保护储层的修井液技术.ppt
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1、保护油气层的修井液技术,西南石油大学油井完井技术中心 杨宪民,修井过程中地层损害示意图,开发开采过程中的地层损害示意图,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,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,一、修井过程中造成储集层损害的因素,Fy , Va, n, k, Fx P, A, , q,
2、 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,Fx,Fy,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。,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),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
3、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。,Case 1,毛细管附加阻力,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,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,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,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
4、 水润湿 碳酸盐岩:阴离子表面活性剂 pH8 油润湿 pH9.5 水润湿 阳离子表面活性剂 pH3 水润湿 pH9.5 油润湿,一、修井过程中造成储集层损害的因素,、微粒运移 外来微粒、地层内原有次生微粒、化学沉淀微粒。 激发因素:波动压力; 失水量过大; 流动相态的变化; 润湿性反转等。,一、修井过程中造成储集层损害的因素,油流方向,一、修井过程中造成储集层损害的因素,、化学沉淀,一、修井过程中造成储集层损害的因素,、井喷和井漏 井喷造成的损害 井喷越厉害,速敏损害区和改善区越大; 井喷后压井,加重材料会侵入改善区,造成射孔难以穿透的固相损害带,造成无产能的情况; 井喷后,深部速敏损害区的堵
5、塞难以恢复。,一、修井过程中造成储集层损害的因素,井漏引起的损害 压力敏感问题 渗透性漏失易控制,损害也易控制; 裂缝性漏失不易控制,大量固相进入裂缝。 裂缝 渗流通道; 孔隙 储集空间。 堵漏原则: 必须是浅层的; 必须是能加以解除的。,油气层,一、修井过程中造成储集层损害的因素,、井眼扩大造成的损害 固相增多; 固井质量差,特别是第二界面的固井质量差,引起油气水窜; 造成射孔打开油层不完善,引起附加的表皮系数,造成产能下降; 疏松砂岩井眼扩大,由于孔眼穿深浅,在同样的产能下,造成渗流面积小,渗流流速大,孔眼内流速大,引起出砂。,水泥环,泥浆,一、修井过程中造成储集层损害的因素,10、处理剂
6、的吸附损害 特别是聚合物的吸附损害(对中低渗透率油气藏。 11、细菌堵塞 厌氧菌、硫酸还原菌等,二、修井过程中影响地层损害的因素,内因:不可控制;外因:可控制 、压差 理想状态,难以实现; 损害加剧,严重时引起井漏; 技术难度大,受储层条件限制,引 起井喷。 影响因素:修井液比重、环空返速、起下钻速度、流变 边参数、气侵、携岩能力等。,二、修井过程中影响地层损害的因素,、浸泡时间 、环空返速 、固相含量:减少固相,保证合理的粒度分布。 、井眼扩大:合理的泥浆体系(抑制性、造壁 性、和失水性能); 合理的水力参数和喷嘴尺寸和形 状; 合理的钻井参数(钻压和转速),三、地层损害的诊断分析技术,、岩
7、心分析技术:储层特征和敏感性研究 矿物类型、数量及分布 孔喉类型及尺寸分布 粘土类型、分布及产状 各种敏感性程度和临界值 地层油气水性质 储层温度和压力 为筛选钻完井液体系和配方提供基础数据和依据,最大程度的减少地层损害。 、地层压力预测 地层孔隙压力、井壁坍塌压力、地层破裂压力等 为确定合理的钻完井液密度和井身结构设计等提供依据。,四、修井作业所面临的问题,油气田开发后期,地层能量不足,井底压力低于静水柱压力。或经长期注水开发有多个压力层系; 修井作业时避免外来流体伤害产层,改变水饱和度,导致油和气相渗透率的下降; 压井后产能大幅度降低甚至无产能,或长期不能复产; 确保施工安全,特别是含H2
8、S的油气井和海洋油气井压井和修井; 满足环保要求; 降低综合成本。,Effects of Formation Damage,Practical Workover Fluids,修井过程中 油层保护的常规修井液技术,西南石油学院完井技术中心 一九九九年九月,保护储层的修井液技术,一、修井液的种类 修井液:修井过程中所有入井流体的总称 清洁盐水体系 KCl体系:1.17以下 NaCl体系:1.20以下 CaCl2体系:1.39以下 CaBr2体系:1.40以上 ZnBr2体系:1.80以上,保护储层的修井液技术,有固相盐水修井液体系 水溶性体系:聚合物饱和盐水盐粒 酸溶性体系:聚合物盐水酸溶性颗粒
9、 油溶性体系:聚合物盐水油溶性颗粒,保护储层的修井液技术,气基修井液体系 空气、雾、泡沫、充气液 用于低压井的完井和修井 需专用的地面设备 油基修井液体系 合成基、油包水和水包油乳状液,保护储层的修井液技术,二、修井液基液的筛选 海水的矿化度大于地层水的总矿化度,用海水后如存在损害则属于升高矿化度引起的敏感性损害 海水浸泡后岩心的渗透率存在12.527%的损害,按损害程度分类为弱损害 要用过滤后的海水作为修井液的基液,必须筛选使用与产层配伍的粘土稳定剂 推荐采用两级过滤,将海水中大于2mm的固相去掉,保护储层的修井液技术,三、粘土稳定剂的筛选,保护储层的修井液技术,1粘土稳定剂种类的筛选 所选
10、用的粘土稳定剂除能防止粘土矿物的膨胀和分散,还应能控制敏感性矿物的运移,所以选用的粘土稳定剂是聚季胺和短链聚合物类的产品 加量1%的KCS28的损害程度最大,达到3234 1%KHC0l的效果也不太理想,使用后会产生10.7%13.6%的弱损害 BC-51加量达到1以后,其损害率为8.7517.3% KCS-18浓度达到1%后,效果较好,储层岩心的损害范围在-2.016.0%之间 而CPCS1在加量达到1%以后,与秦皇岛326油田的矿物的配伍性最好,损害范围为-0.35.54% 从效果上看可排序为:CPCS-1KCS-18BC-51KHC-01KCS-18。 据此选用KCS18和CPCS1为主
11、选粘土稳定剂,保护储层的修井液技术,2粘土稳定剂加量的筛选,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,保护储层的修井液技术,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),保护储层的修井液技术,标准挂片(A3金属片)腐蚀试样结果,保护储层的修井液技术,钻杆样品挂片(P105金属
12、片)腐蚀试验结果:,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。,保护储层的修井液技术,特点 在修井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
13、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,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%NaOH KCS18粘土稳定剂的渗透率恢复值达到82.06%以上 CPCS1体系岩心渗透率的恢复值仅有45左右,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
14、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,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
15、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,保护储层的修井液技术,保护储层的修井液技术,保护储层的修井液技术,保护储层的修井液技术,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
16、配制修井液的密度。,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,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离液)。 在压井中如发生严重漏失,应配制堵漏液堵漏。,适用于低压
17、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,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
18、。 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。,四川和平湖油气田多压力系数层情况,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
19、是十分明显的。,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。,东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素,东河塘油田的储层特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
20、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。,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,东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素,东河塘油田的储层特征和潜在的损害因素,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
21、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。,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
22、难以逆转,所以必须控制修井液的漏失。 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。,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,因此修井液在此地层不能发生漏失,防
23、止因漏失引起的一系列损害。,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;,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
24、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成的压差而不发生漏失。,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
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