优选油气层保护第五章课件

1、优选油气层保护第五章第一节 钻井过程中造成油气层损害原因分析一、钻井过程中油气层损害原因钻井液中分散相颗粒侵入地层固相颗粒堵塞油气层孔隙(膨润土、加重剂、堵漏剂、暂堵剂、钻屑和处理剂的不溶物及高聚物鱼眼等 )乳化液滴堵塞油气层 钻井液滤液与油气层岩石不配伍水敏 造成微粒运移损害盐敏 造成分散运移和微粒堵塞碱敏 引起碱敏矿物分散运移和溶蚀结垢润湿反转 滤液中含有亲油性表面活性剂吸附在亲水性岩石表面，造成油气层油相渗透率下降。表面吸附 滤液中的部分处理剂被油气层孔隙或裂缝表面吸附，缩小孔喉或孔隙尺寸。一、钻井过程中油气层损害原因一、钻井过程中油气层损害原因无机盐沉淀 滤液中所含无机离子与地层中无机

2、离子作用形成不溶于水的盐类。HCO3- H+ CO32- Ca2+（地层） + CO32- （滤液） CaCO3形成处理剂不溶物 地层水的矿化度和钙、镁离子浓度超过滤液中处理剂的抗盐和抗钙、镁能力，处理剂会盐析而产生沉淀NaHm+ Ca2+ CaHm+Na+水锁、贾敏效应 低孔、低渗气层优为严重乳化堵塞 油基钻井液、乳化钻井液中含有多种乳化剂的滤液与地层中原油或水发生乳化而造成堵塞。细菌堵塞 滤液中含有细菌，进入地层遇到适合其繁殖的环境，造成孔喉堵塞。钻井液滤液与油气层流体不配伍相渗透率变化滤液进入地层，改变井壁附近地带的油气水分布，导致油相渗透率下降气层中，侵入液相在储层渗流通道的表面吸附而

3、减小气体渗流通道，严重时可产生“液相圈闭”。负压差急剧变化造成油气层损害中途测试或负压钻井时的负压差过大，诱发油气层速敏，引起出砂或微粒运移。过大负压在裂缝地层引起井壁表面裂缝闭合，产生应力敏感损害。诱发地层中原油组分形成有机垢。一、钻井过程中油气层损害原因钻井液中分散相颗粒堵塞油气层固相颗粒堵塞油气层乳化液滴堵塞油气层钻井液滤液与油气层岩石不配伍引起的损害水敏盐敏碱敏润湿反转表面吸附钻井过程中油气层损害原因钻井液滤液与储层流体不配伍引起的损害无机盐沉淀形成处理剂不溶物发生水锁效应形成乳化堵塞细菌堵塞相渗透率变化引起的损害气层产生“液相圈闭”负压差急剧变化造成的油气层损害中途测试或负压差钻井时

4、，负压差过大可诱发油气层速敏、引起裂缝闭合产生应力敏感、诱发有机垢二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素压差正压差：钻井液的滤失量随压差增大而增加，故钻井液进入油气层的深度和损害程度均随正压差的增大而增加。负压差：可以阻止钻井液进入油气层，减少对油气层损害。但过大的负压差会引起：油气层出砂裂缝性地层的应力敏感有机垢的形成地层渗透率的损害比与压差的关系1p=0.7MPa； 2p=9MPa；T=70， Vf=0.8m/s，t=1h浸泡时间 钻井液固相或液相在压差作用下进入油气层的数量和深度及对油气层的损害随浸泡时间的增长而增加。地层损害比与浸泡时间的关系p=5MPa； T=70， Vf=0.8

5、m/s二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素环空返速：环空返速越大，液流对井壁泥饼冲蚀越严重。钻井液性能钻井液固相和液相进入油气层的深度及损害程度均随钻井液静滤失量、动滤失量的增大和泥饼质量变差而增加。 不同流速梯度下动滤失速率与时间的关系曲线第二节 保护油气层钻井完井液技术钻井液在钻井中的主要作用钻井液的作用冲洗井底和携带岩屑破岩作用平衡地层压力冷却与润滑钻头稳定井壁保护油气层获取地层信息传递功率第二节 保护油气层钻井完井液技术保护油气层对钻井液的要求钻井液密度可调，满足不同压力油气层近平衡压力钻井的需求。压力系数：0.42.87钻井液密度：空气

6、3.0g/cm3钻井液中固相颗粒与油气层渗流通道匹配； 除保持必需的膨润土、加重剂、暂堵剂等外，应尽可能降低钻井液中膨润土和无用固相的含量。 依据所钻油气层的孔喉直径，选择匹配的固相颗粒尺寸大小、级配和数量，用以控制固相侵入油气层的数量与深度。 钻井液必须与油气层岩石相配伍； 中、强水敏性油气层:应采用不引起粘土水化膨胀的强抑制性钻井液;盐敏性油气层:钻井液的矿化度应控制在两个临界矿化度之间。 碱敏性油气层:钻井液的pH值应尽可能控制在78； 非酸敏油气层:可选用酸溶处理剂或暂堵剂;速敏性油气层:应尽量降低压差和严防井漏。采用油基或油包水钻井液、水包油钻井液时，最好选用非离子型乳化剂，以免发生

7、润湿反转等。第二节 保护油气层钻井完井液技术第二节 保护油气层钻井完井液技术钻井液滤液组分必须与油气层中流体相配伍滤液中所含的无机离子和处理剂不与地层中流体发生沉淀反应；滤液与地层中流体不发生乳化堵塞作用；滤液表面张力低，以防发生水锁作用；滤液中所含细菌在油气层所处环境中不会繁殖生长。第二节 保护油气层钻井完井液技术钻井液的组分和性能都能满足保护油气层的需要。尽可能降低钻井液处于各种状态下的滤失量及泥饼渗透率，改善流变性，降低当量钻井液密度和起下管柱或开泵时的激动压力。钻井液的组分还必须有效地控制处于多套压力层系裸眼井段中的油气层可能发生的损害。第二节 保护油气层钻井完井液技术水基钻井液(WB

8、M)连续相为水的钻井液为水基钻井完井液清洁无固相盐水，无粘土相钻井液，暂堵性完井液油基钻井液(OBM)连续相为油的钻井液为油基钻井完井液气体型钻井流体(GBM)气体、雾、泡沫及充气钻井完井流体合成基钻井液(SBM)合成人工有机体为连续相的钻井完井液钻完井液类型第二节 保护油气层钻井完井液技术水基钻井液目前国内外使用最广泛、首选的一大类钻井完井液配制成本低所需处理剂来源广可供选择类型多性能比较容易控制按钻井液组分与使用范围分2)水包油钻井液1)无固相清洁盐水钻井液3)无膨润土暂堵型聚合物钻井液4)低膨润土聚合物钻井液5)改性钻井液6)正电胶钻井液7)甲酸盐钻井液8)聚合醇 (多聚醇)钻井液9)屏

9、蔽暂堵钻井液第二节 保护油气层钻井完井液技术滤失量和粘度控制：加入对油气层无（低）伤害的聚合物来控制腐蚀控制：加入缓蚀剂特 点：大大降低固相和水敏损害缺 点：成本高、工艺复杂、对处理剂和固控设备要求高、腐蚀较严重、易发生漏失，很少用做钻井液；使用范围：套管下至油层顶部的单一压力体系的裂缝性油层或强水敏油层；广泛作为射孔液、压井液、修井液。 无固相清洁盐水钻井液水包油钻井液水包油钻井液是将一定量油分散于水或不同矿化度盐水中，形成以水为分散介质、油为分散相的无固相水包油钻井液。油、水；水相增粘剂；主、辅乳化剂。定义：组成：密度控制方法：调节油水比、加入不同数量和种类的盐、最低密度可达0.89g/c

10、m3 第二节 保护油气层钻井完井液技术滤失量和流变性控制：由油相或水相中加入的油气层低伤害处理剂特 点：大大降低固相损害；可以实现低密度。使用范围：适用于套管下至油层顶部的低压、裂缝发育、易发生漏失的油气层。无膨润土暂堵型聚合物钻井液组成：由水相、聚合物和暂堵剂固相粒子配制而成。密度：采用不同种类和加量的可溶性盐来调节 (需注意不要诱发盐敏)流变性能控制：通过加入低损害聚合物和高价金属离子来调控。滤失量控制：通过加入各种与油气层孔喉直径相匹配的暂堵剂来控制，这些暂堵剂在油气层中形成内泥饼，阻止钻井液中固相或滤液继续侵入 第二节 保护油气层钻井完井液技术暂堵剂种类和作用原理酸溶性暂堵剂 水溶性暂

11、堵剂 油溶性暂堵剂 单向压力暂堵剂 细目或超细目碳酸钙、碳酸铁等细目或超细目氯化钠、硼酸盐等树脂、石蜡、沥青类产品等改性纤维素、果壳、木屑等脆性油溶性树脂-架桥粒子。聚苯乙烯、酚醛树脂、二聚松香酸等。塑性油溶性树脂-填充粒子。乙烯-醋酸乙烯树脂、乙烯-丙烯酸脂、石蜡、磺化沥青、氧化沥青第二节 保护油气层钻井完井液技术不宜用于酸敏性地层低膨润土聚合物钻井液配伍性及所必须的流变性能与滤失性能可通过选用不同种类的聚合物和暂堵剂来达到。使用膨润土的优点:流变性易控制、滤失量低、处理剂用量少、钻井液成本低体系特点：尽可能降低膨润土含量，使钻井液既能获得安全钻进所必须的性能，又不会对油气层产生较大的损害。

12、第二节 保护油气层钻井完井液技术改性钻井液采用长段裸眼钻开油气层，技术套管没能封隔油气层以上地层，为了减少对油气层的损害，在钻开油气层之前，对钻井液进行改性，使其与油气层特性相匹配，不诱发或少诱发油气层潜在损害因素。优点：成本低、应用工艺简单、对井身结构和钻井工艺无特殊要求、对油气层损害程度小、被广泛作为钻开油气层的钻井液。第二节 保护油气层钻井完井液技术改性方法：a. 降低钻井液中膨润土和无用固相含量，调节固相颗粒级配; b. 按照所钻油气层特性调整钻井液配方，尽可能提高钻井液与油气层岩石和流体的配伍性;c. 选用合适类型的暂堵剂及加量；d. 降低静滤失量、动滤失量和HTHP滤失量，改善流变

13、性与泥饼质量 第二节 保护油气层钻井完井液技术正电胶钻井液 用混合层状金属氢氧化物 处理的钻井液，具备“固液”两相性a. 正电胶钻井液特殊的结构与流变学性质-亚微粒子很少，向“豆腐块”一样整体流动 b. 正电胶对岩心中粘土颗粒膨胀的强烈抑制作用c. 整个钻井液体系中分散相粒子的负电性减弱 正电胶钻井液保护油气层的机理为: 第二节 保护油气层钻井完井液技术甲酸盐钻井液特点：高密度下易实现低固相、低粘度； 高矿化度盐水能预防粘土水化膨胀、分散运移； 盐水不含卤化物，不需缓蚀剂，腐蚀速率极低； 储层伤害小，是目前发展较快的一种钻井液体系。以甲酸钾、甲酸钠、甲酸铯为主要材料 + 盐水 配制的钻井完井液

14、。密度调节：通过加入的盐酸盐来调节。基液的最高密度可达2.3g/cm3。可根据油气层的压力和钻井完井液的设计要求予以调节。第二节 保护油气层钻井完井液技术聚合醇 (多聚醇)钻井液机理：在浊点温度以下，聚合醇与水完全互容，呈溶解态;高于浊点温度时，聚合醇以游离态分散在水中，分散相就可作为油溶性可变形粒子起封堵作用。聚合醇的浊点温度与体系的矿化度、聚合醇分子量有关，将浊点温度调节到低于油气层的温度，借助聚合醇在水中有浊点的特点实现保护油气层的目的。第二节 保护油气层钻井完井液技术油基钻井液种类：油包水型钻井液、全油基钻井液。优点：能有效地避免油层的水敏作用、对油气层损害程度低缺点：成本高、对环境易

15、产生污染、容易发生火灾、可能使油层润湿反转，降低油相渗透率、与地层水可能形成乳状液堵塞油层第二节 保护油气层钻井完井液技术气体类钻井液 对于低压裂缝油气田、低压强水敏或易发生严重井漏的油气田及枯竭油气田，其油气层压力系数往往低于0.8，为了降低压差的损害，必须降低钻井液的密度。气体类钻井液是以气体为主要组分实现低密度。种类空气雾泡沫流体充气钻井液下过技术套管的下部漏失地层、强敏感性和低压油气层少量地层水进入井中在低流速下有较高的粘度，携屑能力强第二节 保护油气层钻井完井液技术第二节 保护油气层钻井完井液技术合成基钻井液 以人工合成或改性有机物即合成基液为连续相，盐水为分散相，加乳化剂、有机土、

16、石灰等组成的类似油包水乳化钻井液。合成基钻井液优点：润滑性好，摩阻小；携屑能力强，井眼清洁；抑制性强，不易卡钻，利于井壁稳定；对油气层损害程度低，不含荧光物质，解决了测井和试油资料解释等问题。应用：水平井和大位移井，成本高第二节 保护油气层钻井完井液技术损害因素：正压差、固相、液相、浸泡时间90以上的井用正压差打开油气层泥浆固相损害程度 1090泥浆、水泥浆滤液产生的损害可达10100侵入带深度：固相可达1米，液相1米产层渗透率下降10100，产能下降10100，中低渗透油气田特别突出我国70以上的储量钻井完井过程中的损害程度第二节 保护油气层钻井完井液技术技术思路的演变及局限性前提条件:把井

17、打成的基本要求泥浆中固相粒子不可消除对地层正压差不可避免对地层的损害堵塞客观存在必须接受前提条件，必须从现实出发，保护技术才能与钻井、泥浆工艺相容，才可能有推广价值和应用前景。如何变害为利呢？屏蔽暂堵技术提出 基本概念：在钻井完井液中添加适当数量与大小的固相颗粒，以便在钻开油气层后能快速有效地在油气井近井壁带形成致密的桥堵带，从而防止钻井完井液固相颗粒与滤液继续侵入地层，然后通过射孔等完井方式打开屏蔽环，这种保护油气层的技术称屏蔽暂堵钻井完井液技术。第二节 保护油气层钻井完井液技术易塌层高压层低压层屏蔽层第二节 保护油气层钻井完井液技术1/22/3桥架离子3%1/4充填离子1.5%可变形离子=

18、12%屏蔽暂堵基本原理第二节 保护油气层钻井完井液技术sPsPsPrarw暂堵层rwra压差、孔喉与粒径比、屏蔽层厚度间的关系第二节 保护油气层钻井完井液技术快速：在5-10分钟以内有效：稳定耐压耐冲洗近井壁带：在井壁3-5 cm以内致密：渗透率接近0屏蔽暂堵特点：第二节 保护油气层钻井完井液技术第二节 保护油气层钻井完井液技术预期结果：阻止泥浆对油层的继续损害，消除浸泡时间的影响，并消除水泥浆的损害解除措施：损害带很薄，可通过射孔解除最终目的：损害带的渗透率随温度和压力的增加而进一步减小，从而把造成地层损害的两个无法消除的因素：正压差和固相粒子，转换成实现这一技术的必要条件和有利因素，从理论

19、上就能够解决这个国内外一直未能解决的难题提出现场实施方案 进行现场试验收集试油、开采资料、综合 分析评价技术经济效益 推 广 应 用 油气层孔喉大小及其分布研究 屏蔽暂堵技术室内研究“理想充填”的含义:对于保护储层的钻井液，须根据孔喉尺寸加入具有连续粒径序列分布的暂堵剂颗粒，从而有效地封堵储层中大小不等的各种孔喉以及暂堵颗粒之间形成的孔隙。第二节 保护油气层钻井完井液技术屏蔽暂堵技术理想充填理论:当暂堵剂颗粒累计体积分数与粒径的平方根(即d1/2)成正比时,可实现颗粒的理想充填。根据该理论,如果在直角坐标系中暂堵剂颗粒的累计体积分数与d1/2之间呈直线关系,则表明该暂堵剂满足理想充填的必要条件

20、。d90规则:当暂堵剂颗粒在其粒径累计分布曲线上的d90值(指90%的颗粒粒径小于该值)与储层的最大孔喉直径或最大裂缝宽度相等时,可取得理想的暂堵效果。第二节 保护油气层钻井完井液技术屏蔽暂堵技术暂堵剂颗粒尺寸优选新方法: 选用具有代表性岩样进行铸体薄片分析或压汞实验,测出储层的最大孔喉直径(即d90)。d90也可从孔喉尺寸累计分布曲线上读出。 若无法得到最大孔喉直径(如探井),则可用储层渗透率上限值进行估算,即kmaxd90。若已知储层平均渗透率,可先确定d50,即k平均d50。然后将d50与坐标原点的连线延长,可外推出d90。 在暂堵剂颗粒的累计体积与d关系的坐标图上,将d90与原点之间的

21、连线作为储层的“油基保线”。若优化设计的暂堵剂颗粒粒径的累计分布曲线越接近于基线,则颗粒的堆积效率越高,所形成泥饼的暂堵效果越好。 应用暂堵剂优化设计软件，确定满足d90规则的暂堵剂最优复配方案。第二节 保护油气层钻井完井液技术屏蔽暂堵技术 屏蔽暂堵实验（例）配方1：细粒CaCO3+超细CaCO3+FT-1+原钻井液配方2：细粒CaCO3+超细CaCO3+EP-1+原钻井液配方3：超细CaCO3+EP-2+原钻井液配方4：超细CaCO3+DYY-1+原钻井液第二节 保护油气层钻井完井液技术暂堵实验结果第二节 保护油气层钻井完井液技术成膜封堵低侵入技术作用机理：在钻开油气层钻井液中加入成膜剂、特

22、种封堵剂、可变形粒子和高温高压降滤失剂等处理剂。该钻井液中的膨润土、加重剂、岩屑等固相在不同渗透率的油层表面架桥、填充形成内外泥饼；可变性粒子、特种封堵剂进一步填充上述固相在储层孔喉中所形成的小孔隙；膨润土、高温高压降滤失剂、可变形粒子等在储层表面形成外泥饼，进一步降低封堵带的渗透率；成膜剂在内外泥饼表面成膜,封堵孔喉未被架桥粒子、填充粒子、降滤失剂封堵的空间。在钻开油气层的极短时间内,该钻井液在油层近井壁形成动滤失速率为零、厚度小于1cm的内外泥饼封堵带,有效阻止钻井液固相和液相进入油气层,从而实现对油气层的保护。 对成膜封堵带的要求：成膜封堵带为不渗透膜,渗透率趋于零;厚度小于1 cm;膜

23、承压超过3.5 MPa;形成膜封堵带的时间短,动滤失速率趋于零;对于不同渗透率的岩心,返排或切1 cm后渗透率恢复值大于90%,突破压力低,投产时在压差作用下自动解堵或射孔解堵或采用泥饼清除液解堵。第二节 保护油气层钻井完井液技术成膜封堵低侵入技术思考题解释工作液、完井液概念低密度钻井完井液有哪些优点？水基钻井完井液的损害特点及控制因素屏蔽暂堵技术原理及实施要点降低压差，实现近平衡压力钻井减少钻井液浸泡时间优选环空返速搞好中途测试可采取的工程措施防止井喷井漏复杂事故第三节 保护油气层的钻井工艺技术 降低压差，实现近平衡压力钻井建立四个压力剖面-科学依据(地层压力、破裂压力、漏失压力和坍塌压力)

24、确定合理井身结构-基本保证控制油气层压差-最低安全值第三节 保护油气层的钻井工艺技术第三节 保护油气层的钻井工艺技术平衡压力钻进： P = Pd-Pp = 0 钻进时: Pd = Pm+Pa+Pw = PpPd钻井液柱有效压力，MPa；Pm钻井液静液柱压力， MPa ；Pa钻井液环空流动阻力， MPa ；Pw钻井液所含固相增加的压力值， MPa第三节 保护油气层的钻井工艺技术起钻时:若不调整钻井液密度 Pd = Pm - Ps Pp Pd钻井液柱有效压力，MPa； Pm钻井液静液柱压力， MPa ； Ps 抽吸压力， MPa ；第三节 保护油气层的钻井工艺技术近平衡压力钻井:井内钻井液静液柱压

25、力略高于孔隙压力 Pm = （1+S） Pp = H / 100 S附加压力系数； H井深，m； 钻井液密度，g/cm3 钻油气层时 S = 0.05 0.10 钻气层时 S = 0.07 0.15 减少钻井液浸泡时间优选钻井参数、钻头及喷嘴-提高钻速防止井下复杂情况或事故发生提高测井一次成功率，缩短完井时间降低辅助工作和其它非生产时间第三节 保护油气层的钻井工艺技术优选环空返速负压差不宜过大，防止微粒运移或泥岩夹层坍塌第三节 保护油气层的钻井工艺技术搞好中途测试井喷：搞好井控工作（石油与天然气钻井井控技术规定）。 防止井喷、井漏复杂事故第三节 保护油气层的钻井工艺技术井漏：1.低密度钻井液保持 近平衡压力钻进; 2.用暂堵剂堵漏。多套压力层系的保护油气层钻井技术油气层为低压，上部存在大段易坍塌高压泥岩层 上部为低压漏失层或低破裂压力层;下部为高压油气层多层组高坍塌压力泥页岩与低压易漏失油气层相间 屏蔽暂堵钻井液先堵漏，提高上层承压能力，再钻油气层。提高钻井液抑制性、与油气层配伍性