油气层保护第五章.ppt

水泥浆造成的油气层损害因素 固井和保护油气层之间的关系 固井作业对油气层的损害 固井质量对油气层损害的影响 油气水层相互干扰和窜流，产生损害 工作液在井下各层窜流，产生损害 油气上窜至非产层，引起油气损失 易发生套管损坏和腐蚀，油气水互窜 水泥浆固相颗粒堵塞 5~30um占15%，进入深度约2cm 水泥浆滤液引起的损害 滤失量大、pH高、Ca2+、Mg2+、Fe2+、CO32-、SO42-，碱敏、无机垢、水锁、乳化、润湿反转 水泥浆中无机盐结晶沉淀 第四节 保护油气层的固井技术 保护油气层的固井技术 提高固井质量 改善水泥浆性能 合理压差固井 提高顶替效率 防止水泥浆失重引起环空窜流 推广应用注水泥计算机辅助设计软件 保护油气层的固井技术 降低水泥浆失水量:250ml(尾管固井50ml) 采用屏蔽暂堵钻井液技术 第四节 保护油气层的固井技术 * 第二节 保护油气层钻井完井液技术 合成基钻井液 以人工合成或改性有机物即合成基液为连续相，盐水为分散相，加乳化剂、有机土、石灰等组成的类似油包水乳化钻井液。 合成基钻井液优点： 润滑性好，摩阻小； 携屑能力强，井眼清洁； 抑制性强，不易卡钻，利于井壁稳定； 对油气层损害程度低，不含荧光物质，解决了测井和试油资料解释等问题。 应用：水平井和大位移井，成本高 第二节 保护油气层钻井完井液技术 损害因素：正压差、固相、液相、浸泡时间 90％以上的井——用正压差打开油气层 泥浆固相损害程度 10～90％ 泥浆、水泥浆滤液产生的损害可达10～100％ 侵入带深度：固相可达1米，液相1米 产层渗透率下降10～100％，产能下降10～100％，中低渗透油气田特别突出——我国70％以上的储量 钻井完井过程中的损害程度 第二节 保护油气层钻井完井液技术 技术思路的演变及局限性 前提条件:把井打成的基本要求 ——泥浆中固相粒子不可消除 ——对地层正压差不可避免 ——对地层的损害堵塞客观存在 必须接受前提条件，必须从现实出发，保护技术才能与钻井、泥浆工艺相容，才可能有推广价值和应用前景。 如何变害为利呢?？ 屏蔽暂堵技术提出 基本概念：在钻井完井液中添加适当数量与大小的固相颗粒，以便在钻开油气层后能快速有效地在油气井近井壁带形成致密的桥堵带，从而防止钻井完井液固相颗粒与滤液继续侵入地层，然后通过射孔等完井方式打开屏蔽环，这种保护油气层的技术称屏蔽暂堵钻井完井液技术。 第二节 保护油气层钻井完井液技术 易塌层 高压层 低压层 屏蔽层 第二节 保护油气层钻井完井液技术 1/2~2/3 桥架离子3% 1/4 充填离子1.5% 可变形离子=1~2% 屏蔽暂堵基本原理 第二节 保护油气层钻井完井液技术 sP sP sP ra rw 暂堵层 rw ra 压差、孔喉与粒径比、屏蔽层厚度间的关系 第二节 保护油气层钻井完井液技术 快速：在5-10分钟以内 有效：稳定耐压耐冲洗 近井壁带：在井壁3-5 cm以内 致密：渗透率接近0 屏蔽暂堵特点： 第二节 保护油气层钻井完井液技术 第二节 保护油气层钻井完井液技术 预期结果：阻止泥浆对油层的继续损害，消除浸泡时间的影响，并消除水泥浆的损害 解除措施：损害带很薄，可通过射孔解除 最终目的：损害带的渗透率随温度和压力的增加而进一步减小，从而把造成地层损害的两个无法消除的因素：正压差和固相粒子，转换成实现这一技术的必要条件和有利因素，从理论上就能够解决这个国内外一直未能解决的难题 提出现场实施方案 进行现场试验 收集试油、开采资料、综合 分析评价技术经济效益 推 广 应 用 油气层孔喉大小及其分布研究 屏蔽暂堵技术室内研究 “理想充填”的含义:对于保护储层的钻井液，须根据孔喉尺寸加入具有连续粒径序列分布的暂堵剂颗粒，从而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。 第二节 保护油气层钻井完井液技术 屏蔽暂堵技术 理想充填理论:当暂堵剂颗粒累计体积分数与粒径的平方根(即d1/2)成正比时,可实现颗粒的理想充填。根据该理论,如果在直角坐标系中暂堵剂颗粒的累计体积分数与d1/2之间呈直线关系,则表明该暂堵剂满足理想充填的必要条件。 d90规则:当暂堵剂颗粒在其粒径累计分布曲线上的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。 第二节 保护油气层钻井完井液技术 屏蔽暂堵技术 暂堵剂颗粒尺寸优选新方法: 选用具有代表性岩样进行铸体薄片分析或压汞实验,测出储层的最大孔喉直径(即d90)。d90也可从孔喉尺寸累计分布曲线上读出。 若无法得到最大孔喉直径(如探井),则可用储层渗透率上限值进行