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保护储层的屏蔽暂堵技术室内研究

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保护 屏蔽 技术 室内 研究
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渤海绥中 36- 1油田东营组保护储层的屏蔽式暂堵技术的室内研究中国海洋石油渤海石油公司钻井工程部西南石油学院油井完井技术中心前言储层基本概况敏感性和损害评价结果保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选一、储层基本概况1. 储层特征分析绥中 36- 1油田主力产层的岩石组分和结构特征基本相似 , 同属于一个沉积体系 。储层砂岩结构多为粉砂和细砂为主 , 粒径在 砂岩分选性以中等~好为主;磨圆度以棱 — 次棱为主;孔隙结构主要为粒间孔 , 孔隙发育 , 连通性好;胶结类型以接触式为主 , 胶结疏松 , 有严重的出砂趋势 。岩石矿物以石英 、 长石砂岩为主 , 绝对含量 64~ 93% 。一、储层基本概况泥质胶结 , 属 “ 脏砂岩 ” , 存在很强的敏感性 。绥 中 36 - 1 油田岩石 矿 物 组 成分析粘土矿物相对含量 %井号 井深米粘土矿物绝对含量%S I K C I / S 混层比S %S Z 3 6 - 1 - 2 D 1 5 2 9 . 0 6 7 - 20 48 - 32 92S Z 3 6 - 1 - 2 D 1 5 3 0 . 2 0 12 - 22 10 7 61 88S Z 3 6 - 1 - 2 D 1 5 3 4 . 3 0 13 - 18 - 20 62 84S Z 3 6 - 1 - 5 1 5 1 3 . 9 - 1 5 1 4 . 8 7 26 - 4 79 11 6 54非粘土矿物含量 %井号 井深米 石英 长石 方解石 白云石S Z 3 6 - 1 - 2 D 1 5 2 9 . 0 6 52 40 1 3 6 - 1 - 2 D 1 5 3 0 . 2 0 35 52 4 0 0 m d ) 7 8 5 . 8 8 3 3 . 8 4 ( 1 0 0 m d 水敏 >盐敏 >碱敏 >酸敏 。二、敏感性和损害评价结果2.各类入井流体的损害评价 各类流体的顺序污染对储层的损害程度可达  钻井液、射孔液、水泥浆的分项损害分别为  钻井液的损害以液相为主,如固相不配伍,也会造成严重的固相损害; 水泥浆的损害达到不容忽视的程度; 射孔液造成的损害以粘土矿物的膨胀、分散和运移为主,同时应注意高粘流体的吸附损害;三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选1.绥中 36- 1油田使用屏蔽式暂堵技术的必要性 在正压差的作用下,泥浆的固相和液相损害不可避免; 泥浆中的固相不可能完全清除,如果固相尺寸分布与储层孔喉尺寸分布不匹配,会造成严重的固相损害; 绥中 36- 1油田储层敏感性强,极易造成液相损害,引起粘土矿物的膨胀、分散和运移; 固井作业的高 泥浆滤液的损害不可避免; 通过液相配伍控制损害的技术难度较大,而且成本较高。三、件: 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。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。快速-几分钟到十几分钟内形成浅层-堵塞深度在十厘米以内有效-损害堵塞带渗透率极低,甚至为零结果: 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。三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选解除措施: 由于损害带很薄,可通过射孔解除。目的: 损害带的渗透率随温度和压力的增加而进一步减小,从而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。三、相颗粒对孔喉堵塞的物理模型“ 选择性架桥,逐级填充 ”架桥粒子的架桥单个颗粒随泥浆液相进入油层,在流经孔喉时:若: r粒 则沉积在孔喉外 当(大小、尺寸 〕 ,则在孔喉处卡住,称为架桥。三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选填充粒子的填充架桥粒子架桥后,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,这一过程叫单粒逐级填充。这时堵塞带的渗透率取决于泥浆中最小一级粒子的粒级,但渗透率 不会为零。变形粒子的作用当最小粒级的粒子是可变形时,则堵塞带渗透率可达到零。地层孔喉尺寸和泥浆中固相粒级的匹配固相微粒在孔喉处堵塞示意图三、存在足够的正压差,绥中 36- 1油田至少应在 架桥粒子的粒喉径比为 2/3,浓度应达到 2~ 3%; 填充粒子应小于架桥粒子且浓度足够; 可变形粒子的软化点为 60~ 70℃ ,浓度应为 2%; 进入产层后,环空上返速度应控制在 2m/ 进入产层后不能使用除泥器; 进入产层后,振动筛筛网的目数应小于 80目。三、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。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。三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选该项技术有以下独特优点:适用于各类孔隙性油藏和各种钻井液;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;工艺简单,使用方便,成本低廉;可消除浸泡时间和水泥浆对油层损害的影响;三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选有利于非胶结储层的井壁稳定,减少井径扩大,从而降低射孔的几何表皮系数;陆上油田已推广 3000多口井(至 97年底),为集团公司八大优秀推广示范工程。三、6- 1油田屏蔽暂堵技术的室内筛选结果各类粒子的筛选储层孔喉对暂堵粒子的要求 大孔喉百分比一般小于 10%,分布在 60~ 350浆中的应有 40~ 230 小孔喉百分比一般大于 70%,分布在 60部分架桥粒子或填充粒子百分比应较大; 泥浆的粒度分布应出现明显的双峰; 泥浆中的粒度分布应较好的覆盖储层孔喉的分布区间。三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选 原浆中的粒度分布中值直径为 27显大于储层的孔喉中值直径;小于 10含量不足;颗粒尺寸分布未出现明显的双峰分布。3 6 100 . 511 . 522 . 533 . 36 180¿Å Á£ Ö±¾¶ m m²Ö²¼°Ù²Ö±È£¥020406080100120ÀۼƲֲ¼£¥ÖÐ Öµ Ö±¾¶ £¹ 2 7 m 护储层的屏蔽式暂堵技术筛选 架桥和填充粒子的筛选250~ 300目碳酸钙粒度分布³ 针对储层的大孔喉;³ 分布峰值在 50 中值直径为 68 在泥浆中的加量为 1%;³在 1中的比例为 33%。 2 5 0 3 0 36 180¿Å Á£ Ö±¾¶ m m²Ö²¼°Ù²Ö±È£¥020406080100120ÀۼƲֲ¼£¥ÖÐ Öµ Ö±¾¶ £¹ 6 8 m 护储层的屏蔽式暂堵技术筛选2%%中值直径为 13基本与储层中值匹配;³小于 5有足够的小颗粒;³粒度分布呈明显的双峰特性;³粒度分布区间在 50 好地覆盖了储层孔喉区间。2 % E P - 1 3 % Z D - 100 . 511 . 522 . 533 . Á£ Ö±¾¶ m m²Ö²¼°Ù²Ö±È£¥020406080100120ÀۼƲֲ¼£¥ÖÐ Öµ Ö±¾¶ £¹ 1 3 m 护储层的屏蔽式暂堵技术筛选泥浆加入 2%%粒度分布³ 中值直径为 与储层孔喉中值直径有良好的匹配;³小于 10³大于 60³颗粒尺寸分布呈明显的双峰特性。2 E P 1 3 Z D 100 . 511 . 522 . 533 . Á£ Ö±¾¶ m m²Ö²¼°Ù²Ö±È£¥020406080100120ÀۼƲֲ¼£¥ÖÐ Öµ Ö±¾¶ £¹ 1 4 m 护储层的屏蔽式暂堵技术筛选泥浆屏蔽暂堵配方的确定原浆+ 2% 1+ 3% 1;1主要为超细碳酸钙和 250~ 300目碳酸钙的组合,其特点是颗粒尺寸分布范围较广;具 90%以上的酸溶性;1主要为乳化石蜡,其原料的软化点在 60~ 70℃ ,正好与储层温度匹配,在此温度下,颗粒变软,可嵌入微细孔隙或间隙,可使屏蔽环的渗透率降至零;1粒度分布较窄,中值直径小,主要提供小颗粒(封堵粒子),且呈油溶性。三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选屏蔽环的有效性评价屏蔽 环 有效性 评 价 结 果岩心号 1 . 5 3 0 . 0 2 3 . 5 0 . 5 10 < 1 . 55 3 + 1 0 . 3 5 0 . 0 4 3 . 5 0 . 9 10 < 1 . 51 1 5 . 0 1 0 . 0 3 3 3 . 5 0 . 8 10 < 1 . 528 2 1 . 2 5 0 . 0 4 3 . 5 2 10 < 1 . 529 3 1 . 5 2 0 . 0 4 3 . 5 0 . 9 10 < 1 . 525 2 9 . 2 9 0 . 0 5 3 . 5 1 . 1 10 < 1 . 55 7 + 3 1 . 1 7 0 . 0 4 3 . 5 1 . 2 10 < 1 . 555 6 5 . 7 4 0 . 0 7 3 . 5 4 . 4 10 < 1 . 58 7 1 . 9 3 0 . 0 6 3 . 5 3 . 8 10 < 1 . 55 1 2 7 . 7 6 0 . 0 4 3 . 5 0 . 9 10 < 1 . 554 1 3 5 . 7 5 0 . 0 5 3 . 5 1 . 4 10 < 1 . 55 5 + 1 7 5 . 4 6 0 . 0 7 3 . 5 2 10 < 1 . 511 1 8 0 . 6 0 0 . 0 5 3 . 5 1 . 7 10 < 1 . 52 1 9 4 . 0 1 0 . 1 2 3 . 5 3 10 < 1 . 512 3 6 9 . 6 8 0 . 0 2 3 . 5 2 10 < 1 . 571 6 3 1 . 1 1 0 . 1 2 3 . 5 2 . 3 10 < 1 . 584 9 4 0 . 2 5 0 . 1 2 3 . 5 2 . 2 10 < 1 . 5三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选所选岩心代表了各类储层;有效的封堵了各类储层;屏蔽环形成时间小于 10分钟;在压差为 类储层都能形成有效的暂堵;10分钟内失水在 蔽环形成后未见失水发生。三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选屏蔽环的强度评价屏蔽 环 的 强 度 评 价 结 果不同压差下的 K d 1 0 5 M P a 5 M P a 7 M P a 9 M P a 1 1 M P + 1 1 . 5 3 0 . 0 2 0 . 0 0 2 2 0 . 0 0 1 6 0 . 0 0 1 3 0 . 0 0 129 3 1 . 5 2 0 . 0 4 0 . 0 0 3 0 . 0 0 2 1 0 . 0 0 1 6 0 . 0 0 1 15 7 + 3 1 . 1 7 0 . 0 4 0 0 . 0 0 1 5 0 . 0 0 1 9 0 . 0 0 0 9 7 554 1 3 5 . 7 5 0 . 0 5 0 . 0 0 5 2 0 . 0 0 3 0 . 0 0 2 3 0 . 0 0 1 25 5 + 1 7 5 . 4 6 0 . 0 7 0 . 0 0 2 4 0 . 0 0 2 8 0 . 0 0 1 3 0 . 0 0 1 111 1 8 0 . 5 9 0 . 0 5 0 . 0 0 2 2 0 . 0 0 2 5 0 . 0 0 1 2 0 . 0 0 0 9 82 1 9 4 . 0 1 0 . 1 2 0 . 0 0 2 9 0 . 0 0 4 1 0 . 0 0 1 6 0 . 0 0 1 371 6 3 1 . 1 1 0 . 1 2 0 . 0 0 3 7 0 . 0 0 2 6 0 . 0 0 2 1 0 . 0 0 1 7三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选高、中和低渗储层上形成的屏蔽环都能承受至少11随压差的增加,屏蔽环的渗透率进一步下降;在压差为 11见失水的突然增加;屏蔽环的强度有利于在较大压差下的低压储层的油层保护;屏蔽环的强度足以承受固井作业时的压差,防止水泥浆对储层的损害。三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选屏蔽环的深度评价屏蔽 环 的深度 评 价 结 果岩心号 0 . 3 5 0 . 0 4 1 0 . 1 1 1 . 7 21 1 5 . 0 1 0 . 0 3 3 1 4 . 8 5 1 . 5 528 2 1 . 2 5 0 . 0 4 2 2 . 0 1 1 . 4 425 2 9 . 2 9 0 . 0 1 3 2 8 . 5 4 1 . 3 155 6 5 . 7 4 0 . 0 7 6 6 . 2 3 1 . 9 58 7 1 . 9 3 0 . 0 6 6 5 . 5 5 1 . 3 35 1 2 7 . 7 6 0 . 0 4 1 1 0 . 4 2 1 . 2 654 1 3 5 . 7 5 0 . 0 5 1 2 0 . 9 0 1 . 4 35 5 + 1 7 5 . 4 6 0 . 0 7 1 5 0 . 8 7 1 . 2 711 1 9 4 . 0 1 0 . 1 2 1 6 0 . 0 4 1 . 3 284 9 4 0 . 2 5 0 . 1 2 8 9 0 . 5 6 1 . 7 2三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选屏蔽环的深度是该技术成功与否的关键;中低渗透率储层的屏蔽环深度小于 2高渗透率储层的屏蔽环深度,由于岩心太短,没有准确得出,但通过数据可见切后的渗透率已接近原始地层水渗透率,所以推断高渗产层的屏蔽环深度小于 3、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选屏蔽环的反排解堵评价屏蔽 环 的反排解堵 评 价 结 果岩心号 破压力M P i + 1 1 . 5 3 0 . 0 2 9 . 3 6 81 0 . 0 1 5 0 . 1 0 3 4053 1 0 . 3 5 0 . 0 4 7 . 4 7 72 0 . 0 0 5 0 . 1 9 4 1 0 01 1 5 . 0 1 0 . 0 8 1 0 . 3 2 69 0 . 0 0 6 0 . 1 4 702 9 ( 强度 ) 3 1 . 5 2 0 . 0 4 1 4 . 6 8 47 0 . 0 0 9 0 . 0 5 5 305 7 + ( 强度 ) 3 1 . 1 7 0 . 0 4 6 . 8 3 22 0 . 0 0 2 5 0 . 1 7055 6 5 . 7 4 0 . 0 7 1 9 . 2 0 29 0 . 0 0 4 - 908 7 1 . 9 3 0 . 0 6 2 7 . 1 4 38 0 0 6 - 1 6 05 4 ( 强度 ) 1 3 5 . 7 5 0 . 0 5 9 . 4 9 7 0 . 0 1 0 . 0 9 8 505 5 + ( 强度 ) 1 7 5 . 4 6 0 . 0 7 7 0 . 3 7 40 0 . 0 0 9 0 . 0 6 2 801 1 ( 强度 ) 1 8 0 . 6 0 0 . 0 5 4 3 . 1 1 24 0 . 0 0 6 0 . 0 3 3 602( 强度 ) 1 9 4 . 0 1 0 . 1 2 2 3 . 5 12 0 . 0 0 5 0 . 0 7 2 1 2 07 1 ( 强度 ) 6 3 1 . 1 1 0 . 1 2 1 1 7 . 9 3 19 0 . 0 0 2 5 0 . 0 1 7 4084 9 4 0 . 2 5 0 . 1 2 1 5 1 . 0 8 16 0 . 0 0 1 0 . 0 1 6 90三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选低渗岩心屏蔽环反排良好,恢复值达到 70%以上;中高渗岩心屏蔽环反排较差;做强度试验后(最大压差 11的岩心反排不好;反排较差的原因: 反排时间较短(小于 3小时); 油溶性暂堵剂需较长时间才能完全溶解; 受高压差后,屏蔽环更为致密,需更长的反排时间;屏蔽环的突破压力低, 对开发井来讲,只要深度浅,射孔深度远远超过屏蔽环深度。三、6- 1油田屏蔽式暂堵技术的现场施工工艺材料和器材的准备按井筒和管汇的总容积的 3%准备 1暂堵剂;按井筒和管汇的总容积的 2%准备 1油溶性软化暂堵剂;加入 1后可能会出现发泡现象,准备适量的消泡剂;试验井需测定材料加前和加后的粒度分布,至少应在一个平台上准备一台激光粒度仪;准备好 80目的振动筛筛网;准备必要的泥浆性能测定仪器(常压失水仪、粘度计等)。三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选试验井工艺过程陆上应检验好暂堵剂的粒度分布和产品质量,不合格产品严禁入井; 1粒度中值应在 12~ 201的中值应在 10进入产层前,应充分运行除砂器和除泥器,清除不必要的泥浆固相,防止加暂堵剂后比重的过度增加;加暂堵剂前,维护好泥浆性能,保持相对较低的粘度,减少加 1后的发泡现象;泥浆维护好后,测定加前的泥浆粒度分布和常规性能; 1是膏状材料,特别是温度寒冷的条件下,加入有一定的难度。可事先在小罐中配制高浓度 1;三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选进入产层前 50米开始按比例加入 1和 1暂堵剂,如出现严重发泡现象,加入适量消泡剂;加材料后,振动筛筛网换为 80目;加入后经一个循环周后,测定加后的泥浆粒度分布和常规性能;进入产层后应保证至少 进入产层环空返速不得超过 2m/s;每钻进油层一百米,测定一次粒度分布,如暂堵剂含量不足,可适量补充暂堵材料;钻完油层前,不得使用除泥器,避免暂堵材料被清除。三、保护储层的屏蔽式暂堵技术筛选屏蔽暂堵技术保护效果的评价和对后续作业的要求完井后进行一次测试,表皮系数应有大幅度的降低(与 米采油指数有明显的提高(与邻近非试验井在同样的开采时期内),达到 20%以上;采用屏蔽式暂堵技术后,应配以优化射孔工艺,充分发挥钻井过程的保护效果;射孔作业时,应严格筛选射孔液,否则会前功尽弃;砾石充填完井时,应注意选用携砂液,减少高粘液体对储层的吸附损害和液相敏感性损害。
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