号的修井机。
Part 13
常见作业方式
针对井的故障，修井作业的主要工作包括三个方面。
一是起下作业，比如把发生故障或损坏的油管、抽油杆、抽油泵等井下设备和工具提出来，修理好或者更换成新的以后，再下入到井里。
二是井内的循环作业，比如用冲砂、热洗把井筒里的砂子、脏东西冲洗出来，让井筒干净通畅。
三是旋转作业，比如把电钻下到井筒里，把堵得很结实的砂子、水泥塞钻掉，或者重新钻个井眼、修补好套管等。
修井作业根据油（气）井问题的大小或者修理的难度分为两类 : 小修作业和大修作业。
小修作业主要包括冲砂、清除井下结的蜡、换井下管柱、简单一点的打捞等。
大修作业包括井的故障诊断、复杂的打捞、查找窜漏的地方和堵漏、防砂、修套管等工作。
无论是小修还是大修作业，必须确保三个原则：一是只能解除井下事故，不能增加井下事故；二是只能改善和保护油层，不能破坏和伤害油层；三是只能保护井身，不能损坏井身。
其实，机动车保养和维护也是如此，要求保养和维护之后，车辆各种毛病、潜在风险解除，运行更顺畅、安全。
在进行大修作业时，施工要求分为三类。
第一类，复杂打捞。指油（气）井内，由于各种原因造成的井下落物情况。例如，井下的管柱、工具全部卡死等，一般的小修作业是没办法打捞出来的。
第二类，修套管。因为油（气）井一般都很深，各种原因常常造成套管损坏，因此，修复油（气）井套管是大修作业的主要任务之一。
按套管损坏的情况可分为三种类型：套管变形、套管错断（错位、断开）、套管破裂。套管变形指当套管外地层的挤压力过大时，就可能造成套管一处或多处挤扁或弯曲等套管变形损坏，包括：套管缩径、挤扁、弯曲。套管错位、断开一般是 因为套管变形严重，最后导致上下两部分发生了相对移动，从而造成套管断裂。套管破裂指套管上产生了破孔或缝洞现象，一般分为微缝、裂缝和裂洞三种类型。
造成套管损坏的因素主要有两大类。一是地层方面的因素，包括 地层、断层活动，地震影响，地层水腐蚀等，二是工程方面的因素，包括套管材质选择、固井质量好坏、地层压力大幅度变化等问题，还有油（气）井日常管理不到位等问题。
对这一类套管损坏井主要采用解卡打捞、整形与加固、取换套管、补贴等工艺技术进行修复。
第三类，套管内侧钻新井眼。对严重套损井，侧钻是一项重要的修复工艺技术，这项技术在套损井段以上选一个合适的深度位置，在套管侧面开窗钻孔，钻成一个通向油层的新通道， 可以使一口濒临报废的井重焕新生。
知识小讲堂
我们下期再见！
气藏开采的天然动力——气驱和水驱
由于原油和天然气物性的差异，气藏与油藏的开发方式有很大的不同。目前，气藏的开采方式有气体膨胀驱、水驱。
气体膨胀驱（或气驱）
主要针对干气藏，依靠气体膨胀驱动来采出气体，一次开采可以采出高达 90% 左右的OGIP（原始天然气地质储量）。其实，就是靠天然能量衰竭开发。
水驱
主要针对有边水、底水的气藏，与存在边底水的油藏的水驱是类似的，可分为弹性水驱气藏和刚性水驱气藏。弹性水驱气藏以气驱为主，水体区域一般较小，能量较弱，具有封闭性，水体有限。刚性水驱气藏以水驱为主，水体区域很大，为无限水体，气藏边、底水与圈闭以外的地层水或与地面露头天然水域有联系，例如加拿大海狸河气田泥盆系的气藏。
对于边、底水气藏，一般只能开采出 30%～50% 的 OGIP。水驱没有膨胀气驱的采收率高。
衰竭开发和保持地层压力开发：凝析气藏
凝析气藏是一种特殊的气藏，是介于油藏和气藏之间的一种特殊气藏。不同于油藏，也不同于干气藏。虽然凝析气藏也产油（称之为凝析油），但在气藏原始温度压力条件下凝析油在地下以气相存在。而常规油藏乃至轻质油藏在地下以油相存在，虽然其中含有气，但这种伴生气在地下常常溶解于油，称为单一油相。一般气藏（湿气藏、干气藏）在开采过程中很少产凝析油。凝析气藏开发方式与干气藏开发方式有很大区别。对于凝析气藏来说，除了把地下天然气采出来之外，就是要防止在地层压力下降时会出现凝析油析出从而导致损失。因此，根据凝析气藏中凝析油的含量及经济性，目前其开发方式主要有两种。
这种方式采出的凝析油是很少的。对于天然气中凝析油含量低的凝析气藏，从经济的角度来看，这种方式费用较低，是可取的。
保持压力开发方式：
这种方式是提高凝析油采收率的主要方法，尤其是针对凝析油含量较高的凝析气藏，不保持压力开采，凝析油的损失可以达 到原始凝析油储量的 30%~60%。这种方式和原油“二次采油”方式原理相同。通过向地层中注入水和气体。气体可以是干气、氮气或氮气与天然气的混合物，也可以是空气或 CO2。注干气通常是将气田本身产出的天然气经过凝析油回收和处理后，再回注到气藏。注水一般是针对缝洞型气藏采 用水、气交替注入或同时注入，目的是改善注气时波及体积，防止气窜。采用保持压力的方式需要大量的投资，要购置压缩机，而且在相当长时间内无法利用天然气。有的凝析气藏产出的气量少，不能满足回注的气量，还需要从附近的气田购买天然气。因而，有无供气气源也是决定采取什么方式保持压力的重要因素。
井筒中的“十八般武艺”，助力油气产出
Part 01
人工举升——人为向井底增补能量，助油采掘一臂之力
人工举升的目的，是维持一个低的井底生产压力，使地层能够给出所要求的油藏流体产量。油层能量充足 时，利用油层本身的能量将油举升到地面的方式称为自喷。当油层能量较低时，要采用人工给井筒流体增加能量的方法将油从井底举升到地面上来，即为人工举升，包括气举采油法和泵抽采油法两种。气举是通过向井筒注入气体来增加井底能量，泵抽是将地面动力（例如电能）传递到井底泵来实现井底能量增加，进入油田开发中后期，地层能量下降，人工举升的作用越来越显著。油井在井身结构、产量、流体性质等方面的差异促进了泵抽技术的多元化发展，形成了多种举升方式，一般根据能量传递的方式可将泵抽采油法分为有杆泵和无杆泵两大类。
指借助于细长的抽油杆将地面动力传递给井下抽油泵，从而将原油举升至地面，主要包括抽油机井有杆泵举升和地面驱动螺杆泵举升，其中抽油机井有杆泵举升具有结构简单、适应性强和寿命长等特点，是目前国内外应用最广泛的人工举升方式。
与有杆泵举升不同，无杆泵举升不是用抽油杆来传递地面动力，而是用电缆或高压流体将地面能量传递到井下，带动井下机组把原油举升至地面。主要包括潜油电泵、射流泵、水力活塞泵等，其中潜油电泵排量相对较大，自动化程度高，已成为海上油田开采的主力。随着油田开发的深入，采出液含水不断上升，采油成本持续增加；水平井、大斜度井等特殊井型增加，油井条件更加复杂；三次采油、高温高压油井越来越多，流体条件越来越恶劣。人工举升面临的挑战不断增加，常规举升技术暴露出能耗高、效率低、杆管偏磨等一系列问题，发展更加安全环保、可靠、节能、高效的人工举升技术是采油工程发展的必然趋势，同时要配套实时监测与诊断技术，提高对生产过程的监测和控制水平，才能实现高效低耗举升，降低采油成本。
Part 02
排液采气——消除井筒“肿瘤”，恢复气井活力
气井排水采气技术主要通过排出产液气井井筒的液体，从而降低井底回压，释放气层的生产能力。该技术也称为狭义的排液采气技术，是目前最常用的排液采气技术。随着气田开发的深入，产液气井的数量逐渐增加，同时单井每采出万立方米气所带出液量增大，使产气量急剧下降，气井自喷能力减弱，逐渐变为间喷井，最终因井底积液而停产。为此针对气藏类型及其出水规律不同，初步形成了优选管柱、泡排、柱塞举升、气举、机抽、潜油电泵、射流泵等众多排液采气技术。
Part 03
分层注水——因势利导，按层所需，提升注水效果
我国油田早期注水实施笼统注水，即在注入井的井口采用同一压力且将地下层位（无论是单层多层）看作单层来处理，不考虑地下实际各层位的情况而进行注水。优点是操作简单，成本较低。缺点是对地下各层压力、注入水进入各层的水量分配缺乏控制，因此，出现了高渗透层水突进，见水快、油层压力高，中低渗透油层压力水平低，需要水的层位进入水量少，不需要大量进入水的层位反而水量多，从而注入水在相应层位达不到驱替或置换油的效果。为解决上述矛盾，科学家们提出了分层注水的理念。简而言之，就是根据各油层的流体流动能力差异，在不同油层部位安装大小不等的水嘴（控制注水量大小）来调控注入层位的供水压力，实现合理分配注水量到不同层位，有效提高不同层位 的驱油效果。分层注水方式多用于同一口注入井穿过多油层的情况。
发展分层注水，实现有效注水，是高含水后期、特高含水期继续注水提高原油采收率的主攻方向之一。
Part 04
调剖堵水与调驱——多措并举，强力堵截，助力控水 增油
油田长期注水开发使储层非均质性进一步恶化，在储层中形成不同级别的水流优势通道，注入水低效、无效循环。例如，由中高含水期（含水 60%~80%）约 3t 水换 1t 油上升到高含水期的约 8t 水换 1t 油，注入水置换地层中原油的效率和采掘效益大幅降低。调剖堵水与调驱技术是一项针对性很强的技术，它通过机械的或化学的方法封堵目前油井高产水的层段（一口井沿纵向上可能有很多层），人为地改变注入水的流动方向，使不同层位中注入水的流量重新分配，特别是让水进入渗透率差的层段，有效驱赶或置换低渗透层段的原油，从而有效提高注入水的波及范围和驱替效率，控制注入水的产出、稳定生产井产油量，进而提高原油采收率。该技术已经成为注水开发油田提高注水效率和最终采收率的重要手段，是一项有效的控水增油技术。
目前，油田调剖堵水与调驱技术类型很多，包括：油田化学堵水技术，机械堵水、调剖技术，油水井对应堵水、调剖技术，注水井调剖技术和深部调剖技术等。
什么叫化学堵水？
向油井的高含水或高含水、高产液层注入一种化学药剂，药剂在孔隙中凝固或膨胀后降低近井区域流动能力，封堵住渗透性高的层位、高含水或高产液层，使高含水、高产液层少产液或不产液的一种方法，可以达到降低油井产水量、增加产油量的目的。
什么叫机械堵水、调剖？
用封隔器将出水层位在井筒内卡开，以阻止出水层位的水进入井筒同时也不干扰其他层的堵水方式称为机械法堵水。该方法在油田中起到了较好的堵水效果，可作为一种经济、有效地降低非期望产水的措施。
什么叫油水井对应堵水、调剖？
在注水井调剖的同时，相对应的采油井进行堵水措施。在改善注水井不同层位注入水的流量分配的同时也改善对应油井不同生产层位的流量分配 （即注入水量分配大的层位对应油井层位产量大），提高对应油水井的注水和采油效果，扩大注水见效的范围，提高产油量，降低产水量，延长注水见效时间。
什么叫注水井调剖？
采用封隔器和配水器，分隔注水井各注水层位，进行分层配水。或者采用化学堵水法，向高含水层位注入化学剂，降低注水井近井区域的渗透率，或封堵高含水层位或大孔道，从而控制这些层位的含水量，提高注入压力，增加含水低的层位的水量，从而改善不同层位的含水量，扩大波及范围，提高采收率。
用不同的注入方法，将化学药剂注入油藏较深部位，其部位根据各油层开发特点而有所不同，例如，对正常高含水区块，其处理半径可采取 1/3 井距、1/4 井距，而对其具有明显的裂缝或大孔道的注水井可采用 1/2 井距或更大的处理半径，以达到在油层较深部位封堵高渗透吸水层段，迫使液体流动方向改变，扩大注入水波及范围，改善开发效果。
Part 05
分层采油——充分发挥各层生产“积极性”
我国油田早期实施多层位合采，简言之笼统采油，即一口井穿过多个层位，将多个层位看作是一个单层，这些层位中的油都流入井筒中，一起流入井口，井口压力相同。通常，一口生产井可能包含多个油层，合采时，由于层与层之间的压力、岩石和流体性质等差异，往往互相干扰，使部分油层不能发挥应有的作用，甚至出现“倒灌”的现象（高压油层的流体灌入低压油层，阻止了低压油层流体的采出）。为减少或消除层间干扰，人们发展了分层采油技术，即通过井下工艺管柱将各个目的层分开，在各个分开的层位，装配不同油嘴，调节井底的压力，减少或消除层间干扰，提高油气井生产效果。早期应用的分层开采技术主要有多管分采技术和单管分采技术。
多管分采技术，在一口井内下入多根油管，一根油管开采一个层段，用封隔器将层段分隔开。此法可消除层间干扰，但在一口井中下的油管数要受井眼尺寸限制，不能太多，而且井下工具和井口装置因管多而复杂化，通常多采用油管和油管—套管环空或双油管分采两层。
单管分采技术，在开采多油层的生产井内，用封隔器将油层分隔成若干层段，用配产器来减少层间干扰，为便于井下作业和油井管理，在一口井中，一般可分 3～4 个层段进行分层采油。
为了降低分采作业成本和实现井下数据实时监测，近年来发展了压力波控制分层采油技术、智能井技术、振动波控制分层采油技术等先进分采技术。
知识小讲堂
Part 06
同井注采——实现稳油、控水、节能、降耗
油田注水开发进入中后期，其含水率将逐渐升高，部分区块含水率达到 90%，甚至超过 95%。通常情况下，储层产出的大量水会与原油一起被举升到地面，先进行油水分离，再通过管网输送到污水处理厂，经过处理后被回注到油层或地层。在此过程中，大量产出水的举升、集输会消耗能源，污水处理一方面会占用大量的土地，增加水处理设备等基建投资，另一方面，处理污水用到的化学药品还会带来潜在的环保问题。高含水油田生产成本的增加使很多油井失去开采价值，甚至导致关井停产，为了降低高含水油田综合开发成本，提高油田采收率，需要采用新技术，改变传统开发模式，减小无效水循环，降低生产成本，实现稳油、控水、节能、降耗。
同井注采技术是利用井下油水分离设备，把油层产出的油水混合 物直接在井下分离，分离出的富油流（含水较少的浓缩油）被举升到地面，分离出的富水流（含油极少的分离水）被回注到废弃层或者注水层用以驱油。
Part 07
水力压裂——建造地层“高速公路”网，助力增产
水力压裂是提高油气井产量、提高注水井注水效率的一项重要 的储层改造措施。它是利用地面高压泵，通过井筒向油层中挤注具有较高黏度的液体（即压裂液）。当注入压裂液的量大大超过油层的吸收能力时，就会在井底憋压，一旦超过地层岩石破裂压力油层将被压开并在井底附近地层产生裂缝。继续注入带有支撑剂（石英、 陶粒等）的携砂液，裂缝进一步向前延伸并填入支撑剂支撑已经压开的裂缝，使其不闭合，由此在井底附近地层内形成具有一定几何尺寸和高导流的填砂裂缝，使油层与井筒之间建立起一条新的流体高速公路通道，达到油气井增产、注水井增注的目的。水力压裂之后，油气井的产量一般会有较大幅度的增长。水力压裂的概念和思路将在第五章知识小讲堂详细介绍。
随着勘探技术的进步，人工“改造”储层越来越复杂。例如， 致密油气藏具有孔隙度小、渗透率低等特点，一般情况下自身产能较低甚至无产能，且储层的分布范围广，单层厚度薄，纵向不集中，横向不连续，采用常规的垂直井水力压裂工艺无法实现经济工业产能。目前，对于非常规油气资源的开发逐渐形成了水平钻井、体积压裂及裂缝监测的综合系列开发技术。水平井体积压裂技术可实现油气储层岩体的三维立体改造，形成人工裂缝立体网络，获得更大的储层泄流面积，能够增大井筒与裂缝产生更大的接触面积，从而更大地提高储层有效渗透率，提高采收率。
水力压裂分为端部脱砂压裂、重复压裂、高速通道压裂、“井工厂”压裂技术 （同步压裂、拉链压裂）、暂堵转向压裂技术、深井及超深井压裂新技术。
Part 08
酸化——解堵、造缝的利器，助力生 产活力
酸化是油气井投产、增产和注入井增注的重要技术措施，酸化的概念和思路将在第 5 章详细介绍。通过酸液腐蚀、疏通油层中的小孔道、清理地层中各种伤害（如钻井产生的钻井液伤害）、堵塞等，对储层进行解堵或形成高渗透性裂缝，实现提高储层渗透性，改善渗流条件，达到恢复或提高产能的目的。由于酸化技术对油气井投产、增产发挥着巨大作用，因而受到油田的高度重视和推广应用并得以广泛发展。
根据所应用酸液和工艺方法区分，主要有基质酸化和酸压技术（有兴趣的读者可参见相关专业书籍）。
Part 09
保护储层，保持油气井的活力
大家知道，储层是能够储集油气并能让油气在其中流动的岩层或地层。油气层埋藏几百米甚至几千米，储层为什么会受到伤害、会受到什么样的伤害呢？如果储层产生伤害，专家怎么去预防或解除这些伤害，保持油气井产能呢？地下油气层没有被钻井工人钻开前，油、气、水与油、气、水之间、油、气、水与岩层之间相安无事、和平共处，油、气、水与岩层之间的物理与化学性质、压力保持平衡稳定状态；油气层一旦被钻开了“眼”，伴随外来流体的侵入，油气藏内部固有的物理、化学平衡被打破，或者说原来的宁静就遭到了破坏。大家知道，在油气田勘探开发过程中的各个环节——钻井、固井、射孔、修井、注水、 酸化、压裂直到三次采油提高采收率过程中，必然的也是不可避免的有外来流体进入储层，例如钻井过程中的钻井液，固井施工过程中的水泥浆，射孔作业中的射孔液，修井作业用的修井液，增产用的压裂液、 酸化液，采掘过程中注入的水、注入的气、注入的化学剂等都是外来流体，这些外来流体进入储层不可避地要与储层中的矿物和流体接触，但因它们“性格不合”，因此产生物理与化学反应，造成黏土等敏感 性矿物“生气”而发生膨胀、分散和运移，以及彼此“不配合”而（专业上称之为不配伍）产生沉淀物，导致储层岩石孔喉被缩小或堵塞，从而造成近井地带（即井眼附近的区域）渗透能力的降低，流体的产出能力和注入水、注入化学剂等（称之为驱替液）注入能力降低，这些现象均可称之为储层伤害。石油工作者也有很多其他的叫法，如地层损害、地层污染、油气层污染等。其实，储层伤害与病人输血是很类似的，正常情况下 A 型血的人输 A 型血，B 型血的人输 B 型血，否则将引起不同程度的免疫性与溶血性输血的不良反应并危及生命。储层受到伤害的源头主要是外来流体与流体中的固相进入了储层，因此，我们首先谈谈外来流体。
不同的人有不同的性格，不同的流体有不同的“性格”，外来流体（油、气、水）与地层流体更是如此。外来流体无论是在性质、组成、浓度、温度等各方面与储层原有的流体存在一定程度的差异，一旦进入地层，都会与储层中的岩石矿物、流体发生物理与化学作用，引起储层微观孔喉结构或流体原始状态发生了改变，通常称之为外来流体与地层流体不配伍、储层矿物敏感性伤害。这种现象与海洋中生活的咸水鱼类到了陆地淡水湖泊生活或淡水湖泊的鱼类到了海洋里边生活不适应、难以生存而死亡是类似的，因为鱼类生活的水体环境发生了变化。
外来流体中或多或少都有固相颗粒，比如钻井液中搬土（一种泥土）、重晶石粉、铁矿粉、钻屑以及注入水悬浮物、压裂液破胶产生的残渣等，都属于外来固相。如果固相颗粒粒径比储层孔喉或者裂缝宽度小，在一定正压差下会进入储层，并向深部运移，遇到比固相颗粒小的孔喉或者裂缝，以及运移动力减弱甚至消失，便会堵塞孔喉，降低油气渗流能力。
地层伤害降低油井产能与产量，严重时会导致“误诊”、漏掉油气层发现，增加油井酸化、修井等工作次数，增加油气生产成本，降低油气藏最终采收率。
目前，油气田勘探开发实践表明，外来流体进入储层造成储层伤害是因为储层对外来流体“过敏”，称之为储层的敏感性伤害。与人们各种各样的过敏类似，如花粉过敏、酒精过敏、青霉素过敏。归纳起来，储层的“过敏症”主要体现在五个方面：速敏性伤害、水敏性伤害、盐敏性伤害、碱敏性伤害和酸敏性伤害等。简言之，储层的敏感性就是油气储层与外来流体发生物理或化学作用，诱发敏感性反应发生，导致储层的孔隙结构变差与渗透性能降低。
油气储层为什么会与外来流体发生反应呢？或者说导致它们发生反应的本质原因是什么呢？专家们通过研究发现，沉积储层由10 余种矿物组成，但它们对流速、矿化度大小、酸、碱等敏感性程度不同，通常将对外来流体敏感程度强的矿物称为敏感性矿物，主要包括高岭石、伊利石、绿泥石、蒙皂石、伊 / 蒙间层、绿 / 蒙间层等黏土矿物，其次是方解石、白云石，微米级石英、钾长石、斜长石等。敏感性矿物一般粒径小于 20μm，是正常人一根头发直径的 1/5～1/3，挺聪明，往往分布在孔隙表面和喉道位置，处于与外来流体优先接触的位置。根据与外来流体敏感性的性质不同，常见的敏感性矿物可以分为速敏性矿物、水敏性矿物、盐敏性矿物、碱敏性矿物和酸敏性矿物等，与储层的“五敏”正好相对应，一种敏感性矿物可发生多种敏感性损害， 犹如一个人对多种物质过敏一样。
油气层勘探开发中预防储层伤害，低成本、高效开发保护油气层的系列技术，称为储层保护技术；换言之，对症下药，防止和消除“储层伤害”，避免“储层过 敏”的系列技术。储层保护工作的好坏直接关系到能否及时“诊断”和发现新储层、新油气藏以及对储量的科学评价，直接关系到油气井的生产能力，对油气（藏）田 的经济效益有关键性的影响。保护好储层，就必须把油气（藏）田的开发生产看成是一个严密的系统工程，在勘探开发生产的每一个施工作业环节（或者说只要有外来流体进入的环节）中一丝不苟、不折不扣地实施好储层保护技术。保护技术贯穿于油气田开发的全生命周期，包括钻井、固井、完井、压井、洗井、修井、射孔、 压裂、酸化、注入、注气、化学驱等环节。下面以钻井过程中储层保护技术为例介绍储层保护技术的实施过程。
钻井液是石油工程中最先与储层相接触的工作液，其类型和性能好坏直接关系到对储层的损害程度，因而保护储层钻井液技术是做好保护储层工作的首要技术环节。
为此，石油工作者要做的第一件事就是必须找到钻井液引起储层伤害的原因。在钻开储层时，在正压差（井筒液柱的压力大于地层压力）的作用下，有两种形式的伤害，一种是钻井液中的固相颗粒进入储层造成孔喉堵塞，另一种是钻井液滤液进入储层与储层岩石、流体作用，破坏储层原有的宁静和平衡，从而诱发储层伤害发生，造成储层渗透能力下降。石油工作者通过不断的研究和实践发现，钻进过程中造成储层损害主要有五个方面的原因：（1）钻井液中的固相颗粒直接堵塞储层孔喉；（2）钻井液滤液与储层矿物不配伍引起的伤害，比如敏感性伤害等；（3）钻井液滤液与储层流体不配合（不配伍）等形成沉淀引起的伤害；（4）钻井液滤液进入储层改变了井壁附近地带的油、气、水分布，引起油相的渗透率变化造成的伤害；（5）负压差钻井（欠平衡钻井或空气钻井）时，如果负压差过大，可诱发储层速敏，引起储层出砂及微粒运移等造成伤害。
此外，石油工作者还发现，钻井过程储层伤害的严重程度不仅与钻井液类型和组分有关，而且随钻井液中的固相、液相与储层岩石、 地层流体的相互作用时间和侵入储层深度的增加而加剧。影响作用时间和侵入深度主要是工程因素，这些因素可归纳为以下四个方面：压差、钻井液浸泡储层时间、环空返速、钻井液性能等。
明确了钻井液伤害储层的原因，接下来就是要对症下药，有针对性地提出“防止和消除”钻井液伤害储层的良药方子，石油工作者提出了钻开储层的钻井液不仅要满足安全、快速、优质、高效的钻井工程本身施工的需要，也要满足保护储层的技术要求。对保护储层的钻井液提出了具体的要求：（1）钻井液密度可调可控，地层压力与钻井液柱的静压力差选取合理的差值，钻井液柱压力大于地层压力，预防井喷等事故产生，一般选取 3.5MPa；根据不同油气藏类型选取不同井底压力差，预防钻井液侵入储层太深；特殊情况下，可选取欠平衡钻井，即地层压力大于钻井液的静压力，实现边喷边钻；（2）降低钻井液中固相颗粒对储层的损害，采取优化屏蔽暂堵颗粒，快速在井壁形成暂堵层，减少无用固相侵入储层深部位置；（3）钻井液必须与储层岩石矿物适应（防止储层岩石“过敏症”发生），通过控制矿化度和酸碱度等实现；（4） 钻井液滤液中的组分与储层中所含的流体组分配伍性好，混合后相安无事，不形成沉淀物，降低乳化与水锁等对储层的伤害；（5）开发钻井液中的新添加剂，提高滤饼质量，降低液相、固相侵入深度和侵入量，比如聚合醇（一种化学药剂）钻开储层能够快速形成致密封堵层，类似“液体套管”，有效预防液相、固相侵入储层。
此外，可以通过提高钻井工艺技术保护储层，比如采取降低压差，实现近平衡压力钻井；减少钻井事故，降低钻井液浸泡储层时间；优选环空返速，防止井喷井漏等措施。钻开储层过程中，储层伤害是不可避免的，只能通过保护技术的研发与应用将伤害程度降至最低；一旦堵塞严重，可利用酸化、压裂等技术解除储层伤害，达到增加储层渗流能力的目的，但是必然会增加成本，同时酸化过程会形成二次沉淀伤害。
全生命周期开发油气藏（田）涉及的施工作业环节多，这里仅简要地介绍了钻井过程中储层伤害的机理与保护技术应用，固井、射孔、修井、注水、酸化、压裂等过程储层伤害机理与保护对策就不逐一介绍，有兴趣的读者可参见相关的专业书籍。只有将油气藏（田）各个环节的油气储层保护工作做好了、做到位了，各种外来流体与储层接触后“不过敏”，才能始终保持井的活力，即生产井的产出能力和注入井的注入能力，确保油气藏（田）稳产增产这个理念必须贯穿于油气藏（田）开发全生命周期以及各个环节。
油气层伤害严重影响油气勘探发现和开发效果，因此保护油气层技术是石油工程领域的一项关键技术，一直受到石油工程界的高度重视。国外在 20 世纪 50 年代开始对储层保护技术展开研究，特别是 20 世纪 70 年代中期以来连续召开的油气层损害防治国际性专题学术会议，推动了油气层保护理论与技术的传播、交流与发展，形成了保护油气层系列技术，并融入具体的作业环节中有效地防止和消除油气层损害，大大提高了油气勘探开发效率。
当前，我国石油工业正逐步从常规油气资源向“低渗透、深层、深海、非常规”方向发展，尤其是向页岩油气、致密油气、煤层气等非常规油气资源发展。非常规储层相对于常规储层损害机理更为复杂，对储层保护技术要求更高。
知识小讲堂
Part 10
修井作业——“井”的维护和保养，保障“井”顺利生产
修井作业，简言之，就是对采油（气）井的一种维护和保养，以确保采油（气）井能顺利使用和正常生产油（气）。换言之，通过修井可以解除井下各种事故、维护井身和改善油（气）井出油（气）条件（或注水井、注气井的注水、注气条件），恢复井的生产能力。井的维护和保养，与车辆定期保养和维护，确保安全运行是类似的，车辆不保养和维护，就很有可能出事故，严重时车毁人亡。
Part 11
井的常见问题
油（气）井生产时间长后，井的设备、管柱也会出现一些问题影响使用，如果不及时维修，小则影响产量，大则可能造成安全环保事故，因此需要及时对油（气）井进行保养、维修。
油（气）井出现问题主要有三种情形。一是油井本身的故障，如井下出砂造成砂堵，井筒内结蜡、结盐，油层堵塞，油、气、水层窜通等。二是井内的管柱结构损坏，如油管断裂、油管接头脱扣、套管挤扁断裂渗漏等。三是采油采气的设备出现故障，如抽油泵、电潜泵、螺杆泵出故障等。
Part 12
修井机
油（气）井出现问题后，就要用专用的修井机进行维修，就像修理汽车时的维修平台一样，修井机是修井施工中最基本、最主要的动力来源，按其运行结构分为履带式修井机和轮胎式修井机。修井机装备有井架、旋转系统、钻台等设施，可以根据油（气）井存在的问题，实施吊装、提下管柱设备、钻磨等作业。根据要修的井深度、难度，修井要用到可以上提 20t 到 150t 重的不同型号的修井机。
Part 13
常见作业方式
针对井的故障，修井作业的主要工作包括三个方面。
一是起下作业，比如把发生故障或损坏的油管、抽油杆、抽油泵等井下设备和工具提出来，修理好或者更换成新的以后，再下入到井里。
二是井内的循环作业，比如用冲砂、热洗把井筒里的砂子、脏东西冲洗出来，让井筒干净通畅。
三是旋转作业，比如把电钻下到井筒里，把堵得很结实的砂子、水泥塞钻掉，或者重新钻个井眼、修补好套管等。
修井作业根据油（气）井问题的大小或者修理的难度分为两类 : 小修作业和大修作业。
小修作业主要包括冲砂、清除井下结的蜡、换井下管柱、简单一点的打捞等。
大修作业包括井的故障诊断、复杂的打捞、查找窜漏的地方和堵漏、防砂、修套管等工作。
无论是小修还是大修作业，必须确保三个原则：一是只能解除井下事故，不能增加井下事故；二是只能改善和保护油层，不能破坏和伤害油层；三是只能保护井身，不能损坏井身。
其实，机动车保养和维护也是如此，要求保养和维护之后，车辆各种毛病、潜在风险解除，运行更顺畅、安全。
在进行大修作业时，施工要求分为三类。
第一类，复杂打捞。指油（气）井内，由于各种原因造成的井下落物情况。例如，井下的管柱、工具全部卡死等，一般的小修作业是没办法打捞出来的。
第二类，修套管。因为油（气）井一般都很深，各种原因常常造成套管损坏，因此，修复油（气）井套管是大修作业的主要任务之一。
按套管损坏的情况可分为三种类型：套管变形、套管错断（错位、断开）、套管破裂。套管变形指当套管外地层的挤压力过大时，就可能造成套管一处或多处挤扁或弯曲等套管变形损坏，包括：套管缩径、挤扁、弯曲。套管错位、断开一般是 因为套管变形严重，最后导致上下两部分发生了相对移动，从而造成套管断裂。套管破裂指套管上产生了破孔或缝洞现象，一般分为微缝、裂缝和裂洞三种类型。
造成套管损坏的因素主要有两大类。一是地层方面的因素，包括 地层、断层活动，地震影响，地层水腐蚀等，二是工程方面的因素，包括套管材质选择、固井质量好坏、地层压力大幅度变化等问题，还有油（气）井日常管理不到位等问题。
对这一类套管损坏井主要采用解卡打捞、整形与加固、取换套管、补贴等工艺技术进行修复。
第三类，套管内侧钻新井眼。对严重套损井，侧钻是一项重要的修复工艺技术，这项技术在套损井段以上选一个合适的深度位置，在套管侧面开窗钻孔，钻成一个通向油层的新通道， 可以使一口濒临报废的井重焕新生。
知识小讲堂
我们下期再见！
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责任编辑：孙茂仁
审核编委：柯顺彦
审核老师：杨 烽
来源：西南石油大学