旅大10-1油田压力衰竭储层保护钻完井液研究应用(最终)讲解.pptx

天津分公司科技进步奖汇报材料 2016年4月 旅大10-1油田压力衰竭储层 钻完井液保护技术研究应用 完成单位：工程技术作业中心北调项目组 汇 报 人：刘峰 汇报提纲 旅大10-1油田 压力衰竭储层钻完井液保护技术 目前，渤海部分油田已经进入开发的中后期，通过井网加密提高油田产能和采收率，成为渤海油田高效开发新模式。 1.改变大井距模式，井间距由350m缩小至175m 2.优化注采井网，反九点变为行列式井网 提高水驱储量动用程度 油田日产翻番 一、项目背景 调整井钻井面临的问题主要是由于注采开发造成“地层压力变化”引起的。一般来说，对于“只采不注”或“注采不均衡”的油气田，储层压力不断下降，形成压力衰竭储层。岩性变化和高含水等原因也会造成异常高压储层或高压区。 BZ28-2S-A48H周边注水，局部异常高压，压力系数达1.38； 钻井时井涌，关井后井漏，初步压井成功后钻具粘卡； 就地固井，弃井侧钻，被迫改变井身结构； 工期增加15天，费用增加1350万元！ SZ36-1-N23H井判断为地层压力亏空造成的压差卡钻。 损失超过2000万； 推迟投产时间造成产量损失。 井号 复杂情况 C30 固井质量不合格，射孔挤水泥 C31 固井质量不合格，射孔挤水泥 循环池液面 QHD32-6-I17H井钻井期间，累积漏失钻井液约160m3，处理2天 一、项目背景 1、局部异常压力带来的井控风险，易造成溢流、井涌 2、地层压力亏空，易发生粘卡 3、易发生水泥浆窜槽, 影响了固井质量 4、压力衰减，增大漏失风险 5、储层保护难度大，旅大10-1油田部分井压力系数0.5，油井初期产能无法保证。 由于储层压力复杂，以及注采不平衡等因素造成压力体系复杂，对钻完井作业带来5大挑战： 储层衰竭对钻完井的影响 旅大10-1油田第一批产量 一、项目背景 原钻井液配方是基于压差8MPa基础上设计的，液相侵入深度小于20cm，旅大10-1衰竭储层压力0.5SG，静止压差12MPa，循环压差约15MPa，15MPa下原钻井液滤液侵入深度100cm，加上现场封堵性材料的加入与实验室研究有所区别，给钻完井液保护带来了新的课题及技术要求，我们需要新的钻完井液保护技术。 可视化储层侵入深度测试仪压差≤8MPa y = 0.0393x + 0.5421 =（1/4*πD2）*rd*Φ0 油层浸泡时间t为3天：rd=100cm 油层浸泡时间t为5天：rd=168cm 油层浸泡时间t为7天：rd=236cm 高压差下液相侵入深度较深 滤失量与时间的拟合曲线 高压差钻井液动态污染测试仪≤35MPa 汇报提纲 一 三 四 旅大10-1油田 压力衰竭储层钻完井液保护技术 二 首次应用逐级拟合充填技术，根据不同地层孔隙度选择不同目数HTC复配，形成致密泥饼。 密集堆积理论应用 屏蔽暂堵技术 几何分形理论 D90理论与理想充填 逐级拟合填充 与地层物性相匹配的架桥、充填、可变形粒子 形成致密泥饼 有选择性物理封堵 成膜技术、无渗透技术、隔离膜技术，利用特殊的化学基团在井壁上形成韧性强、耐冲刷、具有封闭作用的膜或者封堵层，阻止固液相侵入。 非选择性物理化学封堵 HTC（不同目数）+LPF 二、研究成果-1.逐级拟合充填封堵技术 对策：封堵泥饼微小孔隙，提高岩心端面泥饼的致密性，进一步降低渗透率。 主要分布在亚微级 403-1508.92nm 二、研究成果-2. 聚合微球纳米封堵技术 聚合物微球HPM是一种具有可变形的弹性粒子的聚合物。在无须明确预知孔喉尺寸的情况下，交联聚合物逐渐水化膨胀，核壳之间会逐渐相互粘连，形成较大的高分子线团，从而使粒径迅速增大，在页岩的孔喉中产生较强的封堵作用，能有效阻止钻井液侵入，可对孔径分布范围较大的油层产生有效的暂堵，克服了传统屏蔽暂堵技术对地层孔隙尺寸的依赖，并且可以加固井壁。 在逐级拟合充填技术上，选用聚合物微球对致密泥饼纳米级空隙进行封堵，进一步降低滤液侵入。 在100ml蒸馏水中加入1%聚合物微球HPM搅拌均匀，用激光粒度仪测量不同时间条件下的粒度参数特征与分布如下： 二、研究成果-2. 聚合微球纳米封堵技术 图2 ：80℃放置1天1%聚合物微球HPM溶液粒度特征图 图3 ：80℃放置2天1%聚合物微球HPM溶液粒度特征图 图1 ：80℃，1%聚合物微球HPM溶液粒度特征图 从粒度测试结果可以看出，聚合物微球HPM属于纳米-微米间的微小颗粒；在一定温度下，其随时间的延长，颗粒粒径逐渐变大，从纳米级向微米级转变，在进入地层后，可以进一步扩展，其间的作用力可以提高封堵层的强度；在使用过程中配合纳米级的封堵材料，其可以体现出好的作用效果。 粒径变化： 1216nm---1581