【正文】 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 － 11 2 1 0 Nm 1 0 7 . 8 6 1 2 1 . 1 7 1 2 . 0 過濾海水＋ ％ C P C S － 14 9 Nm 8 9 . 5 1 9 8 . 8 3 1 0 . 0 過濾海水＋ ％ C P C S － 1保護儲層的修井液技術(shù) 3． 加入粘土穩(wěn)定劑后巖心的速敏評價 表 5 加粘土 穩(wěn) 定 劑 后的速敏 試驗結(jié) 果不同流速 （ m l / m i n ）下的液測滲透率 1 03? m2樣號 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 4 . 3 2 3 9 . 2 2 3 1 . 6 2 3 1 . 6 2 0 5 . 6 注：前一塊巖心為過濾海水＋ ％ K C S － 18 ；后一塊為過濾海水＋ ％ CPCS － 1 。 – 液體配方： – 過濾海水＋ 18％ NaCl； – 過濾海水＋ 18％ NaCl＋ 1％ CA101； – 過濾海水＋ 18％ NaCl＋ %NaOH＋ 1%CA101＋%BCS851＋ %OSY＋ %MgO（ 完井液配方 ） 保護儲層的修井液技術(shù) ? 標(biāo)準(zhǔn)掛片 （ A3金屬片 ） 腐蝕試樣結(jié)果 表 6 標(biāo) 準(zhǔn)掛片腐 蝕試驗結(jié) 果液體配方 鋼片編號 S ( c m2) M1(g) M2(g) P ( m m / a ) P平均A1 1 0 . 1 5 9 5 6 . 0 8 9 8 6 . 0 0 2 8 1 . 9 0 9A2 1 0 . 1 6 1 0 6 . 0 6 6 7 5 . 9 8 7 7 1 . 7 3 3aA3 1 0 . 1 6 5 3 5 . 9 9 7 3 5 . 9 0 8 1 1 . 9 5 61 . 8 6 6A4 1 0 . 1 4 6 4 6 . 0 3 0 0 5 . 9 7 2 4 1 . 2 6 5A5 1 0 . 1 3 5 4 6 . 0 8 5 2 6 . 0 1 6 4 1 . 5 1 3bA6 1 0 . 1 6 5 3 6 . 0 8 6 0 6 . 0 2 0 4 1 . 4 3 81 . 4 0 5A7 1 0 . 1 5 9 6 6 . 0 8 4 4 6 . 0 8 2 7 0 . 0 3 9 5A8 1 0 . 0 3 7 7 6 . 0 2 5 1 6 . 0 2 3 5 0 . 0 3 5 5cA9 1 0 . 0 4 0 1 5 . 8 5 3 2 5 . 8 5 1 3 0 . 0 4 2 20 . 0 3 9 1保護儲層的修井液技術(shù) ? 鉆桿樣品掛片 （ P105金屬片 ） 腐蝕試驗結(jié)果： 表 7 鉆 桿 樣 品掛片腐 蝕試驗結(jié) 果液體配方 鋼片編號 S ( c m2) M1(g) M2(g) P ( m m / a ) P平均P1 1 0 . 5 3 4 6 6 . 5 5 2 0 6 . 4 6 2 1 1 . 9 0 2P2 1 0 . 8 7 2 2 6 . 8 2 2 1 6 . 7 2 4 7 1 . 9 9 7aP3 1 0 . 9 8 0 5 7 . 0 1 3 6 6 . 9 1 5 7 1 . 9 8 71 . 9 6 2P4 1 0 . 5 2 0 4 6 . 5 5 4 9 6 . 4 9 9 9 1 . 1 6 5P5 1 0 . 7 9 3 2 6 . 8 0 9 0 6 . 7 6 3 2 0 . 9 4 6bP6 1 0 . 4 8 1 8 6 . 4 9 3 1 6 . 4 4 0 0 1 . 1 2 91 . 0 8 0P7 1 0 . 7 0 5 5 6 . 7 1 8 8 6 . 7 1 7 6 0 . 0 2 5 0P8 1 0 . 8 2 9 1 6 . 6 8 0 1 6 . 6 7 8 7 0 . 0 2 8 8cP9 1 0 . 3 0 2 6 6 . 4 7 1 4 6 . 4 6 9 9 0 . 0 3 2 50 . 0 2 8 7保護儲層的修井液技術(shù) 四 、 JN－ 15鈣鎂離子掩蔽劑的選用 ? CA101必須在弱堿性的環(huán)境下 ， 才能發(fā)揮緩蝕作用 ? 而各種工作液之間和工作液與地層水之間 ， 存在著不配伍的可能性 （ 見鄧明毅編寫的鉆井液體系評價部分 ） ， 鈣鎂離子會在堿性條件下沉淀 ? 在修井液中采用酸性螯合劑防止鈣鎂離子的沉淀 。 保護儲層的修井液技術(shù) 特點 ? 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酸和具有強的絡(luò)合能力的絡(luò)合劑 ， 絡(luò)合助效劑復(fù)合而成 ， 該劑具有對鈣鎂離子穩(wěn)定能力強 ， 配伍性好 ， 使用方便等特點 主要性能指標(biāo) 表 8 J N － 15 主要性能指 標(biāo)項 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保護儲層的修井液技術(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 價巖心號 Kw1103? m2Kw2103? m2滲透率恢復(fù)值％完井液體系410 KCS1872 KCS18121 CPCS1155 CPCS1保護儲層的修井液技術(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 ， ?對于油井來講 ， 修井液密度的附加值為 5%～ 10%， 對于常壓油層可考慮選擇附加值的低限 ， 對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%。 這樣即可保證下生產(chǎn)管柱的安全 ， 又可防止大量修井液進入產(chǎn)層 。 ?對于潿 121油田可考慮用 NaCl鹽水的溫度影響圖版 。 ?然后從該點與曲線平行左移至地面溫度的點； ?最后水平移運至與縱座標(biāo)相交的點 ， 該點密度則為地面配制修井液的密度 。 ?在壓井中如發(fā)生嚴(yán)重漏失，應(yīng)配制堵漏液堵漏。目前東河油田的壓力僅為 ，在這種情況下，如要對油井進行修井作業(yè)，在修井作業(yè)中，勢必發(fā)生修井液的大量漏失和固相對產(chǎn)層的堵塞，使得作業(yè)后油井的產(chǎn)能大幅降低。 ? 如果采用撈砂作業(yè)，由于作業(yè)周期長，成本高，地層損害嚴(yán)重，恢復(fù)產(chǎn)能時間延遲等原因，導(dǎo)致作業(yè)效益低下，不能良好地實現(xiàn)修井作業(yè)的目的，大大降低了東河油田的開發(fā)效益。 四川和平湖油氣田多壓力系數(shù)層情況 井號 層位 壓力 系數(shù) 井溫 (℃) 用量 (方 ) 時間(天 ) 修井 原因 后期處理 排液方法 產(chǎn)量 (萬方 ) 前 后 天東 61 長興層 120 200 23 換油管 酸化 頂替 + 石炭系 東海平湖 B8井 P1 137 315 28 完井 無 氣舉 50 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8u P8d P9 P10 前言 ? 為此西南石油大學(xué)和正達化工研究所共同開發(fā)研究了固化水修井壓井液體系，該體系無自由水，即使用清水和鹽水壓井，在低壓層都不會發(fā)生漏失，或最大程度地降低漏失量。由于采用沖砂作業(yè)，可以大幅度縮短作業(yè)時間，恢復(fù)產(chǎn)能也十分容易。此項技術(shù)如能在塔里木油田的修井作業(yè)中實施，可以預(yù)見其經(jīng)濟和技術(shù)效益是十分明顯的。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。 東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素 東河砂巖粘土礦物成份 井 號 粘土礦物 含量（ % ） 伊利石 （ % ） 高嶺石 （ % ） 綠泥石 （ % ） 伊 / 蒙混 層 （ % ） 蒙脫石在混層中含量（ % ） DH 1 1 10 ～ 20 DH1 1 15 ～ 20 東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素 ? 東河塘油田屬于石英砂巖儲層，膠結(jié)物含量較高，屬于膠結(jié)比較好的砂巖儲層。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。由于伊 /蒙混層含量較低，而且混層比又不太高，所以水敏性不會很強。 東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素 評價 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 東河油田儲層敏感性評價結(jié)論 東河塘油田的儲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。 m2） 孔隙度 （ % ） 油 層 油 水 層 水 層 合 計 東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素 東河油田孔喉大小對照表 油田（井） R 50 R R m a x 變異系數(shù) 均質(zhì)系數(shù) 滲透率 孔隙度 東河 11 井 輪南 2 3 1 渤南 50 牛莊 東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素 ? 東河塘油田儲層的物性是屬于中孔中滲儲層，油層的平均孔隙度在 ~%，平均滲透率在 ~%。 ? 此類儲層極易受到修井液中固相和液相的損害。 ? 此外修井液的液相如果大量進入此類儲層，由于儲層的孔喉較小，水飽和度的增加，會大大降低油的相對滲透率，也就是所謂的 “ 水鎖 ”效應(yīng)，導(dǎo)致進入油層的修井液難以反排，修井作業(yè)結(jié)束后，反排周期加長，有的井甚至沒有產(chǎn)能。如果因為洗井的需要必須使用表面活性劑，必須對表面活性劑進行篩選，防止乳狀液的生成。 ? 地層水中 Ca2+， Mg2+， Ba2+和 Sr2+的含量較高，如果修井液不配伍，容易形成垢，特別是后兩者的垢不易清除，因此必須控制修井液中 CO32和 SO42的含量，避免在地層內(nèi)形成結(jié)垢，損害儲層的滲透率。而該儲層已經(jīng)過多年的開采，地層壓力已降至 ，屬于低壓地層，此時修井液即使使用清水都會發(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。 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 ? 油田已處于開發(fā)的中后期，由于采用的是衰竭性開采或是由于注水欠注，造成地層壓力系數(shù)低于靜水柱壓力，目前地層壓力梯度僅為。即使是使用清水壓井，對于 5800m左右的井來講，也存在 ，在如此大的正壓差下，修井液必然會發(fā)生大量漏失。 東河塘油田修井選用固化水體系的必要性 ? 由于正壓差和漏失問題的存在，如何防止修井液固相和液相的損害也是一個關(guān)鍵問題，否則將導(dǎo)致修井后產(chǎn)量的大幅度降低，甚至出現(xiàn)無產(chǎn)能的情況。