水平井钻井液及油层保护技术

主讲：黄达全水平井钻井液及油层保护技术

钻井完井液体系评价

油层保护方案研究

现场应用

应用效果

认识与建议一、钻井完井液体系评价

1、有机正电胶体系2、有机硅钻井液评价3、无固相钻井液研究

我公司于一九九四年使用正电胶钻井液成功地完成了官H-2水平井的施工，正电胶钻井液体系是对油层损害最轻的钻井液体系之一，主要由于正电胶钻井液的特殊的结构与流变学性质决定的。正电胶是一种混合金属氢氧化物，正电胶钻井液通过正负胶粒极化水分子形成复合体，在毛细管中呈整体流动，很容易反排出来，有利于保护油层。同时它近井壁处形成滞流层，降低了钻井液对地层的冲蚀，有利于井壁稳定；正电胶与水分子的亲和力强，抑制了粘土的水化分散膨胀，从而使粘土成为惰性；改变钻井液的流变性能，满足井眼稳定、携岩的要求。钻井完井液体系评价－－有机正电胶体系尽管无机正电胶钻井液体系有很多优点，但与有机正电胶钻井液体系相比仍存在缺乏，主要表现在：无机正电胶电性不够高，水溶油不溶；无机正电胶钻井液滤失量较大；可配伍的降滤失剂不多，且抗温能力差。无机正电胶钻井液对降粘剂特别敏感，粘度、切力一旦被破坏，再恢复其性能就特别困难。而有机正电胶具有更强的正电性，能被水润湿，且有油溶性，并易于与其他处理剂配伍，具有更强的页岩抑制性、稳定井壁和油层保护能力，因此，适合于水平井的勘探与开发。－－有机正电胶体系钻井完井液体系评价－－有机正电胶体系

通过单剂评价、复配实验，确定钻井液体系配方为：1.03g/cm3基浆+2%有机正电胶+2%GKHm+0.2%PMHA-Ⅱ+1%NH4-HPAN+2%SAS+2%FDTY-80+3%细目碳酸钙+0.5%KCl配方优选钻井完井液体系评价－－有机正电胶体系抗温稳定性评价表1рg/cm3FVsFLml/mmPHGELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa备注1.03g/cm3浆+2%有机正电胶+2%GKHm+0.2%PMHA-Ⅱ+1%NH4-HPAN+2%SAS+2%FDTY-80+3%细目碳酸钙+0.5%KCl1.05346.4/0.591.5/3.5281810

1.05356.0/0.593/6322210120℃×16h1.03g/cm3浆+2%有机正电胶+2%GKHm+0.2%PMHA-Ⅱ+1%NH4-HPAN+2%SAS+2%FDTY-80+3%细目碳酸钙+0.5%KCl+石灰石粉1.20386.2/0.59.52/4342212

1.20416.0/0.59.53.5/6.5382711120℃×16h抗温稳定性钻井完井液体系评价－－有机正电胶体系采用港205井1681m做岩屑回收率实验，到达88.4%，该岩屑的清水回收率为26.1%，这说明：有机正电胶钻井液具有较强的抑制性。抑制性钻井完井液体系评价ρg/cm3FVsFLml/mmPHGELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa动塑比备注1#：基浆1.05346.4/0.591.5/3.52818100.55

1#配方+5%岩芯粉1.0938

1#配方+10%岩芯粉1.1242

1/33521140.66

1.1245

1/43923160.6980℃×16h滚动2#：1#配方+12%岩芯粉(水化16h)1.1345

1.5/7.54229130.45

1#配方+12%岩芯粉+0.5%HMP-Ⅲ(片碱调PH值)

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101/33626100.38

－－有机正电胶体系抗污染钻井完井液体系评价岩心号Ka×10-3µm2Ko×10-3µm2前最大突破压力MPaKd×10-3µm2后最大突破压力MPa恢复值%人造岩心1006.11110.50.0385.00.0876.92800.67147.800.05121.170.0981.98554.12106.230.0393.970.0588.46221.1198.340.0282.920.0484.32109.3245.780.0339.730.0786.78实验条件：70℃3.5MPa200s-12h－－有机正电胶体系保护油层钻井完井液体系评价－－有机硅钻井液体系有机硅钻井液于九十年代初开始进行研究与应用，具有防塌效果好、固相容量高、抗温能力强、润滑效果好等优点。该钻井液的主要防塌成分为有机硅和硅腐钾中的K+离子。有机硅的主要化学成分为CH3Si〔OH〕2ONa(甲基硅醇钠)的不同缩合物，有机硅分子中的Si-OH键容易与粘土上的Si-OH键缩聚成Si-O-Si键，产生牢固的化学吸附作用，可在粘土外表上形成一层甲基朝外的CH3-Si≡吸附层，使粘土吸水外表反转为亲油性，阻止或减缓了粘土和层间的水化作用，同样也减弱了钻井液中粘土颗粒间的相互作用力，削弱了网架结构，因此，有机硅不仅具有较好的抑制泥页岩水化能力。而且也具有较好的钻井液稀释能力和润滑性能。钻井完井液体系评价－－有机硅钻井液体系由于有机硅能在粘土外表形成牢固的化学吸附作用，使有机硅钻井液体系抗温能力可到达200℃以上。K+离子可牢固地镶嵌在粘土六角形孔穴中，使水分子不易进入，从而防止了泥页岩的水化分散，起到了防塌的作用。从一九九一年到一九九九年大港油田共完成水平井21口，其中18口井使用了有机硅钻井液体系，取得了较好的效果。钻井完井液体系评价－－有机硅钻井液体系密度g/cm3漏斗粘度s失水/泥饼ml/mmPH值GELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa备注

1.20404.8/0.290.5/232248

1.20414.2/0.291/334277120℃×16h回收率91%

基浆采用的是聚合物井浆稀释后，转换成的有机硅钻井液体系。抑制性有机硅钻井液体系抑制性评价表4

钻井完井液体系评价－－有机硅钻井液体系保护油气层有机硅钻井液油层保护效果评价表5K1×10-3µm2K2×10-3µm2恢复值%截长cmK切×10-3µm2恢复值%岩芯实验条件温度℃压力MPa45.839.185.41.5345.198.4L29-31203.5钻井完井液体系评价－－无固相钻井液体系家H2位于沈家铺油田官107×1断块，该井设计垂深2203.2m，目的层为孔二2油组上砂体，是一口双分支水平井，分支井眼采用裸眼完井，主井眼采用筛管完井，因此，油层保护是本井施工的重要工作之一。针对家H2分支水平井的完井方式和油田公司的要求，结合我公司近年来为各油田效劳的多口水平井钻井液使用情况，决定家H2分支水平井三开钻井液为无固相钻井液体系。为了搞好该井施工，在室内对无固相钻井液进行钻井液配方优选、盐类加重剂优选、油层保护剂优选及评价研究。钻井完井液体系评价经过大量实验优选确定无固相钻井液体系根本配方为：清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂＋0.6%提粘降滤失剂+3%SMP-Ⅱ+2%页岩稳定剂+2%KHm+KCl－－无固相钻井液体系配方确定钻井完井液体系评价盐类优选盐类加重剂优选表7－－无固相钻井液体系密度g/cm3漏斗粘度s失水/泥饼ml/mmPH值GELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa1#清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%提粘降滤失剂+3%SMP-Ⅱ+2%页岩稳定剂+2%KHm+weigh21.13567.2/0.28.53/463.53825.580℃×16h滚动1.13596.4/0.283/4.56033272#清水++0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%提粘降滤失剂+3%SMP-Ⅱ+2%页岩稳定剂+2%KHm+KCl1.13449.6/0.28.51.5/3.548272180℃×16h滚动1.13438.8/0.282.5/4482523钻井完井液体系评价－－无固相钻井液体系

官107×1断块根据测井解释结果，家H2相邻的家k39-27、家k39-25和家k43-25等三口井孔二段油层和油水同层26个小层的物性：孔隙度为11.15%－26.51%，平均18.44%；渗透率5.9－427.1×10-3μm2，平均105.75×10-3μm2。因此，我们选渗透率在400×10-3μm2左右的岩芯进行实验。

保护油气层钻井完井液体系评价－－无固相钻井液体系保护油气层

表9和表10油层保护实验钻井液方案为：清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%提粘降滤失剂+3%SMP-Ⅱ+2%页岩稳定剂+2%KHm

64#岩心所用油层保护剂是1#超低渗透油层保护剂67#岩心所用油层保护剂是2#超低渗透油层保护剂钻井完井液体系评价－－无固相钻井液体系钻井液渗透率评价实验表9岩心号Ka×10-3µm2Ko×10-3µm2前最大突破压力MPaKd×10-3µm2后最大突破压力MPa恢复值%实验条件人造岩心64#429.7459.640.1646.860.3078.880℃人造岩心67#417.6364.800.1654.000.2083.0080℃保护油气层钻井完井液体系评价－－无固相钻井液体系污染时间min相应时间的动失水ml实验条件64#岩心67#岩心压力MPa温度℃10.20.43.58050.50.63.580100.70.83.580201.11.33.580302.11.53.580402.41.73.580502.72.03.580603.12.23.580703.52.43.580803.92.53.580904.22.83.5801004.53.03.5801104.83.33.5801205.13.63.5801305.73.93.5801406.34.13.5801506.64.43.580保护油气层钻井完井液体系评价

酸化解堵实验是先将已做过油层保护实验的岩芯再进行污染，然后用10%的盐酸浸泡三小时，再进行岩心渗透率恢复值的测量，以评价其酸溶后储层的污染状况。酸化解堵－－无固相钻井液体系钻井完井液体系评价岩心号Ka×10-3µm2Ko×10-3µm2前最大突破压力MPaKd×10-3µm2后最大突破压力MPa恢复值%实验条件人造岩心64#429.7459.640.1652.910.2688.780℃人造岩心67#417.6364.800.1660.000.1892.6080℃最终方案：清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%提粘降滤失剂+3%SMP-Ⅱ+2%页岩稳定剂+2%KHm+2%2#超低渗透油层保护剂+KCl。

酸化解堵－－无固相钻井液体系钻井完井液体系评价油层保护方案研究一是不同的孔喉直径对储层渗透率的奉献是不同的，大的储层孔喉数量少，但它对储层渗透率的奉献大，微小孔喉数量大，但对储层渗透率的奉献小；忽略两个因素：

二是由于储层的非均质性，在储层存在直径极小的微孔隙，这些孔隙中的流体在目前的开采条件下是不流动的，因此，封堵这些孔隙也是没有意义的。如果将这些孔喉用于计算平均孔喉直径，那么理论计算的平均孔喉直径将大大小于储层实际流动的平均孔喉直径，根据这样的计算结果选择的油层保护剂其封堵效果较差，起不到堵塞主要流通孔道的作用。油层保护方案研究图1沙三地层第2+3储层的储层渗透率与各种孔喉直径之间关系曲线。

油层保护方案研究〔1〕分析研究储层渗透率变化规律，采用所研究区块储层〔取心井〕岩心实测的渗透率与孔喉特性数据，计算出渗透率奉献值到达97%〔±1%〕时储层孔喉的平均直径d流动50，以及储层最大孔喉直径dmax。〔2〕依据储层的d流动50和最大流动孔喉直径来确定不同渗透率段下的暂堵剂粒子的直径，按1/2-2/3储层的d流动50来选择架桥粒子的d50。充分考虑砂岩油藏的非均质性，根据目标区块油气层渗透率的分布规律确定各种粒径暂堵剂的比例，并使其在钻井液中的含量大于4%；按1/4储层孔喉的平均直径d流动50选择充填粒子直径d50，其加量大于1.5%。在选择架桥粒子时，还必须考虑架桥粒子的d90等于1/2-2/3储层最大孔喉直径。油层保护方案研究〔3〕选用沥青类产品作为可变形粒子添加剂，加量为2%，但其软化点应高于油层温度10－50℃。如地质录井要求使用低荧光钻井液，那么可使用乳化石蜡、聚合醇类产品作为可变形粒子添加剂。油层保护方案研究对于保护储层的钻井液，需要根据孔喉尺寸参加具有连续粒径序列分布的暂堵剂颗粒来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，才能确保形成滤失量极低的致密泥饼，才能取得理想的油层保护效果。大孔隙对储层渗透率的奉献是主要的，30%的大孔隙对渗透率的奉献大约为85%，因此，对大孔隙进行暂堵保护可以尽可能减轻储层损害。具有某种粒度分布特征的单一暂堵剂很难取得理想的暂堵效果，只有当暂堵剂颗粒累计体积百分数与d1/2成正比时，可实现颗粒的理想充填，因此，将几种不同粒径的暂堵剂复配使用，比较容易得到给定储层的理想充填暂堵方案。油层保护方案研究Hands等人依据“理想充填理论〞提出了d90规那么和目标线概念。d90规那么是指当暂堵剂颗粒在其粒径累积分布曲线上的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。目标线是根据储层最大孔喉尺寸确定d90，在暂堵剂粒径分布曲线上，以(d90)1/2与坐标原点的连线作为目标线。其主要特点是“复配暂堵〞和“广谱暂堵〞，与传统架桥规那么相比，使用该方法可取得更好的暂堵效果，它充分考虑了暂堵剂对储层大尺寸孔喉的暂堵作用，因此，特别适应于高孔、高渗储层的油层保护。油层保护方案研究〔1〕选用具有代表性目标油藏储层岩样进行铸体薄片分析或压汞实验，测出储层最大孔喉直径〔即d90〕。d90也可从孔喉尺寸累计分布曲线上读出。〔2〕建立目前国内常用的不同规格的酸溶性、油溶性暂堵剂的粒度分布数据库中，根据储层孔喉尺寸或渗透率大小绘出储层的最优化目标线。油层保护方案研究〔3〕从粒度分布数据库中选择几种适当粒度分布不同的暂堵剂产品，利用计算机软件计算出最适于理想充填的这几种暂堵剂的复配比例。实践证明：为了取得更好的油层保护效果，在确定最终暂堵剂复配比例时可对计算结果稍加调整，使复配暂堵剂的粒度分布曲线略靠目标线的右侧。〔4〕根据计算处理结果取样进行室内实验，通过储层渗透率恢复值实验对优选方案的有效性进行比照验证。油层保护方案研究－－油层保护方案研究

大港油田大港油田2003年至2005年所施工的九口水平井分布在七个不同区块，六口井采用套管射孔完井，三口井采用筛管完井，因此，我们对每个区块水平井的油层保护方案进行详细的研究，以扣H1井为例介绍广谱暂堵油保方案研究。油层保护方案研究

扣H1井位于扣村油田扣50断块，目的层为沙三I油组2号砂体，其沙三段储层为孔隙型。其物性数据依据测井解释结果得出，储层的孔喉资料参照相邻断块岐南5-16和扣47断块沙三段储层压汞分析数据。沙三段油层孔隙度平均为17%左右，渗透率平均为85×10-3um2左右，该断块储层不均质，沙三段油层最高渗透率为232.45×10－3μm2，最低为1.068×10－3μm2。－－油层保护方案研究

大港油田扣H1井油层保护方案研究

根据沙三段储层压汞分析数据，储层的孔喉半径随储层渗透率增加而增大，平均流动孔喉直径为3.84μm,最大孔喉直径为11.88μm,见表14。依据扣50-1井测井资料对储层敏感性处理解释得出：沙三段储层为中等偏弱速敏，中等偏强水敏，中等偏弱盐敏，中等偏弱碱敏，中等偏强酸敏。扣50断块沙三段储层地层水分析结果，沙三段地层水为碳酸氢钠型，总矿化度13092mg/L。－－油层保护方案研究

大港油田油层保护方案研究扣村油田沙三段储层孔喉半径统计表表14井号层位井深m孔隙度%渗透率×10－3μm2最大进汞饱和度%喉道半径，mμmrcpr50r流动50最大连通喉道

岐南5-16Es32679.2122.3093.9076.32275.23000.62391.454110.3306岐南5-16Es32679.4916.404.7477.52560.78730.21080.42271.4498岐南5-16Es32679.9219.8057.4085.97654.62090.90411.361110.3188岐南5-16Es32680.1025.902577.0092.464318.449717.054516.711444.3998岐南5-16Es32680.3017.409.0085.84194.37600.63070.86544.6828岐南5-16Es32680.4224.5301.0082.74546.93923.04046.000417.4794岐南5-16Es32680.6021.0047.3087.95785.70801.35771.93207.9358油层保护方案研究岐南5-16Es32681.0419.8064.8078.56647.60690.77921.50508.7819岐南5-16Es32681.1822.70230.0085.463710.60832.82494.586113.0432岐南5-16Es32681.5718.105.9089.13674.48400.66400.84064.6447岐南5-16Es32681.8218.1011.1085.28721.65580.64380.91852.7924岐南5-16Es32682.2122.6099.7083.51104.58641.19612.08347.3238扣47Es2614.6324.109.91071.24743.70880.29450.78743.3748扣47Es2614.8123.0054.1058.38223.95020.08930.63933.9199油层保护方案研究扣47Es2614.9923.1044.3065.36034.87710.17680.78735.3814扣47Es2615.3123.7024.7088.17415.27160.82471.14823.6520扣47Es2616.3922.20268.077.682411.60542.71888.130222.5986扣47Es2616.4420.30137.1083.42588.93391.91364.519413.1775扣47Es2617.7629.40533.0081.086110.04387.67848.367212.9571扣47Es2620.2912.7016.3092.19366.17191.11351.28843.2968油层保护方案研究综上所述，扣H1井目的层为非均质砂岩储层，其主要油流通道为细孔喉，屏蔽暂堵保护油层方案为：1200目碳酸钙加量3%，d50粒径为3-6μm，800目碳酸钙加量1%，d50粒径为6-8μm，可变径粒子选用WZD-II，加量为2%，参加0.1-0.2%防水所剂〔ABSN〕，参加0.5%KCL调整钻井液滤液的矿化度，防止储层粘土水化膨胀，油层保护评价结果见表15。－－油层保护方案研究

大港油田油层保护方案研究岩心渗透率恢复值评价表15岩心号Ka×10-3µm2Ko×10-3µm2前突破压力MPaKd×10-3µm2后突破压力MPa恢复值%人造岩心55.7818.220.0614.310.0978.54108.5539.880.0532.590.0781.72200.7751.070.0545.560.06589.21311.44108.010.0489.730.0683.08实验条件：100℃3.5MPa200s-12h－－油层保护方案研究

大港油田油层保护方案研究

广谱保护油气层方案井号断块方案唐H2唐H3港71（WC-1C20％＋600目超钙60％＋1000目超钙10％＋10％FB-2）加量5％，其中FB-2为油溶性树脂暂堵剂，它可用WZD-2代替。羊H1羊三木150目碳酸钙×1%+200碳酸钙×1%+600目碳酸钙1%+1250目碳酸钙×1%。女MH4

女341250目碳酸钙1%+1000目碳酸钙1.5%+600目碳酸钙1%+石灰石0.5%+WZD-Ⅱ2%。西H1西13-13325目碳酸钙*1.5%+600目碳酸钙*1.5%+1250目碳酸钙*1%+可变型粒子WZD-Ⅱ*2%。港H1港H2港东一区六1%JYW-I+2%*325目CaCO3+1%*600目CaCO3+2%*1250目CaCO3。－－油层保护方案研究

大港油田油层保护方案研究冀东油田高104-5区块

高104-5区块主要目的层为NgⅢ段8小层和NgⅣ段132小层，根据G206-4井的孔喉资料分析〔见表28〕，孔喉半径在4.0-19.19μm之间，NgⅢ段8小层的r50等于4.944μm，NgⅣ段132小层的r50等于6.384μm。于是，我们可以应用D1／2理论作出两条基线，对暂堵剂方案进行优化。按照M-I钻井液公司提出的观点，当需要进行保护的储层为两个孔喉结构相差甚远的主力油层时，应同时绘制出针对每一油层的目标线，而优选出的复配暂堵剂颗粒的粒径分布曲线应位于两条目标线之间。按甲方要求，我们将重点考虑NgⅣ段132小层的储层保护问题。－－油层保护方案研究

油层保护方案研究G206-4储层孔隙结构参数表28

井号井深m孔隙度%渗透率×10-3µm2rmaxμmr50μmr平均μmr流动50μm主要流动孔喉K贡献值×10-3µm2主要流动孔喉半径μmr主要流动50μmG206-41770.434.4229618.235.9684.3139.3898.3094.0-18.23101777.2634.3166311.996.7324.0168.5297.7214.0-11.998.931859.0729.9804.5720.71480.98194.497.5571.0-4.5722.31860.0436.7167711.994.9444.0428.3397.7224.0-11.998.721871.7537.3191318.35.6984.3139.3898.3094.0-18.23101874.821.4318420.415.5645.42711.5496.8926.3-20.4112.51875.4242.6301119.196.3845.4610.7198.5014.0-19.1912.06－－油层保护方案研究

冀东油田油层保护方案研究暂堵剂粒径分布表表29D(μm)102030405060708090100备注300目1.412.95.210.317.8825.030.035.042.1870.0碳酸钙400目1.72.85.510.114.2018.923.027.031.0251.0碳酸钙600目1.012.23.56.59.9513.016.020.023.6740.0碳酸钙1000目1.011.62.53.86.037.89.212.814.9928.0碳酸钙FB-20.7221.52.53.96.5449.513.2319.526.7935.0油溶性树脂WC-1C12.0420.130.240.549.5360.475.0100.0145.7250.0碳酸钙－－油层保护方案研究

冀东油田油层保护方案研究－－油层保护方案研究

冀东油田油层保护方案研究方案三：按理想充填理论及D90规那么,通过暂堵剂优化程序计算，结果为：理想充填暂堵剂-1:〔WC-1C20％＋600目超钙70％＋1000目超钙10％〕，加量5％。方案四：按理想充填理论及D90规那么并考虑适当参加可变形颗粒,通过暂堵剂优化程序计算，结果为：理想充填暂堵剂-2:〔WC-1C20％＋600目超钙60％＋1000目超钙10％＋10％FB-2〕，加量5％，其中FB-2为油溶性树脂暂堵剂，可用WZD-2代替。－－油层保护方案研究

冀东油田油层保护方案研究确定有机正电胶钻井液体系的根本配方为：1.03g/cm3基浆+2%有机正电胶+2%GKHm+0.2%PMHA-Ⅱ+1%NH4-HPAN+2%SAS+不同方案的暂堵剂，得到表30钻井液性能及表31保护油气层效果评价。实验条件：a、表中的老化条件是85℃×16h。b、表中配方：1#为有机正电胶钻井液，2#为1#＋5％600目碳酸钙，3#为1#＋广谱屏蔽暂堵剂，4#为1#＋5％理想充填暂堵剂-1，5#为1#＋5％理想充填暂堵剂-2。－－油层保护方案研究

冀东油田油层保护方案研究性能AVmPa·sPVmPa·sYPPaGPaYP/PVAPIVfmL120℃HTHPVf/mLρg/cm3pH1#老化前20.515.05.51.5/60.3674.515.31.038.0老化后19.014.05.01.0/50.3574.816.01.048.02#老化前21.2514.56.251.5/6.50.4314.215.01.078.0老化后19.514.05.51.5/6.00.3934.415.31.078.03#老化前23.016.07.03.0/100.4383.513.21.088.0老化后20.515.05.52.5/90.3673.813.81.088.04#老化前22.516.06.53.5/100.4063.012.51.078.0老化后20.014.06.03.0/90.4293.212.91.088.05#老化前24.517.07.53.0/100.4413.012.11.088.0老化后23.516.57.03.0/90.4243.112.31.088.0各种暂堵方案与有机正电胶钻井液的配伍性实验结果表30

油层保护方案研究从表30实验结果分析，有机正电胶钻井液体系在参加暂堵剂后，其动塑比YP/PV处于0.357－0.441Pa／mPa·s之间，根本上能满足携岩要求，在参加理想充填复配暂堵剂－1和理想充填复配暂堵剂－2后，其API失水和HTTP均比前两种方案低，说明采用理想充填暂堵剂能更加有效地封堵油层孔喉，形成渗透率很低的暂堵带，降低钻井液的动失水，减少钻井液滤液对储层的深度损害。－－油层保护方案研究

冀东油田油层保护方案研究有机正电胶暂堵型钻井液体系渗透率恢复值优选实验表31

岩样实验钻井液Ka×10－3μm2损害前Ko×10－3μm2损害后Ko×10－3μm2

封堵率%渗透率恢复值%备注

11#768341.25134.5385.639.4钻井液穿过岩样22#1058560250.810044.8钻井液未穿过岩样33#1250612.5378.010061.7钻井液未穿过岩样44#169084073510087.5钻井液未穿过岩样55#20901023.75918.7510089.7钻井液未穿过岩样油层保护方案研究从表31可以看出，基浆对岩样损害严重，钻井液在损害过程中穿过岩样，封堵率为85.6％。由于钻井液的侵入损害，造成反排时的渗透率恢复值仅为39.4％。从表中数据还可看出，根据方案1－4选择暂堵剂均能取得良好的封堵效果，钻井液在损害过程中均未能穿过岩样，封堵率为100％，这说明暂堵剂的参加已经起到封堵孔喉的作用。但是根据方案1和方案2选择的暂堵剂，由于暂堵剂粒径较小，偏离目标线较远〔见图2和图3〕，不能有效封堵大孔喉，造成滤液和暂堵剂颗粒局部侵入岩样深部，形成伤害，反排时的渗透率恢复值分别为44.8％和61.7％。冀东油田油层保护方案研究图21／2～2／3架桥规那么暂堵剂粒径分布图图3广谱屏蔽暂堵剂粒径分布图油层保护方案研究与方案1比较，方案2的优点在于适当增大了其中较大颗粒的含量，从而能封堵局部较大孔喉，但仍无法完全封堵大孔喉，因而,造成暂堵剂局部通过某些大孔喉进入岩样深部，造成其反排渗透率恢复值不高。方案3和方案4是按照D90规那么进行优化设计的，其渗透率恢复值明显高于前两种方案选择的暂堵型钻井液体系，反排渗透率恢复值高达87.5％和89.7％。从图4和图5中可以看出，两者的粒径分布与目标线相当接近，根本能满足D90规那么对油保的要求，也就是说，根本上满足理想充填的条件。冀东油田油层保护方案研究图4理想充填暂堵剂－1粒径分布图图5理想充填暂堵剂－2粒径分布图

油层保护方案研究两者的区别在于，方案4比方案3增加了可变形充填粒子，以加强对微小孔喉和大颗粒之间空隙的封堵，从而能形成渗透率更低的封堵带。由于该实验岩心固定在岩心封固套中，无法进行切片实验。但是通过观察，我们发现前两种暂堵型钻井液体系所形成的外泥饼较为松软，韧性小。而采用理想充填暂堵剂的钻井液体系形成的泥饼韧性强，且比较均匀，侵入深度也较浅。这说明采用理想充填暂堵剂的钻井液体系能有效起到屏蔽暂堵和保护油气层的作用。－－油层保护方案研究

冀东油田油层保护方案研究由此可见，利用D90规那么能很好地对暂堵剂粒径进行优化选择,优化选择后的暂堵剂封堵效率高，对高孔、高渗透非均质性严重的储层能起到很好的保护作用。因此，高104-5区块的油层保护方案为：按WC-1C20％＋600目超钙60％＋1000目超钙10％＋10％FB-2比例混配的复配暂堵剂，加量5％。－－油层保护方案研究

冀东油田油层保护方案研究柳北区块柳北沙三3亚段储层物性较好，根据4口取心井185块岩心样品的物性分析资料统计，储层孔隙度7.7%－28.5%，平均为19.9%；渗透率0.23－1600×10-3μm2，平均265×10-3μm2，属于中孔中低渗储层。储层岩心实测渗透率大局部在5083010－3m2。纵向上，Ⅲ油组物性最好，其次为Ⅳ1砂组，Ⅱ油组物性最差。表32是柳北区块沙三油藏各油组测井解释储层物性统计，据测井储层物性参数统计，孔隙度变化范围10.9－24.5%，平均19.3%；渗透率变化范围3.1－1600×10-3μm2，平均值381×10-3μm2，向下储层物性变差的趋势比较明显。－－油层保护方案研究

冀东油田油层保护方案研究柳北沙三3油藏测井储层物性参数统计表32油组孔隙度％渗透率×10-3μm2范围均值范围均值Ⅱ13.9-20.420.49.5-1600504Ⅲ17.5-23.320.081.5-990477Ⅳ10.9-24.518.63.1-205273Ⅴ12.2-24.519.55.7-1600417ES3310.9-24.519.33.1-1600381－－油层保护方案研究

冀东油田油层保护方案研究该区块ES32+3储层孔喉平均直径分布在3.37-37.63m，孔喉中值直径分布在0-25.066m，最大连通孔喉直径分布在5.656-61.126m，主要流动孔喉直径分布在3.2-61.126m，渗透率奉献值98%(±1%)时的d流动50为3.34-48.388m。柳北沙三3油藏温度资料极少，依高压物性资料油藏温度为93－116℃，平均温度为101.8℃。地层水总矿化度为1739.0mg/L，为NaHCO3水型。ES32+3油层属中－弱速敏，强－极强水敏，中等盐敏，中等土酸敏。冀东油田－－油层保护方案研究

油层保护方案研究油层潜在损害因素主要以钻井液滤液侵入造成的水敏和固相损害为主。基于上述分析，我们选择该区块的钻井液体系为聚合物钻井液和有机硅防塌钻井液，油层保护方案为：300目碳酸钙×2%+600目碳酸钙×1%+1000目碳酸钙×1%+2%FDTY〔根据井温选择不同型号〕。冀东油田－－油层保护方案研究

油层保护方案研究

江苏洪泽地区

江苏洪泽凹陷是冀东油田新开发的区块,面积3000km2，呈北东向展布，凹陷的形成主要受控于东南边界北东走向的洪泽断层，构造形态为东南断、西北超的单断萁形形态。主要目的层戴南组和阜宁组，埋深在800-2000m，含油气层位相对集中，主要分布在阜四段和戴一段。地层压力系数为0.83－1.03g/cm3，地层温度41℃－85℃。当油藏温度、压力、含水饱和度、流体流动速度等条件发生变化时，在近井带容易产生石蜡沉积，堵塞地层孔隙或裂缝。地层水型为NaHCO3型，总矿化度在10988-20361mg/L之间，和层位有一定关系。冀东油田－－油层保护方案研究

油层保护方案研究戴一段储集层孔隙度范围14.5－28.8%；渗透率范围1.08－266×10-3μm2，为中孔中低渗储集层。阜四段储集层孔隙度范围12.6－26.8%；渗透率范围1.19－275×10-3μm2，为中孔低渗储层。储层的粘土矿物中伊利石含量较高，粘土含量戴一段2.5-22.27%，平均6.30%，阜四段3.03-11.7%，平均6.2%。储层为中等偏弱水敏性，临界盐度大于4199-6299mg/L，中等偏弱碱敏损害，土酸对储层不引起敏感性，但渗透率根本没有提高。戴一段对应储层渗透率为4.26－266×10-3μm2的最大孔喉直径7.10-19.16μm，主要流通孔喉直径3.2-8.0μm；阜四段对应储层渗透率3.81-124×10-3μm2的最大孔喉直径7.04-15.10μm，主要流通孔喉半径3.2-8.0μm。冀东油田－－油层保护方案研究

油层保护方案研究

根据以上储层特性进行分析，该区块戴一段、阜四段储层是中孔低渗储层，孔喉半直径较小，以盐敏、水敏、水锁为油层的主要潜在损害因素,固相损害为次要损害。另外，原油中石蜡含量较高，当外界环境条件发生变化时，可能引起石蜡沉积，堵塞地层孔隙和裂缝。因此，我们在该地区施工选择不分散甲酸盐聚合物体系，其配方为：3.0%坂土浆+0.1%KOH+0.1-0.3%复合金属离子两性+1-1.5%铵盐+0.8-1.0%改性淀粉+0.3-0.5%MV-CMC+2%磺化沥青+1.5-3.0%甲酸钾+2%多功能屏蔽暂堵剂PB-1+2%超细碳酸钙。冀东油田－－油层保护方案研究

油层保护方案研究甲酸盐聚合物钻井液抑制性评价实验表34钻井液类型滚动回收率%16h滚动后岩屑状态4%预水化坂土浆3.5呈稀泥状甲酸盐聚合物不分散钻井液90.6棱角分明钻井完井液对储层岩心损害评价实验表35

岩心号Ko×10-3μm2Kd×10-3μm2渗透率恢复值%管4-12井浆管4-900.634.663.9985.7甲酸盐聚合物管4-900.634.664.3192.5－－油层保护方案研究

冀东油田油层保护方案研究根据两大油田公司水平井工程总体部署，从二00三年到二00五年九月累计完成了唐H2等七十五口水平井的现场施工效劳，其中唐H2等三十六口井在目的层井段应用了有机正电胶钻井液，女MH4等三十一口井在目的层井段应用了硅基防塌钻井液，在江苏洪泽地区三口井应用了低固相甲酸盐聚合物钻井液，家H2分支水平井采用了无固相钾盐聚合物钻井液，港H2、唐H3两口水平井采用了低固相钾盐聚合物钻井液，其它两口水平井采用了聚合物钻井液。现场应用现场应用参数平均值MAX值井号井深m2305.43843G78-P15最大井斜091.4396.45G29-P1水平位移m6401163.32G104-5P17水平井段m230333.6羊H1

75口水平井综合资料统计

－－有机正电胶钻井液1〕开钻前对钻井液进行预处理，在般土浆的根底上参加铵盐、大钾、片碱。钻进过程中将大钾、铵盐配成胶液加以维护，尤其加大了大分子的投入，有效地控制了明化镇组大段泥岩地层的造浆。随着井深的增加，及时补充页岩稳定剂、润滑防塌剂、防塌剂等处理剂,保持其在钻井液中的有效含量，改善泥饼质量稳固井壁，增强泥浆体系的润滑防塌性能，按设计要求维护好其它钻井液性能。现场应用4〕钻进过程中根据进尺和钻井液消耗补充有机正电胶，同时将SAS、硅腐钾、腐钾、铵盐、PMHA-II等处理剂配成胶液，用于维护钻井液，使钻井液具有强的抑制性，进入目的层后，控制钻井液API失水小于4ml，HTHP失水小于12ml。2〕为了保证现场施工，转型前取现场钻井液进行室内分析，优选最正确转型配方。在进目的层井段前，按顺序参加有机正电胶钻井液的配方处理剂，将钻井液转化为有机正电胶钻井液。3〕定向前混入原油，参加乳化剂，确保钻井液具有良好的润滑性，钻进过程中不定期补充润滑材料，确保其在钻井液中的有效含量，尽量降低泥饼摩擦系数，使其小于0.08,保证平安钻进。－－有机正电胶钻井液现场应用6〕完钻前用SAS、稀释剂、片碱调整钻井液的粘切，完钻后搞短起下作业，下套管前甩掉仪器和马达通井，起钻前用塑料小球配封闭浆封闭裸眼井段，保证下套管施工顺利。－－有机正电胶钻井液5〕进入目的层前，逐步用石灰石粉提高钻井液密度,以保持井壁稳定及防喷。同时按室内研究各区块油层保护方案参加油层保护添加剂，钻进过程中及时补充，保持其有效含量，保护好油气层。现场应用1〕转化为硅基防塌钻井液前对聚合物钻井液进行取样分析，优选出体系转化的最优配方。钻进到设计井深后按优选的配方参加硅稳定剂、硅稀释剂和硅腐钾，把聚合物钻井液改为硅基防塌钻井液，同时根据井浆性能补充SMP、SAS等处理剂，调整好钻井液性能，使之满足现场施工的需要。2〕钻进过程中根据钻井液的粘切变化情况，参加硅稀释剂、硅稳定剂控制钻井液的粘切，参加硅腐钾、磺化沥青增强钻井液的防塌性能；根据化验的结果参加磺化酚醛树脂提高钻井液的抗高温性能，降低高温高压失水。－－硅基防塌钻井液现场应用3)定向前钻井液中混入原油，使得原油的含量到达6-8%，同时补充适当的润滑剂，保证钻井液具有良好的润滑性。为更好的携砂，定向时粘度控制在50s以上。4〕入窗前使钻井液的原油含量到达8-10%，为了配合地质及综合录井判断窗口的位置，在入窗前30m及入窗后不再参加原油，入窗后钻井液的粘度控制在50-60s左右。为提高泥浆携岩屑带能力，在动切力方面走设计上限；在入窗前的定向过程中每100m左右进行一次短起下作业，入窗以后每50-70m搞一次短起下作业，为更好的破坏及去除岩屑床，短起下钻采用长、短距离结合进行，长距离短起下钻拉到直井段或井斜200左右的井深。－－硅基防塌钻井液现场应用4〕在定向的过程中到了600以后因为井斜和采用PDC钻头的关系，震动筛上的岩屑比实际的进尺产生的钻屑少得多，到了750以后震动筛上的钻屑几乎没有，只能满足地质捞砂的要求，但此时钻井液的密度会不断的上升，说明：钻屑被磨碎后直接进入钻井液中，因此，在此井段钻井除砂器、离心机必须连续运转，同时配合短起下作业去除钻屑。5〕在井斜到达700以后的井段，钻时快的时候打完一个单根后循环钻井液10-15分钟，使钻屑离开井底返到井斜小的井段，防止了在停泵后钻屑下沉到下井壁造成卡钻事故的发生。－－硅基防塌钻井液现场应用6〕在进入油层前50－100m开始参加油层保护剂，根据水平井所在区块按室内研究成果参加相应的油层保护材料。为了保证性能稳定，参加前必须做处理实验，然后分次参加，使得油保材料的浓度在入窗前到达最正确浓度，同时补充大钾，增强钻井液的抑制能力，提高油层保护效果。7〕完井后起钻，甩掉定向井的仪器，下牙轮钻头，带适量钻挺通井，循环调整钻井液，在震动筛不见砂子后起钻，起钻前打入含塑料小球的钻井液封闭斜井段，保证下套管顺利。－－硅基防塌钻井液现场应用－－无固相钻井液现场应用2〕钻进过程中每班用PAC141、提粘降滤失剂、磺化沥青配成胶液补充泥浆量，确保泥浆量满足循环要求；在施工的过程中粘度控制在50-65s之间，密度控制在3。3〕钻进中充分利用好固控设备，尤其是离心机的使用，及时去除混入钻井液中的固相，确保钻井液的固相含量小于4%。在入窗前的定向过程中每100m左右进行一次短起下作业，入窗以后每50-70m进行一次短起下作业，为更好的破坏及去除岩屑床每次短起的长度都拉到直井段或井斜200左右的井段。4〕在进入700以后的井段，钻时快的时候打完一个单根后循环泥浆10-15分钟，使钻屑离开井底返到井斜小的井段，防止了在停泵后钻屑下沉到下井壁造成卡钻事故的发生。－－无固相钻井液现场应用

－－无固相钻井液5〕防托压措施：进入水平段以后及分支井段的定向中出现托压现象，本井防止托压的措施主要有：●增强泥浆的润滑性，钻井液中原油的含量控制在6%左右，钻井液的摩阻小于0.05；另外定期参加固体润滑剂及极压润滑剂●定期进行短起下，本井定向后50-100m进行一次短起下作业，及时去除井壁上的岩屑床，防止定向拖压。●出现拖压后及时参加固体润滑剂，每次加量为300-500kg。现场应用7〕施工第一分支及第二分支时参加1%的极压润滑剂加强泥浆的润滑性能，确保了分支井眼的顺利施工。8〕完钻后起钻，甩掉定向井的仪器，下牙轮钻头，带两根钻挺通井，震动筛不见砂子后起钻，起钻前打入含固体润滑剂的钻井液封闭斜井段，下筛管顺利。9〕完成第一分支井眼后，在第一分支井眼内打入2m3完井液，封闭第一分支井段，确保井眼稳定，也有利于保护油气层。－－无固相钻井液现场应用1〕二开井段采用甲酸钾聚合物不分散钻井液体系，其配方为：3.0%膨润土浆+0.1%KOH+0.1-0.3%PMHA-II+1-1.5%铵盐+0.8-1.0%改性淀粉+0.3-0.5%MV-CMC+1.5-3.0%甲酸钾+2%低荧光磺化沥青－－甲酸盐聚合物钻井液

江苏洪泽凹陷是冀东油田新开发的区块，在该区块施工的三口水平井均采用了甲酸盐聚合物不分散钻井液体系。其措施概括为：现场应用3〕钻完水泥塞后，从混合漏斗按照循环周均匀参加1.2%铵盐、0.8%改性淀粉、0.4%MV-CMC、0.2%PAHM-Ⅱ、2%甲酸钾混均匀后用于二开。－－甲酸盐聚合物钻井液现场应用4〕在钻进过程中，保持较低的钻井液粘度和切力，充分利用PMHA-II和甲酸钾抑制能力来控制地层造浆，保持钻井液低的固相含量。钻井过程中所加聚合物都要配成胶液细水长流地维护，如果泥浆的粘度和切力过高，可以参加液体稀释剂调整6〕定向前混入6-8%原油，降低泥饼摩擦系数，钻井过程中根据现场分析结果及时补充，同时，参加润滑剂，保证钻井液泥饼摩擦系数低于0.10。－－甲酸盐聚合物钻井液现场应用8〕完井电测前必须甩掉马达通井，调整好钻井液性能,并充分循环洗井。下套管通井起钻前参加1%塑料小球封闭裸眼井段，确保下套管施工顺利。－－甲酸盐聚合物钻井液7〕进入油层前100m左右调整钻井液性能，控制钻井液中的固相低于8%，膨润土含量在50g/1以内。然后参加油层保护添加剂，使其在入窗时含量到达最正确加量。现场应用

在所完成的水平井中，除女MH4和家H2外均采用石灰石粉作为加重材料，以利于完井后采取压裂酸化解堵，从而提高原油产量。进入目的层前调整好各项钻井液性能参数，按照室内研究成果在体系中逐渐参加与储层孔喉相匹配的复配暂堵剂、可变径材料WZD-Ⅱ等油层保护添加剂，进入油层井段后根据需要及时补充，保证其在钻井液中有效含量相对稳定。现场应用

进入水平井段后严格控制钻井液API失水在，高温高压失水小于12ml，减少滤液对油气层的污染，同时保证离心机、除砂器等固控设备二十四小时连续运转，尽量降低钻井液中的有害固相含量，减少固相侵入。钻进过程中钻井液及时补充其它处理剂，保证钻井液