滨南油田屏蔽暂堵技术的应用与研究.docx
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滨南油田屏蔽暂堵技术的应用与研究
xxxxxxx
滨南油田屏蔽暂堵技术的应用与研究
学生姓名：
xxx
系别：
石油工程系
专业年级：
xxx
指导老师：
xxxx
日期：
xxxx
摘要
滨南油田的郑408区块和单6东区块的油气层属水敏性极强及碱敏性较强的油气藏类型。
两区块在初期的开发过程中采用普通水基钻井液施工，致使储集层受水敏及碱敏伤害严重，有的井甚至采不出油，然而开发初期由于我国钻井技术的落后，导致采用油基钻井液施工成本较高，而且不利于环境保护。
随着我国钻井技术的不断进步与创新，经过上层领导的反复研究与讨论，滨南油田决定采用油气层保护技术与BPS-聚合物复合盐钻井液体系施工，工程顺利，取得了与用油基钻井液施工相当的效果，有效地保护了油气层。
试油结果表明郑408区块应用12口井，平均单井日出油7-8吨，单6东区块应用1口井，日产油40吨，取得了较好的经济效益及社会效益。
关键词：
防止地层损害;强抑制钻井液完井液;黑色正电胶;滨南油田
目录
摘要II
目录III
第1章概述1
1.滨南油田的现状1
2.油气层损害的特点1
3.屏蔽暂堵技术简介1
3.1屏蔽暂堵技术的含义及机理3
3.2屏蔽暂堵技术的优势3
3.3屏蔽暂堵技术的影响因素3
第2章试验区选区及方案设计3
1.试验区的选择3
1.1试验区的开发现状8
1.2试验区油层损害因素8
2.区域方案设计3
第3章试验区的方案实施8
1.方案实施的过程8
1.1钻井液的配制8
1.2钻进过程中的方案实施8
1.3钻进过程中的动态控制8
2.动态分析与调整9
2.1堵塞效果9
2.2暂堵深度10
2.3暂堵强度10
2.4反排解堵效果10
第4章试验区的保护效果及评价11
1.试验区油气层的保护效果9
2.屏蔽暂堵技术的发展趋势9
3.结论9
参考文献12
致谢13
第1章概述
1.滨南油田的现状
滨南油田的油气层储层属水致性极强、碱敏性较强的油层藏类型。
截止到20世纪90年代以前用普通水基钻井液在这两个区块进行钻探，但是令人遗憾的是单井出油量很低，甚至不出油；直至20世纪90年代中期换用油基钻井液所钻的井才获得了较好的油层保护效果，但使用油基钻井液存在许多不利因素，如成本偏高、安全性差、施工难度大、环境污染等，其推广应用受到限制。
针对这一问题胜利泥浆公司进行科研攻关，经过大量室内评价实验，研究出适用两区块油气层储层的水基钻井液完井液体系，现场应用获得与油基钻井液相当的效果。
2.油气层损害的特点
油气田开发生产过程是油气层发生动态变化的过程。
油气层一旦投入开发生产，油气层的压力、温度及其储渗特性都在不断地发生变化。
于此同时，各个作业环节带给油气层的各类入井流体及固相微粒也参与了以上的变化。
这种变化过程主要包括以下几个方面：
（1）在油气层的储集空间中，油、气、水不断重新分布。
例如：
注气、注水引起含水、含气饱和度改变；
（2）油气层的岩石储、渗空间不断改变。
例如：
粘土矿物遇淡水发生膨胀，引起储、渗空间减少，严重时堵塞孔道，外来固相微粒或各种垢的堵塞作用，使储、渗空间缩小；
（3）岩石的润湿性改变或润湿反转。
例如：
阳离子表面活性剂能改变油层岩石的表面性质，使得岩石亲油憎水，增加了原油流动的阻力；
（4）油气层的水动力学场（压力、地应力、天然驱动能量）和温度场不断破坏和不断重新平衡。
例如：
注蒸汽使地层压力、温度升高，改善了油的粘度，使油的相对渗透率增加，但是，由于热蒸汽到地下冷却后可凝析出淡水，很可能会造成水敏损害。
诸如上述多种变化常常表现为固相微粒堵塞、微粒运移、次生矿物沉积、结垢、乳化堵塞、润湿反转、细菌堵塞、出砂等等多种损害方式。
其本质是不断地改变油、气、水的相对渗透率。
如果开发生产中措施得当，避免了损害，保护了油气层，就可改善油、气的相对渗透率，可望获得高的采收率；反之，若措施不当，损害了油气层，则可能降低油、气、水的相对渗透率，得到的是一个低的采收率。
因此，油气田开发生产中油气层保护技术的核心是防止油气层的储、渗空间的堵塞和缩小，控制油、气、水的分布，使之有利于油、气的采出。
3.屏蔽暂堵技术简介
在地质勘探过程中，采用保护油气层技术有利于及时发现油气层、准确评价油气层，确保正常的油气开采，这将直接关系到勘探目的资源潜力的评价和油气储量评估。
在开发过程中，实施保护油气层技术有利于充分解放油气层生产能力，有利于提高油气田开发经济效益和油田的最终采收率。
在油气田开发生产各项作业中，搞好油气层保护工作有利于油气井生产长期保持较高的产量和较长的稳产年限以及较低的自然递减率。
总之，在油气田开发每一项作业中，搞好油气层工作将有利于油气井稳产和高产，最终实现“少投入、多产出，显著提高经济效益”的目的。
保护油层系列技术是近二、三十年发展起来的并产生巨大的社会、经济效益，受到国内外重视。
钻井完井过程中的油层保护技术是关键部分。
在“七五”期间已取得突出成果，基本形成了系列技术。
然而，由于技术和经济原因，90％以上的井是在正压差被打开，固井水泥浆的损害无法避免，多套产层的保护无法实现，现有的技术或技术路线不能作到对油层的完全保护，这是石油工程急需解决，又无法真正解决的技术难题。
在这种情况下提出了屏蔽暂堵技术保护油气层。
由于泥浆中固相粒子不可消除，对地层正压差不可避免，对地层的损害堵塞客观存在。
所以人们设想利用固相微粒对油层孔喉的堵塞机理和规律，人为地在打开油层时，在油层井壁上快速、浅层、有效地形成一个损害堵塞带，以此达到阻止泥浆对油层的继续损害，消除浸泡时间的影响，并消除水泥浆的损害的目的。
以此为技术创新思路，发明了屏蔽暂堵技术。
3.1屏蔽暂堵技术的含义及机理
损害带的渗透率随温度和压力的增加而减小，由于损害带很薄，所以通过射孔方法把造成地层损害的两个无法消除的因素：
正压差和固相粒子，转换成实现这一技术的必要条件和有利因素，从而从根本上（机理上）解决这个国内外一直未解决的技术难题。
这个损害带的作用相当于阻止进一步损害的“屏蔽带”，故将此技术称为改性钻井液的屏蔽式暂堵技术。
屏蔽暂堵技术的作用机理是利用钻井过程中对油气层发生损害的两个不利因素（压差和钻井液中固相颗粒），将其转变为保护油气层的有利因素。
钻开油层时，钻井液中人为加入的各种类型和尺寸的固相粒子进入油气层孔喉，在井壁附近快速、浅层、有效地形成一个损害堵塞带。
此损害堵塞带能有效地阻止钻井液、水泥浆中的固相和滤液继续浸入油气层。
由于损害带很薄，可通过射孔解堵。
单个架桥粒子随泥浆液相进入油层，在流经孔喉时，在小于粒径的孔喉处卡住，成为架桥。
架桥粒子架桥后，孔喉孔隙大量减小，泥浆中更小一级粒子卡在更小喉道处，这一过程不断重复。
如果泥浆中仅有刚性颗粒作为架桥和填充粒子，仍会留下形状不规则的微间隙；暂堵带的渗透率不会为零。
这就需要引入外形在一定的温度条件下可变的软化变形颗粒，嵌入不规则的微间隙，使堵塞带的渗透率接进于零。
3.2屏蔽暂堵技术的优势
（1）适用于各类孔隙性油藏和各种钻井液；
（2）高压差和钻井液中无法消除的固相是技术实施的必要条件，从而使对油层的不利因素转化为有利因素，首次解决了钻井工程和油层保护要求难以调和的矛盾，利于推广；
（3）工艺简单，使用方便，成本低廉；
（4）可消除浸泡时间和水泥浆对油层损害的影响。
（5）该项成果技术路线构思新颖、巧妙，在此技术路线下的作用机理、物理模型及相关理论成果均有其独特创新之处
（6）从理论到实践获得了解决用钻井液在正压差下打开油层时保护油层的有效办法，使得完全防止钻井完井过程中的油层损害成为可能，解决了国内外同类技术都未能解决的重大技术问题
3.3屏蔽暂堵技术的影响因素
（1）正压差的影响。
正压差越大，屏蔽环堵塞效果越好，一般油藏，正压差应大于3.5Mpa；
（2）时间的影响，10min内形成屏蔽环，延长时间无影响；
（3）温度的影响。
温度的影响取决于变形粒子的软化点。
应根据地层温度选用不同软化点的变形粒子。
（4）屏蔽环形成后，可防止水泥浆对产层的损害；
（5）负压条件下，屏蔽环的反排解堵可达到70％以上。
第2章试验区选区及方案设计
1.试验区的选择
1.1试验区开发现状
滨南油田的郑408区块、单六东区块油气层储层属水致性极强、碱敏性较强的油层藏类型。
20世纪90年代以前用普通水基钻井液在这两个区块钻探，单井出油量很低，甚至不出油；20世纪90年代中期用油基钻井液所钻的井获得了较好的油层保护效果，但使用油基钻井液存在许多不利因素，如成本偏高，安全性差，施工难度大，环境污染等，其推广应用受到限制。
针对这一问题胜利泥浆公司进行科研攻关，经过大量室内评价实验，研究出适用两区块油气层储层的水基钻井液完井液体系，现场应用获得与油基钻井液相当的效果。
1.2试验区油层损害因素
滨南油田的郑家区块位于东营凹陷北部陡坡带西段，油藏埋深1300—1380m，含油层沙三上为含砾砂岩、砾状砂岩夹灰绿色砂质泥岩，平均粒度中值0.26mm，上部以中性——亲油为主，下部以亲水为主，含油面积10.00km2，储层粘土矿物含量见表1。
储层孔隙类型以粒间孔和微孔隙为主，并含有少量次生溶孔，储层平均孔隙度为25%—29%，平均渗透率909.2×10—3μm2，含油饱和度63.7%，储层埋藏浅，胶结疏松，粘土矿物以易分散运移的高岭石和易膨胀的伊蒙混层为主，储层易发生水敏性伤害及碱敏伤害。
单六东区块为单家寺油田西区、东营凹陷与滨县突起之间的过渡带上，为滨县突起自北而南伸向东营凹陷，受前震旦系变质岩基底控制的鼻状构造；本区块主要含油层系为馆陶组下部；油藏埋深为1080—1130m，储层岩性为粉砂岩，细砂岩和含砾不等粒砂岩夹泥岩组成；含油面积4.8km2，粒度中值0.2mm—0.23mm，储层中粘土矿物相对含量伊蒙混层高达50%，孔隙度30%—33%，渗透率3—4μm2，地层水矿化度10300—15200mg/l，水型为CaCL2型。
钻井施工过程中，一方面钻井液中的部分固相颗粒被直接挤入地层，堵塞孔道，造成储层伤害，另一方面钻井液中的液相渗入地层与储层中的粘土矿物发生敏感效应，使粘土矿物水化膨胀，堵塞流通通道，造成对储层的伤害。
2.区域方案设计
试验区实施屏蔽式暂堵技术的方案设计：
（1）准确掌握油层孔喉和钻井液中固相颗粒的尺寸及其分布；
（2）根据固相颗粒堵塞模型和规律、定量关系和专用软件确定泥浆中必要的架桥、填充和变形粒子的种类、尺寸和含量；（3）按要求用专门研制的暂堵剂调整钻井液中固相颗粒尺寸及含量；（4）用专用评价装置及评价方法来评价实际暂堵后屏蔽环的有效性、强度、深度和反排效果；（5）选择合理的正压差和上返速度，不应造成泥浆性能的变化；（6）必须采用与之配套的优化射孔技术。
根据郑家区块和单六东区块的储层特征及岩石矿物分析和已钻井资料研究表明：
降低并改进钻井液滤失量使之与地层流体相配伍，控制钻井液密度实施近水平压力钻井应为滨南油田郑408区块及单六东区块保护油气层的重要技术措施。
（1）郑408区块单六东区块油藏属常温常压系统，在施工过程中钻井液完井液应控制在1.05—1.08以内，实施近平衡压力钻井。
（2）结合两区块地层岩性特征，通过大量室内评价实验，优选钻井液材料及配方，其功能具备：
①钻井液具备极强的包被性能和抑制性能，防止造成储层粘土矿物水化膨胀及分散运移，堵塞油气层孔道；
②所优选的处理剂具有较好的水溶性（淡水、咸水），而且处理剂之间有较好的相容性，不影响油藏中流体性能，与产层矿物具有良好的配伍性；
③钻井液具有携带能力好，防塌造壁能力强性能；
④控制体系酸碱值在7—7.5范围内；
经过一系列实验确定了适合于两区块储层的钻井液体系BPS—聚合物复合盐体系，主要配方为：
3%—4%搬土＋0.3%A＋0.3%B＋0.3%C＋0.3%复合盐＋0.2%BPS
注：
A、B为两种高分子聚合物；C为一种中分子聚合物；BPS为黑色正电胶。
第3章试验区开发方案实施
1.方案实施的过程
1.1钻井液的配制
取胜利油田某井井浆,分别加入不同种类和不同数量的屏蔽暂堵剂,形成不同的屏蔽暂堵钻井液配方（表1）,然后分别对各钻井液体系进行性能评价。
复合暂堵剂主要由油溶性树脂与超细碳酸钙组成,粒径为2～100m,是近几年来油田普遍使用的一种屏蔽暂堵剂。
由表1可以看出,加入自适应屏蔽暂堵剂ZPJ对钻井液粘度及动切力影响大,滤失量明显下降,证明ZPJ的加入对钻井液性能具有一定的改善作用。
结合两区块地层岩性特征，通过大量室内评价实验，优选钻井液材料及配方，其功能具备：
①钻井液具备极强的包被性能和抑制性能，防止造成储层粘土矿物水化膨胀及分散运移，堵塞油气层孔道；
②所优选的处理剂具有较好的水溶性（淡水、咸水），而且处理剂之间有较好的相容性，不影响油藏中流体性能，与产层矿物具有良好的配伍性；
③钻井液具有携带能力好，防塌造壁能力强性能；
④控制体系酸碱值在7—7.5范围内；
经过一系列实验确定了适合于两区块储层的钻井液体系BPS—聚合物复合盐体系，主要配方为：
3%—4%搬土＋0.3%A＋0.3%B＋0.3%C＋0.3%复合盐＋0.2%BPS
注：
A、B为两种高分子聚合物；C为一种中分子聚合物；BPS为黑色正电胶。
1.2钻进过程中的方案实施
用激光粒度计或沉降分析等方法测定钻井液中固相粒子的粒级分配，并同时测出各级固相粒子的含量以及总的固相含量。
确保钻井液中粒径等于2/3孔喉直径的粒子的含量为2%-3%。
若钻井液中原有的固体粒子（不论其种类）能够满足此要求，则可不做专门处理。
若钻井液中已有固相粒子不够，则需要网钻井液中补充粒径符合上述要求的固相粒子。
这里所说的桥塞粒子的直径为油气层孔喉的2/3，相比文献记载的1/3孔喉直径有着很大的区别。
大量实验证明：
当粒子直径为孔道直径的1/3时虽然容易形成地层堵塞，但是不够牢固；但是当粒子直径在孔道直径的1/3-2/3时形成的地层堵塞却十分牢固，也就是说只有这一粒径范围内的粒子才能造孔喉上稳定架桥。
1.3钻进过程中的动态控制
（1）设计合理的钻井液性能，充分掌握已钻井的地层压力与钻井液使用情况，了解钻井施工参数，合理设计钻井液性能，保证入井钻井液材料全部合格，加入及时，处理到位。
（2）加强固相控制。
一方面聚合物含量加足，钻井液具备足够强的吸附包被功能，使小颗粒变成大颗粒，以利于固控设备清除。
另一方面充分利用好井队所配固控设备，力争在第一周内最大限度清除钻井液中劣质固相。
（3）控制钻井液密度，实施近平衡压力钻井。
由于地层造浆较为严重，在使用好固控设备的同时，现场需要根据情况及时补充足够的絮凝包被高分子聚合物，以抑制粘土的水化分散，根据井下实际情况加测钻井液密度，尽量使用低密度钻井液施工，以降低井底压差，若需加重仅用青石粉。
（4）细化二开钻井液替换前后处理工作。
分别用BPS—聚合物复合盐钻井液体系及油基钻井液体系对郑408区块储层岩芯作泥页岩滚动回收实验，8小时线性膨胀实验及在动态条件下岩心被污染前后渗透率变化，见表2。
实验表明优选BPS—聚合物复合盐强抑制体系效果与油基钻井液体系相当。
现场应用为：
郑408区块的井用普通钻井液钻到1200m（垂深）左右，单六东区块井用普通钻井液钻进到1005m左右，然后起钻彻底清除地面循环系统积砂。
现场准备足够量的BPS—聚合物复合盐强抑制泥浆，准备就绪后一次性将井眼内普通泥浆替换为强抑制泥浆钻井施工。
钻井过程中随着井深增加，钻井液的消耗，要及时补充预配的强抑制泥浆，避免现场直接加入清水影响钻井液综合性能，同时使用好固相设备。
（5）进入油层前加入（1—2）%超细碳酸钙及（1—2）%BPS黑色正电胶，对油气层实行屏蔽暂堵，同时有利于形成薄而致密的滤饼，保护好油气层。
（6）进行随机抽样，作好分析化验工作，及时监测地层流体性能，确保钻井液性能符合设计要求。
（7）应用效果。
近几年来应用BPS—聚合物复合盐钻井液完井液体系在胜利油田滨南采油厂的郑408区块及单家寺单六区块所施工的井，工程顺利，电测成功率100%，下套管一次成功，所钻部分井钻井液性能、岩心渗透率、恢复值及回收率见表3。
应用该体系在郑408区块所钻的井平均日产油7-8吨，在单六东所钻试1井获得日产油量40吨，达到类似油基钻井液完井液施工效果，取得了可观的经济效益及社会效益。
2.动态分析与调整
2.1堵塞效果
采用人造岩心,用各种钻井液配方（表1）对岩心进行污染评价试验。
污染试验条件为:
压差3.5MPa,温度80℃,剪切速率100s-1,污染时间60min。
测定污染前、后的渗透率时,压力恒定。
试验结果见表3。
由表3可以看出,与井浆相比,采用屏蔽暂堵技术后,渗透率堵塞率有明显提高,即对污染端造成较严重的堵塞;含自适应屏蔽暂堵剂ZPJ的钻井液比含复合暂堵剂的钻井液堵塞程度更高。
此外,当体系ZPJ的含量达到3%时,渗透率堵塞率达100%,从而避免了钻井液滤液进一步侵入油气层内部。
2.2暂堵深度
钻井液对油层的暂堵深度是影响钻井液屏蔽暂堵效果的重要因素。
对上述被钻井液污染的岩心沿污染端进行切片,[3-4]测剩余岩心的正向渗透率,并计算渗透率恢复率（表3）。
从表3可以看出,在切去污染端后,各岩样的渗透率恢复率有了明显提高,其中被自适应屏蔽暂堵钻井液污染的岩心渗透率恢复率更高,表明采用自适应暂堵技术确实可在距污染面很短的距离内形成渗透率极低的屏蔽环,充分阻止钻井液中的固相颗粒和滤液进入油层。
结合堵
塞程度评价结果,可选择配方4作为自适应屏蔽暂堵钻井液的最优配方。
2.3暂堵强度
暂堵带强度越大,越能经受激动压力的冲击,暂堵效果就越好,相反，暂堵带强度越低,在激动压力的冲击下,越容易被突破,从而产生新的污染,达不到保护油层的目的。
取不同渗透率的人造岩心,用配方4进行污染,通过测定不同驱替压力下的渗透[4]率来评价暂堵强度,试验结果见表4。
由表4可以看出,随驱替压力的增大,岩心的渗透率逐渐降低,当驱替压力达到9MPa,岩心的渗透率接近或等于零,也就是说,当压力为9MP时,未见渗透率突然增加,说明暂堵带并没有受到破坏,在不同渗透率岩心上形成的暂堵带至少能承受9MPa的压力。
2.4反排解堵效果
选取被钻井液污染过的岩样,测定其在不同流动压力下的反向油相渗透率,然后计算不同条件下的渗透率恢复率.由于暂堵剂加量达到3%即可满足暂堵要求,因此在本研究中选取配方4和配方8进行反排解堵效果对比,试验结果见表5。
由表5可知,随着反排压力的增大,渗透率恢复率增大,解除屏蔽环堵塞的效果变好;在同一反排压力下,采用自适应屏蔽暂堵剂ZPJ的钻井液配方（4）的渗透率恢复率大于采用复合暂堵剂（配方8）的渗透率恢复率。
在实际生产过程中,地下原油向井眼内的流动压力一般大于本研究中的反排压力,因此解除该堵塞是完全可能的。
第4章试验区的保护效果及评价
1.试验区油气层的保护效果
近几年来应用BPS—聚合物复合盐钻井液完井液体系在胜利油田滨南采油厂的郑408区块及单家寺单六区块所施工的井，工程顺利，电测成功率100%，下套管一次成功，所钻部分井钻井液性能、岩心渗透率、恢复值及回收率见表3。
应用该体系在郑408区块所钻的井平均日产油7-8吨，在单六东所钻试1井获得日产油量40吨，达到类似油基钻井液完井液施工效果，取得了可观的经济效益及社会效益。
2．屏蔽暂堵技术的发展趋势
据96年底统计，屏蔽暂堵技术在全国各大油田推广应用已达3000多口井，平均单井增产原油10～20％；据3个油田的不完全统计，年直接经济效益为1.5～2亿元；该技术的推广应用省去了部分地区必须进行的投产作业的投入（每口井几万～几十万，如温米油田）；研制开发了新型专用暂堵剂，3种处理剂年产1000～2000吨；中国石油天然气总公司将此项技术列入“九五”优秀成果八大示范工程之中；与此项技术配套的继续工程教育项目已培训1.1万人（计划培训3万人），大大促进了该技术的推广，由于推广成绩显著，获得96年总公司十大优秀推广成果奖。
97年获国家级优秀教学成果一等奖；该技术的研究及推广应用促进了学科发展，出版了3本专著和多种培训教材，培养了多名硕士生和博士生，目前已有40余篇论文在国内外发表。
孔隙型储层屏蔽技术已经相当成熟，裂缝性储层屏蔽暂堵技术仍有待完善。
以往对裂缝性储层屏蔽暂堵技术的研究，多基于岩心尺度下单缝静态宽度来选择暂堵粒子并应用于实践，尚未注意到以井筒及储层尺度下组系裂缝的动态宽度为基准确定暂堵粒子粒径。
岩心-井筒-储层多尺度结构下，组系裂缝宽度与暂堵剂粒径相匹配模型研究是个难度很大的课题。
因此，完善裂缝宽度理论，重视储层裂缝应用敏感性研究，有效预测多尺度下裂缝动态宽度变化范围，提出裂缝动态宽度与暂堵剂复配理论，将是屏蔽暂堵技术成功应用于裂缝性储层的基础和研究重点。
最后，期待着我国保护油气层技术的进一步发展！
3.结论
自适应屏蔽暂堵剂ZPJ可在井壁上快速形成一层韧性强、渗透性极低的封堵层,有效阻止钻井液侵入,实现油层保护的作用。
此封堵层可通过射孔或地层流体反排解除,恢复油井产能。
在钻井液中逐渐加入3%左右的自适应屏蔽暂堵剂ZPJ,可将钻井液改性为保护油层的自适应屏蔽暂堵钻井液,该钻井液对油层的保护效果明显优于常规屏蔽暂堵及复合暂堵钻井液。
自适应屏蔽暂堵型钻井液无须明确预知油层孔径,不用考虑与油层孔喉严格匹配,克服了传统屏蔽暂堵技术对地层孔隙尺寸的依赖;适用温度范围宽,封堵孔喉范围宽,不会进入地层深部,可通过后期原油返排自动解除。
自适应屏蔽暂堵型钻井液能有效防止井壁坍塌,保护油层效果好,具有良好的综合性能。
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462-479.
致谢
时间如流水，大学三年的时间转瞬即逝。
本研究及学位论文是在我的指导老师刘礼亚的亲切关怀和悉心指导下完成的。
他严肃的科学态度，严谨的治学精神，精益求精的工作作风，深深地感染和激励着我。
从课题的选择到项目的最终完成，郑老师
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