【正文】 綜合以上原因?qū)е铝水a(chǎn)能恢復(fù)存在幾天的過程。 東河 1井現(xiàn)場(chǎng)施工小結(jié) ? 投產(chǎn)恢復(fù)產(chǎn)能情況 修井前生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線05010015020025020210523 20210525 20210527 20210529 20210531 20210602 20210604 20210606 20210608 20210610 20210612 20210614 20210616 20210618 20210620 20210622 20210624 20210626 20210628 20210630 20210702 20210704產(chǎn)能東河 1井現(xiàn)場(chǎng)施工小結(jié) 修井后產(chǎn)能恢復(fù)動(dòng)態(tài)曲線05010015020025020210716 20210718 20210720 20210722 20210724 20210726 20210728 20210730 20210801 20210803 20210805 20210807 20210809 20210811 20210813 20210815 20210817 20210819 20210821產(chǎn)能東河 1井現(xiàn)場(chǎng)施工小結(jié) ? 從產(chǎn)能恢復(fù)曲線上看，開井生產(chǎn) 6天后產(chǎn)液量達(dá)到200m3， 12天后達(dá)到修井前 220m3的產(chǎn)能，固化水修井液良好地保護(hù)了大修井的產(chǎn)能。在泥漿槽觀察發(fā)現(xiàn)此時(shí)固化水沖砂液的軟顆粒減少，這是造成漏失量加大的原因，估計(jì)是磨鞋與砂面長(zhǎng)期作用，將固化水顆粒磨小所致。至此共漏失 。 – 7月 11日零點(diǎn)下鉆探砂面為 ，埋砂高度為。 – 現(xiàn)場(chǎng)測(cè)定固化水沖砂液的粘度為 ，密度為。上面的配方是根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)水質(zhì)情況和井溫作適當(dāng)?shù)恼{(diào)整，配制前由技術(shù)人員作一些必要的實(shí)驗(yàn)所確定的。 – 本次修井也要探砂面，如有沉砂要進(jìn)行沖砂作業(yè)，并進(jìn)行撿泵作業(yè)。 – 本次修井的原因主要是東河 1井產(chǎn)能在短期內(nèi)大幅度降低（見下表），在一個(gè)多月的時(shí)間內(nèi)產(chǎn)能下降接近一倍，必須進(jìn)行修井恢復(fù)產(chǎn)能。 – 對(duì)低壓油氣層的地層損害極小，有利于油氣井的產(chǎn)能恢復(fù)。在一定壓力下不失水。 ?根據(jù) A1s井 2021年 11月份的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，用 油嘴生產(chǎn)，油壓 ，日產(chǎn)氣 ，日產(chǎn)油 ，達(dá)到了本井的地質(zhì)設(shè)計(jì)要求。由于鉆遇氣層薄、物性較差，正常生產(chǎn)時(shí)間較短，初始日產(chǎn)氣量只有 2 104m3左右，油壓只有 7MPa，氣藏一開始生產(chǎn)就產(chǎn)水 ,此間還經(jīng)過多次放噴，計(jì)算無阻流量?jī)H為 104m3。 m2） 暫堵后 K （ 10 3181。 新型固化水修井液體系的施工工藝 ? 固化水體系的破膠工藝 – 化學(xué)法破膠和氣舉聯(lián)作 – 酸液破膠 – 氧化劑破膠 – 不破膠的誘噴方法 ? 前面的實(shí)驗(yàn)表明：固化水體系有良好的自然反排能力，為了簡(jiǎn)化工藝，減少資金的投入，可以考慮不破膠直接誘噴，而且也可以減少破膠后修井液進(jìn)入產(chǎn)層的可能性。 ?在固化水不同粘度的條件下，鉆屑的回收率在62~84%，回收較好，固化水對(duì)鉆屑的影響較小。 m2） 孔隙度（ ? ） 溫度 （℃） 濾失時(shí)間 （ min ） 濾失量 （ ml ） P8 1 80 P8 2 100 P8 3 15 . 54 120 P10 5 130 P10 6 150 新型固化水修井液體系的室內(nèi)評(píng)價(jià) ? 高溫下特種無（低）滲漏完井液的巖心動(dòng)態(tài)污染試驗(yàn)和失水曲線特征 特種無（低）滲漏完井液體系的巖心滲透率恢復(fù)效果評(píng)價(jià) 巖心號(hào) 油組 K f 10 3? m2 K 完井液 10 3? m2 恢復(fù)率 ％ 后續(xù)環(huán)節(jié) 溫度 H5 3 花崗組 破膠 2 小時(shí) 120 H5 5 花崗組 2 破膠 8 小時(shí) 120 H5 8 花崗組 未破膠 120 新型固化水修井液體系的室內(nèi)評(píng)價(jià) 新型固化水修井液體系的室內(nèi)評(píng)價(jià) 新型固化水修井液體系的室內(nèi)評(píng)價(jià) ?利用高溫對(duì)特種無（低）滲漏完（修）井液暫堵層產(chǎn)生的化學(xué)變化，提高低孔低滲儲(chǔ)層的暫堵效果，形成質(zhì)量?jī)?yōu)異的人工井壁，這是一個(gè)技術(shù)上的突破，為低孔低滲儲(chǔ)層完（修）井液的防水相圈閉和其他敏感性損害提供了一個(gè)新的技術(shù)思路和工藝。 新型固化水修井液體系的室內(nèi)評(píng)價(jià) – 固化水體系承壓能力的評(píng)價(jià) 固化水暫堵強(qiáng)度的評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果 不同壓差下的 K d 10 3 ? m 2 巖心號(hào) K w 10 3 ? m 2 P a 5M P a 7M P a 9M P a 11M P a 11 2506 從上表可見固化水暫堵層一旦形成，可承受 11MPa以上的壓差而不破裂，暫堵效果良好。如果沒有上訴現(xiàn)象說明固化水體系與地層水的配伍性好，反之則配伍性不好。 配伍性能良好，不沉淀，不分層，不絮凝。在現(xiàn)場(chǎng)配制時(shí)，需專業(yè)人員指導(dǎo)操作，固化劑的加量以剛好束縛完體系中的淡水為最佳，同時(shí)在此條件下達(dá)到體系的最低粘度，以降低泵壓 。 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 ? 新型固化水修井液體系適用范圍及應(yīng)達(dá)到的條件 – 新型固化水修井液體系的主要用途及局限性 ?低于清水柱壓力的低壓油氣井修井和壓井作業(yè) ?合采多層的不同壓力系數(shù)井的完井和修井作業(yè) ?該體系不能采用含有過高濃度的二價(jià)陽離子的液體配液 ?該體系的密度上限為 ?該體系的抗溫上限為 140℃ 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 – 新型固化水修井液體系應(yīng)達(dá)到的條件 ? 應(yīng)達(dá)到的工況條件：配臵好的新型固化水修井液體系應(yīng)具備流動(dòng)性好，懸砂性強(qiáng)，現(xiàn)場(chǎng)易配，穩(wěn)定時(shí)間長(zhǎng)，提高功效的特點(diǎn)； ? 應(yīng)達(dá)到的技術(shù)指標(biāo)：該體系對(duì)儲(chǔ)層巖心的滲透率恢復(fù)值應(yīng)大于85％；暫堵層的承壓能力大于 12MPa；沖砂作業(yè)時(shí)和循環(huán)時(shí)的漏失量應(yīng)小于 1m3/hr； ? 應(yīng)達(dá)到的安全環(huán)保條件：新型固化水修井液體系應(yīng)對(duì)人體和環(huán)境無害，可自然降解還原成清水，地層暫堵能解除； ? 應(yīng)達(dá)到的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)：該體系使用的綜合成本相當(dāng)于泡沫壓井液的 50%以下（實(shí)際只有泡沫壓井液的 1/4）； ? 適應(yīng)范圍：最高井溫 135℃ ，地層壓力系數(shù)小于或等于。 – 固化水修井液體系必須有良好的流動(dòng)性。 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 – 固化水顆粒必須具有一定的強(qiáng)度。這種高分子吸水材料可以束縛其本身重量 100倍以上的清水或鹽水，牢牢地控制被束縛的水，使之不能參與自由流動(dòng)，這種材料束縛水的能力很強(qiáng)，修井液中已沒有自由水，用手或?yàn)V紙就可以將這種體系托起，而且這種材料是生物性的，對(duì)環(huán)境沒有任何損害。 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 ? 針對(duì)東河塘石炭系儲(chǔ)層的特點(diǎn)，首先不宜使用暫堵型和膠液修井液體系，這些體系的使用會(huì)造成這種中孔中滲儲(chǔ)層的嚴(yán)重?fù)p害。需要指出的是，由于液相粘度的增加，液相造成的毛細(xì)管作用的損害將更為嚴(yán)重。 – 修井液中的固相會(huì)進(jìn)入產(chǎn)層 。要使用專門的配液裝臵和多種添加劑 。 ? 修井液體系在滿足上訴要求的條件下，還必須有合理的成本控制，降低綜合成本，有利于該體系的大面積推廣使用。即使是使用清水壓井，對(duì)于 5800m左右的井來講，也存在 ，在如此大的正壓差下，修井液必然會(huì)發(fā)生大量漏失。而該儲(chǔ)層已經(jīng)過多年的開采，地層壓力已降至 ，屬于低壓地層，此時(shí)修井液即使使用清水都會(huì)發(fā)生漏失，因此修井液在此地層不能發(fā)生漏失，防止因漏失引起的一系列損害。如果因?yàn)橄淳男枰仨毷褂帽砻婊钚詣?，必須?duì)表面活性劑進(jìn)行篩選，防止乳狀液的生成。 ? 此類儲(chǔ)層極易受到修井液中固相和液相的損害。 東河塘油田的儲(chǔ)層特征和潛在的損害因素 評(píng)價(jià) 單位 水敏性 臨界流速 （ m / d ） 臨界鹽度 （ m g/ L ） 酸敏性 堿敏性 備注 V 油 = 5 北京 油科院 中到弱 V 水 = 6 40000 無 堿敏 D H 1 西南 V 油 = 7 ～ 4 .27 石油學(xué)院 中偏弱 V 水 = 4 40000 中到弱 H D 1 勝利 地科院 弱 V 油 = 3 ～ 3 .94 （二、三巖性段） V 水 = ～ 0. 8 （第一巖性段） 250000 無到弱 弱 D H 1 1 東河油田儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)結(jié)論 東河塘油田的儲(chǔ)層特征和潛在的損害因素 東河砂巖物性參數(shù) 東河 1 井 東河 11 井 層 段 滲透率 （ 10 3181。在粘土礦物中，高嶺石占了 80％以上，其次是伊利石和綠泥石，伊 /蒙混層最少，只有 2％左右。該體系又在東海平湖油氣田的調(diào)整井完井中使用，獲得了一口高產(chǎn)氣井。由于采用沖砂作業(yè)，可以大幅度縮短作業(yè)時(shí)間，恢復(fù)產(chǎn)能也十分容易。 ? 如果采用撈砂作業(yè)，由于作業(yè)周期長(zhǎng)，成本高，地層損害嚴(yán)重，恢復(fù)產(chǎn)能時(shí)間延遲等原因，導(dǎo)致作業(yè)效益低下，不能良好地實(shí)現(xiàn)修井作業(yè)的目的，大大降低了東河油田的開發(fā)效益。 ?在壓井中如發(fā)生嚴(yán)重漏失，應(yīng)配制堵漏液堵漏。 ?對(duì)于潿 121油田可考慮用 NaCl鹽水的溫度影響圖版 。 保護(hù)儲(chǔ)層的修井液技術(shù) 特點(diǎn) ? 在修井液中加入鈣鎂離子穩(wěn)定劑 ，可以有效地防止鈣鎂離子產(chǎn)生的沉淀造成的地層傷害 ? 專用于修井作業(yè)中的鈣鎂離子掩蔽劑是由有機(jī)酸和具有強(qiáng)的絡(luò)合能力的絡(luò)合劑 ， 絡(luò)合助效劑復(fù)合而成 ， 該劑具有對(duì)鈣鎂離子穩(wěn)定能力強(qiáng) ， 配伍性好 ， 使用方便等特點(diǎn) 主要性能指標(biāo) 表 8 J N － 15 主要性能指 標(biāo)項(xiàng) 目 指 標(biāo)外 觀PH 值有效物含量 ％鈣鎂離子穩(wěn)定能力 ％淡黃色或無色透明4 ～ 6≥ 30≥ 90保護(hù)儲(chǔ)層的修井液技術(shù) 五 、 所篩選的修井液體系的巖心滲透率恢復(fù)值 ? 過濾海水 +%KCS18+2%CA101+1%JN15+%OSY+%NaOH ? 過濾海水 +%CPCS1+2%CA101+1%JN15+%OSY+%NaOH ? KCS－ 18粘土穩(wěn)定劑的滲透率恢復(fù)值達(dá)到 %以上 ? CPCS－ 1體系巖心滲透率的恢復(fù)值僅有 45％ 左右 表 9 完井液體系的巖心滲透率恢 復(fù) 效果 評(píng) 價(jià)巖心號(hào) Kw1103? m2Kw2103? m2滲透率恢復(fù)值％完井液體系410 KCS1872 KCS18121 CPCS1155 CPCS1保護(hù)儲(chǔ)層的修井液技術(shù) 六 、 秦皇島 32－ 6油田修井液體系的確定 綜合上述結(jié)果 ， 秦皇島 32－ 6油田明化鎮(zhèn)組的修井液基本配方確定為： 過濾海水 +%KCS18+1～ 2%CA101+1%JN15+%OSY+%NaOH 七 、 修井液施工工藝 1． 修井液密度的確定 ?鹽水密度隨溫度的上升而下降 ， 密度越高的鹽水受溫度的影響越嚴(yán)重 ， ?對(duì)于油井來講 ， 修井液密度的附加值為 5%～ 10%， 對(duì)于常壓油層可考慮選擇附加值的低限 ， 對(duì)于高壓油層可選用附加值的上限 ，按照氣井壓井的一般要求 ， 井內(nèi)液柱壓力應(yīng)比地層壓力高 10～20%。 ? 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 過濾海水＋ ％ K C S － 184 8 Nm 9 1 . 9 4 9 9 . 4 2 8 . 0 % 過濾海水＋ ％ K C S － 181 5 3 Nm 3 9 5 . 4 0 3 7 6 . 1 5 5 . 0 % 過濾海水＋ ％ K C S － 184 7 Nm 9 7 . 8 9 1 0 3 . 2 1 5 . 0 % 過濾海水＋ ％ K C S － 181 2 5 Nm 1 5 4 . 7 8 1 7 7 . 3 1 1 5 . 0 過濾海水＋ ％ C P C S － 14 6 Nm 7 9 . 4 5 8 1 . 4 4 3 . 0 過濾海水＋ ％ C P C S － 1