保护储层的修井液技术

1、保护储层的修井液技术第1页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一修井过程中地层损害示意图第2页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一开发开采过程中的地层损害示意图第3页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一地层损害的定义 在油气钻井、完井、生产、增产、EOR、修井等全过程中的每一个作业环节，发生流体产出或注入能力显著下降的现象多在井壁附近，也可以在井间渗流通道孔隙和/或裂缝油气或注入的驱替流体第4页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一一、修井过程中造成储集层损害的因素（一）地层损害的类型和机理、固相堵塞类型：深部

2、堵塞 d粒1/7d孔 浅部堵塞 2/3 d孔 d粒1/7 d孔 无堵塞 d粒 d孔，或无固相堵塞机理第5页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一一、修井过程中造成储集层损害的因素Fy , Va, n, k,.Fx P, A, , q, K当Fx Fy 时泥饼开始形成。瞬态滤失阶段：q大，Fx大，桥堵粒子侵入内泥饼形成阶段：q小，Fx小，逐级填充FxFy第6页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一一、修井过程中造成储集层损害的因素结论：当缺乏架桥这个粒级的固相会造成深部损害；当级配不合理时，不可能形成质量好的内外泥饼；要形成好的内外泥饼，除级配外，应存在一

3、个最小的正压差。越大，Pmin越小，反之越大；要形成好的泥饼，除级配外，应存在一个最佳的合理上返速度。第7页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一一、修井过程中造成储集层损害的因素、地层内粘土矿物的水化和去水化（水敏、盐 敏、碱敏、处理剂分散作用等）第8页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一水锁效应WaterPcOil一、修井过程中造成储集层损害的因素、毛细管作用水锁当水进入油层后由毛细管阻力引起的液体堵塞，即非润湿相驱动润湿相，会出现水锁现象。第9页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一Case 1WaterOilPcPc毛细管附

4、加阻力一、修井过程中造成储集层损害的因素贾敏效应 毛细管中非润湿相流体液滴对润湿相液体运动产生的附加阻力的现象，即润湿相驱动非润湿相时，会出现贾敏效应。A. 油滴在毛细管中第10页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一OilOilOilOilOilOilOilr2s/r2s/rt2s/rp油滴通过孔喉处的附加阻力Case 2一、修井过程中造成储集层损害的因素B. 油滴在孔喉处第11页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一一、修井过程中造成储集层损害的因素、乳化堵塞 稳定乳状液乳状液 表面活性剂、微粒 非稳定乳状液第12页，共174页，2022年，5月20

5、日，16点29分，星期一一、修井过程中造成储集层损害的因素、润湿反转可使有效渗透率下降1585%，平均下降40%砂岩：阳离子表面活性剂 油润湿 阴离子表面活性剂 水润湿 碳酸盐岩：阴离子表面活性剂 pHKCS-18BC-51KHC-01KCS-18。据此选用KCS18和CPCS1为主选粘土稳定剂第32页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术2粘土稳定剂加量的筛选第33页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术3加入粘土稳定剂后岩心的速敏评价第34页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修

6、井液技术三、缓蚀剂的筛选在模拟井温条件下，考察标准挂片（A3金属片）在三种不同液体配方（配方见后）中的腐蚀情况；在模拟井温条件下，考察钻杆在三种不同液体配方中的腐蚀情况。液体配方：过滤海水18NaCl；过滤海水18NaCl1CA101；过滤海水18NaCl0.03%NaOH1%CA1010.6%BCS8510.2%OSY0.1%MgO（完井液配方）第35页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术标准挂片（A3金属片）腐蚀试样结果第36页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术钻杆样品挂片（P105金属片）腐蚀试验结果：

7、第37页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术四、JN15钙镁离子掩蔽剂的选用CA101必须在弱碱性的环境下，才能发挥缓蚀作用而各种工作液之间和工作液与地层水之间，存在着不配伍的可能性（见邓明毅编写的钻井液体系评价部分），钙镁离子会在碱性条件下沉淀在修井液中采用酸性螯合剂防止钙镁离子的沉淀。但是这又牺牲了修井液的防腐性能，使井内的管材的使用寿命大为缩短开发研制了在弱碱性环境下使用的JN-15钙镁离子掩蔽剂，即能防止钙镁离子的沉淀，又能保证修井液的优良防腐性能。第38页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术特点在修井

8、液中加入钙镁离子稳定剂，可以有效地防止钙镁离子产生的沉淀造成的地层伤害专用于修井作业中的钙镁离子掩蔽剂是由有机酸和具有强的络合能力的络合剂，络合助效剂复合而成，该剂具有对钙镁离子稳定能力强，配伍性好，使用方便等特点主要性能指标第39页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术五、所筛选的修井液体系的岩心渗透率恢复值过滤海水+1.5%KCS-18+2%CA101+1%JN-15+0.2%OSY+0.2%NaOH过滤海水+2.0%CPCS-1+2%CA101+1%JN-15+0.2%OSY+0.2%NaOHKCS18粘土稳定剂的渗透率恢复值达到82.06%以上C

9、PCS1体系岩心渗透率的恢复值仅有45左右第40页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术六、秦皇岛326油田修井液体系的确定综合上述结果，秦皇岛326油田明化镇组的修井液基本配方确定为：过滤海水+1.5%KCS-18+12%CA101+1%JN-15+0.2%OSY+0.2%NaOH第41页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一七、修井液施工工艺 1修井液密度的确定盐水密度随温度的上升而下降，密度越高的盐水受温度的影响越严重，对于油井来讲，修井液密度的附加值为5%10%，对于常压油层可考虑选择附加值的低限，对于高压油层可选用附加值的上

10、限，按照气井压井的一般要求，井内液柱压力应比地层压力高1020%。高压异常地层取上限，常压地层可取下限。这样即可保证下生产管柱的安全，又可防止大量修井液进入产层。如果修井液密度没有超过1.15g/cm3，可考虑使NaCl调节密度；如超过1.20g/cm3就应考虑NaCl和CaCl的混合使用。对于涠12-1油田可考虑用NaCl盐水的温度影响图版。保护储层的修井液技术第42页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术第43页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一 保护储层的修井液技术第44页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，

11、星期一保护储层的修井液技术第45页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术第46页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术具体作法如下：如压力系数为1.10，附加5%，则修井液密度为1.155g/cm3；确定作业时的地面温度，如20度；以油层中部井深的1/2所对应的井温作为井下温度，如55度；在 NaCl温度影响图板上的横座标上找出该井下温度的点，然上垂直上移至完井液密度1.155g/cm3的点。然后从该点与曲线平行左移至地面温度的点；最后水平移运至与纵座标相交的点，该点密度则为地面配制修井液的密度。第47页，共174

12、页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术2、修井液的主要性能密度结晶温度配伍性渗透率恢复值粘度第48页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一保护储层的修井液技术3修井液施工工艺大排量用海水清洗井眼，直至NTU小于30；替入20方清洗液，紧接着替入20方海水，替入20方胶液；大排量用海水清洗井眼，直至NTU小于30；替入射孔液，根据射孔段长度而定，但至少应替至射孔段顶部100米；射孔反涌后，替入压井液压井，压井后，起射孔管柱时，应注意测定油气上返速度；防砂工艺；生产管柱下完后，替入隔离液至封隔器以上200米（如生产管柱不允许替液，可考虑压井后替入隔

13、离液）。在压井中如发生严重漏失，应配制堵漏液堵漏。第49页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一适用于低压地层和多压力系统的新型固化水修井液体系的研究和应用 西南石油大学完井技术中心第50页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一前言部分油田已进入开发中后期，由于欠注或衰竭性开发，主要产层的地层压力梯度已大大低于原始地层压力梯度，甚至可能低于水柱压力。目前东河油田的压力仅为0.79，在这种情况下，如要对油井进行修井作业，在修井作业中，势必发生修井液的大量漏失和固相对产层的堵塞，使得作业后油井的产能大幅降低。 由于不能建立循环使得部分井不能实现修井，使得油气

14、井过早地报废（特别是气井）。 如果采用捞砂作业，由于作业周期长，成本高，地层损害严重，恢复产能时间延迟等原因，导致作业效益低下，不能良好地实现修井作业的目的，大大降低了东河油田的开发效益。 对于同时具有高压层和低压层的多压力层系的油气井作业难度就更大。 第51页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一四川和平湖油气田多压力系数层情况井号层位压力系数井温()用量(方)时间(天)修井原因后期处理排液方法产量(万方)前后天东61长兴层1.0712020023换油管酸化顶替+7.5石炭系0.80东海平湖B8井P10.9113731528完井无气举50P21.01P30.78P40.8

15、5P51.01P60.83P70.84P8u0.81P8d0.81P91.05P100.78第52页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一前言为此西南石油大学和正达化工研究所共同开发研究了固化水修井压井液体系，该体系无自由水，即使用清水和盐水压井，在低压层都不会发生漏失，或最大程度地降低漏失量。同时该体系携砂性能良好，可以建立循环这样就可以克服低压层系的压井问题，同时可以实现修井，也最大限度地保护了油气层，使得油气层可以恢复原有的产能。由于采用冲砂作业，可以大幅度缩短作业时间，恢复产能也十分容易。同时，该体系对环境的兼容性，在自然条件下可自然降解，对环境无污染。此项技术如能

16、在塔里木油田的修井作业中实施，可以预见其经济和技术效益是十分明显的。 第53页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一前言该体系已在四川的多口低压气井的压井和修井作业中使用，使得原来没法修井的死井恢复了产能。该体系又在东海平湖油气田的调整井完井中使用，获得了一口高产气井。为了探索固化水体系在塔里木油田公司的油气井中使用的可行性，准备针对塔里木东河油田的油气藏的特点，开展该体系的应用性研究。 第54页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素 第55页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田的储层特

17、征和潜在的损害因素东河塘油田属于石英砂岩储层，胶结物含量较高，属于胶结比较好的砂岩储层。其中粘土矿物绝对含量较低，所以总体上看，该储层的各项敏感性都不会很高。在粘土矿物中，高岭石占了80以上，其次是伊利石和绿泥石，伊/蒙混层最少，只有2左右。从粘土矿物的成分来看，应该注意高岭石引起的速敏所产生的微粒运移，以及可能存在的碱敏，控制好修井液的pH值。由于伊/蒙混层含量较低，而且混层比又不太高，所以水敏性不会很强。储层中的绿泥石含量也低，估计酸敏性也不强。 第56页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河油田储层敏感性评价结论 第57页，共1

18、74页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素第58页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素第59页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河塘油田储层的物性是属于中孔中渗储层，油层的平均孔隙度在14.315.6%，平均渗透率在76.177.6%。东河塘油田储层的平均孔喉直径3.84mm，最大孔喉直径13.52mm。 此类储层极易受到修井液中固相和液相的损害。对此类储层所使用的修井液应该是无固相的，同时修井液还应具备冲砂和携砂的功能。 此外修

19、井液的液相如果大量进入此类储层，由于储层的孔喉较小，水饱和度的增加，会大大降低油的相对渗透率，也就是所谓的“水锁”效应，导致进入油层的修井液难以反排，修井作业结束后，反排周期加长，有的井甚至没有产能。 第60页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素修井液不应与地层原油发生反应形成乳状液，从而堵塞孔喉。如果因为洗井的需要必须使用表面活性剂，必须对表面活性剂进行筛选，防止乳状液的生成。 修井液的大量漏失势必降低井眼周围储层的温度，一旦温度降至沥青、石蜡和胶质的析出点，就可能在地层内形成结蜡和结沥青，而且这一过程难以逆转，所以必须控制修井液的漏

20、失。 地层水中Ca2+，Mg2+，Ba2+和Sr2+的含量较高，如果修井液不配伍，容易形成垢，特别是后两者的垢不易清除，因此必须控制修井液中CO32-和SO42-的含量，避免在地层内形成结垢，损害储层的渗透率。 第61页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素东河塘油田石炭系储层属于正常的温度梯度，在井深5800米左右，地层温度大约在140左右，因此修井液必须能承受140的温度，并保持各项性能的稳定，保证修井作业的顺利完成。而该储层已经过多年的开采，地层压力已降至0.79MPa/100m，属于低压地层，此时修井液即使使用清水都会发生漏失，因

21、此修井液在此地层不能发生漏失，防止因漏失引起的一系列损害。 第62页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一小结 东河塘石炭系储层中高岭石含量较大，应注意水速敏和碱敏；东河塘石炭系储层盐敏的临界矿化度范围在425万mg/l，修井液矿化度选择范围较大；东河塘石炭系储层水速敏临界流速在0.30.8m/d，修井液应控制漏失，避免引起水速敏损害；东河塘石炭系储层由于高岭石含量较高，修井液的pH值应控制在10以下，以免造成碱敏损害；东河塘石炭系储层属于中孔中渗储层，孔喉尺寸较小，由于毛细管作用引起的水锁损害相当严重，应控制修井液的漏失，防止水锁损害； 第63页，共174页，2022年，

22、5月20日，16点29分，星期一小结针对石炭系砂岩储层孔喉较小的特点，修井液应使用无固相修井液体系；东河塘石炭系储层的原油含沥青和胶质较高，应注意修井液漏失造成井眼周围温度场的变化，防止在地层内形成有机垢；东河塘石炭系储层的地层水矿化度较高，要注意修井液中的两价阳离子与地层水的配伍性，防止无机垢在地层内的形成；修井液中如果要使用表面活性剂，应注意筛选，防止与地层原油形成乳状液，造成乳状液的堵塞损害；东河塘石炭系储层属于常温地层，井底温度在140左右，修井液的抗温能力应大于此温度；东河塘石炭系储层目前地层压力梯度已降至0.79MPa/100m，修井液在此地层作业时不能发生漏失，并能承受水柱压力造

23、成的压差而不发生漏失。 第64页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性 油田已处于开发的中后期，由于采用的是衰竭性开采或是由于注水欠注，造成地层压力系数低于静水柱压力，目前地层压力梯度仅为0.79MPa/100m。如果修井过程中要建立循环或进行冲砂作业，将面临修井液大量漏失的问题。即使是使用清水压井，对于5800m左右的井来讲，也存在12.18MPa的正压差，在如此大的正压差下，修井液必然会发生大量漏失。 修井液必须和地面环境兼容，经过一定时间后，能自然降解，保护环境。 第65页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东

24、河塘油田修井选用固化水体系的必要性由于正压差和漏失问题的存在，如何防止修井液固相和液相的损害也是一个关键问题，否则将导致修井后产量的大幅度降低，甚至出现无产能的情况。所以修井液必须采用无固相修井液体系，更为重要的是修井液不能发生大量漏失，避免出现水锁、水速敏和有机垢的生成。 修井液体系在满足上诉要求的条件下，还必须有合理的成本控制，降低综合成本，有利于该体系的大面积推广使用。 第66页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性泡沫压井液和修井液体系泡沫的稳定周期短。泡沫压井液和修井液的稳定时间在2448小时;泡沫压井液的工艺较为复杂。要使用专

25、门的配液装置和多种添加剂;泡沫压井液和修井液的成本较高;泡沫体系对环境的污染大。 固相暂堵型压井液和修井液体系修井结束后要进行专门酸洗作业才能恢复生产; 修井液中的固相会进入产层; 修井液的聚合物会损害产层。 第67页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性胶液压井液和修井液体系此类体系不能完全防止漏失，只是液体粘度的增加，减缓了修井液的漏失速度，因此它的缺陷是十分明显的。首先由于漏失仍然存在，所以不能防止液相进入产层造成的损害，其次由于聚合物的使用，也会造成聚合物的吸附损害。需要指出的是，由于液相粘度的增加，液相造成的毛细管作用的损害将更

26、为严重。 低压油气井不压井修井作业不压井作业风险性大; 不压井作业需要租用或引进特殊井口装备和防喷装备;一些修井作业不适宜采用不压井作业。 第68页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性针对东河塘石炭系储层的特点，首先不宜使用暂堵型和胶液修井液体系，这些体系的使用会造成这种中孔中渗储层的严重损害。泡沫修井液体系由于工艺复杂、稳定周期短和成本的问题也不宜采用。不压井作业可视修井作业的类型有条件的选用。 第69页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性新型固化水压井液和修井液体系的提出低压

27、油气井新型修井液体系的设计原则在修井作业期间，必须对产层形成稳定的暂堵新型压井液和修井液中无游离液体新型修井液应具有良好的流动性新型修井液体系必须较长的高温稳定性能新型压井液必须是无固相的新型修井液能方便地破胶和反排 第70页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性低压油气井新型修井液体系的设计思路按照上述的设计原则，这种新型修井液体系必须采用新型的高分子吸水材料作为固化剂。这种高分子吸水材料可以束缚其本身重量100倍以上的清水或盐水，牢牢地控制被束缚的水，使之不能参与自由流动，这种材料束缚水的能力很强，修井液中已没有自由水，用手或滤纸就可

28、以将这种体系托起，而且这种材料是生物性的，对环境没有任何损害。这种材料在室内经过多次比较和筛选，已经形成成熟的产品，并开发了配套的添加剂，形成了配套工艺和技术。国家专利局已批准“一种固化水颗粒作为修井液的方法”的国家专利。 第71页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一物理暂堵原理井温小于100条件下，高分子吸水材料在正压差下物理脱水形成暂堵层，阻断完井液的渗漏第72页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一化学暂堵原理井温大于120或完井射孔时，高分子吸水材料所形成的暂堵层会逐渐或瞬间化学演变成胶质暂堵层，这个暂堵层具有更高的强度和更低的渗透率。第73页

29、，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性第74页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性第75页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性固化水颗粒必须具有一定的强度。对于东河塘油田石炭系的具体压力情况来讲，固化水暂堵层必须能承受12MPa以上的正压差。固化水颗粒必须是软颗粒可变形。可以在压力作用下通过颗粒外形的改变，在产层表面形成暂堵。固化水修井液体系必须有良好的流动性。配好后的固化水体系能良好的流动，粘度一般在60110mpa.S。

30、固化水颗粒能完全破胶。固化水修井液体系在加入破胶剂后，能够完全破胶，并还原成清水或盐水。 第76页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性第77页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性第78页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性新型固化水修井液体系适用范围及应达到的条件新型固化水修井液体系的主要用途及局限性低于清水柱压力的低压油气井修井和压井作业合采多层的不同压力系数井的完井和修井作业该体系不能采用含有过高浓度的二价阳离子的液体

31、配液 该体系的密度上限为1.20g/cm3该体系的抗温上限为140 第79页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河塘油田修井选用固化水体系的必要性新型固化水修井液体系应达到的条件应达到的工况条件：配置好的新型固化水修井液体系应具备流动性好，悬砂性强，现场易配，稳定时间长，提高功效的特点；应达到的技术指标：该体系对储层岩心的渗透率恢复值应大于85；暂堵层的承压能力大于12MPa；冲砂作业时和循环时的漏失量应小于1m3/hr；应达到的安全环保条件：新型固化水修井液体系应对人体和环境无害，可自然降解还原成清水，地层暂堵能解除；应达到的经济指标：该体系使用的综合成本相当于泡沫压

32、井液的50%以下（实际只有泡沫压井液的1/4）；适应范围：最高井温135，地层压力系数小于或等于1.1MPa/100m。 第80页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价 配方的确定 根据东河塘石炭系储层的特征，该储层是砂岩孔隙性储层，地层压力系数0.79MPa/100m，温度130140的特点，配制固化水的基液最好采用淡水，这样可以降低固化剂的加量，从而降低修井液的每方成本。同时因为井温较高，在配方中应使用适量的胶体保护剂，提高体系的抗温能力。加上为提高固化水束缚水的能力和加快配浆过程而使用的固化引发剂，就组成了东河塘石炭系砂岩固化水体系的基本

33、配方：淡水1.02.0%SW-13A固化剂0.20.5%固化引发剂0.10.2%胶体保护剂 第81页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价理化性能的测定粘度的确定根据室内的测定，固化剂加量在12之间时，体系的粘度在25110mPaS之间可调。在现场配制时，需专业人员指导操作，固化剂的加量以刚好束缚完体系中的淡水为最佳，同时在此条件下达到体系的最低粘度，以降低泵压。 体系的稳定性测定室内实验的具体做法是将配制好的修井液在130140下保温存放，10天后测定其粘度，用粘度的降低值评价其液体的稳定性，实验中测得粘度降低值40%，说明该体系有着较好的稳

34、定性。现场使用中，天东61井120作业23天，平湖B8井137作业28天末发生漏失。 第82页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价第83页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价腐蚀性的测定在室内按盐酸酸化缓蚀剂的评价方法，将N80油管钢片放于修井液中，在一定温度下保温24小时，根据钢片的失重评价冲砂液对油套管的腐蚀，结果如下： 第84页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价应用性能的测定 与地层水配伍性的评价 第85页，共174页，2022年，

35、5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价由于没有东河塘石炭系储层的地层水，在实验中采用了别的油田的地层水样品，进行分析表明，是CaCl2型的地层水，和东河塘石炭系地层水是一种类型，但矿化度要低一些，但是也能反应固化水与此类地层水的配伍性。具体做法是在地层水中混入等量的固化水体系，观察混合液有无沉淀、分层和絮凝。如果没有上诉现象说明固化水体系与地层水的配伍性好，反之则配伍性不好。固化水体系和地层水混合后，没有沉淀、分层和絮凝，说明与地层水的配伍性良好。但是混合液的粘度有所下降，这是由于混合液中增加了水的缘故，同时地层水中的两价阳离子对固化剂束缚水的能力有所影响所致。 第86

36、页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价固化水体系对产层的损害评价固化水体系自然反排的岩心渗透率恢复值评价 第87页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价固化水体系破胶后岩心的渗透率恢复值评价 第88页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价固化水体系暂堵深度的评价 岩心切掉2mm后，渗透率的损害率仅为0.25%，这说明暂堵层仅在2mm之内，而且对岩心的渗透率基本不损害。 第89页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水

37、修井液体系的室内评价固化水体系承压能力的评价 从上表可见固化水暂堵层一旦形成，可承受11MPa以上的压差而不破裂，暂堵效果良好。如果储层属于正常的渗透性漏失，固化水应该形成很好的暂堵。按东河塘油田0.79MPa/100m的压力梯度计算，固化水可以承受由此而引起的正压差。 第90页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价体系的滤失时间和滤失量第91页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价高温下特种无（低）渗漏完井液的岩心动态污染试验和失水曲线特征第92页，共174页，2022年，5月20日，16点2

38、9分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价第93页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价第94页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价利用高温对特种无（低）渗漏完（修）井液暂堵层产生的化学变化，提高低孔低渗储层的暂堵效果，形成质量优异的人工井壁，这是一个技术上的突破，为低孔低渗储层完（修）井液的防水相圈闭和其他敏感性损害提供了一个新的技术思路和工艺。第95页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价固化水的流动性能评价 按配方浓度进行配制冲砂液，粘度

39、在35110mPaS，修井液可自由流动。固化水体系的钻屑回收率 在低压油气井的修井作业常常要进行冲砂作业，因此，固化水体系必须要有良好的携砂能力，同时岩屑不能发生水化分散，所以安排了固化水体系携砂能力的评价。在固化水不同粘度的条件下，钻屑的回收率在6284%，回收较好，固化水对钻屑的影响较小。通过观察没有发现钻屑在固化水体系中沉降，说明固化水体系有较好的携砂能力。 第96页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的室内评价第97页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的施工工艺 固化水的配浆工艺准备好储浆用的罐，并彻

40、底清洗干净，储罐和循环管线中应没有铁锈和杂质；在储罐中加入计量的淡水，如水质不好应过滤；按比例首先加入固化引发剂，搅拌均匀；按比例加入固化剂和胶体保护剂，搅拌或循环均匀待用，并测定固化水体系的性能。 第98页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的施工工艺固化水体系的注入和循环工艺可采用常规的泥浆泵或压裂车注入固化水体系，并替出原来井内的液体；在注入过程中注意泵压的变化，如泵压过高可适当降低排量；固化水体系停泵后，重新启泵时，应注意逐渐加大排量，以免过大的激动压力压裂油气层；循环时，要注意去掉泥浆振动筛上的筛网，防止固化水跑浆；冲砂作业时，固化水体系可循

41、环使用，但应注意冲砂作业结束时，井内替满干净的固化水，再进行其它作业。 第99页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一新型固化水修井液体系的施工工艺固化水体系的破胶工艺化学法破胶和气举联作 酸液破胶氧化剂破胶不破胶的诱喷方法前面的实验表明：固化水体系有良好的自然反排能力，为了简化工艺，减少资金的投入，可以考虑不破胶直接诱喷，而且也可以减少破胶后修井液进入产层的可能性。如施工井附近有气源，可装气举阀，通过气举诱喷；可通过连续油管，进行注液氮诱喷；如果地层压力系数大于1.0MPa/100m，可通过管内替入清水或柴油诱喷。 第100页，共174页，2022年，5月20日，16点2

42、9分，星期一特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分作业完成后特种无（低）渗漏完井液不破胶的施工工艺如果破胶，势必在下生产管柱过程中会发生大量液体漏失的问题，这就违背了使用特种无（低）渗漏完井液体系的初衷；不破胶直接诱喷，会滞留在井眼油气层底部，井生产时会对生产流程造成影响或使钢丝作业困难的问题；将特种完井液体系和常规完井液组合使用，特种完井液做为完井液的射孔液或修井时的压井液替入油气层段，其他井段仍采用常规完井液，并利用常规完井液进行循环和压井，作业结束后，最后一次刮管时，用常规完井液替出特种完井液，即可进行后续作业。 第101页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期

43、一特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分第102页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分特种无（低）渗漏完井液体系暂堵实验及滤失曲线 第103页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分第104页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分特种无（低）渗漏完井液在东海低孔低渗气井的现场应用天外天A7井以前的投产情况本井于2006年4月17日完钻，钻获气藏H5a（气层厚2.3m）与H5b0（气层厚6.3

44、m）。同年5月15日完井，6月8日诱喷，6月29日投产。由于钻遇气层薄、物性较差，正常生产时间较短，初始日产气量只有2104m3左右，油压只有7MPa，气藏一开始生产就产水,此间还经过多次放喷，计算无阻流量仅为2.7104m3。 第105页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分天外天A7s井的完井和再完井以及A1s井完井中应用完井液密度1.13g/cm3，正压差约11MPa；第一次在射孔段部分采用特种无（低）渗漏完井液体系作为射孔液，在射孔后，在高温和高压作用下形成的特种无（低）渗漏完井液暂堵层良好的封堵了低孔低渗储层，在A7s

45、井的完井和之后的再次完井作业中以及A1s井的完井作业中都没有发生漏失，用常规完井液循环压井也没有造成储层段的漏失，这项工艺取得成功。 第106页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分大大减少特种无（低）渗漏完井液体系的用量，从使用200多方减少至使用70方，节约了完井成本；实践证明了高温下特种无（低）渗漏完井液体系形成的化学暂堵层确实能起到防渗漏的作用，即使用常规完井液循环也不会造成破坏；简化了特种无（低）渗漏完井液体系的施工工艺，不需要进行破胶作业，同时不会影响气井的气举诱喷投产。 第107页，共174页，2022年，5月20

46、日，16点29分，星期一特种无（低）渗漏完（修）井液体系的施工工艺部分A7s井和A1s井的投产效果根据A7s井2008年9月份的生产数据，用8毫米油嘴生产，油压16.53MPa，日产气7.48万方，日产油2.67方，达到了本井的地质设计要求。根据A1s井2008年11月份的生产数据，用6.35毫米油嘴生产，油压19.73MPa，日产气9.3万方，日产油3.56方，达到了本井的地质设计要求。第108页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一结论 目前新型固化水修井液体系已在6个矿区和油气田的20多口井中推广应用，结果说明，由我们研制和开发的新型固化水压井液和修井液固化剂具有以下

47、优越的性能及创新之处：高固化水能力。能束缚本身重量100倍以上的水，不使其游离。具有一定强度。在一定压力下不失水。抗高温、抗盐（一价）、抗压，稳定时间长。在140下可稳定1个月以上。在一定条件下可破胶、降解，使其顺利返排。对低压油气层的地层损害极小，有利于油气井的产能恢复。 我们认为该技术解决了目前我国低压力系数和多压力层系的油气井压井和修井作业的技术难点，具有良好的应用前景。 第109页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河1井现场施工小结基本情况东河1井是东河作业区的一口主力油井。原始地层压力为62.33MPa（测试时间：1990年7月12日），经过长期生产后，目前

48、的地层压力为43.21MPa（测试时间：2005年11月21日），地层压力系数为0.7586。本次修井的原因主要是东河1井产能在短期内大幅度降低（见下表），在一个多月的时间内产能下降接近一倍，必须进行修井恢复产能。该井在2005年11月曾经修过一次井。当时电缆探砂面为5780.43m，只有5m多的沉砂。修井中用原油冲砂至人工井底5806m，发生几十方原油的漏失。本次修井也要探砂面，如有沉砂要进行冲砂作业，并进行捡泵作业。 第110页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河1井现场施工小结第111页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河1井现场施工小

49、结第112页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河1井现场施工小结冲砂液配制及施工作业过程7月9日下午开始配制固化水冲砂液，其中各种材料的组合和加入量为1固化剂（2吨），0.5%引发剂（1吨），和0.5%高温保护剂（1吨）。上面的配方是根据现场水质情况和井温作适当的调整，配制前由技术人员作一些必要的实验所确定的。整个配制过程简单有效。共配制固化水200方。研究院在配制后进行了取样。现场测定固化水冲砂液的粘度为30mPa.s，密度为1.01g/cm3。现场观察固化水的流动性良好，游离水情况稳定。配制好的冲砂液在冲砂前始终保持在搅拌状态下，如中途停泵，使用前搅拌30min。

50、 第113页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河1井现场施工小结7月10日下午14：10分由于在5”喇叭口处遇阻，开始用磨鞋修喇叭口，并用固化水循环替出井内原油，泵压13MPa，共循环返出原油90方左右，未见漏失。7月11日零点下钻探砂面为5751.33m，埋砂高度为54.67m。射孔段是5720.55806m，沉砂将射孔段埋了一大半，估计是油井产能下降的主要原因。随后开始冲砂，开泵十分钟后，井口返出固化水冲砂液，至此共漏失5m3。7月11日上午10点，冲砂进尺10m，钻压0.20.5t，泵压1315MPa，排量1012L/s，粘度30mPa.s，密度1.01g/cm

51、3，漏失冲砂液3.58m3，出口开始返出油层细砂。至此共漏失8.58m3。研究院又取了冲砂后的固化水样品。 第114页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河1井现场施工小结7月11日晚上20点，冲砂进尺17m，漏失冲砂液2.13m3，至此共漏失10.71m3。7月12日8点冲砂至井深5801.45m，进尺27.67m，钻压0.20.5t，转速60转/分，泵压1617MPa，排量1314L/s，密度1.01g/cm3，出口返出油层细纱，漏失冲砂液16.9m3，至此共漏失27.61m3。在泥浆槽观察发现此时固化水冲砂液的软颗粒减少，这是造成漏失量加大的原因，估计是磨鞋与砂面

52、长期作用，将固化水颗粒磨小所致。7月12日冲砂到人工井底后，循环一周，下午13点开始替入清水，按设计完成下步工作。至此冲砂作业完成。 第115页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河1井现场施工小结冲砂作业施工小结该井作业表明，固化水冲砂液体系配制工艺简单，固化水体系的各项性能达到施工要求，共配制200m3；固化水冲砂液携砂性能良好，共冲砂32小时，冲砂高度54.67m，沉砂全部返出地面；固化水体系粘度合理，施工泵压不高，能有效防止低压地层的大量漏失，整个作业过程共循环42小时，漏失固化水冲砂液27.61m3；固化水冲砂液工艺在东河1井的施工取得成功，待井投产后可知固化

53、水体系的最终效果。 第116页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河1井现场施工小结投产恢复产能情况第117页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河1井现场施工小结第118页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一东河1井现场施工小结从产能恢复曲线上看，开井生产6天后产液量达到200m3，12天后达到修井前220m3的产能，固化水修井液良好地保护了大修井的产能。固化水修井液体系作业完成后，产能恢复要6天后才能基本达到修井前的产能，我们认为有以下两个原因：作业后没有采用破胶作业，一方面是避免破胶后修井液的漏失，二是减少作业环节和时

54、间。所以附着在孔眼表面的固化水暂堵层会逐渐反排，存在一定过程。固化水体系的冲砂作业并不能清除孔眼内的沉砂，油井投产后，油流带出孔眼内的沉砂也有一个过程。综合以上原因导致了产能恢复存在几天的过程。但不会对产能的恢复产生不利影响。第119页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一与泡沫压井液对比满足工艺条件能力 低压油气层保护压井技术： 1. 现场易配 2. 压井安全3. 悬砂携砂能力极强 4. 确保长时间施工泡沫压井技术：1. 现场配制难度大,附加设备 2. 比重随时间而变化,安全度低3. 悬砂携砂能力差 4. 不能保持长时间施工第120页，共174页，2022年，5月20日，

55、16点29分，星期一与泡沫压井液对比经 济 性 对 比 低压油气层保护压井技术： 1. 药剂品种少 2. 配制成本低，现场不需添加任何特殊配液设备3. 已考虑废液处理技术 4. 综合成本只相当于泡沫压井技术的2040%泡沫压井技术：1. 药剂品种多 2. 配制成本高，现场需添加系列特殊配液设备3. 废液处理难度大 4. 综合成本是前者的35倍第121页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一现场使用情况第122页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一川东石炭系低压油气层保护压井液使用情况井号层位压力系数井温()用量(方)时间(天)修井原因后期处理排液方法产

56、量(万方)前后 罐3石炭系0.53902007换油管酸化气举6.9罐7石炭系0.549024031换油管酸化气举3.138七里28石炭系1.079028050换油管酸化顶替16.522七里9石炭系0.739020010换油管酸化气举12.015池30石炭系0.549016012换油管酸化气举15.730.4池22石炭系0.709015015换油管酸化气举1928池10石炭系0.729012010换油管酸化气举2236峰6石炭系0.688918027换油管酸化气举3237.6第123页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一川西北平落坝砂岩地层低压油气层保护压井液使用情况井号层

57、位压力系数井温()用量(方)时间(天)修井原因后期处理排液方法产量(万方)前后 平落2须二0.688020010换油管无气举13.017.0平落18须二0.35701207换油管无气举13.115.0平落19须二0.60851207换油管无气举0.73.0第124页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一多压力系数层低压油气层保护压井液使用情况井号层位压力系数井温()用量(方)时间(天)修井原因后期处理排液方法产量(万方)前后天东61长兴层1.0712020023换油管酸化顶替+7.5石炭系0.80东海平湖B8井P10.9113731528完井无气举50P21.01P30.7

58、8P40.85P51.01P60.83P70.84P8u0.81P8d0.81P91.05P100.78第125页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一低压油气层保护压井液,清砂作业使用情况井号层位压力系数井温()用量(方)时间(天)后期处理排液方法产量前后 纳10嘉一0.638812021酸化气举02.1万方公59凉上段0.498018010无抽汲10吨12吨七里4石炭系0.589016015酸化气举7万方9万方第126页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一川西北平落坝砂岩地层两种压井液使用效果对比表井号层位压力系数井温()修井原因压井液用量(方)施

59、工时间后期处理排液方法产量(万方)前后 平落2须二0.6890换油管低压油气层保护液2002004年3月无气举13.017.0平落3须二0.6690换油管地层水4002004年4月无气举3未复产第127页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一纳10井低压油气层保护压井暂堵清砂洗井第128页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一纳10 井基本情况井深：1700m，温度：88.0，目前地层压力系数0.7，剩余储量为0.97108m3气：甲烷95.34%、H2S 0.618g/m3水：MgCl2型，总矿化度：59.08g/L，氯根：32764mg/L裸眼完井，

60、井壁垮塌严重，井眼裸眼井段77m堵塞第129页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一纳10井修井方案钻机钻井清砂携砂液带出井内泥砂顶替液顶出泥砂、携砂液混合液固井酸化施工完成第130页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一低压油气层保护压井暂堵清砂洗井机械捞砂（传统方法）清砂时间短： 70米埋层12小时劳动强度低： 不需重复起下钻杆清砂时间长：70米埋层30天以上劳动强度大：需多次重复起下钻杆纳10井试修成功的关键 清砂第131页，共174页，2022年，5月20日，16点29分，星期一配液：清水成颗粒状流动体， 携砂液密度为1.03g/cm3，粘度为7