优选油气层保护第五章
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钻井液滤液与油气层流体不配伍
无机盐沉淀 滤液中所含无机离子与地层中无机离子作用形成不溶于 水的盐类。
HCO3- H++ CO32Ca2+（地层） + CO32- （滤液） CaCO3 形成处理剂不溶物 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，处理剂会盐析而产生沉淀 NaHm+ Ca2+ CaHm+Na+ 水锁、贾敏效应 低孔、低渗气层优为严重 乳化堵塞 油基钻井液、乳化钻井液中含有多种乳化剂的滤液与地
优选油气层保护第五章
第一节 钻井过程中造成油气层损害原因分析
一、钻井过程中油气层损害原因 钻井液中分散相颗粒侵入地层
➢固相颗粒堵塞油气层孔隙(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 )
受损害渗透率 初始渗透率
➢乳化液滴堵塞油气层
细固相含量，%
一、钻井过程中油气层损害原因
9
12
15
18
21
24
岩心长度，cm（截面损害位置）
地层渗透率的损害比与压差的关系 1—Δp=0.7MPa； 2—Δp=9MPa；
T=70℃， Vf=0.8m/s，t=1h
二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素
浸泡时间
钻井液固相或液相在压差作用下进入油气层的数量和深度及对油 气层的损害随浸泡时间的增长而增加。
压差 正压差：钻井液的滤失量随压差增大而增加，故钻井液进入油气层的深 度和损害程度均随正压差的增大而增加。
负压差：可以阻止钻井液进入油气层，减少对油气层损害。
但过大的负压差会引起： 油气层出砂 裂缝性地层的应力敏感 有机垢的形成
截面损害比， %
120 100
80 60 40 20
0
砂岩 1 2
3
6
钻井液滤液组分必须与油气层中流体相配伍
➢ 滤液中所含的无机离子和处理剂不与地层中流体发生沉淀反应； ➢ 滤液与地层中流体不发生乳化堵塞作用； ➢ 滤液表面张力低，以防发生水锁作用； ➢ 滤液中所含细菌在油气层所处环境中不会繁殖生长。
第二节 保护油气层钻井完井液技术
钻井液的组分和性能都能满足保护油气层的需要。
层中原油或水发生乳化而造成堵塞。 细菌堵塞 滤液中含有细菌，进入地层遇到适合其繁殖的环境，造成
孔喉堵塞。
一、钻井过程中油气层损害原因
相渗透率变化
➢ 滤液进入地层，改变井壁附近地带的油气水分布，导致油相渗透率下降 ➢ 气层中，侵入液相在储层渗流通道的表面吸附而减小气体渗流通道，严重
时可产生“液相圈闭”。
钻井液滤液与油气层岩石不配伍 水敏 造成微粒运移损害 盐敏 造成分散运移和微粒堵塞 碱敏 引起碱敏矿物分散运移和溶蚀结垢 润湿反转 滤液中含有亲油性表面活性剂吸附在亲水性岩石表 面，造成油气层油相渗透率下降。 表面吸附 滤液中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。
一、钻井过程中油气层损害原因
除保持必需的膨润土、加重剂、暂堵剂等外，应尽可能降低钻井液 中膨润土和无用固相的含量。 依据所钻油气层的孔喉直径，选择匹配的固相颗粒尺寸大小、级配 和数量，用以控制固相侵入油气层的数量与深度。
第二节 保护油气层钻井完井液技术
钻井液必须与油气层岩石相配伍；
➢ 中、强水敏性油气层:应采用不引起粘土水化膨胀的强抑制性钻 井液;
不同流速梯度下动滤失速率与时间的关系曲线
第二节 保护油气层钻井完井液技术
钻井液在钻井中的主要作用
冲洗井底和携带岩屑
破岩作用
钻
井
平衡地层压力
液 的
冷却与润滑钻头
作
稳定井壁
用
保护油气层
获取地层信息
传递功率
第二节 保护油气层钻井完井液技术
保护油气层对钻井液的要求
➢ 钻井液密度可调，满足不同压力油气层近平衡压力钻井的需求。 压力系数：0.4～2.87 钻井液密度：空气～3.0g/cm3 ➢ 钻井液中固相颗粒与油气层渗流通道匹配；
➢ 尽可能降低钻井液处于各种状态下的滤失量及泥饼渗透率，改善 流变性，降低当量钻井液密度和起下管柱或开泵时的激动压力。
➢ 钻井液的组分还必须有效地控制处于多套压力层系裸眼井段中的 油气层可能发生的损害。
第二节 保护油气层钻井完井液技术
钻完井液类型
水基钻井液(WBM) —连续相为水的钻井液为水基钻井完井液清洁无固相盐水，无粘土
滤失量的增大和泥饼质量变差而增加。
动滤失速率， m L/cm 2·h
1.8
1.6 初始滤失区
1.4
1.2
稳定滤失区
1
滤饼形成区
0.8
0.6
0.4
0.2
0
0
50
时间，m in
1。D =250 S-1 2。D=200 S-1 3。D=150 S-1 4。D=100 S-1 5。D= 50 S-1
100
150
负压差急剧变化造成油气层损害
➢ 中途测试或负压钻井时的负压差过大，诱发油气层速敏，引起出砂或微粒 运移。
➢ 过大负压在裂缝地层引起井壁表面裂缝闭合，产生应力敏感损害。 ➢ 诱发地层中原油组分形成有机垢。
固相颗粒堵塞油气层 钻井液中分散相 颗粒堵塞油气层 乳化液滴堵塞油气层
钻
水敏
井
盐敏
过 程 中
钻井液滤液与油气层岩 石不配伍引起的损害 碱敏
损害比， %
120
100
80 砂岩
60
40
20
0
0
2
4
Leabharlann Baidu
6
8
损害时间，h
地层损害比与浸泡时间的关系 Δp=5MPa； T=70℃， Vf=0.8m/s
二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素
。 环空返速：环空返速越大，液流对井壁泥饼冲蚀越严重
钻井液性能 钻井液固相和液相进入油气层的深度及损害程度均随钻井液静滤失量、动
润湿反转
无机盐沉淀
油
表面吸附
形成处理剂不溶物
气 层
钻井液滤液与储层流体不配伍引起的损害
发生水锁效应
损
形成乳化堵塞
害
细菌堵塞
原 因
相渗透率变化引起的损害— 气层产生“液相圈闭”
负压差急剧变化造 成的油气层损害
中途测试或负压差钻井时，负压差 过大可诱发油气层速敏、引起裂缝 闭合产生应力敏感、诱发有机垢
二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素
➢ 盐敏性油气层:钻井液的矿化度应控制在两个临界矿化度之间。 ➢ 碱敏性油气层:钻井液的pH值应尽可能控制在7～8； ➢ 非酸敏油气层:可选用酸溶处理剂或暂堵剂; ➢ 速敏性油气层:应尽量降低压差和严防井漏。 ➢ 采用油基或油包水钻井液、水包油钻井液时，最好选用非离子型
乳化剂，以免发生润湿反转等。
第二节 保护油气层钻井完井液技术
无机盐沉淀 滤液中所含无机离子与地层中无机离子作用形成不溶于 水的盐类。
HCO3- H++ CO32Ca2+（地层） + CO32- （滤液） CaCO3 形成处理剂不溶物 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，处理剂会盐析而产生沉淀 NaHm+ Ca2+ CaHm+Na+ 水锁、贾敏效应 低孔、低渗气层优为严重 乳化堵塞 油基钻井液、乳化钻井液中含有多种乳化剂的滤液与地
优选油气层保护第五章
第一节 钻井过程中造成油气层损害原因分析
一、钻井过程中油气层损害原因 钻井液中分散相颗粒侵入地层
➢固相颗粒堵塞油气层孔隙(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 )
受损害渗透率 初始渗透率
➢乳化液滴堵塞油气层
细固相含量，%
一、钻井过程中油气层损害原因
9
12
15
18
21
24
岩心长度，cm（截面损害位置）
地层渗透率的损害比与压差的关系 1—Δp=0.7MPa； 2—Δp=9MPa；
T=70℃， Vf=0.8m/s，t=1h
二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素
浸泡时间
钻井液固相或液相在压差作用下进入油气层的数量和深度及对油 气层的损害随浸泡时间的增长而增加。
压差 正压差：钻井液的滤失量随压差增大而增加，故钻井液进入油气层的深 度和损害程度均随正压差的增大而增加。
负压差：可以阻止钻井液进入油气层，减少对油气层损害。
但过大的负压差会引起： 油气层出砂 裂缝性地层的应力敏感 有机垢的形成
截面损害比， %
120 100
80 60 40 20
0
砂岩 1 2
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钻井液滤液组分必须与油气层中流体相配伍
➢ 滤液中所含的无机离子和处理剂不与地层中流体发生沉淀反应； ➢ 滤液与地层中流体不发生乳化堵塞作用； ➢ 滤液表面张力低，以防发生水锁作用； ➢ 滤液中所含细菌在油气层所处环境中不会繁殖生长。
第二节 保护油气层钻井完井液技术
钻井液的组分和性能都能满足保护油气层的需要。
层中原油或水发生乳化而造成堵塞。 细菌堵塞 滤液中含有细菌，进入地层遇到适合其繁殖的环境，造成
孔喉堵塞。
一、钻井过程中油气层损害原因
相渗透率变化
➢ 滤液进入地层，改变井壁附近地带的油气水分布，导致油相渗透率下降 ➢ 气层中，侵入液相在储层渗流通道的表面吸附而减小气体渗流通道，严重
时可产生“液相圈闭”。
钻井液滤液与油气层岩石不配伍 水敏 造成微粒运移损害 盐敏 造成分散运移和微粒堵塞 碱敏 引起碱敏矿物分散运移和溶蚀结垢 润湿反转 滤液中含有亲油性表面活性剂吸附在亲水性岩石表 面，造成油气层油相渗透率下降。 表面吸附 滤液中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。
一、钻井过程中油气层损害原因
除保持必需的膨润土、加重剂、暂堵剂等外，应尽可能降低钻井液 中膨润土和无用固相的含量。 依据所钻油气层的孔喉直径，选择匹配的固相颗粒尺寸大小、级配 和数量，用以控制固相侵入油气层的数量与深度。
第二节 保护油气层钻井完井液技术
钻井液必须与油气层岩石相配伍；
➢ 中、强水敏性油气层:应采用不引起粘土水化膨胀的强抑制性钻 井液;
不同流速梯度下动滤失速率与时间的关系曲线
第二节 保护油气层钻井完井液技术
钻井液在钻井中的主要作用
冲洗井底和携带岩屑
破岩作用
钻
井
平衡地层压力
液 的
冷却与润滑钻头
作
稳定井壁
用
保护油气层
获取地层信息
传递功率
第二节 保护油气层钻井完井液技术
保护油气层对钻井液的要求
➢ 钻井液密度可调，满足不同压力油气层近平衡压力钻井的需求。 压力系数：0.4～2.87 钻井液密度：空气～3.0g/cm3 ➢ 钻井液中固相颗粒与油气层渗流通道匹配；
➢ 尽可能降低钻井液处于各种状态下的滤失量及泥饼渗透率，改善 流变性，降低当量钻井液密度和起下管柱或开泵时的激动压力。
➢ 钻井液的组分还必须有效地控制处于多套压力层系裸眼井段中的 油气层可能发生的损害。
第二节 保护油气层钻井完井液技术
钻完井液类型
水基钻井液(WBM) —连续相为水的钻井液为水基钻井完井液清洁无固相盐水，无粘土
滤失量的增大和泥饼质量变差而增加。
动滤失速率， m L/cm 2·h
1.8
1.6 初始滤失区
1.4
1.2
稳定滤失区
1
滤饼形成区
0.8
0.6
0.4
0.2
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0
50
时间，m in
1。D =250 S-1 2。D=200 S-1 3。D=150 S-1 4。D=100 S-1 5。D= 50 S-1
100
150
负压差急剧变化造成油气层损害
➢ 中途测试或负压钻井时的负压差过大，诱发油气层速敏，引起出砂或微粒 运移。
➢ 过大负压在裂缝地层引起井壁表面裂缝闭合，产生应力敏感损害。 ➢ 诱发地层中原油组分形成有机垢。
固相颗粒堵塞油气层 钻井液中分散相 颗粒堵塞油气层 乳化液滴堵塞油气层
钻
水敏
井
盐敏
过 程 中
钻井液滤液与油气层岩 石不配伍引起的损害 碱敏
损害比， %
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Leabharlann Baidu
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损害时间，h
地层损害比与浸泡时间的关系 Δp=5MPa； T=70℃， Vf=0.8m/s
二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素
。 环空返速：环空返速越大，液流对井壁泥饼冲蚀越严重
钻井液性能 钻井液固相和液相进入油气层的深度及损害程度均随钻井液静滤失量、动
润湿反转
无机盐沉淀
油
表面吸附
形成处理剂不溶物
气 层
钻井液滤液与储层流体不配伍引起的损害
发生水锁效应
损
形成乳化堵塞
害
细菌堵塞
原 因
相渗透率变化引起的损害— 气层产生“液相圈闭”
负压差急剧变化造 成的油气层损害
中途测试或负压差钻井时，负压差 过大可诱发油气层速敏、引起裂缝 闭合产生应力敏感、诱发有机垢
二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素
➢ 盐敏性油气层:钻井液的矿化度应控制在两个临界矿化度之间。 ➢ 碱敏性油气层:钻井液的pH值应尽可能控制在7～8； ➢ 非酸敏油气层:可选用酸溶处理剂或暂堵剂; ➢ 速敏性油气层:应尽量降低压差和严防井漏。 ➢ 采用油基或油包水钻井液、水包油钻井液时，最好选用非离子型
乳化剂，以免发生润湿反转等。
第二节 保护油气层钻井完井液技术