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冀东油田水平井自匹配绒囊修井液暂堵冲砂技术-天然气工业
【经验交流】
冀东油田水平井自匹配绒囊修井液暂堵冲砂技术
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赵永刚 , 强晓光 , 崔健 , 李远超 , 王桂军
(1. 冀东油田瑞丰化工公司,河北唐海 ;2. 冀东油田钻采工艺研究院,河北唐山;
3. 冀东油田工程监督中心,河北唐海 ;4. 中国石油大学 (北京),北京)
赵永刚等. 冀东油田水平井自匹配绒囊修井液暂堵冲砂技术[J]. 钻井液与完井液,2012 ,29 (5 ):89-91.
摘要 冀东油田浅层油藏大部分属天然边底水驱,埋藏浅,胶结疏松,出砂严重,地层压力系数低,漏失严重,
常规的冲砂技术施工成功率低,运行成本高,对油层伤害严重。研究应用的自匹配绒囊修井液暂堵冲砂技术可以
通过对漏失严重的地层进行暂堵,从而保证水平井冲砂施工顺利进行,冲砂施工结束后暂堵失效,不影响其他施工。
现场应用表明,自匹配绒囊修井液暂堵冲砂技术可以有效提高水平井冲砂施工成功率,降低运行成本。
关键词 水平井;绒囊 ;修井液 ;暂堵 ;冲砂
中图分类号:TE282 文献标识码:A 文章编号:1001-5620 (2012 )05-0089-03
冀东油田水平井主要分布在浅层疏松砂岩油 剂在物理、化学作用下,自然产生粒径为25 ~150
藏,渗透率高,漏失严重,冲砂过程中钻井液及细 µm 、壁厚为3 ~10 µm 的绒囊作为分散相,形成稳
粉砂随冲砂液进入地层近井壁地带,并逐渐沉积在 定的气液分散体系。绒囊修井液利用绒囊自匹配漏
孔喉中,造成油井近井壁地带堵塞,影响油井产能 失通道的能力,无论漏失通道的尺寸大于、小于或
正常发挥。以往主要采用油溶树脂[1-2] 、广谱复合 相当于绒囊尺寸,都可以利用绒囊自身的特性,实
屏蔽暂堵[3] 以及利用表面活性剂使修井液发泡、降 现全封堵地层,并可自动返排。在施工时,不但能
低液柱压力等方法防漏堵漏,但油溶性材料受温度 够降低工作液密度,实现欠平衡作业,而且能够封
影响大,施工时由于设备故障、临时停止作业等原 堵漏失地层,提高地层的承压能力[5] 。作业完成后
因容易卡管柱,而且施工后大部分井产量恢复时间 由于自动从地层中返排,大大降低了储层伤害程度。
较长,曾经使用的自适应防漏堵漏,应用范围有一 1.1 绒囊修井液性能
定的局限性[4] ;使用表面活性剂发泡,修井液半衰
绒囊是一种能量聚集体,具有“一核二层三膜”
期仅为30 min ,只能短时间调节工作液密度、降低
的结构,其粒径不小于25 μm ,以“单胞胎”或“多
液柱压力、控制漏失,封堵时间较短,不能满足施
胞胎”分散于连续相中,绒囊稳定性取决于绒囊膜
工需要。
的厚度和透气性。绒囊的核心组成是气核以及包囊
1 绒囊修井液暂堵作用原理 气核的厚厚的高黏密实层。密实层外是一层绒毛
状物,整体看来像长着绒毛并被厚厚包裹的气囊。
绒囊修井液暂堵技术是利用绒囊自匹配的特 修井液的稳定需要体相具有较高的低剪切速率黏
性,根据油气储层储渗空间的大小和形状,自行调 度[6-7] ,而绒囊单体能够提高工作液低剪切速率黏
节结构或形状,最大限度地占据储层储渗空间,减 度,保证修井液性能稳定。室内进行了温度- 压力
少作业流体及颗粒进入地层的堵漏技术。绒囊工作 实验,结果表明,绒囊密度同时受压力和温度影响,
液以水为连续相,通过表面活性剂、聚合物处理 绒囊修井液稳定期可以根据实际施工需要在0 ~15
第一作者简介 :赵永刚,助理工程师,毕业于西安石油大学应用化学专业,现在主要从事油田化学方面的科研及技术服
务工作。地址 :河北省唐山市唐海县冀东油田瑞丰化工公司;邮政编码063200 ;电话(0315 )8761270/
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