保护油气层钻井完井技术.

第五章保护油气层的钻井完井技术第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层钻井技术第二节保护油气层的固井技术第三节射孔完井的保护油气层技术第四节防砂完井的保护油气层技术第五节完井方法的优选第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术一、钻井过程中造成油气层损害的原因1、钻井液中固相损害——固相颗粒堵塞油气层钻井液中存在多种固相颗粒，如膨润土、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。如果固相颗粒的尺寸小于油气层孔喉直径或裂缝宽度，则会在钻井液有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下，进入油气层孔喉和裂缝中形成堵塞，造成油气层损害。一般情况下，钻井液固相含量越高，固相颗粒越细，损害程度越大；压差越大，侵入深度越大。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术2、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。3、钻井液滤液与油气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。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术二、钻井过程影响油气层损害程度的工程因素1、压差压差是造成油气层损害的主要因素之一。通常钻井液的滤失量随压差的增大而增加，因而钻井液进入油气层的深度和损害油气层的严重程度均随正压差的增加而增大。此外，当钻井液有效液柱压力超过地层破裂压力或钻井液在油气层裂缝中的流动阻力时，钻井液就有可能漏失至油气层深部，加剧对油气层的损害，负压差可以阻止钻井液进入油气层，减少对油气层的损害，但过高的负压差会引起油气层出砂和有机垢的形成，反而会对油气层产生损害。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术美国阿拉斯加普鲁德湾油田针对油井产量进行调研，发现：在钻井过程中，由于超平衡压力条件下钻井促使固相或液相侵入油气层，渗透率下降10%~75%。2、浸泡时间钻井液固相或滤液在压差作用下进入油气层的数量和深度及对油气层损害的程度均随钻井液浸泡油气层时间的增长而增加，浸泡时间对油气层损害程度的影响不可忽视。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术3、环空返速（1）环空返速越大，钻井液对井壁泥饼的冲蚀越严重，因此，钻井液的动滤失量随环空返速的增高而增加，钻井液固相和滤液对油气层的侵入深度及损害程度亦随之增加。（2）钻井液当量密度随环空返速增高而增加，因而钻井液对油气层的压差亦随之增高，损害加剧。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术4、钻井液性能（1）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、HTHP滤失量的增大和泥饼质量变差而增加。（2）钻井过程中起下钻、开泵所产生的激动压力随钻井液的塑性粘度和动切力增大而增加。（3）井壁坍塌压力随钻井液抑制能力的减弱而增加，维持井壁稳定所需钻井液密度就要随之增高，若坍塌层与油气层同在一个裸眼井段，且坍塌压力又高于油气层压力，则钻井液液柱压力与油气层压力之差随之增高，就有可能使损害加重。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术三、保护油气层的钻井工艺技术1、降低压差，实现近平衡压力钻井，控制油气层的压差处于安全的最低值钻井液对油气层的损害程度随压差的增大而增加。降低压差可从以下几个方面着手：①建立地层孔隙压力、破裂压力、地应力和坍塌压力四个压力剖面，为井身结构和钻井液密度设计提供科学依据。②确定合理井身结构，尽可能使油气层所在的裸眼井段处于同一压力体系，为近平衡压力钻井创造条件。③实现平衡压力钻井，控制油气层的压差处于安全的最低值。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术2、降低浸泡时间（1）采用优选参数钻井；（2）采用与地层特性相匹配的钻井液、优质钻头来提高钻速，加强钻井工艺技术措施及井控工作，防止井下复杂事故发生；（3）提高测井一次成功率，缩短完井时间；（4）加强管理，降低机修、组停、辅助工作和其它非生产时间。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术3、搞好中途测试中途测试是一项最有效打开新区勘探局面，指导下一步勘探工作部署的技术手段。采用中途测试，可以在钻井过程中早期及时发现油气层，准确认识油气层的特性，正确评价油气层的产能。4、搞好井控，防止井喷、井漏对油气层的损害钻井过程一旦发生井喷就会诱发大量油气层潜在损害因素，若压井措施不当会加剧对油气层的损害，因而在钻井过程搞好井控工作。井漏会使大量钻井液进入油气层，造成固相堵塞，钻井液与油气层岩石或流体作用，诱发潜在损害因素，因而要严防在油气层中发生井漏，一旦发生井漏，尽量采用能用物理或化学解堵的堵漏剂来进行堵漏。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术5、调整井保护油气层钻井技术调整井钻进油气层时，必须按照已发生变化的油气层特性按以上阐述的原则确定钻井液与钻井技术措施。由于调整井有它的特殊性，因而必须采取特殊的技术措施来减少对油气层的损害。（1）损害原因a、多压力层系；b、地层孔隙压力、渗透率、孔隙度、岩石组成与结构均已发生变化；c、油气水分布发生变化，相渗透率也随之而改变。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术（2）保护技术a、采用RFT等方法，搞清井区地层孔隙压力、建立孔隙压力和破裂压力曲线或压力剖面；b、对于裸眼井段均为低压层的井，应按地层压力系数，优选相应类别的低密度钻井液，实现近平衡压力钻井、或预先在钻井液中加解堵的堵漏剂来防漏。c、如裸眼井段为多压力层系、高压层是长期注水引起的，则应在钻调整井之前进行停注泄压或控制注水量或停注停采。如个别地层压力极高，可预先打泄压井。d、如高压层是原始高压层，且裸眼井段是多压力层系，则应通过合理井身结构来解决。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术6、选用与油气层相配伍的钻井液为了减少对油气层的损害，钻井液必须满足以下需要：（1）钻井液密度可调；（2）尽可能降低钻井液中固相颗粒对油气层的损害；（3）钻井液滤液必须与油气层岩石和流体相配伍，不诱发或少诱发油气层潜在损害因素；（4）钻井液组份与性能既要满足“安全、快速、优质”钻井需要以减少油气层浸泡时间，其滤失量、泥饼质量、流变性能等又必须满足保护油气层的需要；（5）钻井液还需有效地控制多套压力层系共存的裸眼井段油气层的损害。第一节钻井过程中造成油气层损害的原因及保护油气层的钻井技术第二节保护油气层的固井技术一、固井质量对油气层的损害1、环空封固质量不好，不同压力系统的油气水层相互干扰和窜流，易诱发油气层潜在损害因素。2、环空封固质量不好，当油井进行增产作业、注水、热采等作业时，各种工作液就会在井下各层中窜流，对油气层产生损害。3、环空封固质量不好，会使油气上窜至非产层，引起油气资源损失；4、固井质量不好，易发生套管损坏和腐蚀，引起油气水互窜，造成对油气层损害。二、水泥浆对油气层的损害1、固相颗粒堵塞；2、水泥浆滤液与储层岩石和流体作用而引起的损害（水泥浆滤液通常很大）（1）水泥与水发生水化反应时在滤液中形成大量Ca2+、Mg2+、Fe2+、OH-、CO32-等离子，可与地层离子作用形成无机垢，OH-会诱发碱敏的发生。（2）发生水锁、乳化堵塞；高pH值滤液可促使原油中的沥青絮凝、沉积。（3）滤液含表面活性剂时可引起岩石润湿反转。3、水泥浆中无机盐结晶沉淀对油气层的损害。第二节保护油气层的固井技术三、保护油气层的固井技术为了减少固井作业中对油气层的损害，可采取以下措施：1、提高固井质量①推广API标准油井水泥和各种优质水泥添加剂，改善水泥浆性能，提高顶替效率；②依据地层孔隙压力和破裂压力，选择合理的水泥浆密度，控制合理固井压差，严防固井过程发生油气侵和井漏；③防止水泥浆失重引起环空窜流；④推广应用注水泥计算机辅助设计软件。第二节保护油气层的固井技术2、降低水泥浆滤失量为了减少水泥浆固相颗粒及滤液对油气层的损害，需在水泥浆中加入降滤失剂，控制滤失量小于250mL。3、采用屏蔽暂堵钻井液技术钻开油气层时采用屏蔽暂堵钻井液技术，在井壁附近形成屏蔽环，此环带亦可在固井作业中阻止水泥浆固相颗粒和滤液进入油气层。第二节保护油气层的固井技术第三节射孔完井的保护油气层技术一、射孔对油气层的损害分析1、成孔过程对油气层的损害成孔过程对产层的损害主要表现为压实带和杵堵两个方面。如果射孔弹的性能不良，也会形成杵堵。因为聚能射孔弹的紫铜罩约有30％的金属质量转变为金属流，其余部分碎片以较低的速度跟在喷流后面移动，且与套管、水泥环、岩石等碎屑一起堵塞已经射开的孔眼。这种杵堵非常牢固，酸化及生产流体的冲刷都难以将其清除。这实际上相当于减少了孔密。2、射孔参数不合理或油气层打开程度不完善对油气层的损害射孔参数包括孔密、孔深、孔径、相位、射孔格式等。多年来，人们对射孔参数和产能的关系进行了大量的研究，发现射孔参数越不合理，井的产能就越低。第三节射孔完井的保护油气层技术随孔深增加而增大，但增加到一定程度，产能上升的幅度越来越小。产能比随孔密增加而增大，但增加到一定程度后，也不再能显著地提高油井产能。美国最佳孔密为13～26孔／米，而我国大多为10孔／米，孔深为200～300mm，仍有潜力可挖。第三节射孔完井的保护油气层技术地层各向异性指数（储集层岩石的垂直渗透率低于水平渗透率，称为各向异性，用地层各向异性指数Kh/Kv表示）比较小时，布孔相位角对产能的影响顺序是：90°＞120°＞180°＞0°。Kh/Kv1~1.4~1.7~最佳相位角90°120°180°第三节射孔完井的保护油气层技术孔径对产能的影响较小，所以一般倾向于用较小的孔径（12cm左右），来获取较大的孔深。第三节射孔完井的保护油气层技术由于螺旋布孔格式，相邻孔眼之间的距离最远，井底的压力分布最均匀，所以油井的产量最高。第三节射孔完井的保护油气层技术3、射孔压差不当对油气层的损害射孔压差是指井内液柱压力与地层孔隙压力之差，正压差是指前者大于后者，负压差是后者大于前者。正压差射孔容易使射孔液进入储层，污染油气层。而其压持效应会促使形成更严重的压实和杵堵。而负压差射孔则使储层流体反向冲刷孔道，保证了孔眼的清洁与畅通。但必须科学地确定合理的负压差值。第三节射孔完井的保护油气层技术4、射孔液对油气层的损害正压差射孔造成射孔液进入射孔孔道，造成对油气层的污染。射孔液中的固相颗粒和射孔液液相与储层流体不配伍形成的沉淀、结垢物或乳化堵塞等堵塞油气流通道，造成产层绝对渗透率的降低；而射孔液的液相也可使岩石表面润湿性改变，从而引起产层相对渗透率的降低。若射孔液穿透钻井损害带，则可使产层进一步受到污染损害。第三节射孔完井的保护油气层技术二、保护油气层的射孔完井技术1、正压差射孔的保护油气层技术（1）采用与油气层相配伍的无固相射孔液（2）控制正压差不超过2MPa2、负压差射孔的保护油气层技术（1）采用与油气层相配伍的无固相射孔液（2）科学合理地确定负压差值第三节射孔完井的保护油气层技术①若负压差值偏低，便不能保证孔眼完全清洁畅通。若过高则可能引起其它复杂问题，如地层出砂，挤毁套管；地层岩石发生应力变形使已有的裂缝闭合或孔隙变小，降低了近井壁地带的渗透率。②合理负压差值的计算美国岩心公司确定负压差值的经验式LnΔP=5.471-0.3668LnKΔP——负压差值，10-1MPa；K——油层渗透率，10-3m2。a、若油气层没有出砂历史，则ΔPrec=0.2ΔPmin+0.8ΔPmax若油气层有出砂历史，则ΔPrec=0.8ΔPmin+0.2ΔPmax第三节射孔完井的保护油气层技术b、根据油气层渗透率确定最小负压差值ΔPmin（确保孔眼完全清洁所需要的起码负压差值）)101....(01724.0)(23minmKKP气井)101....(972.4)(2318.0minmKKP气井3.0min17.2)(KP油井第三节射孔完井的保