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完井作业保护技术 康 毅 力 西南石油学院/石油工程学院 油 井 完 井 技 术 中 心 2005.09.21 提 纲 1、钻井工艺技术 2、固井工艺技术 3、射孔完井技术 4、防砂完井技术 5、酸化解堵技术 6、水力压裂技术 1、钻井工艺技术 钻井过程油气层损害 保护油气层钻井技术 多套压力系统地层保护技术 调整井保护技术 深井高温井保护技术 水平井保护技术 欠平衡钻井保护技术 钻井完井过程中地层损害示意图 1.0 钻井过程油气层损害 钻井液固相颗粒堵塞油气层 钻井液滤液与油气层岩石不配伍 钻井液滤液与油气层流体不配伍 界面现象和相渗透率损害 负压剧烈变化造成的损害 钻井液固相颗粒堵塞油气层 固相颗粒类型：膨润土、加重剂、堵漏剂、暂堵剂、钻屑、处理剂不溶物、高聚物鱼眼 固相颗粒的含量，特别是细粒级膨润土和酸不溶加重剂 固相颗粒尺寸分布与孔喉尺寸的匹配 细菌堵塞 溶洞、裂缝发育情况 压差，脉冲正压差 钻井液滤液与油气层岩石不配伍 水敏损害 盐敏损害 碱敏损害 阳离子交换：结垢 钻井液滤液与油气层流体不配伍 无机盐垢沉积 形成处理剂不溶物：处理剂盐析 乳化液堵塞 ——油基、油包水、水包油钻井液含乳化剂 界面现象和相渗透率损害 润湿性反转 处理剂界面吸附，低渗透层严重 相圈闭损害（油、气、水锁） 粘性流体侵入 负压剧烈变化造成的损害 中途测试和欠平衡（负压）钻井 脉冲式负压：破坏滤饼 诱发出砂和微粒运移 诱发无机垢和有机垢沉积 诱发应力敏感损害 控制损害的钻井工程因素 压差：滤失、漏失 浸泡时间 环空返速高，滤失量增大，损害加剧 钻井液性能 1.1 保护油气层钻井技术 （1）建立四个压力剖面，为井身结构和钻井液密度设计提供科学根据 —孔隙压力预测：地震层速度、声波时差、dc指数法、RFT测井 —破裂压力预测：Eaton法、Staphen法、Anderson法、声波法、液压试验法 —地应力计算：测井、岩石力学测定 —坍塌压力预测：综合上述资料计算 1.1 保护油气层钻井技术 （2）确定合理的井身结构是实现近平衡压力钻井的基本保证 —用套管封隔上部地层 —油气藏压力分布 —经济效益、套管程序、井下压力系统 1.1 保护油气层钻井技术 （3）实现近平衡钻井，控制油气层的压差处于安全的最低值 平衡压力钻进： ?P = Pd-Pp = 0 Pd = Pm+Pa+?Pw = Pp Pd——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 1.1 保护油气层钻井技术 起钻时，若不调整钻井液密度 Pd = Pm - Ps 0 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 ； 1.1 保护油气层钻井技术 近平衡压力钻井，井内钻井液静液柱压力略高于孔隙压力 Pm = 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 1.1 保护油气层钻井技术 （4）降低浸泡时间 —采用优选参数钻井，选用合适的钻头及喷嘴，提高机械钻速 —采用配伍性工作液，加强钻井工艺及井控，防喷、漏、卡、塌发生 —提高测井一次成功率，缩短完井时间 —加强管理，降低机修、组停、辅助工作和其它非生产时间 1.1 保护油气层钻井技术 （5）搞好中途测试 ——选用优质钻井液 ——确定合理的负压差 ——防止微粒运移 ——防止地层坍塌 （6）搞好井控，防止井喷井漏 1.2 多套压力系统地层保护技术 （1）油气层为低压层，其上部存在大段易坍塌高压泥岩层 —依据上部地层坍塌压力确定钻井液密度，保持井壁稳定 —下套管封隔上部地层 —进入油气层前，转用屏蔽暂堵钻井液 1.2 多套压力系统地层保护技术 （2）裸眼井段上部为低压漏失层或破裂压力低的地层，下部为高压油气层，其孔隙压力超过上部地层的破裂压力 —封堵上部地层，提高承压能力 —堵漏结束后进行试压，证明上部地层承压能力与下部地层相当时，再钻开油气层 —进入油气层前，转用屏蔽暂堵钻井液 1.2 多套压力系统地层保护技术 （3）多组高坍塌压力泥岩层与多组低压易漏油气层相间 —提高抑制性，降低地层坍塌压力，确定合理钻井液密度，保持井壁稳定 —提高钻井液与地层的配伍性 —使用屏蔽暂堵钻井液 1.3 调整井保护技术 钻调整井地层特点 调整井油气层损害因素 调整井钻井保护技术 1.3