保护储层的修井液技术PPT讲稿.ppt

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1、保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术第1页，共174页，编辑于2022年，星期五修井过程中地层损害示意图修井过程中地层损害示意图第2页，共174页，编辑于2022年，星期五开发开采过程中的地层损害示意图开发开采过程中的地层损害示意图第3页，共174页，编辑于2022年，星期五地层损害的定义地层损害的定义 在油气钻井、完井、生产、增产、在油气钻井、完井、生产、增产、EOR、修井等全过程中的每一个作业环、修井等全过程中的每一个作业环节，发生流体产出或注入能力显著下降节，发生流体产出或注入能力显著下降的现象的现象l多在井壁附近，也可以在井间多在井壁附近，也可以在井间l渗流通道渗流通道孔隙和孔隙和

2、/或裂缝或裂缝l油气或注入的驱替流体油气或注入的驱替流体第4页，共174页，编辑于2022年，星期五一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素（一）地层损害的类型和机理（一）地层损害的类型和机理、固相堵塞、固相堵塞类型：深部堵塞 d粒1/7d孔 浅部堵塞 2/3 d孔 d粒1/7 d孔 无堵塞 d粒 d孔，或无固相堵塞机理第5页，共174页，编辑于2022年，星期五一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素l

3、Fy ,Va,n,k,.lFx P,A,q,Kl当当Fx Fy 时时泥饼开始形成。泥饼开始形成。l瞬态滤失阶段：瞬态滤失阶段：q大，大，Fx大，桥堵粒子侵入大，桥堵粒子侵入l内泥饼形成阶段：内泥饼形成阶段：q小，小，Fx小，逐级填充小，逐级填充FxFy第6页，共174页，编辑于2022年，星期五一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素l l结论：结论：44当缺乏架桥这个粒级的固相会造成深部损害；当缺乏架桥这个粒级的固相会造成深部损害；44当级配不合理时，不可能形成质量好的内外泥饼；当级配不合理时，不

4、可能形成质量好的内外泥饼；44要形成好的内外泥饼，除级配外，应存在一个最小的正要形成好的内外泥饼，除级配外，应存在一个最小的正压差。越大，压差。越大，P Pminmin越小，反之越大；越小，反之越大；44要形成好的泥饼，除级配外，应存在一个最佳的合理要形成好的泥饼，除级配外，应存在一个最佳的合理上返速度。上返速度。第7页，共174页，编辑于2022年，星期五一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素、地层内粘土矿物的水化和去水化（水敏、盐、地层内粘土矿物的水化和去水化（水敏、盐 敏、碱敏、处理剂分散作

5、用等）敏、碱敏、处理剂分散作用等）第8页，共174页，编辑于2022年，星期五水锁效应水锁效应WaterWaterP Pc cOilOil一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素、毛细管作用、毛细管作用水锁水锁水锁水锁当水进入油层后由毛细管阻力引起的液体堵塞，即非润湿当水进入油层后由毛细管阻力引起的液体堵塞，即非润湿当水进入油层后由毛细管阻力引起的液体堵塞，即非润湿当水进入油层后由毛细管阻力引起的液体堵塞，即非润湿相驱动润湿相，会出现水锁现象。相驱动润湿相，会出现水锁现象。相驱动润湿相，会出现水锁现

6、象。相驱动润湿相，会出现水锁现象。第9页，共174页，编辑于2022年，星期五Case 1Case 1WaterWaterOilOilP Pc cP Pc c毛细管附加阻力毛细管附加阻力一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素贾敏效应贾敏效应贾敏效应贾敏效应 毛细管中非润湿相流体液滴对润湿相液体运动产生的附加阻力毛细管中非润湿相流体液滴对润湿相液体运动产生的附加阻力毛细管中非润湿相流体液滴对润湿相液体运动产生的附加阻力毛细管中非润湿相流体液滴对润湿相液体运动产生的附加阻力的现象，即润湿相驱动非润湿相

7、时，会出现贾敏效应。的现象，即润湿相驱动非润湿相时，会出现贾敏效应。的现象，即润湿相驱动非润湿相时，会出现贾敏效应。的现象，即润湿相驱动非润湿相时，会出现贾敏效应。A.A.油滴在毛细管中油滴在毛细管中油滴在毛细管中油滴在毛细管中第10页，共174页，编辑于2022年，星期五OilOil OilOilOilOilOilOilOilOil OilOilOilOilr r2s/r2s/rt2s/rp油滴通过孔喉处的附加阻力Case 2Case 2一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素B.油滴在孔喉处油滴

8、在孔喉处第11页，共174页，编辑于2022年，星期五一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素、乳化堵塞、乳化堵塞 稳定乳状液稳定乳状液乳状液乳状液 表面活性剂、微粒表面活性剂、微粒表面活性剂、微粒表面活性剂、微粒 非稳定乳状液非稳定乳状液第12页，共174页，编辑于2022年，星期五一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素一、修井过程中造成储集层损害的因素、润湿反转、润湿反转可使有效渗透率下降可使有效渗透率下降1585%，平均下降，平均

9、下降40%砂岩：阳离子表面活性剂砂岩：阳离子表面活性剂砂岩：阳离子表面活性剂砂岩：阳离子表面活性剂 油润湿油润湿油润湿油润湿 阴离子表面活性剂阴离子表面活性剂阴离子表面活性剂阴离子表面活性剂 水润湿水润湿水润湿水润湿 碳酸盐岩：阴离子表面活性剂碳酸盐岩：阴离子表面活性剂碳酸盐岩：阴离子表面活性剂碳酸盐岩：阴离子表面活性剂 pH8 pHKCS-18BC-51KHC-01KCS-18。l据此选用据此选用KCS18和和CPCS1为主选粘土稳定剂为主选粘土稳定剂第32页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术2粘土稳定剂加量的筛选粘土稳定剂加量的筛选第33页，共1

10、74页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术3加入粘土稳定剂后岩心的速敏评价加入粘土稳定剂后岩心的速敏评价第34页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术三、缓蚀剂的筛选三、缓蚀剂的筛选在模拟井温条件下，考察标准挂片（A3金属片）在三种不同液体配方（配方见后）中的腐蚀情况；在模拟井温条件下，考察钻杆在三种不同液体配方中的腐蚀情况。液体配方：过滤海水18NaCl；过滤海水18NaCl1CA101；过 滤 海 水 18 NaCl 0.03%NaOH 1%CA1010.6%BCS8510.2%OSY0.1%MgO（完井液配方）第35页

11、，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术l标准挂片（标准挂片（A3A3金属片）腐蚀试样结果金属片）腐蚀试样结果第36页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术l钻杆样品挂片（钻杆样品挂片（P105金属片）腐蚀试验结果：金属片）腐蚀试验结果：第37页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术四、四、JN15钙镁离子掩蔽剂的选用钙镁离子掩蔽剂的选用lCA101CA101必须在弱碱性的环境下，才能发挥缓蚀作用必须在弱碱性的环境下，才能发挥缓蚀作用l而而各各种种工工作作液液之之间间和和工工作

12、作液液与与地地层层水水之之间间，存存在在着着不不配配伍伍的的可可能能性性（见见邓邓明明毅编写的钻井液体系评价部分），钙镁离子会在碱性条件下沉淀毅编写的钻井液体系评价部分），钙镁离子会在碱性条件下沉淀l在在修修井井液液中中采采用用酸酸性性螯螯合合剂剂防防止止钙钙镁镁离离子子的的沉沉淀淀。但但是是这这又又牺牺牲牲了了修修井液的防腐性能，使井内的管材的使用寿命大为缩短井液的防腐性能，使井内的管材的使用寿命大为缩短l开开发发研研制制了了在在弱弱碱碱性性环环境境下下使使用用的的JN-15JN-15钙钙镁镁离离子子掩掩蔽蔽剂剂，即即能能防防止止钙钙镁镁离离子的沉淀，又能保证修井液的优良防腐性能。子的沉淀，

13、又能保证修井液的优良防腐性能。第38页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术特点特点l在在修修井井液液中中加加入入钙钙镁镁离离子子稳稳定定剂剂，可可以以有有效效地地防防止止钙钙镁镁离离子子产产生生的的沉沉淀淀造造成成的的地地层层伤害伤害l专专用用于于修修井井作作业业中中的的钙钙镁镁离离子子掩掩蔽蔽剂剂是是由由有有机机酸酸和和具具有有强强的的络络合合能能力力的的络络合合剂剂，络络合合助助效效剂剂复复合合而而成成，该该剂剂具具有有对对钙钙镁镁离离子子稳稳定定能能力力强强，配伍性好，使用方便等特点配伍性好，使用方便等特点主要性能指标主要性能指标第39页，共17

14、4页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术五、所筛选的修井液体系的岩心渗透率恢复值五、所筛选的修井液体系的岩心渗透率恢复值l过滤海水过滤海水+1.5%KCS-18+2%CA101+1%JN-15+0.2%OSY+0.2%NaOH+1.5%KCS-18+2%CA101+1%JN-15+0.2%OSY+0.2%NaOHl过滤海水过滤海水+2.0%CPCS-1+2%CA101+1%JN-15+0.2%OSY+0.2%NaOH+2.0%CPCS-1+2%CA101+1%JN-15+0.2%OSY+0.2%NaOHlKCSKCS1818粘土稳定剂的渗透率恢复值达到粘土稳定剂的

15、渗透率恢复值达到82.06%82.06%以上以上lCPCSCPCS1 1体系岩心渗透率的恢复值仅有体系岩心渗透率的恢复值仅有4545左右左右第40页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术六、秦皇岛六、秦皇岛32326 6油田修井液体系的确定油田修井液体系的确定综合上述结果，秦皇岛326油田明化镇组的修井液基本配方确定为：过滤海水+1.5%KCS-18+12%CA101+1%JN-15+0.2%OSY+0.2%NaOH第41页，共174页，编辑于2022年，星期五七、修井液施工工艺七、修井液施工工艺七、修井液施工工艺七、修井液施工工艺 1 1 1 1修井液

16、密度的确定修井液密度的确定修井液密度的确定修井液密度的确定1盐水密度随温度的上升而下降，密度越高的盐水受温度的影响越严重，1对于油井来讲，修井液密度的附加值为5%10%，对于常压油层可考虑选择附加值的低限，对于高压油层可选用附加值的上限，按照气井压井的一般要求，井内液柱压力应比地层压力高1020%。高压异常地层取上限，常压地层可取下限。这样即可保证下生产管柱的安全，又可防止大量修井液进入产层。1如果修井液密度没有超过1.15g/cm3，可考虑使NaCl调节密度；1如超过1.20g/cm3就应考虑NaCl和CaCl的混合使用。1对于涠12-1油田可考虑用NaCl盐水的温度影响图版。保护储层的修井

17、液技术保护储层的修井液技术第42页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术第43页，共174页，编辑于2022年，星期五 保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术第44页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术第45页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术第46页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术具体作法如下：具体作法如下：具体作法如下：具体作法如下：l如压力系数为1.10，附加5%，则修井液密度为1.155g/cm3；l确定作业时的地

18、面温度，如20度；l以油层中部井深的1/2所对应的井温作为井下温度，如55度；l在 NaCl温度影响图板上的横座标上找出该井下温度的点，然上垂直上移至完井液密度1.155g/cm3的点。l然后从该点与曲线平行左移至地面温度的点；l最后水平移运至与纵座标相交的点，该点密度则为地面配制修井液的密度。第47页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术2、修井液的主要性能、修井液的主要性能l密度密度l结晶温度结晶温度l配伍性配伍性l渗透率恢复值渗透率恢复值l粘度粘度第48页，共174页，编辑于2022年，星期五保护储层的修井液技术保护储层的修井液技术3 3 3 3修

19、井液施工工艺修井液施工工艺修井液施工工艺修井液施工工艺l大排量用海水清洗井眼，直至NTU小于30；l替入20方清洗液，紧接着替入20方海水，替入20方胶液；l大排量用海水清洗井眼，直至NTU小于30；l替入射孔液，根据射孔段长度而定，但至少应替至射孔段顶部100米；l射孔反涌后，替入压井液压井，压井后，起射孔管柱时，应注意测定油气上返速度；l防砂工艺；l生产管柱下完后，替入隔离液至封隔器以上200米（如生产管柱不允许替液，可考虑压井后替入隔离液）。l在压井中如发生严重漏失，应配制堵漏液堵漏。第49页，共174页，编辑于2022年，星期五适用于低压地层和多压力系统的新型固化水修井液体系的研究和应

20、用 西南石油大学完井技术中心西南石油大学完井技术中心第50页，共174页，编辑于2022年，星期五前言前言l部分油田已进入开发中后期，由于欠注或衰竭性开发，主要产层的地层压力梯度已大大低于原始地层压力梯度，甚至可能低于水柱压力。目前东河油田的压力仅为0.79，在这种情况下，如要对油井进行修井作业，在修井作业中，势必发生修井液的大量漏失和固相对产层的堵塞，使得作业后油井的产能大幅降低。l由于不能建立循环使得部分井不能实现修井，使得油气井过早地报废（特别是气井）。l如果采用捞砂作业，由于作业周期长，成本高，地层损害严重，恢复产能时间延迟等原因，导致作业效益低下，不能良好地实现修井作业的目的，大大降

21、低了东河油田的开发效益。l对于同时具有高压层和低压层的多压力层系的油气井作业难度就更大。第51页，共174页，编辑于2022年，星期五四川和平湖油气田多压力系数层情况四川和平湖油气田多压力系数层情况井号井号层位层位压力压力系数系数井温井温()()用量用量(方方)时间时间(天天)修井修井原因原因后期后期处理处理排液排液方法方法产量产量(万方万方)前前后后天东天东61长兴层长兴层1.0712020023换油管换油管酸化酸化顶替顶替+7.5石炭系石炭系0.80东海平东海平湖湖B8井井P10.9113731528完井完井无无气举气举50P21.01P30.78P40.85P51.01P60.83P70

22、.84P8u0.81P8d0.81P91.05P100.78第52页，共174页，编辑于2022年，星期五前言前言l为此西南石油大学和正达化工研究所共同开发研究了固化水修井压井液体系，该体系无自由水，即使用清水和盐水压井，在低压层都不会发生漏失，或最大程度地降低漏失量。同时该体系携砂性能良好，可以建立循环这样就可以克服低压层系的压井问题，同时可以实现修井，也最大限度地保护了油气层，使得油气层可以恢复原有的产能。由于采用冲砂作业，可以大幅度缩短作业时间，恢复产能也十分容易。同时，该体系对环境的兼容性，在自然条件下可自然降解，对环境无污染。此项技术如能在塔里木油田的修井作业中实施，可以预见其经济和

23、技术效益是十分明显的。第53页，共174页，编辑于2022年，星期五前言前言l该体系已在四川的多口低压气井的压井和修井作业中使用，使得原来没法修井的死井恢复了产能。该体系又在东海平湖油气田的调整井完井中使用，获得了一口高产气井。为了探索固化水体系在塔里木油田公司的油气井中使用的可行性，准备针对塔里木东河油田的油气藏的特点，开展该体系的应用性研究。第54页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素 第55页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素l东河塘油田属

24、于石英砂岩储层，胶结物含量较高，属于胶结比较好的砂岩储层。其中粘土矿物绝对含量较低，所以总体上看，该储层的各项敏感性都不会很高。在粘土矿物中，高岭石占了80以上，其次是伊利石和绿泥石，伊/蒙混层最少，只有2左右。从粘土矿物的成分来看，应该注意高岭石引起的速敏所产生的微粒运移，以及可能存在的碱敏，控制好修井液的pH值。由于伊/蒙混层含量较低，而且混层比又不太高，所以水敏性不会很强。储层中的绿泥石含量也低，估计酸敏性也不强。第56页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河油田储层敏感性评价结论东河油田储层敏感性评价结论 第5

25、7页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素第58页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素第59页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素l东河塘油田储层的物性是属于中孔中渗储层，油层的平均孔隙度在14.315.6%，平均渗透率在76.177.6%。东河塘油田储层的平均孔喉直径3.84mm，最大孔喉直径13.52mm。l此类储层极易受到修井液中固相和液相的损害。对此类储层所使用的修井液

26、应该是无固相的，同时修井液还应具备冲砂和携砂的功能。l此外修井液的液相如果大量进入此类储层，由于储层的孔喉较小，水饱和度的增加，会大大降低油的相对渗透率，也就是所谓的“水锁”效应，导致进入油层的修井液难以反排，修井作业结束后，反排周期加长，有的井甚至没有产能。第60页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素l修井液不应与地层原油发生反应形成乳状液，从而堵塞孔喉。如果因为洗井的需要必须使用表面活性剂，必须对表面活性剂进行筛选，防止乳状液的生成。l修井液的大量漏失势必降低井眼周围储层的温度，一旦温度降至沥青、石蜡和胶质的析出点，

27、就可能在地层内形成结蜡和结沥青，而且这一过程难以逆转，所以必须控制修井液的漏失。l地层水中Ca2+，Mg2+，Ba2+和Sr2+的含量较高，如果修井液不配伍，容易形成垢，特别是后两者的垢不易清除，因此必须控制修井液中CO32-和SO42-的含量，避免在地层内形成结垢，损害储层的渗透率。第61页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素l东河塘油田石炭系储层属于正常的温度梯度，在井深5800米左右，地层温度大约在140左右，因此修井液必须能承受140的温度，并保持各项性能的稳定，保证修井作业的顺利完成。而该储层已经过多年的开采，

28、地层压力已降至0.79MPa/100m，属于低压地层，此时修井液即使使用清水都会发生漏失，因此修井液在此地层不能发生漏失，防止因漏失引起的一系列损害。第62页，共174页，编辑于2022年，星期五小结小结 l东河塘石炭系储层中高岭石含量较大，应注意水速敏和碱敏；l东河塘石炭系储层盐敏的临界矿化度范围在425万mg/l，修井液矿化度选择范围较大；l东河塘石炭系储层水速敏临界流速在0.30.8m/d，修井液应控制漏失，避免引起水速敏损害；l东河塘石炭系储层由于高岭石含量较高，修井液的pH值应控制在10以下，以免造成碱敏损害；l东河塘石炭系储层属于中孔中渗储层，孔喉尺寸较小，由于毛细管作用引起的水锁

29、损害相当严重，应控制修井液的漏失，防止水锁损害；第63页，共174页，编辑于2022年，星期五小结小结l针对石炭系砂岩储层孔喉较小的特点，修井液应使用无固相修井液体系；l东河塘石炭系储层的原油含沥青和胶质较高，应注意修井液漏失造成井眼周围温度场的变化，防止在地层内形成有机垢；l东河塘石炭系储层的地层水矿化度较高，要注意修井液中的两价阳离子与地层水的配伍性，防止无机垢在地层内的形成；l修井液中如果要使用表面活性剂，应注意筛选，防止与地层原油形成乳状液，造成乳状液的堵塞损害；l东河塘石炭系储层属于常温地层，井底温度在140左右，修井液的抗温能力应大于此温度；l东河塘石炭系储层目前地层压力梯度已降至

30、0.79MPa/100m，修井液在此地层作业时不能发生漏失，并能承受水柱压力造成的压差而不发生漏失。第64页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性 l油田已处于开发的中后期，由于采用的是衰竭性开采或是由于注水欠注，造成地层压力系数低于静水柱压力，目前地层压力梯度仅为0.79MPa/100m。如果修井过程中要建立循环或进行冲砂作业，将面临修井液大量漏失的问题。即使是使用清水压井，对于5800m左右的井来讲，也存在12.18MPa的正压差，在如此大的正压差下，修井液必然会发生大量漏失。l修井液必须和地面环境兼容，经过一定时间后

31、，能自然降解，保护环境。第65页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性l由于正压差和漏失问题的存在，如何防止修井液固相和液相的损害也是一个关键问题，否则将导致修井后产量的大幅度降低，甚至出现无产能的情况。所以修井液必须采用无固相修井液体系，更为重要的是修井液不能发生大量漏失，避免出现水锁、水速敏和有机垢的生成。l修井液体系在满足上诉要求的条件下，还必须有合理的成本控制，降低综合成本，有利于该体系的大面积推广使用。第66页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的

32、必要性l泡沫压井液和修井液体系泡沫压井液和修井液体系泡沫的稳定周期短。泡沫压井液和修井液的稳定时间在2448小时;泡沫压井液的工艺较为复杂。要使用专门的配液装置和多种添加剂;泡沫压井液和修井液的成本较高;泡沫体系对环境的污染大。l固相暂堵型压井液和修井液体系修井结束后要进行专门酸洗作业才能恢复生产;修井液中的固相会进入产层;修井液的聚合物会损害产层。第67页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性l胶液压井液和修井液体系此类体系不能完全防止漏失，只是液体粘度的增加，减缓了修井液的漏失速度，因此它的缺陷是十分明显的。首先由于漏

33、失仍然存在，所以不能防止液相进入产层造成的损害，其次由于聚合物的使用，也会造成聚合物的吸附损害。需要指出的是，由于液相粘度的增加，液相造成的毛细管作用的损害将更为严重。l低压油气井不压井修井作业不压井作业风险性大;不压井作业需要租用或引进特殊井口装备和防喷装备;一些修井作业不适宜采用不压井作业。第68页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性l针对东河塘石炭系储层的特点，首先不宜使用暂堵型和胶液修井液体系，这些体系的使用会造成这种中孔中渗储层的严重损害。泡沫修井液体系由于工艺复杂、稳定周期短和成本的问题也不宜采用。不压井作业

34、可视修井作业的类型有条件的选用。第69页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性l新型固化水压井液和修井液体系的提出低压油气井新型修井液体系的设计原则l在修井作业期间，必须对产层形成稳定的暂堵l新型压井液和修井液中无游离液体l新型修井液应具有良好的流动性l新型修井液体系必须较长的高温稳定性能l新型压井液必须是无固相的l新型修井液能方便地破胶和反排 第70页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性l低压油气井新型修井液体系的设计思路按照上述的设计原则，这种新

35、型修井液体系必须采用新型的高分子吸水材料作为固化剂。这种高分子吸水材料可以束缚其本身重量100倍以上的清水或盐水，牢牢地控制被束缚的水，使之不能参与自由流动，这种材料束缚水的能力很强，修井液中已没有自由水，用手或滤纸就可以将这种体系托起，而且这种材料是生物性的，对环境没有任何损害。这种材料在室内经过多次比较和筛选，已经形成成熟的产品，并开发了配套的添加剂，形成了配套工艺和技术。国家专利局已批准“一种固化水颗粒作为修井液的方法”的国家专利。第71页，共174页，编辑于2022年，星期五物理暂堵原理物理暂堵原理井温小于井温小于100100条件下，高分子吸水材料在正压条件下，高分子吸水材料在正压差下

36、物理脱水形成暂堵层，阻断完井液的渗漏差下物理脱水形成暂堵层，阻断完井液的渗漏第72页，共174页，编辑于2022年，星期五化学暂堵原理化学暂堵原理井温大于井温大于120120或完井射孔时，高分子吸水材料或完井射孔时，高分子吸水材料所形成的暂堵层会逐渐或瞬间化学演变成胶质暂所形成的暂堵层会逐渐或瞬间化学演变成胶质暂堵层，这个暂堵层具有更高的强度和更低的渗透堵层，这个暂堵层具有更高的强度和更低的渗透率。率。第73页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性第74页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的

37、必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性第75页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性固化水颗粒必须具有一定的强度。对于东河塘油田石炭系的具体压力情况来讲，固化水暂堵层必须能承受12MPa以上的正压差。固化水颗粒必须是软颗粒可变形。可以在压力作用下通过颗粒外形的改变，在产层表面形成暂堵。固化水修井液体系必须有良好的流动性。配好后的固化水体系能良好的流动，粘度一般在60110mpa.S。固化水颗粒能完全破胶。固化水修井液体系在加入破胶剂后，能够完全破胶，并还原成清水或盐水。第76页，共174页，编辑于2022年，星期五东河

38、塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性第77页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性第78页，共174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性l新型固化水修井液体系适用范围及应达到的条件新型固化水修井液体系的主要用途及局限性l低于清水柱压力的低压油气井修井和压井作业l合采多层的不同压力系数井的完井和修井作业l该体系不能采用含有过高浓度的二价阳离子的液体配液 l该体系的密度上限为1.20g/cm3l该体系的抗温上限为140 第79页，共

39、174页，编辑于2022年，星期五东河塘油田修井选用固化水体系的必要性东河塘油田修井选用固化水体系的必要性新型固化水修井液体系应达到的条件l应达到的工况条件：配置好的新型固化水修井液体系应具备流动性好，悬砂性强，现场易配，稳定时间长，提高功效的特点；l应达到的技术指标：该体系对储层岩心的渗透率恢复值应大于85；暂堵层的承压能力大于12MPa；冲砂作业时和循环时的漏失量应小于1m3/hr；l应达到的安全环保条件：新型固化水修井液体系应对人体和环境无害，可自然降解还原成清水，地层暂堵能解除；l应达到的经济指标：该体系使用的综合成本相当于泡沫压井液的50%以下（实际只有泡沫压井液的1/4）；l适应范

40、围：最高井温135，地层压力系数小于或等于1.1MPa/100m。第80页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价 l配方的确定 根据东河塘石炭系储层的特征，该储层是砂岩孔隙性储层，地层压力系数0.79MPa/100m，温度130140的特点，配制固化水的基液最好采用淡水，这样可以降低固化剂的加量，从而降低修井液的每方成本。同时因为井温较高，在配方中应使用适量的胶体保护剂，提高体系的抗温能力。加上为提高固化水束缚水的能力和加快配浆过程而使用的固化引发剂，就组成了东河塘石炭系砂岩固化水体系的基本配方：淡水1.02.0%SW-13A固化剂0

41、.20.5%固化引发剂0.10.2%胶体保护剂 第81页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价l理化性能的测定粘度的确定l根据室内的测定，固化剂加量在12之间时，体系的粘度在25110mPaS之间可调。在现场配制时，需专业人员指导操作，固化剂的加量以刚好束缚完体系中的淡水为最佳，同时在此条件下达到体系的最低粘度，以降低泵压。体系的稳定性测定l室内实验的具体做法是将配制好的修井液在130140下保温存放，10天后测定其粘度，用粘度的降低值评价其液体的稳定性，实验中测得粘度降低值40%，说明该体系有着较好的稳定性。现场使用中，天东61井1

42、20作业23天，平湖B8井137作业28天末发生漏失。第82页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价第83页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价腐蚀性的测定l在室内按盐酸酸化缓蚀剂的评价方法，将N80油管钢片放于修井液中，在一定温度下保温24小时，根据钢片的失重评价冲砂液对油套管的腐蚀，结果如下：第84页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价l应用性能的测定 与地层水配伍性的评价 第85页，共174页，编辑于202

43、2年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价l由于没有东河塘石炭系储层的地层水，在实验中采用了别的油田的地层水样品，进行分析表明，是CaCl2型的地层水，和东河塘石炭系地层水是一种类型，但矿化度要低一些，但是也能反应固化水与此类地层水的配伍性。l具体做法是在地层水中混入等量的固化水体系，观察混合液有无沉淀、分层和絮凝。如果没有上诉现象说明固化水体系与地层水的配伍性好，反之则配伍性不好。l固化水体系和地层水混合后，没有沉淀、分层和絮凝，说明与地层水的配伍性良好。但是混合液的粘度有所下降，这是由于混合液中增加了水的缘故，同时地层水中的两价阳离子对固化剂束缚水的能力有所影

44、响所致。第86页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价固化水体系对产层的损害评价l固化水体系自然反排的岩心渗透率恢复值评价 第87页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价l固化水体系破胶后岩心的渗透率恢复值评价 第88页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价l固化水体系暂堵深度的评价 岩心切掉2mm后，渗透率的损害率仅为0.25%，这说明暂堵层仅在2mm之内，而且对岩心的渗透率基本不损害。第89页，共174页，编辑于

45、2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价固化水体系承压能力的评价 从上表可见固化水暂堵层一旦形成，可承受11MPa以上的压差而不破裂，暂堵效果良好。如果储层属于正常的渗透性漏失，固化水应该形成很好的暂堵。按东河塘油田0.79MPa/100m的压力梯度计算，固化水可以承受由此而引起的正压差。第90页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价体系的滤失时间和滤失量第91页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价高温下特种无（低）渗漏完井液的岩心动态

46、污染试验和失水曲线特征第92页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价第93页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价第94页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价l利用高温对特种无（低）渗漏完（修）利用高温对特种无（低）渗漏完（修）井液暂堵层产生的化学变化，提高低孔井液暂堵层产生的化学变化，提高低孔低渗储层的暂堵效果，形成质量优异的低渗储层的暂堵效果，形成质量优异的人工井壁，这是一个技术上的突破，为人工井壁，这是一个技

47、术上的突破，为低孔低渗储层完（修）井液的防水相圈低孔低渗储层完（修）井液的防水相圈闭和其他敏感性损害提供了一个新的技闭和其他敏感性损害提供了一个新的技术思路和工艺。术思路和工艺。第95页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价固化水的流动性能评价 l按配方浓度进行配制冲砂液，粘度在35110mPaS，修井液可自由流动。固化水体系的钻屑回收率 l在低压油气井的修井作业常常要进行冲砂作业，因此，固化水体系必须要有良好的携砂能力，同时岩屑不能发生水化分散，所以安排了固化水体系携砂能力的评价。l在固化水不同粘度的条件下，钻屑的回收率在6284%

48、，回收较好，固化水对钻屑的影响较小。通过观察没有发现钻屑在固化水体系中沉降，说明固化水体系有较好的携砂能力。第96页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的室内评价新型固化水修井液体系的室内评价第97页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的施工工艺新型固化水修井液体系的施工工艺 l固化水的配浆工艺准备好储浆用的罐，并彻底清洗干净，储罐和循环管线中应没有铁锈和杂质；在储罐中加入计量的淡水，如水质不好应过滤；按比例首先加入固化引发剂，搅拌均匀；按比例加入固化剂和胶体保护剂，搅拌或循环均匀待用，并测定固化水体系的性能。第98页，共174页，编辑于2022年，

49、星期五新型固化水修井液体系的施工工艺新型固化水修井液体系的施工工艺l固化水体系的注入和循环工艺可采用常规的泥浆泵或压裂车注入固化水体系，并替出原来井内的液体；在注入过程中注意泵压的变化，如泵压过高可适当降低排量；固化水体系停泵后，重新启泵时，应注意逐渐加大排量，以免过大的激动压力压裂油气层；循环时，要注意去掉泥浆振动筛上的筛网，防止固化水跑浆；冲砂作业时，固化水体系可循环使用，但应注意冲砂作业结束时，井内替满干净的固化水，再进行其它作业。第99页，共174页，编辑于2022年，星期五新型固化水修井液体系的施工工艺新型固化水修井液体系的施工工艺l固化水体系的破胶工艺化学法破胶和气举联作 酸液破胶

50、氧化剂破胶不破胶的诱喷方法l前面的实验表明：固化水体系有良好的自然反排能力，为了简化工艺，减少资金的投入，可以考虑不破胶直接诱喷，而且也可以减少破胶后修井液进入产层的可能性。l如施工井附近有气源，可装气举阀，通过气举诱喷；l可通过连续油管，进行注液氮诱喷；l如果地层压力系数大于1.0MPa/100m，可通过管内替入清水或柴油诱喷。第100页，共174页，编辑于2022年，星期五特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分l l作业完成后特种无（低）渗漏完井