长庆特色的钻井完井液技术精PPT学习教案

1、会计学1长 庆 特 色 的 钻 井 完 井 液 技 术中国 西安一、钻井液完井液技术系列二、聚合物钻井液技术三、天然气井钻井液技术四、定向丛式井钻井液技术五、水平井钻井液技术六、油、气层保护技术七、次生有机阳离子聚合物钻井液技术八、可循环泡沫钻井完井液技术第1页/共112页中国 西安一、钻 井 液 完 井 液 技 术 系 列 为了适应钻遇地层特点、提高机械钻速及安全钻井的需要，经过多年的攻关与实践，长庆钻井液技术已形成了以无固相聚合物为主的多套钻井液体系，以及相应的钻井液添加剂系列，并在生产和实践中得到不断完善和发展，技术已日趋成熟，形成了一整套具有长庆特色的钻井液技术，满足了快速钻井、稳定井

2、壁及特殊钻井的需要。相关技术成果曾获国家科技成果三等奖、总公司科技成果一、二、三等奖。第2页/共112页中国 西安技技术术名名称称 技技术术特特点点 技技术术指指标标 应应用用范范围围 应应用用效效果果 无固相聚合物钻井液技术 高效絮凝、无固相， 具有密度低、钻速快、井下安全等特点。 密度： 1.01.02g/cm3 适用于相对较稳定的上部地层 在安塞地区,机械钻速提高60%以上,在靖边地区将机械钻速由 2.88m/h 提高至 6m/h，且井下安全。 水平井钻井液技术 防塌能力强，井壁稳定，具有良好的携屑能力及润滑防卡能力，对产层伤害小。 泥饼摩阻系数0.07 井径扩大率20% 岩心恢复率80

3、% 适用于各种水平井 在长庆油田 11 口油、气水平井应用，有效地解决了井壁稳定、摩阻控制、井眼净化和产层保护等难题，取得了良好效果。 次生有机阳离子聚合物钻井液技术 综合了阳离子聚合物钻井液强抑制性和阴离子聚合物钻井液良好配浆性的优点。抑制性强，性能优良。 与阴离子聚合物相容性良好 二次页岩回收率R40与一次回收率 R40 之比，0.85 水基钻井液体系 首次在安塞小井眼定向井使用,使直罗、富县的平均井径扩大率由 5060下降至 15以内，一次电测成功率由28.57提高至 68.97%.次后在水平井、天然气井、气层保护等 100 多口井中应用，收到良好效果。 一、钻 井 液 完 井 液 技

4、术 系 列第3页/共112页中国 西安一、钻 井 液 完 井 液 技 术 系 列技术名称技术名称 技术特点技术特点 技术指标技术指标 应用范围应用范围 应用效果应用效果 保护气层的油溶暂堵完井液技术 利用低渗砂岩孔隙同时存在三相流体产生的物理化学现象所引起的“堵塞” ，阻止滤液进一步侵入地层，最后射孔解堵恢复渗透率。 失水：23ml 对岩心封堵率：90% 渗透率恢复率90% 低渗、特低渗砂岩储层 现场应用22口井取得了滤液侵入浅、保护气层效果好、抑制性强、井径规则、电测资料准确、润滑性好井下安全等良好效果。 全酸溶暂堵阳离子聚合物完井液 ASS-1 体系 全酸溶体系，通过暂堵降低对产层的伤害，

5、最后酸洗解堵。 对原始岩心暂堵率80% 泥饼酸溶率 80% 酸洗后渗透率恢复率70% 适用于无酸敏的各种储层 严格采取合理压差和低失水等措施，有效地保护了气层，提高了酸化效果，取得了显著的经济效益。在苏平 1、2井水平井段应用，井下安全性能稳定。 低渗油藏保护油层完井液技术 低成本的粗分散小分子量聚合物完井液体系，避免使用大分子量聚合物，将失水尽可能降低达到保护储层的目的。 失水：5ml 原始岩心伤害率30% 低渗油气藏 在靖东油田推广应用，将油层损害率由40以上降至15以内，油井平均单井日产量提高了 22.6%。 第4页/共112页中国 西安一、钻 井 液 完 井 液 技 术 系 列技术名称

6、技术名称 技术特点技术特点 技术指标技术指标 应用范围应用范围 应用效果应用效果 钻 井 泡 沫流体技术 发泡能力强、价格适中、抗污染能力强，体 系 性 能 稳定，机械钻速高。 欠平衡钻井 在塞 641、塞 293 及青 1 井现场应用，实现了欠平衡钻开油气层，取出无污染的岩心，返出的岩屑颗粒大，棱角分明，段面新鲜，可直观反映含油气情况。 可 循 环 泡沫 钻 井 液技术 密度低、失水低、 稳定性好、井下安全。 密度: 1.0g/cm3 提高钻速 保护产层 防止井漏 降低成本 第5页/共112页中国 西安一、钻 井 液 完 井 液 技 术 系 列产产品品系系列列 产产品品 特特点点 功功能能

7、适适应应范范围围 CSJ-1 小分聚合物。 具有阳离子粘土稳定剂的防塌效果， 能与阴离子聚合物相容，具有配浆性。 防塌，抑制粘土分散。 各类水基钻井完井液。 防塌剂 FT-98 磺化沥青。 防塌、润滑、降失水,改善泥饼质量。 各类水基钻井完井液。 FL-1 树脂类接枝产品。 降失水效果好(特别是在无固相聚合物钻井液中) 降滤失。 各类水基钻井完井液。 FL-2 改性树脂类产品。抗温可达150。 降滤失（HTHP 失水） 各类水基钻井完井液。 FL-3 聚 合 物 类 产 品 。 抗 盐 可 达15%。 抗盐降失水。 各类水基钻井完井液。 降滤失剂 ASR-1 酸溶降失水剂。酸溶率95% 降滤失

8、。 酸溶完井液。 LNS-1 聚合物类产品。 提高聚合物钻井液的粘度，兼有降失水作用。 提粘降失水。 各类水基钻井完井液。 LNS-2 抗温可达 180。 提高粘度。 深井水基钻井液。 提粘剂 ASV-1 酸溶提粘剂。酸溶率95% 提高粘度。 酸溶完井液。 第6页/共112页中国 西安一、钻 井 液 完 井 液 技 术 系 列产产品品系系列列 产产 品品 特特 点点 功功 能能 适适应应范范围围 OSS-1 油 溶 暂 堵 剂 。 油 溶 率100%。 封堵产层。 油溶屏蔽暂堵完井液。 暂堵剂 ASP-1250 酸溶暂堵剂。酸溶率大于98%。 封堵产层。 酸 溶 暂 堵 完 井液。 RT-98

9、8 极压润滑剂。摩阻、扭矩降低率60%。 降摩阻。 定向井、水平井钻井液。 润滑剂 RT-988（E） 环保型润滑剂。无萤光，无污柒。指标同 RT-988。 降摩阻。 定向井、水平井钻井液。 流型调节剂 HPG-1 酸溶流型调节剂。酸溶率大于 95%。 提高动塑比。 酸 溶 暂 堵 完 井液。 稀释剂 HXS-1 小分子聚合物。稀释效果是FCSL的58倍,且不影响絮凝作用。 降粘。 各 类 水 基 钻 井液。 乳化剂 RJ-1 O/W 型。 乳化油、气。 水包油及气乳液钻井液。 第7页/共112页中国 西安界系统组底界深度厚度新生界第四20-10020-100 未固结松散流沙，黄土；坍塌、漏失

10、白垩志丹洛河组670650粉红色砂岩、粉砂岩、泥岩；易斜、易卡，区域水层易出水安定组71545含砾泥岩，底部浅色砂岩；易卡、易掉牙轮直罗组1020305灰色泥岩，下部灰色砂岩，易塌、易卡、出水下统延安组1300280浅色砂岩黑色泥岩夹煤层，卡、出水上统延长组2065765深色泥岩、泥质砂岩、粉砂岩互层，塌、出水中统纸坊组2330265杂色泥岩、细砂岩互层，塌、漏和尚沟2450120棕色泥岩夹粉砂岩薄层，塌、漏刘家沟2740290坚硬泥岩夹细- 粉砂岩，有微 裂缝，易漏、蹩跳、掉牙轮上 统石千峰3030290坚硬厚层泥岩砂质泥岩与薄砂岩互层，坍塌上下统 石盒子3305275厚泥岩、砂质泥岩与薄层

11、研磨性细砂岩粉砂岩互层，泥岩易坍塌，砂岩易漏失，目的层防喷下统山西组338580泥岩与研磨性砂岩互层、有煤层，塌、卡上统太原组341530防卡中统本溪组343520防喷地层时代设计地层（m ）主要岩性及故障提示侏罗中统下统三迭系中生界石炭系二迭系古生界地质分层第8页/共112页中国 西安二、 聚 合 物 钻 井 液 技 术聚合物钻井液技术发展过程：时时 期期 钻钻井井液液体体系系 性性 能能 备备 注注 70 年代初期 钙处理 ：1.201.35g/cm3 粘切高,钻速慢,粘卡较多 70 年代后期 PAM(开始使用) ：1.10 g/cm3 处理剂品种少,性能难维护,推广慢. 80 年代初期

12、大小分子复配的低固相聚合物 ：1.08 g/cm3左右 易维护,性能可调节,得到大面积推广 1986 年 开 始 ” 快 钻液”研究试验 ：1.001.03g/cm3 安塞开始油层保护研究,结果储层为非水敏性.而开展”快钻液”研究,钻速大幅度提高,大面积推广 到目前 阴离子、两性离子、次生有机阳离子聚合物钻井液 强抑制、低密度、保护产层。 由于处理剂的发展， 钻井液形成阴、阳、两性、次生有机阳离子聚合物体系， 以适应各类钻井施工。 第9页/共112页中国 西安二、 聚 合 物 钻 井 液 技 术聚合物钻井液的几种类型： 1、全絮凝无固相聚合物钻井液 配方组成：清水+0.10.2%PHP+0.1

13、%KPAM 性能： 1.01.02g/cm3; FV 2835s; pH 79 处理维护:补充聚合物胶液,加量在0.150.2%;利用大沉砂池,保持密度 1.02g/cm3;保证泵排量,强化工程措施。 应用范围：主要用于二开上部造浆强性的白垩系、侏罗系地层，也可用于地层稳定的三迭系地层。第10页/共112页中国 西安二、 聚 合 物 钻 井 液 技 术 2、低固相聚合物钻井液 配方组成：般土浆(土4%）+0.1%PHP+0.1%PAC141+0.1%HPAN 性能: 1.31.06g/cm3; FV 3250s; pH 89; FL 8ml; K 0.5mm; PV 515mPa.s;YP 3

14、8Pa 处理维护：及时补充聚合物胶液，保持良好的絮凝包被能力；控制好失水量，维持较低粘度，保持井壁稳定；完钻前加入般土，提高粘切，有利电测。 应用范围：主要用于三迭系以下井深及完钻前的钻井液处理。第11页/共112页中国 西安二、 聚 合 物 钻 井 液 技 术 3、钾盐聚合物钻井液 配方组成：清水+0.1%KPAM+0.1%PAC141+0.1%CMC+3%Kl。 性能： 1.011.05g/cm3; FV 2835s; pH 79; FL 20ml; K 0.5mm; PV 38mPa.s;YP 15Pa 处理维护：进入坍塌层钻进，KCl含量达到3%；并适当提粘降失水。 应用范围：主要用于

15、易发生井塌区块及层段。第12页/共112页中国 西安二、 聚 合 物 钻 井 液 技 术 以上几种聚合物钻井液（尤其是无固相体系）的应用，极大的提高了钻井速度。我们进行了聚合物钻井液的性能与钻速的关系研究（同时分析了现场269口井的数据）。 1、钻速与钻井液密度的关系503. 83103 . 3eVm0.70.80.91.01.11.21.31.41.51.6-20020406080100120140机 械 钻 速 Vm , m/ h r密 度 ， g / cm3第13页/共112页中国 西安二、 聚 合 物 钻 井 液 技 术 2、钻速与钻井液失水量的关系 钻井液滤失量大，可以起到软化地层的

16、作用，滤失量越大，泥饼渗透性就越强，就可以减轻压持效应，从而提高钻速。188.0942.0BVm0102030405001020304050机 械 钻 速 Vm , m/ h r失 水 量 B, m l第14页/共112页中国 西安二、 聚 合 物 钻 井 液 技 术 3、钻速与水眼粘度的关系 密度对钻速的影响最大，其次就是水眼粘度。而水眼粘度与密度、失水量、塑性粘度紧密相关。即密度越低、失水量越大、塑性粘度越低，水眼粘度越小。64.017.27Vm05101520051015202530354045机 械 钻 速 Vm , m/ h r水 眼 粘 度 ， mP a.s第15页/共112页中国

17、 西安 4、钻速与钻井液分散性的关系 实验表明，固相中1m的胶体颗粒对钻速的影响比 1m的颗粒大12倍。分散性钻井液中 1m的颗粒80%，而用聚合物处理后只有6%。也就是说，同样密度的钻井液，不分散聚合物钻井液的钻速比细分散或粗分散（如钙处理）钻井液的高。（见图）二、 聚 合 物 钻 井 液 技 术第16页/共112页中国 西安二、 聚 合 物 钻 井 液 技 术 为提高钻速，对聚合物钻井液的要求： 1、密度越低越好（清液聚合物钻井液）； 2、粘度要低，尤其是水眼粘度； 3、在条件充许的情况下，尽量放宽失水量的控制； 4、钻井液抵制性要强，控制分散（尤其是低固相钻井液）。 应用效果：以以上分析

18、为基础，长庆局多年来一直致力于推广聚合物钻井液，努力降低密度，扩大无固相清液聚合物钻井液使用地区，增加其使用深度，到90年代中期聚合物钻井液使用面已达100%。钻井液密度也不断降低，有效地减少了复杂、事故率，提高了生产时效。取得了良好的经济效益。第17页/共112页中国 西安 对2000年1月2001年11月共钻井1839口，进尺3311655米平均井深1800.5米，平均钻速13.50米/时，平均建井周期18.33天。与1999年相比，在平均井深增加185.8米的情况下，钻速提高了86.5%，建井周期缩短5.4天。 由于钻井速度的大幅度提高，有效地控制了钻井费用的上升。钻井液费用从1990年

19、到2001年在处理剂价格上涨3080%的情况下，一直保持在32元/米左右的水平。若按最低涨价幅度40%计算，则每米实际费用节约12.8元，两年共钻油井2753851米，节约费用为3524.9万元。二、 聚 合 物 钻 井 液 技 术第18页/共112页中国 西安三、天然气井钻井液技术 遇到的主要问题： 延长组的阻、卡； 刘家沟组的井漏； “双石层”的井塌（石千峰组和石盒子组）。 以上问题给钻井带来极大困难，几乎口口井发生阻、卡，平均钻井周期长达150多天。为此，开展了解决问题，提高气井钻井速度的科研攻关。开展了阴、阳及两性离子聚合物钻井液的现场试验，取得成功，遇阻、遇卡、井漏、井塌、电测不到底

20、等复杂时效全面下降，钻井速度得到大幅度提高。第19页/共112页中国 西安三、天然气井钻井液技术 1、两性离子聚合物钻井液 二开延长组底部 清水+0.1%FA-367+0.005%CaCl2。 纸坊组刘家沟组 加入XY-27及少量般土浆调节粘度。 石千峰组奥陶系顶部 保持FA-367含量，并加入JT-888和XY-27调节失水和粘度。 奥陶系 进气层按气层保护要求进行。 2、阳离子聚合物钻井液 二开刘家沟组底部 清水+0.2%CPAM+0.2%TDC-15+0.05%CaCl2钻进。 石千峰组奥陶系顶部 加大CPAM的含量，TDC-15增大至0.5%，适量加入CaCl2。 奥陶系 进气层加入T

21、D-1和QS-2以达到保护气层的目的。第20页/共112页中国 西安三、天然气井钻井液技术3、阴离子聚合物钻井液二开延长组 清水+0.2%PHP+0.1%KPAM钻进。纸坊组刘家沟组加入PAC141提粘，且密度控制在1.05g/cm3左右。石千峰组奥陶系顶部转化为聚磺盐水钻井液。第21页/共112页中国 西安三、天然气井钻井液技术 4、聚磺钻井液 用于石千峰组以下地层，一般由阴离子聚合物钻井液转化而来，也可由阳离子、两性离子聚合物钻井液转化而来。 在聚合物钻井液的基础上，加入SMP 12%，SMC 12%，SAS 1%，HPAN 0.1%，含盐35%，般土含量维持在3040g/l。进气层前转化

22、为保护气层的钻井完井液。 应用效果： 解决了该气区的复杂问题。延长组遇阻、遇卡基本消除；“双石层”的井塌得到控制，井塌划眼时间由原来的75h/口井减少到基本为零，塌层井径扩大率由原来的40%下降到20%以内；刘家沟组井漏基本消除。第22页/共112页中国 西安 钻井速度年年提高。1990年为2.82m/h，1991年为3.36m/h，1992年为4.36m/h，1993年为4.72m/h， 2001年达到6.12m/h。取得良好的经济效益。 2000年2001年11月两年共钻天然气井160口，进尺为557804米，平均井深3486.3米，平均钻速6.12m/h，平均建井周期53.3天/口井，和

23、1990年相比，在平均井深增加342.3米的情况下，机械钻速提高了117.0%，建井周期缩短了100.7天。 钻井液费用由原来的98元/米下降到70元/米，每米节约28元，160口井节约成本为1561.8万元，考虑40%的涨价因素，节约费用为3748.4万元。三、天然气井钻井液技术第23页/共112页中国 西安四、定向丛式井钻井液技术 遇到的问题： 1988年在安塞油田开始试验定向丛式井钻井，曾经遇到过不少的问题，该年共施工两口井，第一口井（王18-9井）施工中阻、卡严重，电测半个月未能成功；第二口井（王19-91井）施工中也是阻、卡严重，打到井深1080米卡钻，泡柴油三次才解卡，损失9天时间

24、，完井电测通井两次测9条曲线，但测最后一条曲线仪器落井，处理后通井6次测完，共测18天。到1989年由于钻井液技术的完善才较为顺利，但速度慢，一口井需二十多天才能完成，成本也相对较高（钻井液成本约在4050元/米）。针对直罗、富县组的井壁坍塌、延安、延长组的缩径问题，研究试验应用了适应于油田地层特性的无固相清液聚合物钻井液体系。第24页/共112页中国 西安四、定向丛式井钻井液技术 定向井钻井液全井可分为四个阶段： 1、聚合物胶液钻进阶段 配方：清水+0.10.2%PHP+0.10.2% %KPAM 2、防塌钻进阶段 进塌层前加入12%KCl，至塌层KCl含量应达到3%左右，并适量加入PAC1

25、41和CMC等，适当提粘降失水。 3、大斜度防卡润滑阶段 斜井段钻进加入润滑剂0.5%左右，并加入PAC141、KPAN等提粘降失水剂。 4、完钻电测 完钻前加入预水化般土浆及润滑剂，并加入提粘、降失水剂将失水量控制在8ml以内，粘度大于40秒，充分循环洗井，保证电测顺利。第25页/共112页中国 西安四、定向丛式井钻井液技术 应用效果： 丛式井（定向井）钻井液技术1989年10月开始在安塞油田投入试验。到2001年，共完成861个井组，井数达3264口。 、性能接近清水性质，密度、粘度低，钻井速度快。平均机械钻速由初期的7m/h提高到15m/h以上；平均建井周期由初期的2530天提高到101

26、5天。 、由于钻井液滤失及流变性能的优化，再加上速度的大幅度提高，经济效益显著。钻井液成本由初期的4050元/米降低到2530元/米。 、有效地解决了井壁坍塌及井眼缩径问题。减少阻卡，井下安全，坍塌层平均井径扩大率控制在15%以内；电测一次成功率由初期的50%提高到7580%。第26页/共112页中国 西安五、水平井钻井液技术1、油井水平井钻井液技术长庆局于1992年开始研究和试验水平井钻井液技术，并于19932001年钻成了塞平1、2、3、4、5、6井、岭平1平、靖平1、2井9口油井水平井。通过大量的室内及现场研究试验，形成了具有长庆特色的水平井钻井液技术AML低固相水基钻井液体系。其主要组

27、成为高分子聚合物、正电胶、磺化沥青等。该钻井液技术有效的解决了水平井施工过程中的井壁稳定、摩阻控制、井眼净化及产层保护等水平井钻井液特殊难题，有力的配合了钻井工程的正常施工和特殊作业，取得良好现场效果。第27页/共112页中国 西安五、水平井钻井液技术 防 塌 能 力 强 ， 井 壁 稳 定 ， 井 眼 规 则 有效地抑制了坍塌层直罗组、富县组的井壁坍塌及延长组的井眼缩小，平均井径扩大率直罗10%、富县组20%。 良 好 的 润 滑 防 卡 性 能 ， 降 低 了 摩 阻 和 扭 矩 ， 保 证 了 井 下 安 全 几口井无一次因钻井液造成的卡钻事故，大斜度及水平井井段泥饼摩阻系数小于0.05

28、，钻井液润滑系数不超过0.07，正常钻进转盘扭矩为1020KNm，起下钻摩阻小于130KN，下套管摩阻小于100KN。携带能力强，洗井效果好 大斜度及水平井段（平均返速0.60.7m/s）砂样真实，不混杂，上返及时，起下钻井眼畅通，克服了岩屑床形成，施工顺利。第28页/共112页中国 西安五、水平井钻井液技术 有 利 于 保 护 产 层 进产层性能实现“三低”（密度不超过1.08g/3、固相含量小于8%、滤失量42ml）及形成油溶性暂堵。室内评价岩芯恢复值大于80%，现场单井产量为一般井的45倍。探索出以钻井液“复合处理技术”为中心内容的水平井钻井液处理工艺技术。 多年来不断优化技术，使钻井液

29、成本大幅度降低，由试验初期的500元/米降低为180元/米。同时配合工程钻井速度也大幅度的提高，单井平均机械钻速由初期的4.13m/h提高到10.99m/h，建井周期由最初的102天缩短到22天。第29页/共112页中国 西安五、水平井钻井液技术 2、天然气水平井钻井液技术 20012002年在苏里格气田完成两口水平井苏平1、2井。苏平1、2井基本数据水平段井斜()最小/ 最大苏平142891123.1869.580.1/9529.45苏平242451046.3803.3886/93.72 *井号水平段高差m完钻井深m位移m水平段长m第30页/共112页中国 西安密度FV sFL ml表 层低

30、固相细分散钻井液1.01-1.0536-50不控- 1 0.0技术套管无固相次生有机阳离子聚合物钻井液1.00-1.0128-35不控- 8 .0领眼井段油溶暂堵型次生有机阳离子聚合物完井液1.03-1.0535-5215-5.0斜井段强抑制次生有机阳离子聚合物加重钻井液1.10-1.1850-1154.5-5.0水平井段强抑制全酸溶暂堵完井液A S S-1体 系1.03-1.0539-494.0-5.0井 段钻井液体系主要性能范围五、水平井钻井液技术苏平1、2井钻井完井液使用情况简介第31页/共112页中国 西安主要技术难题和解决措施： 五、水平井钻井液技术 1、处于易塌层的大斜度井段的井壁

31、稳定问题：目的层为上古石盒子组盒8地层，其上部为“双石层”的大段泥岩，微裂缝发育，伊蒙混晶层含量高，吸水易坍塌或剥落。因此，有效防塌是该井钻井液技术主要难题之一，也是全井首先要攻下的技术难关。 采用抑制水化、封堵微裂缝和平衡地层应力（调节密度）等综合措施来解决这一技术难题，研制成功并应用了强抑制次生有机阳离子聚合物加重钻井液体系，同时重视解决加重钻井液的润滑性问题及预防压差卡钻。第32页/共112页中国 西安 钻井液性能达到： 密度1.121.18g/cm3, FV55115s,APIFL4.53.0ml, 泥饼0.51mm, 切力13/211Pa, pH1011, PV2644mP.s,YP

32、820Pa,YP/PV0.250.4, Kf0.02630.0439, MBT 4555g/L, 阳离子定性试验：“”“”。 有效地防止了井塌，不仅保证了这两口井的斜井段的顺利钻进、电测和下技术套管，而且还保证了三次断钻具及一次掉牙轮事故的顺利处理。五、水平井钻井液技术第33页/共112页中国 西安 2、水平井段的气层保护和安全钻井问题：从井下安全角度讲，井壁稳定仍然是潜在的复杂问题（因水平段很可能钻遇页岩夹层）；以及润滑防卡、带砂等技术难题外，又增加了保护气层的难题，钻井液就是完井液。 由于采用筛管完井、酸洗投产，因此,采用的完井液必须是“易堵易解”低失水低伤害的完井液。研制应用了强抑制全酸

33、溶暂堵完井液ASS-1体系。 性能达到：密度1.031.05g/cm3,FV 3950s, APIFL 4.05.0ml, 泥饼 0.1mm痕迹， pH 910, AV 2831mP.s, PV 1821mP.s, YP 710 Pa, YP/PV 0.40.6, 阳含 “”“”，Kf 0.04370.06。五、水平井钻井液技术第34页/共112页中国 西安五、水平井钻井液技术 效果：两口井的水平段钻进均未因钻井液性能而引起复杂，相反，钻井液的优良性能而使磨牙轮等事故处理化险为夷。尤其在苏平1井，为适合地质寻找好层位的要求，几改轨迹设计，出现几次升降，轨迹成波浪型，钻具在钻进时阻力大，卡钻机率

34、高，但钻井液的良好润滑性，使其安全无恙；钻井液极强的抑制性，又保证了穿泥岩夹层中的水平井眼的井壁稳定，使该井段安全顺利钻至井深4289m,水平段长达869.5m，并安全顺利完成了所有完井作业。现场取回的完井液样品经室内评价，滤饼酸溶率达80%以上，岩芯受其伤害并酸洗后，渗透率恢复率达80%以上。第35页/共112页六、油、气层保护技术中国 西安 近年来，人们逐渐认识到保护油气储集层技术是一项极为重要的技术，是保护油气资源和“少投入，多产出”的重要技术，是一项涉及多学科，多部门，多专业的系统工程。在钻井、采油、增产、修井等作业中都可能造成地层损害，而钻井液是首先接触储集层的工作液，造成损害的可能

35、性最大，因此，保护储集层的钻井(完井)液技术的重要性无论怎样强调也不会过分。 长庆从70年代初就开始着手油气层保护工作，但真正提到议事日程还是从“七五”期间承担国家重点攻关项目“安塞地区低压低渗油藏保护油层、防止污染的钻井完井技术”开始的。自那时以来，长庆在油气藏损害机理研究及保护技术研究和应用方面取得了长足的进步，并取得了明显的效果。第36页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 多年来主要对安塞油田长6油层、侏罗系延安组油层、靖东油田长2油层进行了潜在的地质伤害因素分析、伤害机理研究及保护油层的钻井完井液技术研究。形成了适应于不同地层条件下的低伤害的钻井完井液技术系列。、油层保护技术第

36、37页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 1、安塞油田低压低渗透长6油藏保护油层钻井(完井)液技术 潜在地质损害因素分析、损害机理及克服方法研究 固相对长6油层损害： 细分散般土浆对长6岩芯有一定的损害, 最大损害率为4547%； 粗分散般土浆损害率小于30%； 在岩芯损害端1cm以内可以找到般土微粒堵塞孔道现象, 但很少且并不严重, 约堵住孔道截面的1/3; 控制固相粒径在1m以上并相对含量在98%以上, 就可控制固相损害在很低的程度。第38页/共112页中国 西安 处理剂对长6岩芯损害： 碱类Na2CO3、NaOH对长6岩芯有损害作用, 最大损害率可达50%。据试验结果及理论分析,

37、只要控制钻井(完井)液pH8.3， 即可消除这种损害。 PHP长链高分子聚合物损害最大,可使渗透率下降60%以上, CMC, CMS-1损害率中等, 为2045%, HPS, KPAN损害小, 其损害率30%, 这些处理剂对岩芯损害主要是吸附滞留作用及与地层水生成沉淀共同作用所致。因此,选择吸附性弱的, 分子链短且与地层水相容的处理剂是减少损害的主要手段。六、油、气层保护技术第39页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 钻井(完井)液中应加入无机盐, 如 KCl, NaCl, 至少含1%, 用CaCl2 时,达到0.05%以上即可基本保持渗透率不变。 水锁效应对长6油层的损害： 各种外界

38、水进入油层均可引起水锁损害, 损害率范围为1252%, 平均损害率为25.2%, 属轻度水锁损害。 加各种不同类型的表面活性剂和表面活性物质在一定程度上克服了水锁损害, 但又产生了新的更大损害, 而且不易克服, 因而在完井液中不宜采用表面活性剂。 提高反排压差可一定程度上克服水锁损害。同时,根据试验时收集的滤液量进行计算，其侵入深度在30cm内；大直径取芯用示踪剂测定侵入深度在3cm以内, 表明现场滤液侵入深度是不深的, 压裂完全可以克服滤液侵入带。第40页/共112页中国 西安 根据室内研究结果, 对长6油层钻井(完井)液配方的各组份要求为: 固相:粒径控制在1m以上, 其相对比例达98%以

39、上; 有机处理剂应选损害小的如HPS, KPAN等; pH值控制在7.58之间; 加至少1%KCl或NaCl,或0.05%CaCl2 可达到渗透率基本不降； 不含表面活性剂或表面活性物质。 应用效果 据油层损害机理及试验结果,研究组配了泡沫、油基泥浆、清洁盐水、高效絮凝聚合物钻井液、低分子聚合物钻井液、HPS-QS-2 暂堵完井液等完井液配方，并进行了10口井的现场试验，经分析对比，取得了明显效果： 六、油、气层保护技术第41页/共112页中国 西安 试验井求初产情况：多数裸眼井的试验井都进行中途测试。用油基钻井(完井)液, 清洁盐水以及包括泡沫在内的钻井(完井) 液钻开油层的井都获得了0.2

40、10.78t/d的初产, 而用普通聚合物钻井液钻开油层则无初产, 这表明保护油层试验是有效果的。但所获初产未形式工业油流,仍需压裂投产。 选邻近的压裂规模相同或相近的9组试验井和非试验井的产量统计对比表明, 试验井投产后头一年的平均日产量比邻近井提高22.6%，年平均单井产量提高36%。表明用损害小的钻井(完井) 液钻开油层对压裂后产量有提高的趋势是可以肯定的。 在85期间共推广应用了500多口井，取得了良好的效果。由于速度提高、电测成功率提高，完井时间缩短，对油层浸泡时间大大缩短，由推广前的平均每井88.33小时下降到平均55小时以下。经坪桥、候、杏三地区400余口井产量的仔细统计对比，平均

41、单井产量提高7.02-16.33%。该项技术也成为该区低压低渗油层开发的八大配套新技术之一。六、油、气层保护技术第42页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 2、侏罗纪延安组保护油层技术 侏罗纪延安油层是长庆产量较高的主力油层之一。为更有效地保护该储层，从96年开始，我们以靖安地区侏罗纪延安组油层为研究对象。对其伤害机理及保护技术做了较深入的研究。 调查了靖安油田地质概况，分析了潜在损害因素并进行了伤害机理试验，得出如下认识： A . 敏 感 性 试 验 ： 侏 罗 系 延 安 组 油 层 属 中 等 偏 强 速 敏 、中偏弱水敏性油层。共做岩芯26块，压力范围0.55.0MPa, 相对

42、总速敏损害范围 40.3282.64，平均65，水敏损害1.6845.45，平均18.37。 B.固相损害试验：以细分散体系为伤害介质进行试验。其结果是固相损害范围 20.4541.46，平均33.33。第43页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 C.克服敏感性损害的试验表明：粘土稳定剂抑制敏感性效果明显，速敏损害率由原来60左右降为18.5336.85，水敏降为014.06； 自制速敏抑制剂可将速敏损害降至20%左右，水敏损害降至12%左右， 取得了明显的效果。 完井液体系评价： 根据室内试验研究结果，组配了低固相低失水聚合物正电胶完井液配方，并进行了损害评价。为便于对比,也取了现场

43、进油层泥浆样品进行评价: 分散型低固相完井液(共做岩心6块)，平均损害率52.3。 低固相低分子聚合物正电胶完井液(共做岩心13块)，损害范围5.2934.38，平均18.24。现场取样(作岩心10块)，平均损害率47.96。柳107井取样转化成正电胶体系(试验2块), 损害率为13.63 22.22第44页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 现场试验 根据研究得出的初步结论和靖安油田钻井液使用情况，96 年在靖安油田柳108井、柳112井等十余口井进行了保护油层钻井完井液试验。压后产量与邻近井产量相比偏高,这表明该项技术对保护油层有明显的效果。低固相暂堵型完井液保护效果分析 压前产量

44、 压后产量 井位 井号 层位 施 工 措施 完 井 液 体系 油 t/d 含水% 油 t/d 含水% 108 Y10 加砂压裂 低固相暂堵 2.81 19.0 28.0 23.1 36-49 Y10 加砂压裂 聚合物 3.06 30.2 21.6 11.2 36-47 Y10 加砂压裂 聚合物 4.36 60.8 108 36-48 Y10 加砂压裂 聚合物 0.54 98.0 112 Y10 加砂压裂 低固相暂堵 14.5 20.8 37-52 Y10 加砂压裂 聚合物 9.83 19.1 112 36-52 Y10 加砂压裂 聚合物 9.57 15.7 第45页/共112页中国 西安六、油

45、、气层保护技术 3、靖东油田长2油层保护技术 靖东油田储层物性较好，平均孔隙度达16.5%，渗透率25.8110-3um2。多数井产量较好，但也有少数井产油达不到预计的要求。压裂后排液量大于压入量，还有少数井出黑水。因而怀疑是油层受污染所致。对此进行了调研和室内研究试验： 调研分析了现场钻井液密度、失水、电测渗透率大小对试油产量的影响，没有找出明显的原因，因而必需从室内研究试验入手找出伤害原因。为此， 进行大量试验得到如下结果： A.现场取钻井液对长2岩心有较大损害，达5059.99%， B.将现场钻井液失水由15.0ml降至6.2ml,损害降至4347%， 平均 45.2%，但降低幅度不大，

46、与现场统计结果基本一致，即降低失水对保护长2油层有好处，但没有决定性作用。第46页/共112页中国 西安 C. 现场钻井液滤液（主要含高分子聚合物）对长2 岩心有较严重的损害，损害率最高达79.9%，平均62.87%，属严重损害范围； D.低分子聚合物溶液对长2岩心的损害明显下降，平均为37.62%，属中偏小损害范围。 E.按分析结果而配制的低失水低分子聚合物正电胶完井液对长2 岩心的损害最小，为18.7524.99%，平均21.87%，属轻微损害范围。 按照上面思路，用正电胶体系试验了10口井，用低分子体系试验了20口井。现场施工表明：两种体系均能满足钻井工艺的要求，钻井中井下安全、完井顺利

47、，缩短了油层浸泡时间，有利于安全快速钻井和保护油气层。采用强抑制正电胶体系完井液后，产量比邻近井产量相比偏高，10口试验井投产3个月平均日产为5.77t/d，14口邻井平均日产为4.98t/d，试验井产量比邻井增加15.86%。六、油、气层保护技术第47页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术、气层保护技术 长庆气田是一个低压低渗储层。多年来围绕如何提高气井产量这个难题从开发方案、钻井工艺、增产措施、产层保护、采气工艺等方面进行了大量的研究和探索。如欠平衡钻井、水平井钻井就是这种研究和探索的具体表现。 1、伤害机理 上古生界低渗砂岩气层： 水敏损害：下石盒子砂岩为强水敏(Kw/K0.02-

48、0.04)，山西和太原属中等水敏（Kw/K0.3-0.6）。水敏损害为上古砂岩气层的主要伤害因素之一。 速敏损害：石盒子组岩芯总伤害率平均69.94%，接近严重伤害，山西组则为中等伤害范围。 酸敏损害：上古砂岩气层呈盐酸酸敏效应（苏里格气田为弱或无酸敏），其损害率可达27-100%。因而不宜采用酸化为增产措施。 盐敏评价：各种盐类的浓度至少要保持一定的盐浓度（25000ppm），才能保持渗透率基本不变。第48页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 水锁效应：是低渗砂岩气层伤害的重要特征之一。岩芯端面不管接触的标准盐水还是自来水，自吸后含水饱和度达到91-100%，表明该气层有很强的亲水性

49、和毛管力，同时吸水后经驱排，驱动压力为16.5Mpa/m49.5Mpa/m, 排1小时后的含水饱和度多数在60%以上，与干岩芯比，其损害率达55-87%。可 见 外 界 水 （ 无 论 是 盐 水 或 淡 水 ） 的 进 入 造 成 了 水 锁 损 害 。试验表明，随饱和度Sw下降，气体渗透率Kg值上升，到Sw为0时，Kg值达到最大。因此，欲提高Kg必须降低气层的水饱和度。 压力敏感效应：低渗砂岩气层另一重要特征就是压力敏感效应，即随上覆压力（围压）增大，孔渗下降。试验结果为随围增大10倍，渗透率逐下降了90%左右，可见该储层的压力敏感性十分严重，是加剧损害的主要原因之一。这也是低渗砂岩气层的

50、突出特点之一，保护气层及投产措施的制定必需考虑这一特点。 固相及处理剂损害：证明高聚物吸附滞留所引起的损害是存在的，同时固相颗粒侵入部分大孔道也是存在的，但不是主要的伤害原因。第49页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 综合上述：对于上古低渗透砂岩气层特点是：粘土含量高，水敏速敏性强，孔喉细微，毛管压力高，水锁严重，压力敏感效应明显。钻井（完井）液滤液的侵入是引起该气层（尤其是下石盒子组）严重伤害的主要诱因，也就是说，水对气层可引起不易克服的严重伤害。因此做到无滤液进入或尽力减少滤液侵入并改变滤液性质（增强抑制性，润湿反转性等）是保护该气层的主要途径之一。第50页/共112页中国 西安

51、六、油、气层保护技术 下古生界碳酸盐岩气藏 A.固相损害: 粘 土 固 相 损 害 率 为 50 80%。当损害压差为3.5MPa时, 一般均能酸化解堵,渗透率恢复率为9095%, 最大达245%；当损害压差增至6.0MPa时, 不易酸化解堵，渗透率恢复率只有11.648.2%。 酸溶性固相(包括携带液处理剂为酸溶)损害,损害率15.389.3%,均能酸化解堵，渗透率恢复率为102.6656.2%, 且与损害压差大小无关。 从试验结果初步可以认为: 固相损害是严重的, 但采用酸溶固相和酸溶处理剂组成钻井（完井）液可获得最好酸化解堵效果。第51页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 B.速

52、敏、水敏损害和控制试验 下古碳酸盐岩气藏存在速敏(微粒迁移)损害,达27.871.9%，而水敏性随层段不同,由弱水敏至强水敏。 为了克服速敏损害及水敏损害, 进行了抑制速敏的试验,采用有机粘土稳定剂钻井液可将速敏损害降至6.711.0%,而水敏损害降到023.1%,总伤害率由5080%降到2.932.0%,效果显著。 C.水锁损害及克服试验 水对气层的损害是灾难性的,原因是水锁效应,尤其对低渗透的储层更是如此。试验结果为岩芯自吸作用水锁损害率为71.2173.2%,抽空饱和后的水锁损害为66.071.2%，可见水锁损害是相当严重的,注入表面活性物质EA或MA后,损害率下降713%,含水饱和度降

53、低24.2%。第52页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 D.压力敏感性和损害关系的探索 为搞清马家沟灰岩气藏的压力敏感效应,做了两口井5块岩芯试验, 围压差由2.0MPa升到20.0MPa, 气体渗透率下降1.727.6倍, 试验发现下降最严重的是裂缝性岩芯。因此, 在打开气层时应采用一定的正压差钻进。根据室内速敏试验, 保持2.0MPa左右压差比较合理, 最大不超过3.5MPa, 使钻开气层的压差在合理的范围内,以克服压力敏感性造成的气层损害。 根据试验研究结论, 提出了保护下古碳酸岩气层钻井(完井)液组成,性能控制及施工原则:以屏蔽暂堵技术为手段, 重点控制滤失量,并加表面活性物

54、质以降低水锁损害, 同时兼顾滤液的抑制性及处理剂与地层水、酸液的配伍性, 以降低水敏, 速敏及沉淀微粒的损害。第53页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术2、油溶屏蔽暂堵完井液 工作原理：主要的工作原理是利用低渗砂岩孔隙同时存在三相流体产生的物理化学现象所引起的“堵塞”，使其对每一相的渗透率下降至接近为0, 阻止滤液的进一步侵入地层。具体可简述为： a油溶液态暂堵剂形成0.01-1m的液珠或直接进入地层孔隙,在孔隙中形成气、水、暂堵剂（液态亲油物）三相同时存在的复杂的流动状态，使之对每一相的渗透率急剧下降，形成“堵塞层”。试验表明，对水相的渗透率下降80-95%，切去伤害端0.51cm,

55、其渗透率可恢复至原渗透率的90%以上。 b利用其专用的表面活性剂可降低滤液的表面张力，降低毛管压力，即降低滤液自动进入地层的动力。 c.利用所含的润湿反转剂，使砂岩孔隙表面由强亲水变成憎水化，降低水化，有利于气对水的反排。第54页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 完井液基本配方： 进气层前处理成符合设计的井浆中加： 油溶屏蔽堵塞剂（液态）OSS-1 25% 专用表面活性剂 RJ-1 0.51% 抑制剂 CSJ-1 0.30.5% 降滤失剂 FL-1 0.51.0% 性能控制以现场施工安全为基础，但必须严格控制: 滤失量 6ml 密度 1.06g/cm3第55页/共112页中国 西安六

56、、油、气层保护技术完井液动态伤害评价结果 岩芯号钻井完井液体系SB盐Kw110-3m2SB盐Kw210-3m2SB盐Kw310-3m2(Kw1Kw2)/Kw1%Kw3/Kw1%34现场钻井液体系0.16770.06710.084359.950.3350.12130.06070.072550.059.8平均 55.055.169高分子聚合物体系0.12560.03830.067869.554.0720.15950.04170.076973.948.2平均 71.751.123强抑制正电胶体系0.17420.13670.121221.569.6270.16780.12230.108727.164.

57、8平均 24.367.215油溶暂堵体系0.23410.02760.211088.290.1110.26910.03780.246786.091.7平均 87.190.9 伤害试验条件:P=3.5MPa T=室温,岩芯:石盒子组岩芯,剪切速率:400s-1,动态伤害时间:145分. 静态伤害时间:85分,Kw3为岩芯伤害端截取1cm后SB盐水测渗透率. 第56页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 应用及效果： 该钻井完井液技术2000年在苏6井、陕241井等5口井中试验成功，2002年在苏里格气田推广应用18口井，收到良好应用效果。 完井液组成及性能达到保护气层设计要求 气层井段钻进时

58、，完井液暂堵剂OSS-1含量达到2%以上，并实现了低密度、低失水、滤液阳离子含量高等应用效果。完井液暂堵剂含量及性能 完井液取样井号 ，g/cm3 FL，ml 滤液阳离子含量 OSS-1 含量，% 苏 35-17 1.05 4.05.0 3.54.0 苏 33-18 1.05 6.05.0 3.03.5 苏 19-18 1.05 5.0 3.04.0 苏 13-16 1.05 6.05.0 3.04.0 苏 41-8 1.05 5.0 2.03.0 苏 22-15 1.031.05 5.0 3.04.0 苏 36-18 1.03-10.5 5.0 3.0 苏 39-14 1.04 6.05.5

59、 3.0 苏 39-5 1.05 5.06.0 2.0 苏 37-15 1.041.05 5.0 2.04.0 苏 34-17 1.04 5.0 2.0 苏 39-17 1.05 5.0 2.03.0 苏 38-16 1.05 5.0 3.04.0 苏 35-15 1.05 5.0 3.0 苏 36-13 1.05 5.0 2.03.0 苏 40-14 1.05 5.0 3.03.5 苏 19-15 1.05 5.0 3.03.5 苏 43-6 1.05 5.06.0 2.53.0 第57页/共112页中国 西安六、油、气层保护技术 对气层岩芯的暂堵效果好，岩芯渗透率恢复率高 现场应用完井液对

60、气层岩芯的暂堵率和岩芯渗透率恢复率均在80%以上。（苏平1井、苏平2井领眼气层岩芯，层位：石盒子） 现场完井液对气层岩芯的暂堵和渗透率恢复试验 完井液取样井号 暂堵率，% 岩芯渗透率恢复率，% 苏 35-17 90.4391.5 95.9899.39 苏 33-18 88.389.23 98.43113.5 苏 19-18 91.0690.23 91.5894.16 苏 13-16 90.1690.67 91.9693.14 苏 41-8 89.898.5 88.497.60 苏 22-15 90.8091.50 93.09407 苏 36-18 81.5687.00 84.7095.07 苏