水平井油气层保护技术

与直井相比，水平井与油气层接触的时间和面积要大得多，油气层损害是影响油气井产能更重要的因素。并且水平井在计算表皮系数时必须考虑渗透率的各向异性指数，因此在研究方法和保护措施方面有许多不同之处。第1页/共141页计算钻井液侵入储层深度的数学模型及其应用

1计算钻井液中固相颗粒侵入储层深度的数学模型

水平井储层损害机理水平井产能的影响因素

主要内容水平井储层损害程度的室内评价方法

水平井完井液技术水平井油气层损害矿场评价技术234578水平井氧化解堵技术6第2页/共141页（一）水平井储层损害特点：1、水平井、大斜度井储层损害时间长;2、钻井液完井液对储层的损害程度大;3、损害带半径可能占产层厚度的很大部分;4、侧向研磨造成的储层损害;5、垂直渗透率损害，即各向异性损害;6、储层裂缝和微裂缝的损害。一、水平井储层损害机理第3页/共141页a．岩样矿物组成分析岩样矿物组成分析表岩样号岩性粘土矿物相对含量粘土矿物含量(％)高龄石绿泥石伊利石伊蒙混层混层比

(K)(Ch)(I)(I/S)(％S)1234砂岩砂岩砂岩砂岩43.613.24.938.38043.026.96.723.46061.119.25.017.45541.426.16.526.0553.53.03.53.0可见，该断块的岩样主要由非粘土矿物组成；在粘土矿物的组成中，高岭石的含量最大。可推测，该储层潜在的损害机理主要为微粒运移和粘土矿物水化膨胀。选择王官屯地区官905断块储层对水平井的储层损害机理进行了研究。包括：速敏性、水敏性和正反向流动实验等。（二）损害机理研究实例第4页/共141页b．流速敏感性评价各岩样的ko和Vo测定数据表岩样号干重湿重φkωVc(g)(g)(％)(μｍ)(cm/s)1-1V2-2H3-1V3-2H4-1H4-3H4-6V47.535251.045114.160.019/48.60451.889413.750.0235≤1.34×10-429.354331.127612.0460.0515≤1.44×10-437.30639.516811.780.119.12×10-436.282638.741713.500.0324.35×10-428.895430.805713.310.0212.53×10-431.549733.271010.860.017对于同一块岩心，总是水平方向的临界流速大于垂直方面的临界流速。该断块储层具有较低的临界流速，即储层的损害程度对流体流速相当敏感。第5页/共141页4－1H岩样的正反流动图4-3V岩样的正反向流动图当流体流动方向刚从正向转为反向时，岩样渗透率产生了波动，这是由于在正向流动速度超过Vc时，造成微粒在孔隙喉道中运移，解除或增加“桥堵”，使流体流过岩样时的渗透率突然改变。c．正反向流动实验第6页/共141页图3-3

3-1V岩样的正反流动图可见，三个岩样存在微粒运移对储层的损害。第7页/共141页d．水敏性评价

经测定，4—6V岩样的水敏性指数Iw为：可见，对储层岩石矿物组成的分析和对储层岩样进行岩心流动实验的评价结果是吻合的。对于该地区的低渗块状砂岩储层来说，微粒运移和粘土矿物水化膨胀是引起储层损害的主要机理。Iw>0.9，故该储层属于水敏性极强的储层。第8页/共141页在清除滤饼后，所有钻井液、完井液都遗留一层极细的剩余固相层，这是损害储集层的主要因素——研磨性损害。固相层一般厚50～200μm，覆盖在井壁表面。钻井模拟器试验证明，污斑进入岩心深约1~4cm，使井壁表面厚约3mm地层的渗透率受到严重影响。固相层的影响程度取决于储集层原始渗透率和所含流体组成、相态特征。（三）损害规律第9页/共141页能否用压降法来消除钻井引起的储集层损害，取决于其原始渗透率。下面渗透率范围，采用压降法消除损害是可能的：

——含天然气岩心的原始渗透率不小于1×10-3μm2——含油岩心的原始渗透率不小于500×10-3μm2微粒运移、固相颗粒堵塞是主要损害方式。井下工具堵塞亦不容忽视，钻具—泥饼—岩面作用。液锁或水锁损害，对裂缝性致密气层尤为显著。损害带分布形态：理想均质地层，非均质储层。第10页/共141页二、水平井产能的影响因素

为了充分发挥水平井钻井和开采技术的经济效益，有必要对储层厚度、水平段长度、非均质性、水平井的偏心距及地层损害等影响水平井产能的各种因素深入研究。1、水平井产能的计算

关于水平井产能的计算，Borisov、Giger、Joshi以及Renard等曾分别给出了预测稳定流动状态下产能的各种计算方法，其计算公式分别为：BorisovGiger第11页/共141页JoshiRenard等X＝2a/L（泄油面积为椭圆形）第12页/共141页2、储层厚度对水平井产能的影响

当我们在考察某油层是否可通过钻水平井来提高油气的产能时，不仅应考察油层本身的绝对厚度，更主要的应考察与直井相比，通过钻水平井可以获得多大的产能增量。

储层厚度对水平井产能的影响可通过稳定流产能公式进行计算。对于未增产直井，采油指数的计算公式为：第13页/共141页

图4-1为Joshi给出的稳定流状态下，均质储层中水平井产能随储层厚度的变化。图4-1油层厚度对水平井和直井产能指数比的影响

由图可见，在其它参数一定时，水平井和直井的采油指数之比随储层厚度的增加趋于下降。因此，在薄油层中钻水平井对提高油气井自身产能具有更重要的意义。第14页/共141页3、水平段长度对水平井产能的影响

由采油指数的公式可知，常规直井的产能与k和h的乘积成正比。在水平井中，L取决于工程设计，而并非由储层本身的性质所决定。因此，随着L的增加，将有利于提高油井的泄油面积，进而提高产能。

由于水平井具有比直井更大的泄油面积和较高的产能，因此，在油田开发中，对于面积一定的区块，与直井数目相比，只需钻较少的水平井就可以达到与直井相同的开发程度。第15页/共141页例：计划用10口直井开发总面积为1660km2的某油田区块(假设每口直井的有效泄油面积为166km2)。倘若分别改用水平段长度为310m或620m的水平井开发这片油田，试计算所需钻水平井的数目。解：直井：泄油面积＝πr2ev=166×103km2；rev=230m水平井（通常假定在水平面内泄油面积为椭圆形）：a）当L＝310m时a＝椭圆长半轴＝（L/2）+230＝（310/2）+230＝385mb＝椭圆短半轴＝230m泄油面积＝πab＝π×385×230＝278km2；1660/278＝6b)当L＝620m时，a＝椭圆长半轴＝（L/2）+230＝（620/2）+230＝540mb＝椭圆短半轴＝230m泄油面积＝πab＝π×540×230＝390km2；1660/390＝4

从计算结果可知，相同的泄油面积，可以用6口长310m或4口长620m的水平井取代10口直井，从而减少了需钻的井数，带来可观的经济效益。举例：第16页/共141页4、渗透率各向异性对水平井产能的影响

上面水平井产能计算公式仅适用于渗透率各向同性储层的计算。实际上，许多储层都存在不同程度的各向异性，为此，Joshi和Renard等分别对水平井产能的计算方法进行了修正。式中，β－储层渗透率各向异性指数；r′w＝［（1+β）/（2β）］rw

Joshi的方法：Renard等，第17页/共141页

在砂岩储层中，由于常含有页岩夹层，表现出明显的各向异性，通常认为多数砂岩储层的β＝3左右。图4-2渗透率各向异性指数和储层厚度对水平井和直井产能的影响图中曲线表现出两个明显的变化趋势：一是地层的渗透率各向异性的指数越高，水平井相对于直井的采油指数比越小；二是储层越厚，水平井受储层β值的影响越大。当β＝1时，储层表现为完全的各向同性；β＝0.25时，这类储层很适合于钻水平井；β＝3的储层，未增产，水平井表现不出明显的经济效益。第18页/共141页

储层渗透率的各向异性指数和储层厚度对水平井产能的影响是相互关联的。因此，在对水平井与水力压裂直井进行比较时，一个更为有效的参数是βh。并定义Xf为与水平井产能相同时水力压裂直井的等效裂缝长度，Xf与βh的关系见下图4-3。第19页/共141页图4-3达到水平井产能时直井的等效裂缝半长度Fcd为无因次裂缝导流能力，其计算式为：

Fcd＝（kfw）/（khXf）式中，kf－裂缝渗透率，10-3μm2；w－裂缝宽度，m。第20页/共141页从图中可以得到下面两个重要的结论：（1）βh≥30.5时，对于Fcd＝10的直井，可以取代一口长610m的水平井；（2）当H一定时，提高β值，只需要较低的Fcd值或较低的Xf值，水力压裂直井便可达到与一口长610m的水平井相同的产量。第21页/共141页5、偏心距对水平井产能的影响下图为垂直平面内水平井偏心的示意图：水平井偏心示意图Joshi推导了在偏心情况下，水平井产能的计算公式。对于渗透率各向同性的储层δ＜h/2第22页/共141页对于渗透率各向异性的储层：δ＜h/2式中，δ－水平井的偏心距,m；其余参数的意义同前。可见，当其它参数一定时，若δ＝0，即井位居于储层中部时，水平井产能最大。由于δ处于对数项中，因此，相对于其它参数，它对产能的影响较小。第23页/共141页偏心距对水平井产能的影响可见，随着δ值的增大，Jh值仅略有下降；此外，增大L/H值可以减轻井偏心对产能的影响。只有当Lh<2或0.5<2δ／h时，井偏心才对水平井的产能产生不可忽视的影响。

可以利用水平段较长时，偏心距对水平井产能影响较小的特点，将油井设计在远离气顶或底水的位置上。减小锥进趋势，提高油气井产量。第24页/共141页6、地层损害对水平井产能的影响

与垂直井相比，由于水平井在油层内的钻进时间较长，钻(完)井液与储层的接触面积较大，故在相同的储层和同样钻井条件下，水平井储层受到损害的程度一般比垂直井严重得多，对产能的影响也会更大。

水平井的流动效率是反映地层损害对水严井产能影响的一个重要参数。所谓流动效率是指在相同条件下，油层受到损害之后的实际采油指数(Jh，d)与未受损害的理想采油指数(L)之比。第25页/共141页Renard等人提出了如下水平井流动效率的计算式：式中，Sh为水平井的表皮系数。Sh＝（βh/L）Sv

上式表明，当储层未受损害（即Sh=0）时,Eh＝1；当储层被钻井液等流体损害后，Eh＜1。如下表所示。储层受损害程度越大，Eh值越小。第26页/共141页表4-1表皮系数对流动效率的影响SL=100mL=400mβ=1β=2β=3β=4β=5β=1β=2β=3β=4β=510.940.910.880.860.820.980.970.950.930.9050.760.660.600.540.480.920.860.810.730.63100.610.490.430.370.320.850.750.680.580.46200.440.330.270.230.190.740.600.510.410.30可见，表皮效应的大小是影响流动效率的重要因素，但它并不是唯一的影响因素；当S及其它因素一定时，随着β值的增大，流动效率趋于减小，从而加剧了对流动效率的影响。当表皮系数较大时，β的影响也更大些。第27页/共141页图4-6水平井流动效率与表上系数、β值间关系当S值一定、β值较小(β＝1.14)时，水平井的流动效率明显大于直井；当β值增至3.5时，直井和水平井的流动效率已接近相等；继续增加β值至10，水平井的流动效率将小于直井的流动效率。第28页/共141页abcd影响水平井产能的因素主要包括：储层厚度、水平段长度、储层渗透率各向异性指数、偏心距和地层损害的程度。

地层损害是影响主要因素，β值的影响也不能忽视，尤其当L值较小时，过高的β值将明显降低水平井的产能。在提高油气井产能的同时，将在一定程度上减轻其它因素对产能带来的不利影响，如β值较高、S值较大，及井偏心等。水平井适合开发薄储层、具有水锥或气锥的储层，以及具有较高垂向渗透率(或较小β值)的储层，如天然裂缝性油气藏。7、结论总的来看，井偏心对水平井产能的影响较小，并取决于储层类型。对于具有封闭顶、底边界的储层，井位居中时产量最大。e第29页/共141页对于水平井来说，储层中的油气向井眼内渗流具有三维渗流特点，因而受到储层渗透率在各方向上的非均一性，即所谓各向异性(β)的影响。对于大多数油气藏来说，平均水平渗透率是垂向渗透率的9～10倍。当完(钻)井液损害水平井储层时，完（钻）井液向储层内部的渗透也呈三维渗透，从而导致储层渗透率在各方向的损害程度互不相同。

在直井中，储层内油气向井眼内渗流属于径向渗流，其渗流能力的大小主要取决于生产压力梯度和水平平面上的渗透率。三、水平井储层损害程度的室内评价方法第30页/共141页

水平井又具有油层井段长，渗流阻力小，泄流面积大等特点，完（钻）井液对储层损害后，损害带对水平井产能的影响将比直井更为严重。因此，在本研究中，利用建立的数学模型，并综合考虑渗透率变化的各向异性、损害带半径、以及水平井段长度等各种因素的影响，建立水平井储层损害的评价方法。第31页/共141页由于水平井三维渗透流特点的存在，使水平井储层渗透率的各向异性成为决定水平井产能的一个重要因素。

a．各向异性指数的测定渗透率各向异性指数（β）被定义为：

1、渗透率向各向异性指数的测定和表皮系数的计算第32页/共141页

在评价水平井储层损害时，应首先使用该井岩心分别测定水平平面上两个互相垂直方向渗透率和垂直于水平平面方向上的渗透率。

分别使用大港油田女MH－1水平井的邻井－女K59－62井和大港油田官H－1、官H－2水平井的邻井岩心

图5-1测定水平和垂向渗透率的岩样取向示意图第33页/共141页表5-1垂向渗透率各向异性测定值参数井号KxKxKvKhβ(μｍ2)(μｍ2)(μｍ2)(μｍ2)女K59-62官H-1邻井官H-2邻井2.28×10-23.2×10-21.3×10-22.7×10-21.3～2.03.1×10-2

～3.3×10-2

～1.7×10-2

～3.1×10-22.0

3.5×10-20.11.69

1.39×10-29.3×10-22.58由于可将不平井近似地看作直井的压裂裂缝，故垂向渗透率下降（即β值增大）时，此时油气从水平井眼垂直流入井中，需要更大的压降，从而造成水平井生产能力下降（图5-2）。第34页/共141页图5-2渗透率各向异性指数对水平井产能的影响

当β较小时，与经过压裂的直井相比，水平井的采油指数较大，而当β较大时，水平井的采油指数将减小。

因此，相对水平渗透率来说，垂向渗透率的大小是预测水平井产能和判断用水平井开采油气是否有效时所必须考虑的一个十分重要的因素。第35页/共141页b．表皮效应①表皮系数的计算S＝(K/Ks-1)Ln(rs/rw)表皮系数的数学表达式为：无论对水平井或直井，储层损害通常认为是由视表皮效应引起的。表皮系数越大，油气层受到钻井液污染一堵塞的程度也越大。第36页/共141页

在水平井中，由于井眼长距离地穿过油气层，钻井液对储层的浸泡时间较长，损害程度较大，采用酸化或压裂等操作来消除表皮效应是比较困难的，并且费用也十分昂贵。尤其当β值很大，垂向渗透率很小时，水平井的表皮效应损害对产能的影响将更加显著。

由于在水平井中，各个方向上的渗透率值互不相同，以及完井液浸泡水平段各点的时间也互不相等，从而计算出的在各个方向上和水平段各点上的表皮系数值也互不相等，呈椭圆柱分布形式。第37页/共141页②等价表皮系数的计算

将这种表皮系数值的大小折合成“等价”表皮系数Seq则可以相对地比较水平并的储层损害程度大小。同时，计算出水平井的等价表皮系数Seq后，还可进而计算出该水平井的流动效率值。同样，Seq值越大，储层损害程度也越大。等价表皮系数Seq的表达式如式(29)所示

式中，ah.max－水平井中椭圆形损害的水平平面上的最大损害半径，m；

rw－井眼半径，m；

Seq－水平井的等价表皮系数，无因次；其余符号的意义同前。测定出水平井的各向异性指数β值和计算出表皮系数S值后，即可进行下述的水平井储层损害评价工作。（29）第38页/共141页

Genard、Joshi等研究了非压缩流体在均质、非均质介质中作稳定流动这一假设条件下，得到水平井流动效率（Eh）的表达式如下:式中，Eh－水平井的流动效率，无因次；L－水平井的水平段，m；h－油层厚度，m；R’w＝[（1+β）/2β]rw，m；rw－井眼半径，m；X－参数，它取决于某井泄流区域的形状和维数；S－水平井的表皮系数，无因次。其余符号的意义同前。

2、水平井储层损害程度的评价方法a．流动效率法

流动效率的意义是，在相同产能条件下，油气层受到损害之后的实际采油指数与未受损害的理想采油指数之比。第39页/共141页

当储层未被损害时的流动效率Eh=1;

当储层被钻井液损害后，流动效率Eh＜1。

造成油气井产量低的原因，可能是由于存在着严重的表皮效应，但也可能是垂向渗透率低所致。当S和β取不同值时，可计算出它们各自的流动效率值（见表5-2）。

表5-2表皮系数对流动效率的影响SL=100mL=400mβ=1β=2β=3β=4β=5β=1β=2β=3β=4β=51510200.940.910.880.860.820.760.660.600.540.480.610.490.430.370.320.440.330.270.230.190.980.970.950.930.900.920.860.810.730.630.850.750.680.580.460.740.600.510.410.30注：h=10m，rw＝0.1m，X＝2，表中数据均为流动效率（无因次）第40页/共141页从表列数据可知当水平段长度L很小或β值很大时，表皮效应的大小是决定流动效率的关键性因素，特别是当L值很小，并且β值很大（或垂向渗透率很低）时，则更是如此；反之，当L值很大，β值很小时，表皮效应对流动效率的影响较小；同时还可看出，当其它因素一定时，相对水平渗透率来说，随着垂向渗透率增加，流动效率趋于增加。第41页/共141页b．条件比法

条件比（CR）是指在储层受到污染与堵塞时，油气井供给半径（泄流半径）之内的平均有效渗透率与远离井底附近地带储层未受到污染与堵塞的有效渗透率之比值。该比值愈接近于1，则表示储层受污染与堵塞的程度愈小。

在大多数情况下，水平井所钻遇的储层渗透率都具有各向异性，水平渗透率Kh几乎都大于垂向渗透率Kv，则这种储层的平均有效渗透率K1，被定义为：K1＝（Kh×Kv）1/2第42页/共141页

当完井液对这种各向异性储层产生损害后，储层的平均水平渗透率，平均垂直渗透率和平均有效渗透率可由下式求得：K2＝（K’hK’v）1/2(34)（32）（33）式中，Khs－储层损害后，损害带内水平方向渗透率，μm2；Kvs－储层损害后，损害带内垂直方向渗透率，μm2；dh－完井液滤液在垂直方向的侵入深度，m；dv－完井液滤液在垂直方向的侵入深度，K’h－储层损害后，储层的平均水平渗透率，μmK’v－储层损害后，储层的平均垂直渗透率，μm2；K2－储层损害后，储层的平均有效渗透率，μm2；其余符号的意义同前。

从而可由下式求得条件比CR之值：第43页/共141页c.产能比法

产能比（PR）是指在相同生产压差的条件下，油气层受到污染与堵塞的产能与未受到污染与堵塞时的产能之比。当油气层未受到污染与堵塞时，PR＝1.0；而受到其污染与堵塞时，PR＜1.0。式中，qd－水平井受损害后的产能，m3/d；

qd－水平井未受损害时的理想产能，m3/d。

根据流动效率和采油指数的物理意义，qh/qd应与按式（30）求得的Eh相等。从而，我们就可以根据上述方法计算出的Eh、CR、PR值，对水平井的储层损害程度作一定量的描述。第44页/共141页

3、水平井与直井的对比

Genard等人在假定不可压缩流体在均质、非均质的介质中作稳定流动的情况下，导出了直井流动效率的解析表达式如下：=

(37)

式中，Ev－直井的流动效率，无因次；

rev－直井泄流半径，m；

rwe－有效井眼半径，［rwexp(-s)］,mrw－井眼半径，m。

（38）在同一区块上，水平井与直井的泄流半径之间存在如下的关系：第45页/共141页

利用式（30）、(37)、(38)计算具有相同储层性质、井况和完井液体系的条件下，不同表皮系数的流动值如图5-3所示。图5-3水平井和直井流动效率的对比

当S相同和β值较小时，水平井的流动效率大于直井；但是当垂向渗透率降低（β从1.14增加到3.50）时，水平井的流动效率和同样条件下直井流动效率之间已相差较小；如果垂向涌透率继续降低（β＝10），则水平井的流动效率将变得小于直井的流动效率。因此，垂向渗透率的大小是决定该储层是否有心要通过打水平井来开采油气所必须考虑的一个重要因素。第46页/共141页b．产能损失对比产能损失直接反映了因储层损害而造成的经济损失。

式中，μ0－原油粘度，mPa·s；

B0－原油的地层体积系数，即地下桶数与储罐桶数之比，无因次；其它符号的意义及单位同前。从而，在相同的生产压差下，水平井和直井的产能损失之比值为：根据采油指数和流动效率的物理意义，不难得到：第47页/共141页

从产能损失的角度来看，无论水平井的流动效率是否大于直井，但储层损害对水平井所造成的产能所造成的损失都大于直井。图5-4水平井和直井的产能损失之比值一表皮系数的关系图注：h＝25m，rw＝0.1m，L＝273.28m，X＝2，rev＝136.64m

当β值较小时（β＝1.41），此比值随表皮系数S的增加而增加；当β值增加时（β＝3.50），此比值随表皮系数S的增加幅度变得缓慢；如果β值继续增加（β＝10.0），则随着表皮系数的增加，此比值反而逐渐下降。因此，对水平井来说，尽量减小表皮损害，减小产能降低比直井更为重要。第48页/共141页c.产能对比Renard和Dupuy在稳定流条件下得到了储层损害后水平井的产能qh,d表达式：

(42)

根据上式并结合流动效率和采油指数的物理意义，得到储层损害后直井的产能qh,d的表达式：

(43)将上式各单位换算为国际单位后得到：

第49页/共141页利用式（42）和（44）计算具有相同储层性质和井况，以及不同表皮系数条件下，水平井和直井的产能值。无论在任何情况下，水平井的产能都远大于直井的产能，且二者的产能值都随表皮系数的增加呈下降趋势，但水平井的产能的下降幅度远大于直井，特别是各向异性指数β较大的储层则更是如此。第50页/共141页

综上所述，虽然采用水平井来开采油气藏可以获得更大的油气流，但储层损害对水平井造成的产能损失和所带来的经济损失甚至比直井更大。因此，对于某一具体的油气藏，在经济效益方面是否有必要用水平井来开采采下油气，必须对各种因素进行综合分析。第51页/共141页4、对大港油田三口水平井储层损害情况的评价

以大港油田女MH－1、官H－1和官H－2水平井为例，采用我们建立的室内评价方法，对这三口水平井水平段所用完井液损害储层的基本情况作一定量的评价。表5-3三口水平井的井况和油藏性质井号项目女MH-1官H-1官H-2井号项目女MH-1官H-1官H-2斜深3622.6823471857油层厚度25911垂深3110.7420071788平均水平渗透率(10-3Kh),μｍ23010093最大水平位移751.90465.03垂向渗透率(10-3Kv),μｍ2153513.9水平段长273.28207.4887垂向渗透率各向异性指数(β)1.4141.692.58最大井斜度(°)92.18695储层孔隙度(％)16.52329水平段井眼半径(rw,m)0.10.2160.076原油粘度μｍ。(mPa.s)23.0625.053000储层孔隙压力系数1.270.721.02原油体积系数B.1.0521.0852井底温度(℃)1077772.5第52页/共141页a．表皮效应（1）损害带半径的计算①女MH－1水平井

本研究中，用我室研制的便携式动态高温高压滤失剂，测定了女MH－1水平井四开完井液体系在不同剪切速率下的动滤失量，测定结果如图5-5所示。

图5-5女MH－1水平井四开完井液体系滤失量与速度梯度间的关系图注：T＝100℃、P＝3.0MPa、t＝30min第53页/共141页

根据储层深度和该井的实施情况，在测定和计算过程中，均选定压差为3.0MPa、温度为100℃、环空返速为200S-1。根据施工中完井液中水平段各点上对储层的实际浸泡时间和上述有关储层物性数据，计算出完井液在水平段各点上的损害带半径，如表5-4所示。表5-4完井液对MH－1水平井水平段各点上的损害带半径距目标点的距离L’(m)273.28221.2173.28133.2873.280侵泡时间t(h)1621.0139511771029807528水平平面上的损害带半径r.(cm)89.3384.9480.1575.4465.8532.1注：Kh＝3×10-2μm2

此外，由于存在渗透率的各向异性，完井液对储层水平段各点上的损害带半径是不同的，在储层井眼某点截面上的损害带图形并非象垂直井那样呈园形分布，而是根据各方面渗透率的不同而呈现出各种不同形状的分布。第54页/共141页②官H－1水平井

在本研究中仅测定了该井三开完井液的高温高压（80℃、3.0MPa/30min）静滤失量Vf等于12cm3。同样，结合该井储层的有关物性数据，计算出官H-1完井液在水平段各点上的损害带半径值，如表5-5所示。表5-5官H-1完井液对该井水平段各点上的损害带半径距目标点的距离L’(m)207.4818014080400侵泡时间t(h)120104.1180.9746.2723.130水平平面上的损害带半径r.(cm)39.2138.8738.8737.0836.990第55页/共141页③官H-2水平井

由于官H-2水平井完井后，试油未成功，导致该井从94年10月12日到至今（94年12月18日）仍被完井液所浸泡，故完井液对储层的侵入深度几乎达到最大侵入深度Lmax。又因为该井下筛管完井后，完井液密度为1.16g/cm3，完钻后的垂深为1788m。压差△P△P＝0.01ρh＝0.01×（1.16-1.02）×178

＝2.5MPa滤液粘度μ为：0.5684mPa·s（70℃）故由最大侵入深度模型计算得到：

Lmax＝1.125m。第56页/共141页（2）表皮系数的计算①女MH－1水平井

第3号岩样使用现场井浆进行污染，而第1号和第2号岩样是用按实际女MH－1水平井完井液配方在室内自行配制的完井液进行污染的。

表5-6两种完井液对岩样渗透率的影响项目女MH-1岩样号(邻井岩样)123渗透率污染前(10-3μｍ2)29.1041.7531.20污染后(10-3μｍ2)26.2038.0828.60渗透率恢复率(％)90.0391.2091.67

从表5-5中可知，女MH－1完井液体系对储层渗透率的损害较小，仅渗透率下降9%左右。第57页/共141页

从图中可知，由于该完井液对储层渗透率的伤害率很小，故即使损害带半径较大，所计算出的表皮系数值仍很小，并且距目标点的距离越近，表皮系数S的下降幅度越大。图5-6女MH－1水平井水平段各点的表皮系数值根据公式可求出水平段各点上的表皮系数值，如图5-6。该水平井的平均表皮系数S值等于0.22。第58页/共141页②官H－1水平井

首先，采用上述同样的步骤，测定了官H－1水平井三开完井液污染岩样（污染压力3.0MPa，污染时间16h，污染温度100℃）前后的油相渗透率值分别为0.123μm2和0.10μm2。图5-7官H－1水平井水平段各点的表皮系数该井的平均表皮系数S为0.19第59页/共141页③官H－2水平井

首先用官H－2水平井的邻井岩样在储层条件下污染16h，得到渗透率恢复率为90%。由于该井在水平段各点上的侵入深度都为最大侵入深度值，从而计算出该井在水平段各点上的表皮系数值都为0.306（其中，rs＝1.125+0.0762m＝1.2012m）。第60页/共141页b.储层损害评价（1）流动效率的计算流动效率直接反映了水平井受完液损害后采油指数的降低程度。

表5-7水平井表皮系数与流动效率关系表女MH-1水平井表皮系数(S)0.110.150.180.200.210.230.25流动效率(Eh)0.9920.9890.9870.9860.9850.9840.983官H-1水平井表皮系数(S)0.20.040.10.120.140.180.20.220.24流动效率(Eh)0.9990.9980.9950.9940.9930.9910.9900.9890.988利用这三口井的平均表皮系数值，进而可以计算出这三口井的流动效率值如下：女MH－1井：Eh=0.985；官H－1井：Eh=0.991；官H－2水平井：Eh=0.96第61页/共141页（2）条件比的计算

在发生储层损害前，这两口井的有效渗透率分别为：第62页/共141页

当完井液对储层产生损害后，可利用下面两式计算出的平均水平渗透率和平均垂直渗透率值。女MH－1井：第63页/共141页官H－1井：从而，这三口井的条件比CR值如下：女MH－1井：同样的办法可计算出官H－1和官H－2水平井的条件比分别为：

0.958和0.95。第64页/共141页（3）产能比产能比应等于流动效率值

这三口井的产能比应分别为：这三口井的三项比值都非常接近1

可见，根据储层特性而设计的完井液，都能较好地保护储层，提高采收率。第65页/共141页（4）产能预测和对比①产能预测

当完井液对储层产生以上所述程度的损害后，它们各自的产能可根据式（42），并结合有关数据计算得到（由于官H－2井原油的B0值未知，故在此未对它的产能进行预测：女MH－1井

官H－1qh2.d＝48.38m3/d（假设生产压差△Pw＝4.0MPa）试油后，这两口井的实际日产原油量与预测值非常接近。第66页/共141页②产能对比

为了与直井对比，利用式（44），计算与它们各自具有相同储层性质和损害程度的直井的产能：女MH－1的对比直井

＝9.03m3/d（假设生产压差△Pw＝4.0MPa）第67页/共141页官H－1的对比直井＝11.30m3/d（假设生产压差△Pw＝4.0MPa）

由此可见，完井液对储层产生损害后，这两口水平井仍能获得较大的产能，并远大于用直井来开采地下原油时的产能。第68页/共141页数学模型

在水平井中，由于井眼长距离地横穿储层，钻井液与储层的接触时间和接触面积远较直井的大，导致水平井钻井液对储层的损害程度较直井大。储层损害室内评价方法矿场评价方法钻井液中液相和固相侵入储层的深度

水平井储层损害的室内评价方法有机结合

第69页/共141页水平井完井液研究方向：——通过对水平井油气层损害机理及完井液进行深入研究后，认为在水平井水平段使用无损害或损害较轻的完井液，并使滤饼溶蚀极为重要。四、水平井完井液技术第70页/共141页完井液设计思路：——完井液必须与储集层流体及各种入井液体配伍。——耐井温、剪切、各种盐类污染的影响，具有一定的胶体稳定性。——完井液滤饼形成速度快，能稳定井壁、防漏防卡，并减轻滤液及固相侵入损害。——完井后内外滤饼要易除、易溶、易剥落。第71页/共141页水平井钻井完井液体系：——强抑制性聚合物钻井完井液体系——低固相抗高温钻井完井液体系——钾酸盐钻井完井液体系——硅酸盐聚合物钻井完井液体系——无渗透钻井完井液体系………..第72页/共141页五、水平井油气层损害矿场评价技术第73页/共141页第74页/共141页第75页/共141页第76页/共141页直井表皮系数与表皮压降的函数关系式中，h—油气层厚度，m；

P—表皮压降，即损害带造成的的井底压力损失，MPa；

q—原油产量，m3/d；

o—原油粘度，mPa

s；

Bo—原油的体积系数，即地下体积与储罐体积之比。第77页/共141页水平井表皮系数与表皮压降的函数关系

如果水平井钻遇的是属各向异性的油层,则上式中的K是代表油层的有效渗透率,其定义为：式中，Kh—油层的水平渗透率，10-3m2

；

Kv—油层的垂直渗透率，10-3m2

。S=0.543KL(Dp)/(qmoBo)第78页/共141页水平井产能计算方法Joshi

提出的方法[]JkhBaaLLhLhrhhow=+-+054322222./()ln(/)/(/)ln[/()

omb[]aLrLeh=++(/)..(/).2050252405

Renard提出的方法.6JkhBxhLhrhhow=+-054321./()cosh()(/)ln[/(')]

ombprrww'[()()]=+12bb

第79页/共141页渗透率各向异性指数计算式b=(Kh/Kv)1/2第80页/共141页水平井流动效率计算式第81页/共141页流动效率与表皮系数的近似关系Ef=7/(7+s)当s=1.75时，Ef降低约20%当s=7.0时，Ef降低约50%第82页/共141页流动效率（油气井产能）vs表皮系数（油气层损害）第83页/共141页各种因素对水平井Eh的影响第84页/共141页第85页/共141页第86页/共141页第87页/共141页水平井与直井的产能损失比第88页/共141页第89页/共141页主要用途：增产增注措施中应用的新技术油气层解堵的应用特点：解堵施工相对简单，成本不高适用范围：解除油田采油井、注水井地层堵塞、钻井、完井过程中的地层损害和堵塞解堵效果：效果较好六、水平井氧化解堵技术第90页/共141页屏蔽暂堵环压力返排解除原理

根据屏蔽暂堵原理，保护油气层形成的屏蔽环实际上类似一个单向阀，正向上它能承受较大的正压差，防止储层进一步受到损害；

而反向上（试油试气作业或者生产作业中）只要有一定的负压差，屏蔽环就很容易被破坏。因此，保护油气层中形成的屏蔽暂堵环很容易消除，这也是屏蔽暂堵技术得到广泛应用的原因之一。1、屏蔽暂堵环解除原理及其解堵方式第91页/共141页屏蔽环的解堵方式负压返排抽吸或液氮返排酸洗解堵氧化解堵第92页/共141页负压返排使用频率：常用特点：操作简单方便、成本低、返排效果好。适用范围：一般孔隙性砂岩储层，射孔完成井，直井解堵效果：

孔隙性中低砂岩储层：解除率８０

９０％以上

裂缝性（致密气藏）储层：解除率一般在６０

８０％第93页/共141页抽吸（液氮）助排主要用途：常用助排方法，诱喷措施特点：成本相对较高适用范围：低压储层、深井超深井、水平井、裸眼完成井、自然能量低的储层、裂缝性储层、致密气藏储层解堵效果：

返排效率高

第94页/共141页酸洗助排主要用途：助排方法特点：成本相对较高。适用范围：没有屏蔽暂堵或者裸眼完成的油气井、注水井解堵解堵效果：

返排效率高

第95页/共141页屏蔽暂堵环的解除的一种新方法、新工艺在裂缝性储层、气藏储层和裸眼完成的水平井解除屏蔽暂堵环或地层污染带等方面有着广阔的发展前景2001年发表了“氧化法消除钻井完井液固相损害的室内实验”论文，表明了在解除钻井污染方面的应用。将氧化解堵技术应用于水平井屏蔽暂堵环的解除，并获得了成功；随后在中平１井、宝平１井等应用了该技术，并取得了良好的效果。氧化解堵在屏蔽暂堵环解除方面的应用第96页/共141页岩心号K

K0Kw屏蔽环解除率（%）暂堵试验条件（10-3

m2）压差MPa时间min滤液mlD8-1360.2026.713.3149.333.0301.6D10-370.19196.5660.4562.63.0300.8D10-40.0894.784.3591.003.030<0.1D10-210.06864.4050.7878.853.0300.2D1-1210.08712.619.7076.923.030<0.1平均值

71.74

压力返排解堵实验结果

2、氧化解堵的必要性第97页/共141页

2、氧化解堵的必要性在其它解堵方式中，抽吸和液氮助排与负压返排原理一样，在裸眼完井、储层渗透率极低以及储层自然能量低的情况下，返排效果和负压返排效果相差不大。

强氧化剂对屏蔽暂堵环骨架颗粒的氧化破坏可以显著提高屏蔽暂堵环的解除效率。第98页/共141页

3、氧化解堵技术方案1、氧化解堵原理（增产增注）

造成储层堵塞的物质中，除酸溶性、水溶性及油溶性化合物外，还存在大量的非酸溶性物质如铁硫化物、细菌及聚合物等，通过氧化剂的氧化作用可以消除铁硫化合物、聚合物和微生物的堵塞损害。第99页/共141页１、氧化解堵原理（屏蔽暂堵环）

屏蔽暂堵环的组成材料中，通常纤维状颗粒是一级架桥粒子，即屏蔽暂堵环的骨架颗粒，酸性物质和油溶性物质是架桥、填充粒子，此外完井液中的增粘剂、降失水剂等聚合物也是屏蔽暂堵环重要的组成部分。所以破坏屏蔽暂堵环的骨架颗粒以及部分连接颗粒的聚合物分子是清除屏蔽暂堵环的关键，强氧化剂可以使起架桥和连接作用的纤维状颗粒和聚合物链状高分子被破坏，使屏蔽暂堵环的强度大大降低，从而可以显著提高屏蔽暂堵环的解除率。

3、氧化解堵技术方案第100页/共141页主要的强氧化剂和氧化解堵剂

常用的氧化剂有：ClO2、KClO3、H2O2、(NH4)2S2O8等，

其中以ClO2最为有效、应用最为广泛，其应用技术亦最为成熟。氧化解堵剂产品：Ty-1、EX3-7等

3、氧化解堵技术方案第101页/共141页2、强氧化剂——二氧化氯简介

１）性质

ClO2在标准状态下为黄绿色气体，有氯的刺激性气味，气态和液态都极不稳定，易溶于水，在空气中含有10％就有可能发生爆炸。

２）工业制造电化学法和化学法。无论那种方法生产，首先制备出的是纯净的ClO2气体，用水或特制吸收剂吸收，然后制成不同浓度的溶液。

３）氧化作用机理二氧化氯具有很强的氧化性，氧化能力为氯气的2.63倍，且强于过氧化氢，能与有机化合物、微生物及金属离子等多种物质起强烈氧化反应。二氧化氯在氧化屏蔽暂堵环中的有机处理剂时，分多步逐级生成还原态产物。

3、氧化解堵技术方案第102页/共141页３、氧化解堵实验程序①制备储层岩心；②用地层水抽空饱和；③在一定围压下测定岩心渗透率；④用屏蔽暂堵钻井完井液反向污染岩心；⑤用１２％的HCl冲洗岩心污染端（可选程序）；⑥用氧化解堵剂或氧化剂反向挤入岩心（可选程序）；⑦用地层水正向测量岩心渗透率恢复率；⑧计算解堵率（岩心渗透率恢复率）。

3、氧化解堵技术方案负压返排酸洗助排第103页/共141页

４、氧化解堵实验结果

为了对比氧化解堵实验效果，

在进行氧化解堵实验时，还进行了

压力返排解堵实验酸洗解堵实验酸洗＋氧化解堵实验

第104页/共141页①氧化解堵实验结果

采用ClO2、KClO3和LY-1、EX3-7等进行了氧化解堵实验。实验结果表明，这四种氧化解堵剂最终解堵效果平均达到106.8%，都能达到很好解堵的目的。

岩心号液测渗透率K0(10-3μm2)解堵剂名称或代号解堵后渗透率Kw(10-3μm2)氧化解堵率（%）D10-44.06KClO36.0148.0D8-1366.715.9789D10-3760.5TY-166.67110.2D1-20-43.853.6494.5D1-12110.6ClO210.1795.9D1-1052.754.49103.4D1-13-123.6EX3-725.20106.8第105页/共141页②压力返排解堵实验屏蔽暂堵环解除率平均为71.74%，较氧化解堵效果差。岩心号K

K0Kw屏蔽环解除率（%）（10-3

m2）D8-1360.2026.713.31

49.33D10-370.19196.5660.4562.6D10-40.0894.784.3591.00D10-210.06864.4050.7878.85D1-1210.08712.619.7076.92第106页/共141页③酸洗助排解堵实验通过酸洗后，岩心的渗透率恢复率比直接压力返排的渗透率恢复率有显著的提高。平均恢复率由70%提高到85%以上。

岩心号液测渗透率K0(10-3μm2)处理措施暂堵压力(Mpa)解堵后渗透率Kw(10-3μm2)解堵率(%)D10144/15622012%HCl冲洗，然后进行压力返排3.0203.392.4D1-10974.63.065.587.8D10-6170.4直接进行压力返排3.0130.276.4D1-26-148.73.031.063.6第107页/共141页④酸洗/氧化解堵实验结果在进行氧化解堵前进行酸洗可以明显提高屏蔽暂堵环的解堵效果。

岩心号液测渗透率K0(10-3μm2)处理措施暂堵压力(Mpa)

解堵后渗透率Kw(10-3μm2)解堵率(%)D1-7343.612%HCl冲洗，注入氧化剂，关井１小时，然后进行压力返排3.045.6104.6D10-3168.23.098.4144.3D1-26-245.73.051.0111.6第108页/共141页１、洗井过程中的储层保护及其工艺措施

根据DK1、DK2井保护气层的射孔液、压井液研究成果，建议洗井液体系配方为：

1

1.5%粘土稳定剂＋3%KCl＋0.5

1%增粘剂(CMC/PAC/0.2%生物聚合物)＋0.5%OP(127)在屏蔽暂堵环解除前的洗井液可不添加粘土稳定剂和增粘剂。

4、氧化解堵工艺第109页/共141页２、氧化解堵主要施工程序设计1)

原浆循环。目的是清除井底沉砂，冲洗外泥饼；2)泵入隔离液；3)随后泵入适当体系的活性水洗井液（配方建议为1

1.5%粘土稳定剂＋3%KCl＋0.5

1%增粘剂(CMC/PAC/0.2%生物聚合物)＋0.5%OP(127)）4)将氧化解堵液挤入裸眼井段，关井１小时；5)用活性水洗井液洗井。6)放喷、试气。

4、氧化解堵工艺第110页/共141页活性水压裂车20方酸灌20方酸灌（氧化剂原料）（引发剂）四条管线分别为四台压裂车供活性水清水管线压裂车压裂车压裂车

解堵现场施工流程示意图

第111页/共141页七、计算钻井液侵入储层深度的数学模型

在室内进行储层损害评价时，需要测定岩心受钻井液污染前后渗透率的变化值和储层的损害深度。迄今为止，怎样测定和计算钻井液侵入储层深度的问题一直未得到很好的解决。

本研究采用了一种新的测定方法，根据对大量试验数据进行多元非线性回归处理，推出了侵入储层深度数学模型。第112页/共141页1、钻井液侵入储层深度的理论计算Bourgoyne等曾应用理论公式计算过一口实际井的侵入深度随滤失量的变化：Vf－在已知浸泡时间内钻井液向厚度为h的储层滤失的总滤失量（过滤面积为2πrwh），ml；ψ－储层孔隙度（小数值）；h－储层厚度，m；rw－井眼半径，m；rs－损害带半径，m；Lt－在浸泡时间T内钻井液往储层的侵入深度，cm。

由于理论公式是在假设储层孔隙全部被滤液充满的条件下得出的，这样必定导致所计算的Lt值偏小。基于此，我们又建立了储层侵入深度的回归模型。第113页/共141页2、钻井液侵入储层深度的回归数学模型

在本研究中所建立的数学模型包括最大侵入深度模型和某时刻钻井液侵入储层深度的数学模型。

钻井液在正压差的作用下，其滤液自并壁逐渐侵入储层内部，多孔介质储层对这种渗透过程有一定的阻碍作用。随着侵入深度的增加，渗透压力逐渐降低，最终达到与储层孔隙压力相平衡，流体也就失去了继续往前渗滤的能量。第114页/共141页a．最大侵入深度模型

最大侵入深度就是当末端压差减小到零时的深度。将所有的实验数据进行多元回归处理，得到了如下式表示的钻井液在正压差作用下的最大侵入深度模型。△P－钻井液液柱压力与地层孔隙压力之差，Pa；μ—钻井液滤液粘度，mPa·s；K—储层渗透率，μm2；Lmax—当压力损耗为AP时的深度，m。图1-1岩心流动实验仪流体流程图式中：第115页/共141页b．某时刻的侵入深度模型①初期模型的建立(K>37×10-3μm2)

(K<37×10-3μm2)

式中，K－储量渗透率，μm2；P－钻井液液柱压力与地层孔隙压力之差，Pa；V‘f－流体在压力P作用下，时间T内通过4.9cm2过滤面积的滤失量，cm3；Vf－钻井液在压力P作用下，时间T内通过45.8cm2过滤面积的滤失量，cm3；（V‘f

＝Vf/9.35）t－钻井液浸泡储层的时间，分钟；φ－储层孔隙度（小数值）；Lt－钻井液在时间T内的实际侵入深度，cm。第116页/共141页表1-1实际侵入深度的实测值和计算值(K>37×10-3μm2)岩样号K(103)PVf′/ωΜｍ2 (10′Pa)Lt(cm)实测值计算值相对误差(％)12345678910111213141516171840.0735.7710.21777.9744.109.80239.59740.673.65537.25919.1119.38746.68525.9712.52742.93564.1961.57439.02618.1360.39156.57570.0714.29698.01016.1711.169108.66940.6765.668113.99921.0717.568119.82250.479.789135.88023.0317.315131.12330.878.35241.56855.376.67023.86645.5722.64011844030.8795.67040.90316.174.8402.0352.2318.83.1092.8529.01.5001.68711.12.2502.00211.02.2302.0468.35.0105.4238.23.1942.85010.73.6553.63610.81.9202.0774.55.5106.09910.73.2202.9139.53.4963.8309.53.1033.4049.72.7793.0168.52.5862.4127.23.3293.3972.06.5256.3562.31.2881.17010.1第117页/共141页表1-2实际侵入深度实测值的比较(K<37×10-3μm2)岩样号K(103)PVf′/ωμｍ2 (10′Pa)Lt(cm)实测值计算值相对误差(％)1234567832.5135.7719.39728.7144.10