【正文】 液體系必須較長(zhǎng)的高溫穩(wěn)定性能 ?新型壓井液必須是無(wú)固相的 ?新型修井液能方便地破膠和反排 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 ? 低壓油氣井新型修井液體系的設(shè)計(jì)思路 – 按照上述的設(shè)計(jì)原則，這種新型修井液體系必須采用新型的高分子吸水材料作為固化劑。 可以在壓力作用下通過(guò)顆粒外形的改變，在產(chǎn)層表面形成暫堵。加上為提高固化水束縛水的能力和加快配漿過(guò)程而使用的固化引發(fā)劑，就組成了東河塘石炭系砂巖固化水體系的基本配方： 淡水＋ ~%SW13A固化劑＋ ~%固化引發(fā)劑＋ ~%膠體保護(hù)劑 新型固化水修井液體系的室內(nèi)評(píng)價(jià) ? 理化性能的測(cè)定 – 粘度的確定 ? 根據(jù)室內(nèi)的測(cè)定，固化劑加量在 1～ 2％之間時(shí)，體系的粘度在 25～ 110mPa?S之間可調(diào)。 ?具體做法是在地層水中混入等量的固化水體系，觀察混合液有無(wú)沉淀、分層和絮凝。 新型固化水修井液體系的室內(nèi)評(píng)價(jià) ? 體系的濾失時(shí)間和濾失量 濾失時(shí)間測(cè)量數(shù)據(jù)表 巖心號(hào) 氣測(cè)滲透率（ 10 3181。 新型固化水修井液體系的施工工藝 ? 固化水體系的注入和循環(huán)工藝 – 可采用常規(guī)的泥漿泵或壓裂車(chē)注入固化水體系，并替出原來(lái)井內(nèi)的液體； – 在注入過(guò)程中注意泵壓的變化，如泵壓過(guò)高可適當(dāng)降低排量； – 固化水體系停泵后，重新啟泵時(shí)，應(yīng)注意逐漸加大排量，以免過(guò)大的激動(dòng)壓力壓裂油氣層； – 循環(huán)時(shí)，要注意去掉泥漿振動(dòng)篩上的篩網(wǎng)，防止固化水跑漿； – 沖砂作業(yè)時(shí)，固化水體系可循環(huán)使用，但應(yīng)注意沖砂作業(yè)結(jié)束時(shí)，井內(nèi)替滿干凈的固化水，再進(jìn)行其它作業(yè)。同年 5月 15日完井， 6月 8日誘噴， 6月 29日投產(chǎn)。 – 具有一定強(qiáng)度。原始地層壓力為 （測(cè)試時(shí)間： 1990年 7月 12日），經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期生產(chǎn)后，目前的地層壓力為 （測(cè)試時(shí)間： 2021年 11月 21日），地層壓力系數(shù)為。 東河 1井現(xiàn)場(chǎng)施工小結(jié) ? 沖砂液配制及施工作業(yè)過(guò)程 – 7月 9日下午開(kāi)始配制固化水沖砂液，其中各種材料的組合和加入量為 1％固化劑（ 2噸）， %引發(fā)劑（ 1噸），和 %高溫保護(hù)劑（ 1噸）。 東河 1井現(xiàn)場(chǎng)施工小結(jié) – 7月 10日下午 14： 10分由于在 5”喇叭口處遇阻，開(kāi)始用磨鞋修喇叭口，并用固化水循環(huán)替出井內(nèi)原油，泵壓 13MPa，共循環(huán)返出原油 90方左右，未見(jiàn)漏失。 – 7月 12日 8點(diǎn)沖砂至井深 ，進(jìn)尺 ，鉆壓 ~，轉(zhuǎn)速 60轉(zhuǎn) /分，泵壓 16~17MPa，排量 13~14L/s，密度 ，出口返出油層細(xì)紗，漏失沖砂液 ，至此共漏失 。 – 固化水體系的沖砂作業(yè)并不能清除孔眼內(nèi)的沉砂，油井投產(chǎn)后，油流帶出孔眼內(nèi)的沉砂也有一個(gè)過(guò)程。 ? 固化水修井液體系作業(yè)完成后，產(chǎn)能恢復(fù)要 6天后才能基本達(dá)到修井前的產(chǎn)能，我們認(rèn)為有以下兩個(gè)原因： – 作業(yè)后沒(méi)有采用破膠作業(yè)，一方面是避免破膠后修井液的漏失，二是減少作業(yè)環(huán)節(jié)和時(shí)間。研究院又取了沖砂后的固化水樣品?，F(xiàn)場(chǎng)觀察固化水的流動(dòng)性良好，游離水情況穩(wěn)定。 東河 1井現(xiàn)場(chǎng)施工小結(jié) 日產(chǎn)量 日期 層位 采油 方式 油嘴 mm 油壓 MP a 套壓 MP a 液 t 油 t 含水 % 氣油比 m3/t C I II 電泵 246 226 C I II 電泵 224 204 C I II 電泵 1 18 108 東河 1井現(xiàn)場(chǎng)施工小結(jié) 生產(chǎn)層位及射孔層位主要參數(shù) 測(cè)井解釋 射孔情況 層 位 井 段 （ m m ） 厚度 （ m ） 孔隙度 （ % ） 含油飽和度（ % ） 解釋 結(jié)論 射孔 井段（ m ） 厚度 （ m ） 5 7 2 0 .5 5 7 2 3 .0 2 .5 1 6 . 0 7 0 . 0 油層 5 7 2 6 5 8 0 0 74 5 7 2 3 .5 5 7 2 6 .0 2 .5 6 .0 5 2 . 0 油層 5 7 2 6 .0 5 7 4 5 .0 1 9 . 0 1 6 . 0 6 2 . 0 油層 5 7 4 5 .0 5 7 5 2 .0 7 .0 油層 5 7 5 5 .0 5 7 7 6 .5 2 1 . 5 1 8 . 0 6 6 . 0 油層 5 7 7 7 .5 5 8 1 3 .5 3 6 . 0 1 5 . 0 5 5 . 0 油層 5 8 1 4 .5 5 8 2 1 .5 7 .0 1 2 . 0 4 2 . 0 油層 5 8 2 1 .5 5 8 3 9 .0 1 7 . 5 1 4 . 0 3 4 . 0 油水同層 C III 5 8 3 9 .0 5 8 7 4 .0 3 5 . 0 1 3 . 0 0 水層 備注 1 ． 本井周?chē)写迩f、居民、電線。 我們認(rèn)為該技術(shù)解決了目前我國(guó)低壓力系數(shù)和多壓力層系的油氣井壓井和修井作業(yè)的技術(shù)難點(diǎn)，具有良好的應(yīng)用前景。 結(jié)論 目前新型固化水修井液體系已在 6個(gè)礦區(qū)和油氣田的20多口井中推廣應(yīng)用，結(jié)果說(shuō)明，由我們研制和開(kāi)發(fā)的新型固化水壓井液和修井液固化劑具有以下優(yōu)越的性能及創(chuàng)新之處： – 高固化水能力。 m2） 暫堵濾失量 （ ml ） 鹽水洗井濾失量（ ml ） 返排測(cè) K0（ 10 3181。通過(guò)觀察沒(méi)有發(fā)現(xiàn)鉆屑在固化水體系中沉降，說(shuō)明固化水體系有較好的攜砂能力。如果儲(chǔ)層屬于正常的滲透性漏失，固化水應(yīng)該形成很好的暫堵。但影響液體粘度，可在配方中作適當(dāng)調(diào)整。 新型固化水修井液體系的室內(nèi)評(píng)價(jià) ? 配方的確定 – 根據(jù)東河塘石炭系儲(chǔ)層的特征，該儲(chǔ)層是砂巖孔隙性儲(chǔ)層，地層壓力系數(shù) ，溫度 130～140℃ 的特點(diǎn)，配制固化水的基液最好采用淡水，這樣可以降低固化劑的加量，從而降低修井液的每方成本。 對(duì)于東河塘油田石炭系的具體壓力情況來(lái)講，固化水暫堵層必須能承受 12MPa以上的正壓差。泡沫修井液體系由于工藝復(fù)雜、穩(wěn)定周期短和成本的問(wèn)題也不宜采用。 – 修井液的聚合物會(huì)損害產(chǎn)層。 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 ? 泡沫壓井液和修井液體系 – 泡沫的穩(wěn)定周期短。 小結(jié) ? 東河塘石炭系儲(chǔ)層中高嶺石含量較大，應(yīng)注意水速敏和堿敏； ? 東河塘石炭系儲(chǔ)層鹽敏的臨界礦化度范圍在 4～ 25萬(wàn)mg/l，修井液礦化度選擇范圍較大； ? 東河塘石炭系儲(chǔ)層水速敏臨界流速在 ~，修井液應(yīng)控制漏失，避免引起水速敏損害； ? 東河塘石炭系儲(chǔ)層由于高嶺石含量較高，修井液的pH值應(yīng)控制在 10以下，以免造成堿敏損害； ? 東河塘石炭系儲(chǔ)層屬于中孔中滲儲(chǔ)層，孔喉尺寸較小，由于毛細(xì)管作用引起的水鎖損害相當(dāng)嚴(yán)重，應(yīng)控制修井液的漏失，防止水鎖損害； 小結(jié) ? 針對(duì)石炭系砂巖儲(chǔ)層孔喉較小的特點(diǎn)，修井液應(yīng)使用無(wú)固相修井液體系； ? 東河塘石炭系儲(chǔ)層的原油含瀝青和膠質(zhì)較高，應(yīng)注意修井液漏失造成井眼周?chē)鷾囟葓?chǎng)的變化，防止在地層內(nèi)形成有機(jī)垢； ? 東河塘石炭系儲(chǔ)層的地層水礦化度較高，要注意修井液中的兩價(jià)陽(yáng)離子與地層水的配伍性，防止無(wú)機(jī)垢在地層內(nèi)的形成； ? 修井液中如果要使用表面活性劑，應(yīng)注意篩選，防止與地層原油形成乳狀液，造成乳狀液的堵塞損害； ? 東河塘石炭系儲(chǔ)層屬于常溫地層，井底溫度在 140℃左右，修井液的抗溫能力應(yīng)大于此溫度； ? 東河塘石炭系儲(chǔ)層目前地層壓力梯度已降至，修井液在此地層作業(yè)時(shí)不能發(fā)生漏失，并能承受水柱壓力造成的壓差而不發(fā)生漏失。對(duì)此類(lèi)儲(chǔ)層所使用的修井液應(yīng)該是無(wú)固相的，同時(shí)修井液還應(yīng)具備沖砂和攜砂的功能。從粘土礦物的成分來(lái)看，應(yīng)該注意高嶺石引起的速敏所產(chǎn)生的微粒運(yùn)移，以及可能存在的堿敏，控制好修井液的 pH值。同時(shí)，該體系對(duì)環(huán)境的兼容性，在自然條件下可自然降解，對(duì)環(huán)境無(wú)污染。 適用于低壓地層和多壓力系統(tǒng)的 新型固化水修井液體系的研究和應(yīng)用 西南石油大學(xué)完井技術(shù)中心 前言 ? 部分油田已進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，由于欠注或衰竭性開(kāi)發(fā)，主要產(chǎn)層的地層壓力梯度已大大低于原始地層壓力梯度，甚至可能低于水柱壓力。 高壓異常地層取上限 ， 常壓地層可取下限 。 四、修井作業(yè)所面臨的問(wèn)題 1. 油氣田開(kāi)發(fā)后期，地層能量不足，井底壓力低于靜水柱壓力。 ?堵漏原則： 必須是淺層的； 必須是能加以解除的。Ｋ越大， ?Pmin越小，反之越大； ?要形成好的泥餅，除級(jí)配外，應(yīng)存在一個(gè)最佳的合理上返速度。 A. 油滴在毛細(xì)管中 Oil Oil Oil Oil Oil Oil Oil r 2?/r rtrp2?/rt 2?/rp ? P r rc t p? ?2 1 1? ( / / )油滴通過(guò)孔喉處的附加阻力 Case 2 一、修井過(guò)程中造成儲(chǔ)集層損害的因素 B. 油滴在孔喉處 一、修井過(guò)程中造成儲(chǔ)集層損害的因素 ４、乳化堵塞 穩(wěn)定乳狀液 乳狀液 表面活性劑、微粒 非穩(wěn)定乳狀液 一、修井過(guò)程中造成儲(chǔ)集層損害的因素 ５、潤(rùn)濕反轉(zhuǎn) 可使有效滲透率下降 15~85%，平均下降 40% 砂巖：陽(yáng)離子表面活性劑 油潤(rùn)濕 陰離子表面活性劑 水潤(rùn)濕 碳酸鹽巖：陰離子表面活性劑 pH8 油潤(rùn)濕 pH? 水潤(rùn)濕 陽(yáng)離子表面活性劑 pH＝ 3 水潤(rùn)濕 pH? 油 潤(rùn)濕 一、修井過(guò)程中造成儲(chǔ)集層損害的因素 ６、微粒運(yùn)移 外來(lái)微粒、地層內(nèi)原有次生微粒、化學(xué)沉淀微粒。 1細(xì)菌堵塞 厭氧菌、硫酸還原菌等 二、修井過(guò)程中影響地層損害的因素 內(nèi)因：不可控制；外因：可控制 １、壓差 ?Ｐ＝０ 理想狀態(tài)，難以實(shí)現(xiàn)； ?Ｐ＞０ 損害加劇，嚴(yán)重時(shí)引起井漏； ?Ｐ＜０ 技術(shù)難度大，受儲(chǔ)層條件限制，引 起井噴。 ? 據(jù)此選用 KCS－ 18和 CPCS－ 1為主選粘土穩(wěn)定劑 保護(hù)儲(chǔ)層的修井液技術(shù) 2． 粘土穩(wěn)定劑加量的篩選 表 4 秦皇 島 32 － 6 油田粘土 穩(wěn) 定 劑 加量的 篩選結(jié) 果巖心號(hào) 油組 Kf103? m2K完井液103? m2損害率％完井液配方8 5 Nm 5 1 9 . 4 0 6 4 3 . 2 0 2 4 . 0 過(guò)濾海水＋ ％ K C S － 184 8 Nm 9 1 . 9 4 9 9 . 4 2 8 . 0 % 過(guò)濾海水＋ ％ K C S － 181 5 3 Nm 3 9 5 . 4 0 3 7 6 . 1 5 5 . 0 % 過(guò)濾海水＋ ％ K C S － 184 7 Nm 9 7 . 8 9 1 0 3 . 2 1 5 . 0 % 過(guò)濾海水＋ ％ K C S － 181 2 5 Nm 1 5 4 . 7 8 1 7 7 . 3 1 1 5 . 0 過(guò)濾海水＋ ％ C P C S － 14 6 Nm 7 9 . 4 5 8 1 . 4 4 3 . 0 過(guò)濾海水＋ ％ C P C S － 11 2 1 0 Nm 1 0 7 . 8 6 1 2 1 . 1 7 1 2 . 0 過(guò)濾海水＋ ％ C P C S － 14 9 Nm 8 9 . 5 1 9 8 . 8 3 1 0 . 0 過(guò)濾海水＋ ％ C P C S － 1保護(hù)儲(chǔ)層的修井液技術(shù) 3． 加入粘土穩(wěn)定劑后巖心的速敏評(píng)價(jià) 表 5 加粘土 穩(wěn) 定 劑 后的速敏 試驗(yàn)結(jié) 果不同流速 （ m l / m i n ）下的液測(cè)滲透率 1 03? m2樣號(hào) 油組1 1 . 5 2 2 . 5 3 4 5 6損害率％72 Nm 2 6 2 . 7 2 9 5 . 2 3 1 0 . 1 3 1 1 . 7 3 1 2 . 8 3 2 1 . 0 3 2 4 . 0 3 1 4 . 4 1974 Nm 2 1 4 . 6 2 2 2 . 3 2 3 0 . 9 2 3