(3----)减轻深层低渗储层水锁损害的钻井液研究与应用
文章编号:100125620(2009)0420004204
减轻深层低渗储层水锁损害的钻井液研究与应用
张洪霞1 鄢捷年1 吴彬2 薛玉志3 刘宝峰3
(1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京;
其它区块超深井钻井完井液的设计有一定借鉴意义。
关键词 低渗透油气藏;超深井;钻井完井液;多元醇;水锁;界面张力;理想充填理论中图分类号:TE254.3
文献标识码:A
多元醇类处理剂是具有一定表面活性的非离子型高分子化合物,应用多元醇提高水基钻井液的防塌润滑性,主要是利用其胶束化和浊点行为[1]。事实上,利用醇类物质降低滤液表/界面张力的特性减小毛细管压力,可以达到防止或减轻低渗储层水锁损害的目的。在酸化/压裂液中使用醇类物质解除低渗储层液锁损害的研究始于20世纪60年代[225],研究及应用结果表明,醇类物质能显著地降低界面张力(使用浓度低时);提高工作液与储层流体之间的混相能力(使用浓度高时);可以解除近井壁带的液相堵塞,提高工作液的返排效率。针对准噶尔盆地中部的深层低渗储层水锁损害问题,应用防液锁技术、理想充填理论及d 90规则研发了高性能多元醇钻井液。室内研究及现场应用表明,该钻井液具有低侵入、防水锁、防塌能力强、润滑性好等特点,既能满足超深井安全快速钻井的需要,也有助于保护和发现深层低渗油气藏。
1 深层储层特征及潜在损害因素
准噶尔盆地中部3区块永进油田主力储层西山窑组以中砂质、粉砂质细粒岩屑砂岩为主,岩屑含量
为57%～86%,最大粒径为0.8mm ,一般为0.125～0.250mm ,颗粒分选中等,呈次圆2次棱角状。储层矿物中石英含量为12%～40%,长石含量为4%～22%,含少量黏土矿物(1%～3%)。
该区储层埋深在5000m 以下,长期压实使得储层的原生孔隙几乎消失殆尽,孔隙度为5.3%～12.1%,渗透率为0.058×10-3～0.800×10-3μm 2,主要为粒间溶孔和粒内溶蚀孔,颗粒表面黏土化,局部形成黏土桥,绿泥石作衬垫式胶结,孔隙中绿泥石和长石晶体充填,孔隙连通性一般。储层喉道以片状为主,部分为弯片状,以微细喉道为主。储层裂缝发育,可以起一定的渗流通道作用,基本无储集能力,储集层类型仍以孔隙型为主,不具有双重孔隙介质特点。储层压力系数为1.20～1.87,地温梯度为2.285℃/100m ,储层中部温度为135.6℃,属于典型的高温高压低孔低渗砂岩油气藏。
准噶尔盆地中部的深部油气层具有低渗储层的基本特征,表现为含水饱和度高、毛细管现象突出(毛细管压力高)及孔喉细小、孔隙度低、渗透性差、结构复杂、非均质严重、油气流动阻力大、常伴有天然裂缝等特点。国内外研究结果表明[6211],水锁损
基金项目:国家863重大项目“先进钻井技术与装备”(2006AA06A109)之子课题“超深井钻井技术研究”的部分研究内
容,并获863课题资助。
第一作者简介:张洪霞,1968年生,在读博士研究生,主要从事钻井液和油气层保护技术方面的研究。地址:北京市昌平
区府学路18号中国石油大学220#信箱;邮政编码102249;电话(010)89733893;E 2mail :zhanghongxia919@https://www.360docs.net/doc/727211303.html, 。
第26卷第4期 钻 井 液 与 完 井 液 Vol.26No.42009年7月 DRILL IN G FL U ID &COM PL ETION FL U ID J uly 2009
害是低渗储层最主要、最严重的损害类型之一。对于喉道半径小于10μm 的低渗储层,毛细管压力对油气的流动有很大影响
,即水锁损害往往较为严重,损害率可高达70%～90%[8]。
采用压汞法分析了西山窑组储层微孔隙结构。实验数据表明,埋深超过5500m 的西山窑组储层的最大连通半径为0.1～2μm ,因此在钻采过程中,且损害难以恢复。
岩心流动实验结果表明,度的速敏、水敏、碱敏(临界碱度为p H =10)(临界矿化度为45466mg/L )及中等～强的酸敏性
损害;由水锁效应引起的渗透率损害率为49.3%89.2%,水锁损害将是该低渗透孔隙型砂岩储集层
的主要损害因素之一。
2 高性能多元醇钻井液研究
根据储层段(三开井段)的地质条件及潜在损害机理分析,确定低伤害钻井液的研制思路为:在上部井段聚磺钻井液的基础上,应用多元醇S YP 21,以提高钻井液的抑制性能和润滑性能,同时发挥醇类处理剂降低表/界面张力的作用,减轻油层的水锁损害;优选表面活性剂,有效地降低滤液的表面张力,弥补多元醇降低气2液表面张力的不足,防止气层水
锁的损害;应用理想充填理论[12]、d 90规则[13]及其配
套软件[14]优化超细碳酸钙的粒度分布,配合使用无荧光仿沥青,在储层井壁上形成低渗透性泥饼,阻止滤液侵入地层。要求最终的高性能多元醇钻井液既能满足安全快速钻井的需要,又具有保护储层的优异性能。
2.1 多元醇降低滤液表/界面张力能力评价
S YP 21是以低分子量醇为起始剂,由环氧乙烷(简称EO )和环氧丙烷(简称PO )共聚而成的聚醚
多元醇,为白色或淡黄色黏稠液体。通过室内实验,对多元醇S YP 21降低气2液表面张力及油2液界面张力的性能进行了评价,结果见表1。
表1 多元醇SYP 21降低表/界面张力的性能评价结果
测试液
σ气2液/(mN/m )
室温
60℃σ油2液/(mN/m )室温
60℃清水
66.463.049.647.83%SYP 21
42.9
33.4
10.7
9.4
从表1可知,在清水中加入3%多元醇后,溶液
气2液表面张力及油2液界面张力均降低,其中油2液界面张力下降幅度大,但气2液表面张力降低幅度则较低;随温度升高,表/界面张力有所降低,但幅度不大。2.2 表面活性剂的优选
采用高效表面活性剂可以有效降低滤液的表面张力,与多元醇协同作用,能够最大程度地减轻低渗,对,最终确定1。从图1可界面张力的效果,在清水中的加量仅为0.2%时,就可以将气2液表面张力降低到20mN/m 。考虑到钻井液固相对表面活性剂的消耗,HAR 的推荐加量为0.4%。
图1 防水锁剂HAR 降低表/界面张力的性能评价结果
2.3 暂堵剂粒度分布的优化
近井壁带水饱和度的增加是水锁损害的根源。
在钻井液体系中加入具有合理粒度分布的暂堵剂颗粒,有效地封堵储层中大小不等的孔喉以及暂堵剂颗粒之间形成的孔隙,在储层井壁上形成致密的泥饼,阻止滤液侵入储层,可以从根本上解决水锁问题。根据西山窑组储层的孔喉及裂缝尺寸分布,应用理想充填理论[12]和d 90规则[13],确定具有最高堆积效率的暂堵颗粒的d 90值,并充分考虑暂堵颗粒在环空中的剪切磨损[14],最终确定的理想充填复合暂堵剂(不同粒径的碳酸钙,简称IP 2TBA )的组成为:粒径为28μm 的碳酸钙为30%,粒径为18μm 的碳酸钙为50%,粒径为13μm 的碳酸钙为20%,暂堵剂的粒度分布优化曲线见图2。
在聚磺钻井液中加入IP 2TBA ,通过测量钻井液性能(见表2)及动滤失量的变化(见图3)评价了暂堵剂的使用效果。实验结果表明,钻井液的流变参数均在合理范围内,随着暂堵剂浓度的增大,A PI 滤失量进一步降低;加入4%IP 2TBA 后,钻井液
5 第26卷第4期 张洪霞等:减轻深层低渗储层水锁损害的钻井液研究与应用
120min 的动滤失量由12mL 降至3mL ,特别是瞬
时滤失得到大幅度降低,暂堵保护效果显著。最终确定IP 2TBA 的推荐加量为4%
。
图2 暂堵剂的粒度分布优化曲线表2 理想充填暂堵剂对钻井液性能的影响暂堵剂条件ρ
g/cm 3PV
mPa ?s Y P
Pa Gel
Pa/Pa FL
mL p H 基浆
室温 1.251812.0 1.5/5.07.69老化
1.24178.50.5/4.08.493%IP 2TBA 室温
1.252211.5
2.0/6.0 6.49老化
1.252110.0 1.5/5.07.294%IP 2TBA 室温
1.252413.5
2.0/8.0 5.49老化
1.252213.0
2.0/7.0
5.895%IP 2TBA 室温
1.252819.0 3.0/11.0 4.69老化
1.25
25
18.0 3.0/12.0
5.6
9
注:老化条件为150℃、16h 。
图3 加入理想充填暂堵剂后的钻井液动态滤失曲线
2.4 高性能多元醇钻井液的典型配方及性能
根据上述研究结果,确定高性能多元醇钻井液体系的典型配方如下,钻井液性能见表3。
4%钠膨润土+0.3%高分子包被剂CX 2144B +3%SM P 21+3%高温抗盐降滤失剂D H 250+3%S YP 21+2%无荧光仿沥青+4%IP 2TBA
3 钻井液储层保护性能评价
3.1 滤液与储层流体的配伍性实验
将钻井液滤液与模拟地层水按不同比例混合,
采用目测和絮凝法评价钻井液与地层水的配伍性。
当混合比例为1∶1时,未有化学反应发生和沉淀物生成;然后将滤液与储层原油样品按不同比例混合,
在储层温度(135℃
)下搅拌10min 后静置,在油、液相内、油2液界面以及容器底部未见渣状物或悬浮固相,表明滤液与储层流体的配伍性良好。
表3 高性能多元醇钻井液性能
ρ
g/cm 3条件PV mPa ?s Y P Pa Gel Pa/Pa FL mL FL HTHP
mL
K f
1.25
常温
34182/9 3.280.10131.24120℃/16h 31183/8 3.570.09411.24140℃/16h
28
20
2/7
4.2
90.0612
注:FL HTHP 的实验温度为140℃。
3.2 滤液表/界面张力的测试
用滴重法测定了室温下滤液的表面张力及其与
煤油间的界面张力。结果显示。与上部井段的聚磺钻井液相比,高性能多元醇钻井液滤液的表面张力、滤液与煤油间的界面张力都显著降低,其中,气2液表面张力由66.4mN/m 下降到16.7mN/m ,油2液界面张力由49.6mN/m 下降到7.0mN/m 。3.3 钻井液的动态污染实验
用J HMF 22型岩心动态损害污染实验仪,在模拟储层条件(135℃、3.5MPa 、150s -1)下,使用高性能多元醇钻井液对西山窑组储层岩心进行动态损害评价,结果见表4。由表4可以看出,该钻井液具有良好的储层保护特性,渗透率恢复值达到了82.7%。
表4 高性能多元醇钻井液动态损害评价结果岩心
K a
10-3μm 2K o1
10-3μm 2K o2
10-3μm 2K o2/K o1
%Y322
0.7270.4260.34581.0Y326
0.803
0.660
0.546
82.7
注:K o1、K o2为污染前后的油相渗透率。
3.4 钻井液的水锁损害实验
水锁损害评价实验[15]研究侵入岩心的滤液能否容易地从孔隙中被反排出来。选取处理好的西山窑组储层岩心,测定不同驱替压力下(0～2M Pa )岩样对氮气的渗透率;然后用钻井液滤液浸泡岩样10min ,再测定其对氮气的渗透率。实验数据表明,当驱替压差为2M Pa 时,因高性能多元醇钻井液滤液侵入造成的渗透率损害率为22.7%(见图4);与聚磺钻井液相比(见图5),水锁损害减轻了49.8%。
6
钻 井 液 与 完 井 液 2009年7月
图4
高性能多元醇钻井液水锁实验结果
图5 聚磺钻井液水锁实验结果
4 现场应用
在准噶尔盆地中部3区块的永1、永2、永7、永8
及永9等多口深探井的储层段(三开)均使用了高性能多元醇钻井液。现场应用表明,该钻井液优良的防塌润滑性避免了井塌、卡钻等井下复杂情况的发生,同时有效地保护了低渗油气藏。以永1井为例,在储层段钻进时,高性能多元醇钻井液保持了较好的流变性和高温稳定性,滤失量小于5mL ,高温高压滤失量为8～9mL ,泥饼的摩阻系数始终小于0.08,最低达0.0612。根据试油资料,在主力储层西山窑组采用深穿透弹射开地层,射开地层后先用<4.76mm 油嘴放喷排液,后用<3.175mm 油嘴放喷求产,油压为7.03～8.83M Pa ,产油量为23.9m 3/d ,产水量为3.55m 3/d (地面水),用压力计测得地层有效渗透率为0.293×10-3μm 2,表皮系数为-1.45。可以看出,高性能多元醇钻井液既满足了安全快速钻井的需要,也有助于发现和保护油气层。
5 结论与认识
11液锁损害程度主要与岩心的气测渗透率、孔
隙度、初始水饱和度及外来流体侵入后的油水界面张力等因素有关,还与储层岩性特征、胶结物类型及含量、孔隙结构、外来流体的性质等有关。
21多元醇钻井液在利用多元醇的胶束化和浊
点行为提高体系防塌润滑性的同时,可以充分发挥醇类降低滤液表/界面张力的特性,减小毛细管压力,达到防止或减轻深层低渗储层水锁损害的目的。
31应用防液锁技术、理想充填理论及d 90规则研
发的高性能多元醇钻井液具有侵入量低、防水锁、防
塌性能强、润滑性好等特点,满足了永进地区超深井安全快速钻井及油气层保护对钻井液的严格要求,对其它区块超深井钻井液的设计有一定借鉴意义。
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(收稿日期2008212207;H GF =0904W2;编辑 汪桂娟)
7
第26卷第4期 张洪霞等:减轻深层低渗储层水锁损害的钻井液研究与应用
Study on the E ffect of Amylase on the Degradation of Starches.D FCF ,2009,26(4):123
Authors L I Haibin ,L AN Qiang ,L I G ongrang ,ZHAN G Jinghui ,XU E Yuzhi
Abstract DNS colorimet ry met hod is used to st udy t he effect of amylase on t he degradation of starches in different conditions such as temperat ure ,p H value and t he presence of surfactant s.It is found t hat p H value has t he greatest impact on t he degradation efficiency of amylase.Amylase has t he highest activity at p H 6.0and t he lowest activity at p H 8.0.Temperat ure also has a relatively st rong influence on t he per 2formance of amylase.When temperat ure is increased f ro m 50℃to 75℃,t he activity of amylase becomes more sensitive to t he change of p H value ,and high p H has a much st ronger inhibition to t he performance of amylase.Surfactant s inhibit t he performance of amylase ,t he higher t he concent ration of a surfactant ,t he st ronger t he inhibition to t he performance of amylase.
K ey w ords Formation damage p revention ;Drilling fluid additive ;Amylase ;Bio 2enzyme degradation met hod First author ’s address College of Comp uter Science ,China University of Pet roleum (East China ),Qingd 2ao ,Shandong 257017,China
R esearch and Application of Drilling Fluids to Porosity Impairment of Deep and Low Porosity R eser 2voirs.D FC F ,2009,26(4):427
Authors ZHAN G Hongxia ,YAN Jienian ,WU Bin ,XU E Yuzhi ,L IU Baofeng
Abstract The deep ,low permeability Xishanyao Formation in t he middle of t he J unggar Basin is character 2istic of high water sat uration ,t hin pore t hroat s ,poor permeability ,co mplicated formation st ruct ure ,het 2erogeneity ,high flow r ésistance to oil and gas flow ,as well as nat ural f ract ures etc.Core flow experiment s showed t hat water block was one of t he major factors causing formation permeability impairment ;water block resulted in permeability impairment of 49.3%～89.2%.Laboratory st udies have been done on t he f unction of polylol additives in lowering t he interfacial tensio n between mud filt rate and formation rocks.A polylol drilling fluid was designed using water block technology ,ideal packing t heory and t he so 2called D 90rule.This fluid has low filtration invasion ,st rong inhibitive capacity and good lubricity.Wat re block can be greatly minimized.Field application gave birt h to a satisfactory result.The idea of t he design of t his mud can be brought to t he mud design in ot her areas wit h similar formation feat ures.
K ey w ords Low permeability reservoir ;Ultra deep well ;Drill 2in fluid ;Polylol ;Water block ;Interfacial tension ;Ideal packing t heory First author ’s address DO E Key Laboratory of Pet roleum Engineering ,China University of Pet roleum (Beijing ),Beijing 102249,China
The Study and Application of High Density Drilling Fluid T echnology.D FC F ,2009,26(4):8210Authors GUO Xiangjuan ,MA Hui
Abstract A series of high density drilling fluids ,wit h t he highest density being 2.9g/cm 3are formulated based on st udies conducted on some critical parameters of high density drilling fluids ,such as t he content of bentonite in drilling fluids ,t he optimization of weighting agent s and surfactant s.These fluids are stable at temperat ure as high as 150℃,and salinity up to sat https://www.360docs.net/doc/727211303.html,boratory experiment s showed t hat t hese fluids have good rheology.Field application in several wells ,such as Yangtake 2101,Dina 222,Dabei 21,Hetian 21,Zhuang 22,Gu 21,Heba 21and Heba 22gives satisfactory result s.
K ey w ords High density drilling fluid ;Saturated saltwater drilling fluid ;Drilling fluid rheology ;Weighting agent First author ’s address Drilling Engineering Technology Service ,Shengli Oilfield ,Dongying ,Shandong 257064,China
The Preparation and Study on a Composite High Performance Solid Lubricant.D FC F ,2009,26(4):11213Authors ZHAO J usu ,FEN G Guishuang ,WAN G Wanjie ,L I Changsheng
Abstract Plastic bead is widely used in drilling fluids as a high performance solid lubricant.The limitatio ns of using t his solid lubricant include it s low comp ressive st rengt h and poor temperat ure stability ,as well as high co st.A new solid lubricant is synt hesized using in 2sit u intercalation suspension polymerization met h 2od ,wit h styrene and inorganic layered material as raw https://www.360docs.net/doc/727211303.html,boratory st udies showed t hat t he tem 2
98Vol.26,No.4 ABSTRAC T
钻井对油气层的损害
钻井对油气层的损害 钻井过程中，针对钻井工艺技术措施中影响储层损害因素，可以采取降低压差，实现近平衡压力钻井，减少钻井液浸泡时间，优选环空返速，防止井喷井漏等措施来减少对储层的损害。 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pd等于所钻地层孔隙压力pp，即压差 p=pd-pp=0。此时，钻井液对油层损害程度最小。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。 5．搞好中途测试为了早期及时发现储层，准确认识储层的特性，正确评价储层产能。中途测试是一项最有效打开新区勘探局面，指导下一步勘探工作部署的技术手段。大量事实表明，只要在钻井中采用与储层特性相匹配的优质钻井液，中途测试就有可能获得储层真实的自然产能。表9-10列举某油田部分探井中途测试结果，除26井因钻井液选配不妥，油层受到损害外，其它各井储层基本上没有受到损害。1988~1994年，塔里木盆地29口重大油气发现井中，有20口井
储层保护
第十四章储层保护 14.1 基本概念 14.1.1 油气层损害的定义 任何阻碍油气从井眼周围流入井底的现象称为储层损害(国际上通用“Formation Damage”)或污染。 在钻井、完井、井下作业及油气田开采全过程中，造成油气层渗透率下降的现象通称为油气层损害。油气层损害的实质包括绝对渗透率下降和相对渗透率下降。 14.1.2 常用术语 a.孔隙度(Φ)： 岩石储集流体的度量，其中可分为有效孔隙度和无效孔隙度，%。 b.渗透率(K) 岩石允许流体通过的能力，其中可分为气体渗透率Ka、克氏渗透率K 、 ∞油相渗透率Ko、水相渗透率Kw等等，单位：10～3μm2。 c.饱和度(S) 岩石中某项流体所占的百分含量，可分为含油饱和度So、含水饱和度Sw等等，%。 d.渗透率恢复率(Ki/K) 某相流体流过岩心后所引起的渗透率变化情况，%。 e.表皮系数(S) 衡量井眼表皮污染程度的量纲，无因次；S＞1时为受污染，S＝0时为无污染，S＜1时为改善；S值可通过试井直接测得，但试井测得的S值为总表皮系数，它不仅包括钻井液、完井液对井底附近油气层污染的真表皮系数，而且还包括井的不完善程度、井斜、非达西流、射孔等引起的拟表皮系数。 14.1.3 常用计算公式 qμL a. 达西公式： K ＝×102 AΔp 式中：K─岩样渗透率，10－3μm2 Δp─岩样两端压差，MPa μ─流体粘度，mPa·s
L ─ 岩样长度，cm A ─ 岩样截面积，cm 2 q ─ 液体流量，cm 3/s 应用上述达西公式时有三个假设： 1) 岩心为单一流体饱和及流动； 2) 层流流动； 3) 流体不与岩心发生物理化学作用。 b. 表皮系数(S)计算公式： K o R d S = [ ____ - 1] ln( _____ ) K d R w 式中：S －表皮系数，无因次 K o 、K d －渗透率、污染区渗透率 10－3μm 2 R d 、R w －污染区半径、井眼半径 c. 产能比(PR)计算公式： d e w d d o w e d R R R R K K R R Q Q PR ln ln ln +== 式中：PR －产能比 Q － 油井未受损害的产量 Q d －油井受损害后的产量 K － 储层未受损透率 K d －储层受损害后的渗透率 R e －储层的泄油半径 R w －油井井眼半径 R d －储层被损害区域的半径 14.2 储层损害原因和类型 外来流体与油、气储层接触会带来不同程度的损害。其损害程度随储层特性和外来流体性质不同而异。根据目前的认识，一般认为储层损害可以规纳成两个方面的原因：一是外来流体（包括液体、固体甚至气体）侵入油层，产生各种不利的物理、化学作用，造成固体物的堵塞或液体性质的改变，降低了油气相渗透率；二是在钻开油层和采油过程中，由于温度、压力和流速的改变等因素，破坏了地层原有的平衡状态而引起岩石性质改变造成损害。地层损害的类型和原因如下：
钻井液对储层损害
1．钻井液中分散相颗粒堵塞油气层 1）固相颗粒堵塞油气层 钻井液中存在多种固相颗粒，如膨润土、加重剂、堵漏剂、暂堵剂、钻屑和处理剂的不溶物及高聚物鱼眼等。钻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。损害的严重程度随钻井液中固相含量的增加而加剧，特别是分散得十分细的膨润土的含量影响最大。其损害程度与固相颗粒尺寸大小、级配及固相类型有关。固相颗粒侵入油气层的深度随压差增大而加深。 2）乳化液滴堵塞油气层 对于水包油或油包水钻井液，不互溶的油水二相在有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下，可进入油气层的孔隙空间形成油-水段塞；连续相中的各种表面活性剂还会导致储层岩心表面的润湿反转，造成油气层损害。 2．钻井液滤液与油气层岩石不配伍引起的损害 钻井液滤液与油气层岩石不配伍诱发以下五方面的油气层在损害因素。 1）水敏 低抑制性钻井液滤液进入水敏油气层，引起粘土矿物水化、膨胀、分散、是产生微粒运移的损害源之一。 2）盐敏 滤液矿化度低于盐敏的低限临界矿化度时，可引起粘上矿物水化、膨胀、分散和运移。当滤液矿化度高于盐敏的高限临界矿化度，亦有可能引起粘土矿物土水化收缩破裂，造成微粒堵塞。 3）碱敏
高pH值滤液进入碱敏油气层, 引起碱敏矿物分散、运移堵塞及溶蚀结垢。 4）涧湿反转 当滤液含有亲油表面活性剂时，这些表面活性剂就有可能被亲水岩石表面吸附，引起油气层孔喉表面润湿反转，造成油气层油相渗透率降低。 5）表面吸附 滤液中所含的部分处理剂被油气层孔隙或裂缝表面吸附；缩小孔喉或孔隙尺寸。 3．钻井液滤液与油气层流体不配伍引起的损害 钻井液滤液与油气层流体不配伍可诱发油气层潜在损害因素，产生以下五种损害：1）无机盐沉淀 滤液中所含无机离子与地层水中无机离子作用形成不溶于水的盐类，例如含有大量碳酸根、碳酸氢根的滤液遇到高含钙离子的地层水时，形成碳酸钙沉淀。 2）形成处理剂不溶物 当地层水的矿化度和钙、镁离子浓度超过滤液中处理剂的抗盐和抗钙镁能力时，处理剂就会盐析而产生沉淀。例如腐植酸钠遇到地层水中钙离子，就会形成腐植酸钙沉淀。 3）发生水锁效应 特别是在低孔低渗气层中最为严重。 4）形成乳化堵塞 特别是使用油基钻井液、油包水钻井液、水包油钻井液时，含有多种乳化剂的滤液与地层中原油或水发生乳化，可造成孔道堵塞。 5）细菌堵塞 滤液中所含的细菌进入油气层，如油气层环境适合其繁殖生长，就有可能造成喉道堵塞。4．相渗透率变化引起的损害
第6章钻井液
第六章钻井液 第一节钻井液的功用和组成(钻井的血液) 一、钻井液的种类和发展 种类：清水、自然造浆、泥浆（细分散、粗分散、不分散、油基、水基）、乳化钻井液、泡沫钻井液、气体钻井液。 1、旋转钻井初期用清水钻进，遇井下粘土层自然造浆，这一时期称为自然造浆阶段。(1901～1920年） 2、在清水中加入粘土和分散剂，使粘土充分分散以提高其稳定性，这一时期称为细分散阶段。（1921～1942年） 3、为提高泥浆的抗钙污染能力，加入一些抗钙处理剂（无机絮凝剂，如石灰、石膏、氯化钙等）使粘土处于适当絮凝状态（初分散），这一时期称为初分散阶段。（1942～1965年） 4、为提高钻速和适应喷射钻井的需要，在泥浆中加入有机絮凝剂，使粘土不分散，这一时期称为不分散阶段。 ★5、八十年代开始重视和研究钻井液对储层的损害问题，因而进入了钻井液的保护储层阶段。 二、钻井液的基本功用 1、清洁井底 2、携带和悬浮清除钻屑 环空返速（0.6～1 m/s）＞钻屑沉降速度→钻屑上行 迟到时间（深井0.5～1h）：钻屑自井底升到井口所需时间 3、保护井壁（泥饼） 4、冷却、润滑钻头和钻柱 5、控制与平衡地层压力（密度） ★6、提供地层有关资料和信息（泥浆录井提供油、气、水和地层压力资料）。
在钻井作业过程中，钻井液直接与地层接触，并且不断地从地下循环到地面上来，因而地层的情况总会或多或少地在钻井液中被反映出来。因而我们可以通过钻井液间接和直接的来了解地层的情况。这就是钻井液的录井功能。 比如，正在钻进地层的钻屑是通过钻井液的循环而被带到地面，因而我们便可以从这些钻屑来了解地层的岩性特征和划分地层层位。 钻遇水层时，地层水的侵入会使钻井液的密度降低、粘度降低、含盐量和氯根含量发生变化。 钻遇气层时，钻井液的密度下降、粘度上升、并且可以闻到浓烈的天然气味和见到很多气泡。 钻遇油层时，钻井液的密度、粘度等也会发生变化，钻井液中也会见到原油。气相色谱测井就是在钻井过程中连续测量泥浆中各种烃类含量的变化从而发现油气层。 6、传递水功率（井下动力钻进） 7、直接或辅助破岩（喷射钻井） ★8、保护储层（最新发展）。 三、泥浆的组成 1、组成： 水基泥浆━━水、粘土、各种添加剂（活性固相，惰性固相） 油基泥浆━━油、粘土、各种添加剂。 2、粘土结构 粘土矿物的两种基本构造单元 硅氧四面体：一个硅原子与四个氧原子（或氢氧）以等距相连，硅在四 面体中心，氧在四面体顶点。（片状结构） 铝氧八面体：两层紧密堆叠的氧和氢氧组成，铝（或镁）原子居 于正八面体中心。 氧
国外保护油气层钻井液技术新进展
2002Ο12Ο26收到 2003Ο01Ο16改回 国外保护油气层钻井液技术新进展 吴诗平 鄢捷年 (石油大学 北京 102200) 在油气钻探过程中,钻井液作为第一种入井流体,在对储层实施保护的过程中起着至关重要的作用。在长期的钻井实践中,我国已总结出三大类、共11种保护油气层的钻井液体系[1],但随着时间的推移和钻井难度的增加,保护油气层钻井液技术正面临着进一步发展和更新。近年来,液技术的研究,并已取得了较大进展和成功应用。 1 暂堵型钻井液、完井液体系的对比评价 由于储层具有高渗、天然裂缝发育等特性以及储层衰竭等原因,许多井在钻井、完井和修井过程中都会出现非常大的滤液漏失。J.Dorman 等人[2]分别对通过调整钻井液组分来控制滤失量的方法进行了研究。实验所用的主要仪器为颗粒堵塞测试仪(简称PPA )。该仪器在选择钻井液组分来降低滤失、评价颗粒堵塞情况方面十分有效。 用于室内评价的暂堵型钻井液、完井液体系有:①含有超细盐粒的聚合物体系(SSPF );②含有超细盐粒并加入合成聚合物的抗高温改性钻井液体系(SSPT ΟHT );③含有超细CaCO 3颗粒的聚合物体系(SCPF );④含有微细纤维素固相的聚合物体系(MCPF );⑤含有微细纤维素固相和抑制膨胀的天然聚合物的聚合物体系(MCPF ΟNDSP );⑥增效型聚合物凝胶体系(P GP );⑦增效型交联聚合物凝胶体系(XP GP );⑧抑制膨胀的稳定聚合物凝胶体系(DSP GP )。其对比评价内容包括高温热滚后钻井液滤失量的变化、用PPA 装置评价钻井液的滤失特性(包括瞬时滤失量以及时间与滤失量的变化关系)、正压差与滤失量的关系、动态滤失量等。 对于MCPF 体系,其组分包括黄原胶生物聚合物、PAC ΟHV 、改性淀粉(降滤失剂)、p H 缓冲剂以及微细纤维素。实验表明,该体系的瞬时失水量相对较高,但当泥饼形成后其滤失量能够有效地得以控制。不同的实验压力对SSPF 和SCPF 体系的动滤失量有很大影响,但泥饼厚度均很小。P GP 、XP GP 以及DSP GP 体系也能在不同压力下表现出良好的控制滤失和储层损害的能力,并且聚合物凝胶几乎可以完全阻止钻井液固相和滤液进入储层而造成损害。 在考虑对钻井液体系进行滤失量控制的同时,还必须考虑其流变性,尤其是高温下的流变性是否满足要求。使用Fan Ο50C 高温高压流变仪对SSPF 、SCPF 以及MCPF 体系在不同温度下的流变特性进行了评价。结果表明,随着温度升高,SSPF 和SCPF 体系比MCPF 体系具有更好的假塑性流体特征和低剪切流变特性。 通过实验研究结果的对比分析,得出以下几点认识: (1)对于高渗储层,使用含有超细盐粒(作为架桥粒子)的聚合物钻井液以及含有超细CaCO 3颗粒的聚合物钻井液,在静态和动态条件下均能有效地控制滤失; (2)在上述各种钻井液、完井液体系中,SSPF 和SCPF 体系的动滤失量相对较低; (3)在135℃(275υ)以上的高温下,建议使用具有良好抗高温性的SSPF ΟHT 体系; (4)MCPF 体系有较高的瞬时滤失量,但在泥饼形成之后滤失性可得到有效控制,而MCPF ΟNDSP 体系能有效地控制瞬时滤失量和高温高压滤失量; (5)SSPF 和SCPF 体系对于孔隙性储层能有效地控制滤失量,但对于滤失量很高的裂缝性储层,建议在体系中添加微细纤维素(MC )固相粒子进行改进。 2003年 中国海上油气(地质) CHINA OFFSHORE OIL AND G AS (GEOLO GY ) 第17卷 第4期
钻井液文献综述
甲酸盐钻井液和完井液体系研究进展 张新明(2002100060) 工程技术学院2010级研究生1班 摘要：回顾了用甲酸盐体系进行油气田钻井和完井开发的历史，综述了甲酸盐水的理化性能，重点介绍了甲酸盐液钻井完井液优异特性的研究进展和趋势。 关键词：钻井液；甲酸盐；储层损害；测井 1 动机与意义 随着钻井新技术的发展，大斜度井、水平井、多支测钻井尤其是小眼井深井的钻井需求越来越高。在降低小眼井深井和裸眼完井中的摩阻、保护油气层以及高温稳定性能等方面，对钻井液和完井液提出了更高的要求。同时由于环境保护的日益加强，需要开发一种具有优良特性的环境友好型钻井液体系，而甲酸盐体系在这些方面表现突出。我国于90年代初期引入此项技术，并得到迅猛发展。90年代后期以来，甲酸盐钻井液和完井液在实际应用中获得巨大成功，相继开发出了不同类型、性能优良的甲酸盐流体[1~3]。 用甲酸盐水作为新型低固相钻井液和完井液主要成分具有以下优点[4~5]：(1)可以随意调节密度，一般不需添加重晶石，从而避免了重晶石沉降问题；(2)在高温下可保持添加剂的性能，具有很好的高温稳定性和极强的抑制性；(3)可配制无固相钻井液和完井液，润滑性能好，降低扭矩和摩阻，从而提高钻速、缩短钻井周期、节约钻探成本；(4)对地层损害小，保护储层效果好，并具有提高采收率、延长生产期的良好作用；(5)腐蚀速率低，不产生应力腐蚀裂缝，并且可被生物降解，对生物的影响小；(6)其中甲酸铯盐水可提高高温高压(HTHP)气藏的清晰度解释[51]。 2 历史与现状 20世纪80年代中期，甲酸盐钻井液和完井液体系由壳牌公司研制开发，相继在世界各国和地区用于小眼井和连续管钻井。1999年9月[1]，甲酸铯钻井液首次在高温高压井中应用，壳牌公司在井底温度高达185℃的Shearwater油田使用
(3----)减轻深层低渗储层水锁损害的钻井液研究与应用
文章编号:100125620(2009)0420004204 减轻深层低渗储层水锁损害的钻井液研究与应用 张洪霞1 鄢捷年1 吴彬2 薛玉志3 刘宝峰3 (1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京; 其它区块超深井钻井完井液的设计有一定借鉴意义。 关键词 低渗透油气藏;超深井;钻井完井液;多元醇;水锁;界面张力;理想充填理论中图分类号:TE254.3 文献标识码:A 多元醇类处理剂是具有一定表面活性的非离子型高分子化合物,应用多元醇提高水基钻井液的防塌润滑性,主要是利用其胶束化和浊点行为[1]。事实上,利用醇类物质降低滤液表/界面张力的特性减小毛细管压力,可以达到防止或减轻低渗储层水锁损害的目的。在酸化/压裂液中使用醇类物质解除低渗储层液锁损害的研究始于20世纪60年代[225],研究及应用结果表明,醇类物质能显著地降低界面张力(使用浓度低时);提高工作液与储层流体之间的混相能力(使用浓度高时);可以解除近井壁带的液相堵塞,提高工作液的返排效率。针对准噶尔盆地中部的深层低渗储层水锁损害问题,应用防液锁技术、理想充填理论及d 90规则研发了高性能多元醇钻井液。室内研究及现场应用表明,该钻井液具有低侵入、防水锁、防塌能力强、润滑性好等特点,既能满足超深井安全快速钻井的需要,也有助于保护和发现深层低渗油气藏。 1 深层储层特征及潜在损害因素 准噶尔盆地中部3区块永进油田主力储层西山窑组以中砂质、粉砂质细粒岩屑砂岩为主,岩屑含量 为57%～86%,最大粒径为0.8mm ,一般为0.125～0.250mm ,颗粒分选中等,呈次圆2次棱角状。储层矿物中石英含量为12%～40%,长石含量为4%～22%,含少量黏土矿物(1%～3%)。 该区储层埋深在5000m 以下,长期压实使得储层的原生孔隙几乎消失殆尽,孔隙度为5.3%～12.1%,渗透率为0.058×10-3～0.800×10-3μm 2,主要为粒间溶孔和粒内溶蚀孔,颗粒表面黏土化,局部形成黏土桥,绿泥石作衬垫式胶结,孔隙中绿泥石和长石晶体充填,孔隙连通性一般。储层喉道以片状为主,部分为弯片状,以微细喉道为主。储层裂缝发育,可以起一定的渗流通道作用,基本无储集能力,储集层类型仍以孔隙型为主,不具有双重孔隙介质特点。储层压力系数为1.20～1.87,地温梯度为2.285℃/100m ,储层中部温度为135.6℃,属于典型的高温高压低孔低渗砂岩油气藏。 准噶尔盆地中部的深部油气层具有低渗储层的基本特征,表现为含水饱和度高、毛细管现象突出(毛细管压力高)及孔喉细小、孔隙度低、渗透性差、结构复杂、非均质严重、油气流动阻力大、常伴有天然裂缝等特点。国内外研究结果表明[6211],水锁损 基金项目:国家863重大项目“先进钻井技术与装备”(2006AA06A109)之子课题“超深井钻井技术研究”的部分研究内 容,并获863课题资助。 第一作者简介:张洪霞,1968年生,在读博士研究生,主要从事钻井液和油气层保护技术方面的研究。地址:北京市昌平 区府学路18号中国石油大学220#信箱;邮政编码102249;电话(010)89733893;E 2mail :zhanghongxia919@https://www.360docs.net/doc/727211303.html, 。 第26卷第4期 钻 井 液 与 完 井 液 Vol.26No.42009年7月 DRILL IN G FL U ID &COM PL ETION FL U ID J uly 2009
储层专打钻井液
渤海钻探泥浆公司储层专打钻井液扬威海南 8月23日，渤海钻探泥浆公司BH—FDC储层专打钻井液体系首次在海南市场成功应用。由这个公司提供钻井液服务的花东9—3x井已顺利完井。 花东9—3x井是海南福山油田的一口开发定向井，设计井深3871米，位于福山凹陷花场构造。由于福山凹陷地质地层条件复杂，泥浆公司负责人曾到福山油田现场考察，组织技术力量对海南高温深井井壁稳定和油层保护问题进行立项攻关研究，与福山油田公司开展技术交流，试验应用公司特色技术BH—FDC储层专打钻井液解决施工难题。 BH—FDC储层专打钻井液体系有强抑制、强封堵等特性，有利于井壁稳定和储层保护。福山油田决定在这口井三开目的层使用这种钻井液体系。 施工中，这种钻井液体系充分发挥了强抑制和封堵作用，抑制了泥岩的水化分散，保持了井眼稳定，完井电测、下套管均一次成功。施工过程中，定向不托压、起下钻畅通，井径扩大率仅为8.3%，创造了机械钻速达到每小时10.7米的区块纪录，不仅实现了钻井安全提速，而且解决了井壁稳定与油气层保护之间的矛盾，受到井队及甲方的一致好评。
BH—FDC储层专打钻井液成为泥浆公司特色技术，为海南市场后续井施工提供了技术借鉴，成功塑造了泥浆公司特色技术服务品牌。 本文来自: 全球石油化工网详细出处参考https://www.360docs.net/doc/727211303.html,/news/html/201109/54653.html 本文来自: 全球石油化工网详细出处参考https://www.360docs.net/doc/727211303.html,/news/html/201109/54653.html 西部钻探抗塑性泥岩技术哈国应用成功 中国石油网消息（特约记者吕晶通讯员马廷彦张琛）5月16日，西部钻探国际钻井公司50679队承钻的哈萨克斯坦阿克纠宾项目2607井顺利钻至三开井段250米处。这标志着抗塑性泥岩技术在该国市场得到成功应用。 2 607井是一口生产井，设计井深3820米，二开中完于2311米。该井在二开设计中有两段塑性泥岩，措施不到位会造成卡钻具、填实井眼等事故。国际钻井公司阿克纠宾项目经理张琛和平台经理吕积斌在二开期间紧盯现场，监管每道工序，组织技术人员制定塑性泥岩段钻进技术措施，现场操作控制钻压，以进一退二的短拉形式修正井壁，确保井下通畅，同时按遇阻程度，逐步提高泥浆密度。最终，该井以1.95克/立方厘米的最佳密度直至中完。由于甲方运送加厚套管推迟了25个小时，井下情况变得复杂，50679队细
低渗储层物性特征分析
148 1?储层物性特征1.1?储层岩石学特征 储层岩石学特征的研究，是对储层的后续特征研究的一个基础，它包括对储集层岩石的组分、分选、磨圆、粒度、填隙物成分等一系列与储集岩体有关的内容，这些都是储集层的先天条件，是决定油气储层性能的关键因素[1]。 根据岩心和铸体薄片观察统计，储层的岩石类型基本为含长石石英砂岩、长石砂岩和岩屑长石砂岩，含少量岩屑石英砂岩。研究区长6油层组主要为长石砂岩，偶见岩屑长石砂岩，说明研究区长6油层组砂岩成分成熟度低。 1.2?储层填隙物成分 研究区长6油层组储层砂岩粘土杂基含量较少，平均为3.76%，最高达8.5%，表现出分布的不均匀性，一般位于河道砂体中下部的中～细粒长石砂岩中，泥质杂基含量很少；而位于河道砂体中上部和河道间沉积的粉砂岩中，泥质分布较为普遍，含量1%～7%不等；由于研究区长6油层组储层砂岩杂基普遍较少，因而胶结物对储层物性的影响更为重要。胶结物种类较多，有碳酸盐矿物、粘土矿物、次生石英和长石等，其含量分别为云母0.93%，绿泥石3.32%，方解石2.56%，石英加大0.96%，长石加大0.66%。 1.3?储层物性 根据研究区样品的物性分析，研究区粒间孔含量8.6%，溶孔含量1.1%，晶间孔含量0.3%，面孔率10.1%，平均孔径63.6μm。储层孔隙度最小值为4.55%，最大值为11.86%，平均值为9.2%，储层渗透率分布在（0.10~3.47）×10-3 μm 2 之间，平均1.0×10-3 μm 2 ，为低孔、低渗储层。 2?储层物性影响因素 2.1?机械压实作用和压溶作用 压实作用是在一定的埋深下，在上覆地层压力或构造运动力等能使其发生体积变小的力的作用下导致储层的空间结构变小，进而使得孔隙度变差的一种成岩作用[2]。在压实作用下，储层的砂岩颗粒可能会发生变形，破裂等， 进而形成更加致密的岩层，主要发生在成岩作用早期，对储层的破坏性较大。 2.2 溶蚀作用 溶蚀作用是对储层具有贡献性的成岩作用之一，多是在酸性条件下，碎屑颗粒及填隙物发生溶解而使得储层孔隙变大的作用[3]。工区长6储层发生溶蚀的组分主要以碎屑、杂基为主，主要与有机质演化过程中所形成的酸性物质发生化学反应，而产生一系列的空间较大的次生孔隙，该类孔隙连通性相对较好。 2.3?胶结作用 石英次生加大胶结在工区内较为常见，长石次生加大胶结稍微少见，据室内资料统计分析，石英次生加大是导致工区渗透性变差的主要因素之一，常见于粒度较粗、含碳酸盐胶结物的砂岩中，充填与粒间孔隙中。石英加大边在早期压溶作用的改造下产出，多覆盖于颗粒边缘。另自生石英胶结呈六方双锥状充填于粒间孔，致使储层孔隙度因空间结构减小而降低。 3?结论 1）研究区储层孔隙度平均为9.2%，渗透率平均为1.0×10-3μm 2，为低孔、低渗储层。 2）研究区长6储层砂岩成分成熟度较低。 3）影响研究区储层物性的主要因素有，压实作用、压溶作用、胶结作用以及溶蚀作用。其中，压实、胶结作用降低了储层物性，压溶作用、溶蚀作用对储层物性是有利的。 参考文献 [1]孙健，姚泾利，廖明光，等.?陇东地区延长组长_（4+5）特低渗储层岩石学特征[J].?特种油气藏，2015（6）：70-74；144. [2]高潮，孙兵华，孙建博，等.?鄂尔多斯盆地西仁沟地区长2低渗储层特征研究[J].?岩性油气藏，2014（1）：80-85. [3]李彩云，李忠兴，周荣安，等.?安塞油田长6特低渗储层特征[J].?西安石油学院学报：自然科学版，2001（6）：30-32；3. 低渗储层物性特征分析 苗贝1，2? ? 鲁晋瑜1，2 1.西安石油大学 陕西 西安 710065 2.延长油田井下作业工程公司 陕西 延安 716000 摘要：目前低渗储层已成为我国开发的重点，对低渗储层物性特征进行研究对低渗储层的开发具有重要指导意义，本文对M区低渗储层物性特征进行了分析。 关键词：低渗储层?物性特征?成岩作用 Analysis?of?physical?properties?of?low?permeability?reservoirs Miao?Bei?1，2，Lu?Jinyu?1，2 1.Xi ’an Shiyou University ，Xi ’an 710065，China Abstract：The?low?permeability?reservoirs?have?become?the?focus?of?oilfield?development?in?China.?The?research?on?the?physical?properties?of?low?permeability?reservoirs?is?of?great?significance?to?the?development?of?low?permeability?reservoirs.?This?article?describes?the?characteristics?of?low?permeability?reservoirs?in?M?Block. Keywords：low?permeability?reservoir；physical?property；diagenesis
钻井液漏失的预防及堵漏方法(油田化学调研作业)
油田化学钻井液漏失的预防及堵漏方法 学院：石油工程 班级：石工******班 任课老师：****** 姓名：**** 学号：**********
钻井液漏失的预防及堵漏方法 随着油气勘探开发的深入,钻井过程中遇到的地层越来越复杂,在钻进压力衰竭地层、破碎或弱胶结地层、裂缝发育地层及多套压力层系等时,井漏问题非常突出。由井漏诱发的井壁失稳、坍塌、井喷等问题是长期以来油气勘探开发过程中的世界性难题,是制约勘探开发速度的主要技术瓶颈;同时井漏造成钻井液损失巨大,而在储层发生的漏失对储层的伤害更是难以估量。 1.钻井液的漏失 在钻进过程中，井眼内钻井液大量流入地层的现象称为钻井液的漏失。 井漏是钻井过程中常见的井下复杂情况之一,它耗费钻井时间,损失泥浆,可能引起卡钻、井喷、井塌等一系列复杂情况,甚至导致井眼报废,造成重大经济损失。 1.1井漏的原因 井漏主要是由于钻井液液柱压力大于地层孔隙压力或破裂压力造成的。其主要原因有： 1.地层因素：天然裂缝、溶洞、高渗透低压地层； 2.钻井工艺措施不当引起的漏失：钻井工艺措施不当发生的漏失，主要发 生在上部地层环空堵塞，造成环空憋压引起漏失；开泵过猛、下钻速度 过快、加重过猛造成井漏； 3.井身结构不合理，中间套管下深不够。或不下中间套管致使高低压地层 处于同一裸眼井段，造成井漏。 1.2井漏的分类 根据漏失地层的特点，钻井液的漏失分为三类： 1.渗透性漏失 有高渗透的砂岩底层或砾岩地层引起的钻井液的漏失称为渗透性漏失（见图1-1a）。 特点：漏失速率不高，表现为钻井液池的液面缓慢下降； 2.裂缝性漏失 由裂缝性地层引起钻井液的漏失称为裂缝性漏失（见图2-1b）。引起钻井液漏失的裂缝包括灰岩和砂岩地层中天然存在的裂缝和由钻井液压力将灰岩和砂岩地层压开所形成的裂缝。 特点：漏失速率较快，表现为钻井液池的液面迅速下降； 3.溶洞性漏失 由溶洞性地层引起钻井液的漏失称为溶洞性漏失（见图3-1c）。 特点：一般只出现在灰岩地层，漏失速度很快，钻井液有进无出。 另外，根据钻井液漏失速度还可分为：微漏、小漏、中漏、大漏、严重漏失五种类型；如果按漏失地层通道分类则可分为：自然漏失通道和人为漏失通道。 1.3井漏的危害 井漏对油气勘探、钻井和开发作业所带来的危害,可以归纳为: 1.井漏延误钻井作业时间,延长钻井周期; 2.井漏直接造成巨大的物资损失; 3.储层漏失会损害产能;
高性能深水钻井液体系研究
Hans Journal of Chemical Engineering and Technology 化学工程与技术, 2019, 9(2), 132-136 Published Online March 2019 in Hans. https://www.360docs.net/doc/727211303.html,/journal/hjcet https://https://www.360docs.net/doc/727211303.html,/10.12677/hjcet.2019.92019 Research on High Performance Deepwater Drilling Fluid System Peng Cheng1, Yingzhong Cui2, Hong Chen2, Fuchang Shu2,3, Xingjin Xiang2,3 1CNOOC EnerTech—Drilling & Production Co.-Zhanjiang, Zhanjiang Guangdong 2Jingzhou HANC New Technology Research Institute, Hubei HANC New Technology Co. Ltd., Jingzhou Hubei 3Yangtze University, Jingzhou Hubei Received: Mar. 7th, 2019; accepted: Mar. 21st, 2019; published: Mar. 28th, 2019 Abstract In the process of offshore deepwater drilling, due to a series of problems such as low seabed tem-perature, poor stability of seabed shale and easy formation of gas hydrate, the performance of drilling fluid is put forward with high requirements. By analyzing the problems encountered in Lingshui 17-2 drilling development, a set of high-performance deepwater drilling fluid system was developed, and its performance reached the international level of similar technology. Keywords High-Temperature, Deep-Water, Drilling Fluid, Reservoir Protection 高性能深水钻井液体系研究 程朋1，崔应中2，陈洪2，舒福昌2,3，向兴金2,3 1中海油能源发展股份有限公司工程技术湛江分公司，广东湛江 2湖北汉科新技术股份有限公司，荆州市汉科新技术研究所，湖北荆州 3长江大学，湖北荆州 收稿日期：2019年3月7日；录用日期：2019年3月21日；发布日期：2019年3月28日 摘要 在海洋深水钻井过程中，由于存在海底温度低、海底页岩稳定性差、易形成气体水合物等一系列问题，
钻井液性能对钻井的影响
钻井液性能对钻井的影响 一、钻井液的稳定性 钻井液是一种分散体系，即粘土分散在水中。钻井液中的粘土颗粒多数在悬浮体范围（0.1～0.2μm）内,少数在溶液范围(0.1μm～1nm)内,所以钻井液是溶胶与悬浮体的混合物。 钻井液中胶体颗粒含量的大小，对钻井液的稳定性影响很大。胶体含量的大小主要取决于粘土在钻井液中的分散状态——分散、絮凝和聚结。 粘土的造浆率高，颗粒分散得细，钻井液相对来讲就稳定；若泥土造浆率低，颗粒分散得粗，钻井液相对来讲就不稳定，易呈絮凝或聚结状态。因此，钻井液稳定的首要条件是钻井液中粘土颗粒要细，即从粘土在水中的稳定角度来看，分散得越细越好（胶体含量越高越好）。这种稳定性称为沉降稳定性。然而，即使很细的颗粒，因它具有极大的表面积和很高的表面能，根据表面能自发减少的原理，其发展趋势必然是小颗粒自行聚结变大，最后下沉。由于某种原因分散相颗粒具有对抗小颗粒自行粘结变大所具有的性质称为聚结稳定性。 沉降稳定性和聚结稳定性是互相联系的。只有保持聚结稳定性，使小颗粒不聚结为大颗粒，钻井液才能有沉降稳定性，才不至于因聚结而下沉。所以，聚结稳定性是矛盾的主要方面。 二、钻井液几个重要的流变参数τ ⑴动切应力(屈服值)。动切力（τ。）反映钻井液在层流流态时，粘土颗粒之间及高聚物分子之间的相互作用力（形成空间网架结构之力）。影响动切应力的因素有钻井业的固相含量、固体分散度、粘土的水化程度、粘土吸附处理剂的情况及聚合物的使用等。
⑵表观粘度。又称有效粘度或视粘度。它的定义是在某一速度梯度下，用流速梯度去除相应的切应力所得的商。表面粘度不仅与流体本身性质有关，还受测定仪器的几何形状和尺寸、速度梯度的变化及测量方法的影响。 ⑶塑性粘度。塑性粘度是指钻井液在层流时，钻井液中的固体颗粒与固体颗粒之间，固体颗粒与液体分子之间，液体分子与液体分子之间三种内摩擦力的总和。 ⑷触变性。钻井液的触变性是指搅拌后变稀（切力降低），静置后变稠（切力升高）的特性。或者说，钻井液的切力是随搅拌后静置时间的增长而增大的特性。 由于钻井液有触变性，静止时间不同，则切力不同。通常测两个静止时间的切力值。高速搅拌的钻井液静止1min后测得的切力为初切力，静止10min后测得的切力为终切力；初切力与终切力的差值，即表示触变性的大小。差值越大，则触变性越大。 ⑸剪切稀释特性。表观粘度随着速度梯度的增大而降低的特性，称为剪切稀释特性。即当钻井液从睡眼喷出时有较低的粘度，有利于钻头破碎演示、清洗井底，而在环形空间又具有较高粘度，有利携带岩屑，该特性对于提高钻速有利。 油气层的损害与保护 一、油气层的损害 在钻开油气、注水层、射孔试油、酸化与压裂、采油、注水、修井等施工过程中都会不同程度的破坏油气层原有的物理、化学平衡状态，都可能给油气层带来损害。 1、钻井过程中的损害 1）钻井液固相的损害。钻井液中所含各种悬浮物质（粘土、眼斜、加重材料和堵漏剂等）都有可能对储层造成损害。当他们进入储层时，便可能逐步充填
钻井液体系总汇分类
钻井液的种类 （1）稳定泡沫钻井液技术 稳定泡沫钻井液是一种低密度钻井液体系，是在钻井液中加入表面活性剂，降低气、液、固三相表面张力，使空气均匀、稳定地存在于体系中，从而降低钻井液密度。其特点是能够产生低于水的表观密度，在低压地层中产生微泡膨胀桥堵孔隙，保护油气层，提高勘探开发的综合效益。通过对稳定泡沫钻井液系统研究，开发出适合大港油田低压油气藏特点的稳定泡沫钻井液体系。 我公司进行了稳定泡沫钻井液技术研究，形成了研究成果。在现场应用中实现钻井液密度可调、泡沫稳定时间较长、抗污染能力强等优点。在官新10-16井进行了现场试验，现场钻井液密度达到0.7g/cm3,收到了预期的效果。2003年我公司在长庆油田气探井的服务中成功应用该钻井液技术，解决了低压气藏储层保护的难题。（2）无固相欠平衡钻井液技术 无固相欠平衡钻井液主要是为了解决低压、低渗油气藏而研究的钻井液体系，控制合理的钻井液密度实现欠平衡条件，减少钻井液滤液对储层的损害是该技术的核心，它适用于灰岩地层、稳定的砂泥岩地层。 1999年完成了第一口井深为5191.96m板深7井，所用的钻井液体系为具有防H2S 损害、CO2腐蚀及防水锁损害的无土相钻井液，体系的特点主要表现在：体系采用无土相有利于保护油气层；体系的抑制性较强；体系具有防腐能力；体系便于维护；有利于清洗井眼，由于采用欠平衡有利于提高机械钻速；成本低。到2002年使用该钻井液体系，相继完成了板深8、板深4、千18－18、西G2等16口井的现场应用，使用最高密度为1.42g/cm3，最低密度为0.84g/cm3。 该体系在现场应用中取得了明显的效果，尤其在保护油气层方面成果显著，该体系在大港油田首次欠平衡探井施工作业中一举成功，在所实施井中平均恢复值达到88%，实施井均获得良好的油气显示，为发现和保护油气层展现了光明的前景，尤其板深7井最为突出，经过5～11mm油嘴多次测试，平均产气量为1×105m3/d，其中轻质油31.75 m3/d，完钻后测试表皮系数为-1.35，投产后井口压力和油气产量相对稳定。 （3）广谱型屏蔽暂堵保护油层技术 广谱型屏蔽暂堵保护油气层技术是基于非均质砂岩油藏储层的孔隙结构特点和流体流动机理，提出了依据对渗透率贡献率的大小来区别对待不同的孔喉，尤其适用于渗透性严重不均质的砂岩油藏。该项技术在冀东油田柳赞的现场应用成功后，2003年开始在大港油田港东、段六拨、枣81X1等区块上进行了7口井的先导性试验，试验井产油量与邻井相比提高了57.64%，该项保护油气层技术得到甲方的一致认可。2004年陆续在扣50断块、羊1断块、官107×1断块等十三个断块的18口开发井进行了推广应用，取得了良好的效果，产量比邻井提高了37.18%。通过该项技术的推广，较好地解决非均质砂岩油气层保护问题，目前该项技术还在继续推广。 （4）有机盐钻井液技术 有机盐钻井液是国际公认的高效、低毒钻井液体系，国外已经广泛应用，取得了非常好的效果，该体系特点：性能稳定，抗污染能力强，有利于发现和保护油气层、抑制防塌能力强、有利于提高机械钻速、有利于提高固井质量，解决了井壁稳定和保护油气层之间的矛盾。2000年至2001年对有机盐钻井液体系进行了研究，完成了7口井的现场试验，取得了较好的成果。
钻井液对钻井速度的影响分析
龙源期刊网 https://www.360docs.net/doc/727211303.html, 钻井液对钻井速度的影响分析 作者：沈林 来源：《中国新技术新产品》2015年第15期 摘要：钻井液是钻井过程中，使用的循环冲洗介质。钻井液在钻井过程中有重要作用， 又称钻孔冲洗液。钻井液按组成成分可分为清水、泥浆、无粘土相冲洗液、乳状液、泡沫和压缩空气等。清水是最先使用的钻井液，不需处理，使用方便，适用于岩层完整和水源充足的地区。泥浆是目前被广泛使用的钻井液，主要适用于松散、裂隙发育、易坍塌掉块、遇水膨胀剥落等孔壁不稳定岩层。钻井液是用于钻井的液体，在钻井过程具有清洗井底，携带悬浮尘屑，保持井眼清洁。同时，它还可以传递水功率，用来帮助钻头击破岩石。其次，它还可以平衡地层压力，防止井塌，井漏等。以及冷却钻头，钻具等。钻井液在钻井过程中有着独特的地位和作用，钻井液的类型和性能等是直接影响钻井速度的重要因素，了解掌握钻井液对钻井效率的影响具有很好的指导作用。以下是一些钻井液在钻井过程中的影响因素。 关键词：钻进效率；钻井液；影响因素 中图分类号：TE142 文献标识码：A 一、钻井液 1单位体积钻井液的质量称为钻井液的密度，单位用g/cm3表示。现场一般用密度计测定 钻井液的密度。在钻井过程中通过钻井液柱对井底和井壁产生的压力，用来平衡地层测压力，以及油和气的压力，防止井喷，井漏等。同时也防止高压油气水进入钻井液，避免破坏钻井液的性能以引起复杂情况。实际工作中，因选择适当密度的钻井液，若钻井液密度过低，则不能稳定井壁，甚至引起一些事故等。若钻井液密度过高，容易损害油气层。同时，钻井液对钻速有很大的影响，如果密度大，则钻井液液柱压力也大，钻速也随之变慢。造成的重复破碎，降低了钻头的效率。通常，我们一般使用低密度钻井液。 2 钻井液在静止的条件下形成的凝胶结构的强度称为切力。单位用mg/cm3表示。由于钻井中粘土颗粒的形状很不规则，颗粒物质容易粘连，形成絮凝网状结构，如果钻井液流动，就必须在一定程度上破坏这种结构，切力就是这种网状结构的反映。结构强度越大，切力越大，结构强度越小，切度越小。钻井液的切力随搅拌后的静置时间长短而改变，时间越长，切力越大，时间越短，切力越小。在钻井液停止循环时，切力能较快的增大。当到达某个固定的数值时，既有利于钻屑的悬浮，又不至于开泵后压力过高。如果切力过高，可导致流动阻力增大，下钻后开泵困难，或者沉沙困难，影响净化，甚至造成井喷，黏附卡钻，降低钻速等结果。 3 钻井液的pH即钻井液的酸碱度，当pH小于7时为酸性，大于7时为碱性，等于7时为中性。通常用比色法测定钻井液的pH。
低渗储层特征分析
1 储层特征 根据岩心和铸体薄片观察统计，储层的岩石类型基主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩以及长石石英砂岩。根据石英、长石和岩屑三端元的含量绘制砂岩碎屑成分三角分类图，研究结果表明长2储层以长石砂岩为主，岩屑长石砂岩较少，说明长2储层砂岩成分成熟度低[1]。 研究区储层填隙物主要包括了水云母、硅质、高岭石以及铁方解石等，填隙物总量9.68%，其中高岭石含量为2.75%，、硅质含量为3.0%，其次为水云母，占2.1%，铁方解石、铁白云石含量较低，分别为0.5%、1.33%。从以上填隙物含量情况分析。 研究区碎屑颗粒粒径分布在0.15mm～0.6mm之间，主要粒径在0.1mm～0.45mm，主要为中-细粒砂岩。分选好，磨圆度为次棱角状，以薄膜-孔隙式胶结为主。 2 储层非均质性 2.1 层内非均质性 层内的非均质性渗透率的不同，主要由层内的非渗透薄层的分布引起，其是关键的地质影响因素。非渗透薄层的存在使得储层具有较强的非均质性。 2.2 平面的非均质性 平面的非均质性指的是砂体的连通性、连续程度和渗透率的变化等。储层的这个特性与开发过程中开发井网的分布有着直接的关系，根据砂体的孔隙度、厚度的平面分布图可以发现：沉积主要控制渗透率和储层的孔隙度。在分流河道的中心位置，砂体较粗，碎屑含量低；由于水下的沉积粒度细，因此它的碎屑含量相对较高，但物性较差。在平面上，水下分流河道和分流河道的砂体是油层主要发育的中心部位。 3 影响因素 3.1 压实压溶作用影响 压实、压溶作用是使岩石，密度增大、原生孔隙度大幅降低的主要成岩作用。岩石埋藏深度、低温压实压溶及岩屑矿物组分等确定压实作用的强弱。浅埋藏时是以机械压实为主，当埋藏深度加大就会代之发育压溶作用[2]。 通过单偏光片和扫描电镜显示，本研究区压实作用主要是对原生孔隙起破坏作用，云母被压实弯曲和假杂基化。造成塑性颗粒发生变形和调整。压实作用是研究区储层孔隙度、渗透率降低的主要因素。 3.2 胶结作用影响 在碎屑岩中，颗粒间以化学沉淀方式形成的自生矿物称之为胶结物，胶结作用是矿物沉淀在颗粒间，并且固结为岩石，造成减少孔隙的过程[3]。 本研究区砂岩胶结作用主要是自生粘土矿物胶结、碳酸盐胶结、硅质胶结。其中自生粘土矿物胶结主要是高岭土、绿泥石膜、伊利石等，它们填充孔隙导致孔隙度降低，阻碍了孔隙水与颗粒的进一步反应，造成石英次生发育加大不明显。碳酸盐以方解石为主，研究区主要是铁方解石胶结物为主。 3.3 溶解溶蚀作用影响 溶解溶蚀作用是形成砂岩次生孔隙的主要作用，在改善研究区储层物性方面起着重要的作用。在本研究区内，溶解溶蚀作用主要表现在对碎屑颗粒的溶解，同时对杂基和胶结物等也起到溶解作用，在一定条件下，它还对石英、硅质胶结物也发生不同程度的溶解，其中溶解作用伴随在整个准同生期到成岩过程。 4 结束语 （1）研究区储层存在层内、层间非均质性。 （2）压实压溶作用、胶结作用以及溶解溶蚀作用是影响研究区储层物性的主要因素。其中压实作用、胶结作用减小储层孔隙空间，降低储层渗透率，溶解溶蚀作用增加储层渗流能力。 参考文献 [1]汪新光，李茂，覃利娟，等.利用压汞资料进行低渗储层孔隙结构特征分析——以W11-7油田流沙港组三段储层为例[J].海洋石油，2011（1）：42-47. [2]侯瑞云.大牛地气田盒一段低孔渗砂岩储层特征[J].石油与天然气地质，2012（3）：467-478. [3]汪超，秦俊杰，李敬松，等.低渗储层微观特征对压裂产能的影响分析[J].长江大学学报（自科版），2016（19）：14-20+3. 低渗储层特征分析 高万阳1，2 李刚2 1.西安石油大学 陕西 西安 710065 2.延长油田股份有限公司靖边采油厂 陕西 榆林 718500 摘要：随着石油能源的开采开发，中高渗储层已进入开采后期，低渗储层成为主要开采对象，而储层特征认识是储层开采的基础，是制定油藏开发方式的关键影响因素，本文对低渗储层特征及影响因素进行了分析。 关键词：低渗储层 储层特征 影响因素 物性 Analysis for characteristics of low permeability reservoir Gao Wanyang 1，2，Li Gang2 1.Xi’an Shiyou University，Xi’an 710065，China Abstract：The middle and high permeability reservoirs have entered the later stage with the oil development and exploitation. Low permeability reservoirs have been the focus of exploration，and recognition on reservoir characteristics are the basis of reservoir exploitation and the key factors for reservoir development.The characteristics and influential factors of low permeability reservoir are analyzed in this paper. Keywords：low permeability reservoir；reservoir characteristics；influential factor；physical property 181