钻井完井过程中的油气层保护技术

钻井完井过程中的油气层保护技术
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摘要：钻井完井过程中降低油气层损害是保护油气层系统工程的第一个工程环节，其目的是交给试油或采油部门一口无损害或低损害、固井质量优良的油气井。

本文对钻井完井过程中油气层损害原因以及相应的油气层保护技术进行了简单的总结。

关键词：渗透率、近平衡、固井、保护油气层
一、钻井完井过程中油气层损害原因
当在油气层中钻进时，在正压差和毛管力的作用下，钻井完井液的固相进入油气层孔喉堵塞，其液相进入油气层与油气层岩石和流体作用，破坏油气层原有的平衡，从而诱发油气层潜在损害，造成渗透率下降。

钻井过程中油气层损害原因可以归纳为四个方面：
1、钻井完井液中分散相颗粒堵塞油气层
1）固相颗粒堵塞油气层
钻井完井液中存在多种固相颗粒，如膨润土、加重剂、堵漏剂、钻屑和处理剂的不容物及高聚物鱼眼等。

钻井完井液中小于油气层孔喉直径或裂缝宽度的固相颗粒，在钻井完井液有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下，进入油气层孔喉和裂缝中形成堵塞，造成油气层损害。

2）乳化液滴堵塞油气层
2、钻井完井液滤液与油气层岩石不配伍引起的损害
水敏损害、盐敏损害、碱敏损害、润湿反转、表面吸附
3、相渗透率变化引起的损害
钻井完井液滤液进入油气层，改变了井壁附近地带的油气层分布，导致油相渗透率下降，增加了油流阻力。

对于气层，液相侵入（油或水）能在储层渗流通道的表面吸附而减少气体渗流截面积，甚至使气体的渗流完全丧失，即导致“液相圈闭”。

4、负压差急剧变化造成的油气层损害
中途测试或负压差钻进时，如选用的负压差过大，可诱发油气层速敏，引起油气层出砂。

对于裂缝性储层，过大的负压差还可能引起井壁附近的裂缝闭合，产生应力敏感损害。

此外，还会诱发有机垢、无机垢沉积。

二、保护油气层钻井完井液
钻井完井液是石油工程中最先与油气层接触的工作液，其类型和性能好坏直接关系到对油气层的损害程度，因而保护油气层钻井完井液是搞好保护油气层工作的首要技术环节。

三、保护油气层钻井完井工艺
钻进油气层时，针对影响油气层损害因素，可以采取降低压差，实现近平衡压力钻进，减少浸泡时间，优选环空返速，防止井喷井漏等措施来减少对油气层的伤害。

1、建立四个压力剖面，为井身结构和钻井液密度设计提供科学依据
地层孔隙压力、破裂压力、地应力和坍塌压力是钻井工程设计和施工的基础参数，依据上述四个压力才有可能进行合理的井身结构设计，确定出合理的钻井液密度，实现近平衡压力钻井，从而减少压差对储层所产生的损害。

2、确定合理井身结构是实现近平衡压力钻井的基本保证
井身结构设计原则有许多条，其中最重要的一条是满足保护储层实现近平衡压力钻井的需要，因为我国大部分油气田均属于多压力层系地层，只有将储层上部的不同孔隙压力或破裂
压力地层用套管封隔，才有可能采用近平衡压力钻进储层。

如果不采用技术套管封隔，裸眼井段仍处于多压力层系。

当下部储层压力大大低于上部地层孔隙压力或坍塌压力时，如果用依据下部储层压力系数确定的钻井液密度来钻进上部地层，则钻井中可能出现井喷、坍塌、卡钻等井下复杂情况，使钻井作业无法继续进行；如果依据上部裸眼段最高孔隙压力或坍塌压力来确定钻井液密度，尽管上部地层钻井工作进展顺利，但钻至下部低压储层时，就可能因压差过高而发生卡钻、井漏等事故，并且因高压差而给储层造成严重损害。

综上所述，选用合理的井身结构是实现近平衡钻进储层的前提。

3、实现近平衡压力钻井，控制储层的压差处于安全的最低值
平衡压力钻井是指钻井时井内钻井液柱有效压力p d 等于所钻地层孔隙压力p p ，即压差∆p=p d -p p =0。

此时，钻井液对油层损害程度最小。

钻进时
p w a m d p p p p p =∆++= (1) 式中：p m ——钻井液静液柱压力，Mpa;
p a ——钻井液环空流动阻力，MPa;
∆pw ——钻井液中所含岩屑增加的压力值，MPa 。

起钻时，如果不调整钻井液密度，则
p s m d p p p p <-= （2） 式中：p d ——井内钻井液柱有效压力，MPa;
p s ——抽吸压力，MPa 。

从式（2）清楚看出，当钻井液柱有效压力大大小于地层孔隙压力时，就可能发生井喷和井塌等恶性事故。

因而，在实际钻井作业中，为了既 确保安全钻进，又尽可能将压差控制至安全的最低值，往往采取近平衡压力钻井。

即井内钻井液静液柱压力略高于地层孔隙压力。

即
100
ρ⋅=⋅=H p S p p m 式中：S ——附加压力系数；
H ——井深，m ；
ρ——钻井液密度，g/cm 3。

钻储层时 S=0.05~0.10
钻气层时 S=0.07~0.15
为了尽可能将压差降至安全的最低限，对一般井来说，钻进时努力改善钻井液流变性和优选环空返速，降低环空流动阻力与钻屑浓度；起下钻时，调整钻井液触变性，控制起钻速度，降低抽吸压力。

对于地层孔隙压力系数小于0.8的低压储层，可依据 实际的地层孔隙压力，分别选用充气钻井、泡沫流体钻井、雾流体或空气钻井，降低压差，甚至可采用负压差钻井，减少对储层的损害。

4、降低浸泡时间
钻井过程中，储层浸泡时间从钻开储层开始直至固井结束，包括纯钻进时间、起下钻接单根时间、处理事故与井下复杂情况时间、辅助工作与非生产时间、完井电测、下套管及固井时间。

为了缩短浸泡 时间，减少对储层的损害，可从以下几方面着手。

（1）采用优选参数钻井，并依据地层岩石可钻性选用合适类型的牙轮钻头或PDC 钻头及喷咀，提高机械钻速。

（2）采用与地层特性相匹配的钻井液，加强钻井工艺技术措施及井控工作，防止井喷、井
漏、卡钻、坍塌等井下复杂情况或事故的发生。

（3）提高测井一次成功率，缩短完井时间。

（4）加强管理，降低机修、组停、辅助工作和其它非生产时间。

四、保护油气层的固井技术
固井是钻井、完井工程各项作业之中最为重要的作业之一，此项作业中的各项技术措施与油气层是否受到损害及损害严重程度紧密相关，固井过程中保护油气层技术主要有以下三个方面：
（1）提高固井质量是固井作业中保护储层主要措施。

固井作业施工时间短、工序内容多、材料消耗大、技术性强、未知影响因素复杂。

因此要优质地固好一口井，必须精心设计、精心施工、严密组织、严格质量控制，在施工后形成一个完整的水泥环，使水泥与套管、水泥与井壁固结好，水泥胶结强度高，油气水层封隔好，不窜、不漏。

为满足上述要求，确保固井质量，可采取以下主要技术措施。

1）改善水泥浆性能
推广使用API标准水泥和各种优质外加剂。

根据产层特性和施工井况，采用减阻、降失水、调凝、增强、抗腐蚀、防止强度衰退等外加剂，合理调配水泥浆各项性能指标，以满足安全泵注、替净、早强、防损害、耐腐蚀及稳定性的要求。

2）合理压差固井
严格按照地层压力和破裂压力设计水泥浆密度及浆柱结构，并采用密度调节材料满足设计要求。

保证注水泥过程中不发生水泥浆漏失。

漏失严重的井，必须先堵漏，后固井。

3）提高顶替效率
注水泥前，必须处理好泥浆性能，使泥浆具备流动性好，触变性合理，失水造壁性好的特点。

并采用优质冲洗液和隔离液、合理安放旋流扶正器位置，主封固段紊流接触时间不低于7~10min等方法，让滞留在井壁处的“死钻井液区”尽量顶替干净。

4）防止水泥浆失重引起环空窜流
水泥浆候凝过程中地层油气水窜入环空，是水泥浆失重引起浆柱有效压力与地层压力不平衡的结果。

如果高压盐水窜入水泥柱，还可导致水泥浆长期不凝。

防止环空窜流，除确保良好顶替效率外，主要措施是采用特殊外加剂通过改变水泥浆自身物理化学特性以弥补失重造成的压力降低。

最有效的方法是采用可压缩水泥、不渗透水泥、触变水泥、直角稠化水泥及多凝水泥等。

此外还可采用分级注水泥，缩短封固段长度及井口加回压等工艺措施。

（2）降低水泥浆失水量
为了减少水泥浆固相颗粒及滤液对储层的损害，需在水泥浆中加入降失水剂，控制失水量小于250mL（尾管固井时，控制失水量小于50mL）。

控制水泥浆失水量不仅有利于保护储层，而且是保证安全固井，提高环空层间封隔质量及顶替效率的关键因素。

（3）采用屏蔽暂堵钻井液技术
钻开储层时采用屏蔽暂堵钻井液技术，在井壁附近形成屏蔽环，此环带亦可在固井作业中阻止水泥浆固相颗粒和滤液进入储层。

参考文献：
[1] 徐同台，熊友明，等.保护油气层技术[M].北京：石油工业出版社2010.11
[2] 赵忠举，徐云英，等.国内外钻井液技术新发展及对21世纪的展望[J].钻井液与完井液，2000,17（6）：30—37。