保護儲層的修井液技術.ppt

1、保護油氣層的修井液技術,西南石油大學油井完井技術中心 楊憲民,修井過程中地層損害示意圖,開發(fā)開采過程中的地層損害示意圖,地層損害的定義,在油氣鉆井、完井、生產(chǎn)、增產(chǎn)、EOR、修井等全過程中的每一個作業(yè)環(huán)節(jié)，發(fā)生流體產(chǎn)出或注入能力顯著下降的現(xiàn)象 多在井壁附近，也可以在井間 滲流通道孔隙和/或裂縫 油氣或注入的驅(qū)替流體,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,（一）地層損害的類型和機理 、固相堵塞 類型：深部堵塞 d粒1/7d孔 淺部堵塞 2/3 d孔 d粒1/7 d孔 無堵塞 d粒 d孔，或無固相 堵塞機理,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,Fy , Va, n, k,. Fx P, A, , q

2、, K 當Fx Fy 時 泥餅開始形成。 瞬態(tài)濾失階段： q大，F(xiàn)x大，橋堵粒子侵入 內(nèi)泥餅形成階段： q小，F(xiàn)x小，逐級填充,Fx,Fy,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,結(jié)論： 當缺乏架橋這個粒級的固相會造成深部損害； 當級配不合理時，不可能形成質(zhì)量好的內(nèi)外泥餅； 要形成好的內(nèi)外泥餅，除級配外，應存在一個最小的正壓差。越大，Pmin越小，反之越大； 要形成好的泥餅，除級配外，應存在一個最佳的合理上返速度。,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,、地層內(nèi)粘土礦物的水化和去水化（水敏、鹽 敏、堿敏、處理劑分散作用等）,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,、毛細管作用 水鎖 當水進入油層后由毛細

3、管阻力引起的液體堵塞，即非潤濕相驅(qū)動潤濕相，會出現(xiàn)水鎖現(xiàn)象。,Case 1,毛細管附加阻力,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,賈敏效應 毛細管中非潤濕相流體液滴對潤濕相液體運動產(chǎn)生的附加阻力的現(xiàn)象，即潤濕相驅(qū)動非潤濕相時，會出現(xiàn)賈敏效應。 A. 油滴在毛細管中,油滴通過孔喉處的附加阻力,Case 2,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,B. 油滴在孔喉處,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,、乳化堵塞 穩(wěn)定乳狀液 乳狀液 表面活性劑、微粒 非穩(wěn)定乳狀液,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,、潤濕反轉(zhuǎn) 可使有效滲透率下降1585%，平均下降40% 砂巖：陽離子表面活性劑 油潤濕 陰離子表面活性

4、劑 水潤濕 碳酸鹽巖：陰離子表面活性劑 pH8 油潤濕 pH9.5 水潤濕 陽離子表面活性劑 pH3 水潤濕 pH9.5 油潤濕,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,、微粒運移 外來微粒、地層內(nèi)原有次生微粒、化學沉淀微粒。 激發(fā)因素：波動壓力； 失水量過大； 流動相態(tài)的變化； 潤濕性反轉(zhuǎn)等。,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,油流方向,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,、化學沉淀,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,、井噴和井漏 井噴造成的損害 井噴越厲害，速敏損害區(qū)和改善區(qū)越大； 井噴后壓井，加重材料會侵入改善區(qū)，造成射孔難以穿透的固相損害帶，造成無產(chǎn)能的情況； 井噴后，深部速敏損害區(qū)的

5、堵塞難以恢復。,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,井漏引起的損害 壓力敏感問題 滲透性漏失易控制，損害也易控制； 裂縫性漏失不易控制，大量固相進入裂縫。 裂縫 滲流通道； 孔隙 儲集空間。 堵漏原則： 必須是淺層的； 必須是能加以解除的。,油氣層,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,、井眼擴大造成的損害 固相增多； 固井質(zhì)量差，特別是第二界面的固井質(zhì)量差，引起油氣水竄； 造成射孔打開油層不完善，引起附加的表皮系數(shù)，造成產(chǎn)能下降； 疏松砂巖井眼擴大，由于孔眼穿深淺，在同樣的產(chǎn)能下，造成滲流面積小，滲流流速大，孔眼內(nèi)流速大，引起出砂。,水泥環(huán),泥漿,一、修井過程中造成儲集層損害的因素,10、處理

6、劑的吸附損害 特別是聚合物的吸附損害（對中低滲透率油氣藏。 11、細菌堵塞 厭氧菌、硫酸還原菌等,二、修井過程中影響地層損害的因素,內(nèi)因：不可控制；外因：可控制 、壓差 理想狀態(tài)，難以實現(xiàn)； 損害加劇，嚴重時引起井漏； 技術難度大，受儲層條件限制，引起井噴。 影響因素：修井液比重、環(huán)空返速、起下鉆速度、流變 邊參數(shù)、氣侵、攜巖能力等。,二、修井過程中影響地層損害的因素,、浸泡時間 、環(huán)空返速 、固相含量：減少固相，保證合理的粒度分布。 、井眼擴大：合理的泥漿體系（抑制性、造壁 性、和失水性能）； 合理的水力參數(shù)和噴嘴尺寸和形 狀； 合理的鉆井參數(shù)（鉆壓和轉(zhuǎn)速）,三、地層損害的診斷分析技術,、巖

7、心分析技術：儲層特征和敏感性研究 礦物類型、數(shù)量及分布 孔喉類型及尺寸分布 粘土類型、分布及產(chǎn)狀 各種敏感性程度和臨界值 地層油氣水性質(zhì) 儲層溫度和壓力 為篩選鉆完井液體系和配方提供基礎數(shù)據(jù)和依據(jù)，最大程度的減少地層損害。 、地層壓力預測 地層孔隙壓力、井壁坍塌壓力、地層破裂壓力等 為確定合理的鉆完井液密度和井身結(jié)構設計等提供依據(jù)。,四、修井作業(yè)所面臨的問題,油氣田開發(fā)后期，地層能量不足，井底壓力低于靜水柱壓力?；蚪?jīng)長期注水開發(fā)有多個壓力層系； 修井作業(yè)時避免外來流體傷害產(chǎn)層，改變水飽和度，導致油和氣相滲透率的下降； 壓井后產(chǎn)能大幅度降低甚至無產(chǎn)能,或長期不能復產(chǎn)； 確保施工安全，特別是含H2

8、S的油氣井和海洋油氣井壓井和修井； 滿足環(huán)保要求； 降低綜合成本。,Effects of Formation Damage,Practical Workover Fluids,修井過程中油層保護的常規(guī)修井液技術,西南石油學院完井技術中心 一九九九年九月,保護儲層的修井液技術,一、修井液的種類 修井液：修井過程中所有入井流體的總稱 清潔鹽水體系 KCl體系：1.17以下 NaCl體系：1.20以下 CaCl2體系：1.39以下 CaBr2體系：1.40以上 ZnBr2體系：1.80以上,保護儲層的修井液技術,有固相鹽水修井液體系 水溶性體系：聚合物飽和鹽水鹽粒 酸溶性體系：聚合物鹽水酸溶性顆粒

9、油溶性體系：聚合物鹽水油溶性顆粒,保護儲層的修井液技術,氣基修井液體系 空氣、霧、泡沫、充氣液 用于低壓井的完井和修井 需專用的地面設備 油基修井液體系 合成基、油包水和水包油乳狀液,保護儲層的修井液技術,二、修井液基液的篩選 海水的礦化度大于地層水的總礦化度，用海水后如存在損害則屬于升高礦化度引起的敏感性損害 海水浸泡后巖心的滲透率存在12.527%的損害，按損害程度分類為弱損害 要用過濾后的海水作為修井液的基液，必須篩選使用與產(chǎn)層配伍的粘土穩(wěn)定劑 推薦采用兩級過濾，將海水中大于2mm的固相去掉,保護儲層的修井液技術,三、粘土穩(wěn)定劑的篩選,保護儲層的修井液技術,1粘土穩(wěn)定劑種類的篩選 所選用

10、的粘土穩(wěn)定劑除能防止粘土礦物的膨脹和分散，還應能控制敏感性礦物的運移，所以選用的粘土穩(wěn)定劑是聚季胺和短鏈聚合物類的產(chǎn)品 加量1%的KCS28的損害程度最大，達到3234 1%KHC0l的效果也不太理想，使用后會產(chǎn)生10.7%13.6%的弱損害 BC-51加量達到1以后，其損害率為8.7517.3% KCS-18濃度達到1%后，效果較好，儲層巖心的損害范圍在-2.016.0%之間 而CPCS1在加量達到1%以后，與秦皇島326油田的礦物的配伍性最好，損害范圍為-0.35.54% 從效果上看可排序為：CPCS-1KCS-18BC-51KHC-01KCS-18。 據(jù)此選用KCS18和CPCS1為主選

11、粘土穩(wěn)定劑,保護儲層的修井液技術,2粘土穩(wěn)定劑加量的篩選,保護儲層的修井液技術,3加入粘土穩(wěn)定劑后巖心的速敏評價,保護儲層的修井液技術,三、緩蝕劑的篩選 在模擬井溫條件下，考察標準掛片（A3金屬片）在三種不同液體配方（配方見后）中的腐蝕情況； 在模擬井溫條件下，考察鉆桿在三種不同液體配方中的腐蝕情況。 液體配方： 過濾海水18NaCl； 過濾海水18NaCl1CA101； 過濾海水18NaCl0.03%NaOH1%CA1010.6%BCS8510.2%OSY0.1%MgO（完井液配方）,保護儲層的修井液技術,標準掛片（A3金屬片）腐蝕試樣結(jié)果,保護儲層的修井液技術,鉆桿樣品掛片（P105金屬片

12、）腐蝕試驗結(jié)果：,保護儲層的修井液技術,四、JN15鈣鎂離子掩蔽劑的選用 CA101必須在弱堿性的環(huán)境下，才能發(fā)揮緩蝕作用 而各種工作液之間和工作液與地層水之間，存在著不配伍的可能性（見鄧明毅編寫的鉆井液體系評價部分），鈣鎂離子會在堿性條件下沉淀 在修井液中采用酸性螯合劑防止鈣鎂離子的沉淀。但是這又犧牲了修井液的防腐性能，使井內(nèi)的管材的使用壽命大為縮短 開發(fā)研制了在弱堿性環(huán)境下使用的JN-15鈣鎂離子掩蔽劑，即能防止鈣鎂離子的沉淀，又能保證修井液的優(yōu)良防腐性能。,保護儲層的修井液技術,特點 在修井液中加入鈣鎂離子穩(wěn)定劑，可以有效地防止鈣鎂離子產(chǎn)生的沉淀造成的地層傷害 專用于修井作業(yè)中的鈣鎂離子

13、掩蔽劑是由有機酸和具有強的絡合能力的絡合劑，絡合助效劑復合而成，該劑具有對鈣鎂離子穩(wěn)定能力強，配伍性好，使用方便等特點 主要性能指標,保護儲層的修井液技術,五、所篩選的修井液體系的巖心滲透率恢復值 過濾海水+1.5%KCS-18+2%CA101+1%JN-15+0.2%OSY+0.2%NaOH 過濾海水+2.0%CPCS-1+2%CA101+1%JN-15+0.2%OSY+0.2%NaOH KCS18粘土穩(wěn)定劑的滲透率恢復值達到82.06%以上 CPCS1體系巖心滲透率的恢復值僅有45左右,保護儲層的修井液技術,六、秦皇島326油田修井液體系的確定 綜合上述結(jié)果，秦皇島326油田明化鎮(zhèn)組的修井

14、液基本配方確定為： 過濾海水+1.5%KCS-18+12%CA101+1%JN-15+0.2%OSY+0.2%NaOH,七、修井液施工工藝 1修井液密度的確定 鹽水密度隨溫度的上升而下降，密度越高的鹽水受溫度的影響越嚴重， 對于油井來講，修井液密度的附加值為5%10%，對于常壓油層可考慮選擇附加值的低限，對于高壓油層可選用附加值的上限，按照氣井壓井的一般要求，井內(nèi)液柱壓力應比地層壓力高1020%。高壓異常地層取上限，常壓地層可取下限。這樣即可保證下生產(chǎn)管柱的安全，又可防止大量修井液進入產(chǎn)層。 如果修井液密度沒有超過1.15g/cm3，可考慮使NaCl調(diào)節(jié)密度； 如超過1.20g/cm3就應考慮

15、NaCl和CaCl的混合使用。 對于潿12-1油田可考慮用NaCl鹽水的溫度影響圖版。,保護儲層的修井液技術,保護儲層的修井液技術,保護儲層的修井液技術,保護儲層的修井液技術,保護儲層的修井液技術,保護儲層的修井液技術,具體作法如下： 如壓力系數(shù)為1.10，附加5%，則修井液密度為1.155g/cm3； 確定作業(yè)時的地面溫度，如20度； 以油層中部井深的1/2所對應的井溫作為井下溫度，如55度； 在 NaCl溫度影響圖板上的橫座標上找出該井下溫度的點，然上垂直上移至完井液密度1.155g/cm3的點。 然后從該點與曲線平行左移至地面溫度的點； 最后水平移運至與縱座標相交的點，該點密度則為地面配

16、制修井液的密度。,保護儲層的修井液技術,2、修井液的主要性能 密度 結(jié)晶溫度 配伍性 滲透率恢復值 粘度,保護儲層的修井液技術,3修井液施工工藝 大排量用海水清洗井眼，直至NTU小于30； 替入20方清洗液，緊接著替入20方海水，替入20方膠液； 大排量用海水清洗井眼，直至NTU小于30； 替入射孔液，根據(jù)射孔段長度而定，但至少應替至射孔段頂部100米； 射孔反涌后，替入壓井液壓井，壓井后，起射孔管柱時，應注意測定油氣上返速度； 防砂工藝； 生產(chǎn)管柱下完后，替入隔離液至封隔器以上200米（如生產(chǎn)管柱不允許替液，可考慮壓井后替入隔離液）。 在壓井中如發(fā)生嚴重漏失，應配制堵漏液堵漏。,適用于低壓地

17、層和多壓力系統(tǒng)的 新型固化水修井液體系的研究和應用,西南石油大學完井技術中心,前言,部分油田已進入開發(fā)中后期，由于欠注或衰竭性開發(fā)，主要產(chǎn)層的地層壓力梯度已大大低于原始地層壓力梯度，甚至可能低于水柱壓力。目前東河油田的壓力僅為0.79，在這種情況下，如要對油井進行修井作業(yè)，在修井作業(yè)中，勢必發(fā)生修井液的大量漏失和固相對產(chǎn)層的堵塞，使得作業(yè)后油井的產(chǎn)能大幅降低。 由于不能建立循環(huán)使得部分井不能實現(xiàn)修井，使得油氣井過早地報廢（特別是氣井）。 如果采用撈砂作業(yè)，由于作業(yè)周期長，成本高，地層損害嚴重，恢復產(chǎn)能時間延遲等原因，導致作業(yè)效益低下，不能良好地實現(xiàn)修井作業(yè)的目的，大大降低了東河油田的開發(fā)效益。

18、 對于同時具有高壓層和低壓層的多壓力層系的油氣井作業(yè)難度就更大。,四川和平湖油氣田多壓力系數(shù)層情況,前言,為此西南石油大學和正達化工研究所共同開發(fā)研究了固化水修井壓井液體系，該體系無自由水，即使用清水和鹽水壓井，在低壓層都不會發(fā)生漏失，或最大程度地降低漏失量。同時該體系攜砂性能良好，可以建立循環(huán)這樣就可以克服低壓層系的壓井問題，同時可以實現(xiàn)修井，也最大限度地保護了油氣層，使得油氣層可以恢復原有的產(chǎn)能。由于采用沖砂作業(yè)，可以大幅度縮短作業(yè)時間，恢復產(chǎn)能也十分容易。同時，該體系對環(huán)境的兼容性，在自然條件下可自然降解，對環(huán)境無污染。此項技術如能在塔里木油田的修井作業(yè)中實施，可以預見其經(jīng)濟和技術效益是

19、十分明顯的。,前言,該體系已在四川的多口低壓氣井的壓井和修井作業(yè)中使用，使得原來沒法修井的死井恢復了產(chǎn)能。該體系又在東海平湖油氣田的調(diào)整井完井中使用，獲得了一口高產(chǎn)氣井。為了探索固化水體系在塔里木油田公司的油氣井中使用的可行性，準備針對塔里木東河油田的油氣藏的特點，開展該體系的應用性研究。,東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素,東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素,東河塘油田屬于石英砂巖儲層，膠結(jié)物含量較高，屬于膠結(jié)比較好的砂巖儲層。其中粘土礦物絕對含量較低，所以總體上看，該儲層的各項敏感性都不會很高。在粘土礦物中，高嶺石占了80以上，其次是伊利石和綠泥石，伊/蒙混層最少，只有2左右。從粘土礦

20、物的成分來看，應該注意高嶺石引起的速敏所產(chǎn)生的微粒運移，以及可能存在的堿敏，控制好修井液的pH值。由于伊/蒙混層含量較低，而且混層比又不太高，所以水敏性不會很強。儲層中的綠泥石含量也低，估計酸敏性也不強。,東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素,東河油田儲層敏感性評價結(jié)論,東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素,東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素,東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素,東河塘油田儲層的物性是屬于中孔中滲儲層，油層的平均孔隙度在14.315.6%，平均滲透率在76.177.6%。東河塘油田儲層的平均孔喉直徑3.84mm，最大孔喉直徑13.52mm。 此類儲層極易受到修井液中固相和液

21、相的損害。對此類儲層所使用的修井液應該是無固相的，同時修井液還應具備沖砂和攜砂的功能。 此外修井液的液相如果大量進入此類儲層，由于儲層的孔喉較小，水飽和度的增加，會大大降低油的相對滲透率，也就是所謂的“水鎖”效應，導致進入油層的修井液難以反排，修井作業(yè)結(jié)束后，反排周期加長，有的井甚至沒有產(chǎn)能。,東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素,修井液不應與地層原油發(fā)生反應形成乳狀液，從而堵塞孔喉。如果因為洗井的需要必須使用表面活性劑，必須對表面活性劑進行篩選，防止乳狀液的生成。 修井液的大量漏失勢必降低井眼周圍儲層的溫度，一旦溫度降至瀝青、石蠟和膠質(zhì)的析出點，就可能在地層內(nèi)形成結(jié)蠟和結(jié)瀝青，而且這一過程難

22、以逆轉(zhuǎn)，所以必須控制修井液的漏失。 地層水中Ca2+，Mg2+，Ba2+和Sr2+的含量較高，如果修井液不配伍，容易形成垢，特別是后兩者的垢不易清除，因此必須控制修井液中CO32-和SO42-的含量，避免在地層內(nèi)形成結(jié)垢，損害儲層的滲透率。,東河塘油田的儲層特征和潛在的損害因素,東河塘油田石炭系儲層屬于正常的溫度梯度，在井深5800米左右，地層溫度大約在140左右，因此修井液必須能承受140的溫度，并保持各項性能的穩(wěn)定，保證修井作業(yè)的順利完成。而該儲層已經(jīng)過多年的開采，地層壓力已降至0.79MPa/100m，屬于低壓地層，此時修井液即使使用清水都會發(fā)生漏失，因此修井液在此地層不能發(fā)生漏失，防止

23、因漏失引起的一系列損害。,小結(jié),東河塘石炭系儲層中高嶺石含量較大，應注意水速敏和堿敏； 東河塘石炭系儲層鹽敏的臨界礦化度范圍在425萬mg/l，修井液礦化度選擇范圍較大； 東河塘石炭系儲層水速敏臨界流速在0.30.8m/d，修井液應控制漏失，避免引起水速敏損害； 東河塘石炭系儲層由于高嶺石含量較高，修井液的pH值應控制在10以下，以免造成堿敏損害； 東河塘石炭系儲層屬于中孔中滲儲層，孔喉尺寸較小，由于毛細管作用引起的水鎖損害相當嚴重，應控制修井液的漏失，防止水鎖損害；,小結(jié),針對石炭系砂巖儲層孔喉較小的特點，修井液應使用無固相修井液體系； 東河塘石炭系儲層的原油含瀝青和膠質(zhì)較高，應注意修井液漏

24、失造成井眼周圍溫度場的變化，防止在地層內(nèi)形成有機垢； 東河塘石炭系儲層的地層水礦化度較高，要注意修井液中的兩價陽離子與地層水的配伍性，防止無機垢在地層內(nèi)的形成； 修井液中如果要使用表面活性劑，應注意篩選，防止與地層原油形成乳狀液，造成乳狀液的堵塞損害； 東河塘石炭系儲層屬于常溫地層，井底溫度在140左右，修井液的抗溫能力應大于此溫度； 東河塘石炭系儲層目前地層壓力梯度已降至0.79MPa/100m，修井液在此地層作業(yè)時不能發(fā)生漏失，并能承受水柱壓力造成的壓差而不發(fā)生漏失。,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,油田已處于開發(fā)的中后期，由于采用的是衰竭性開采或是由于注水欠注，造成地層壓力系數(shù)低于

25、靜水柱壓力，目前地層壓力梯度僅為0.79MPa/100m。如果修井過程中要建立循環(huán)或進行沖砂作業(yè)，將面臨修井液大量漏失的問題。即使是使用清水壓井，對于5800m左右的井來講，也存在12.18MPa的正壓差，在如此大的正壓差下，修井液必然會發(fā)生大量漏失。 修井液必須和地面環(huán)境兼容，經(jīng)過一定時間后，能自然降解，保護環(huán)境。,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,由于正壓差和漏失問題的存在，如何防止修井液固相和液相的損害也是一個關鍵問題，否則將導致修井后產(chǎn)量的大幅度降低，甚至出現(xiàn)無產(chǎn)能的情況。所以修井液必須采用無固相修井液體系，更為重要的是修井液不能發(fā)生大量漏失，避免出現(xiàn)水鎖、水速敏和有機垢的生成。

26、修井液體系在滿足上訴要求的條件下，還必須有合理的成本控制，降低綜合成本，有利于該體系的大面積推廣使用。,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,泡沫壓井液和修井液體系 泡沫的穩(wěn)定周期短。泡沫壓井液和修井液的穩(wěn)定時間在2448小時; 泡沫壓井液的工藝較為復雜。要使用專門的配液裝置和多種添加劑; 泡沫壓井液和修井液的成本較高; 泡沫體系對環(huán)境的污染大。 固相暫堵型壓井液和修井液體系 修井結(jié)束后要進行專門酸洗作業(yè)才能恢復生產(chǎn); 修井液中的固相會進入產(chǎn)層; 修井液的聚合物會損害產(chǎn)層。,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,膠液壓井液和修井液體系 此類體系不能完全防止漏失，只是液體粘度的增加，減緩了修井液

27、的漏失速度，因此它的缺陷是十分明顯的。首先由于漏失仍然存在，所以不能防止液相進入產(chǎn)層造成的損害，其次由于聚合物的使用，也會造成聚合物的吸附損害。需要指出的是，由于液相粘度的增加，液相造成的毛細管作用的損害將更為嚴重。 低壓油氣井不壓井修井作業(yè) 不壓井作業(yè)風險性大; 不壓井作業(yè)需要租用或引進特殊井口裝備和防噴裝備; 一些修井作業(yè)不適宜采用不壓井作業(yè)。,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,針對東河塘石炭系儲層的特點，首先不宜使用暫堵型和膠液修井液體系，這些體系的使用會造成這種中孔中滲儲層的嚴重損害。泡沫修井液體系由于工藝復雜、穩(wěn)定周期短和成本的問題也不宜采用。不壓井作業(yè)可視修井作業(yè)的類型有條件的

28、選用。,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,新型固化水壓井液和修井液體系的提出 低壓油氣井新型修井液體系的設計原則 在修井作業(yè)期間，必須對產(chǎn)層形成穩(wěn)定的暫堵 新型壓井液和修井液中無游離液體 新型修井液應具有良好的流動性 新型修井液體系必須較長的高溫穩(wěn)定性能 新型壓井液必須是無固相的 新型修井液能方便地破膠和反排,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,低壓油氣井新型修井液體系的設計思路 按照上述的設計原則，這種新型修井液體系必須采用新型的高分子吸水材料作為固化劑。這種高分子吸水材料可以束縛其本身重量100倍以上的清水或鹽水，牢牢地控制被束縛的水，使之不能參與自由流動，這種材料束縛水的能力很強，

29、修井液中已沒有自由水，用手或濾紙就可以將這種體系托起，而且這種材料是生物性的，對環(huán)境沒有任何損害。這種材料在室內(nèi)經(jīng)過多次比較和篩選，已經(jīng)形成成熟的產(chǎn)品，并開發(fā)了配套的添加劑，形成了配套工藝和技術。國家專利局已批準“一種固化水顆粒作為修井液的方法”的國家專利。,物理暫堵原理,井溫小于100條件下，高分子吸水材料在正壓差下物理脫水形成暫堵層，阻斷完井液的滲漏,化學暫堵原理,井溫大于120或完井射孔時，高分子吸水材料所形成的暫堵層會逐漸或瞬間化學演變成膠質(zhì)暫堵層，這個暫堵層具有更高的強度和更低的滲透率。,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,東河塘油田修井選用固

30、化水體系的必要性,固化水顆粒必須具有一定的強度。對于東河塘油田石炭系的具體壓力情況來講，固化水暫堵層必須能承受12MPa以上的正壓差。 固化水顆粒必須是軟顆?？勺冃巍？梢栽趬毫ψ饔孟峦ㄟ^顆粒外形的改變，在產(chǎn)層表面形成暫堵。 固化水修井液體系必須有良好的流動性。配好后的固化水體系能良好的流動，粘度一般在60110mpa.S。 固化水顆粒能完全破膠。固化水修井液體系在加入破膠劑后，能夠完全破膠，并還原成清水或鹽水。,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,新型固化水修井液體系適用范圍及應達到的條件 新型固化水修井液體系的主要

31、用途及局限性 低于清水柱壓力的低壓油氣井修井和壓井作業(yè) 合采多層的不同壓力系數(shù)井的完井和修井作業(yè) 該體系不能采用含有過高濃度的二價陽離子的液體配液 該體系的密度上限為1.20g/cm3 該體系的抗溫上限為140,東河塘油田修井選用固化水體系的必要性,新型固化水修井液體系應達到的條件 應達到的工況條件：配置好的新型固化水修井液體系應具備流動性好，懸砂性強，現(xiàn)場易配，穩(wěn)定時間長，提高功效的特點； 應達到的技術指標：該體系對儲層巖心的滲透率恢復值應大于85；暫堵層的承壓能力大于12MPa；沖砂作業(yè)時和循環(huán)時的漏失量應小于1m3/hr； 應達到的安全環(huán)保條件：新型固化水修井液體系應對人體和環(huán)境無害，可

32、自然降解還原成清水，地層暫堵能解除； 應達到的經(jīng)濟指標：該體系使用的綜合成本相當于泡沫壓井液的50%以下（實際只有泡沫壓井液的1/4）； 適應范圍：最高井溫135，地層壓力系數(shù)小于或等于1.1MPa/100m。,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,配方的確定 根據(jù)東河塘石炭系儲層的特征，該儲層是砂巖孔隙性儲層，地層壓力系數(shù)0.79MPa/100m，溫度130140的特點，配制固化水的基液最好采用淡水，這樣可以降低固化劑的加量，從而降低修井液的每方成本。同時因為井溫較高，在配方中應使用適量的膠體保護劑，提高體系的抗溫能力。加上為提高固化水束縛水的能力和加快配漿過程而使用的固化引發(fā)劑，就組成了東河塘石

33、炭系砂巖固化水體系的基本配方： 淡水1.02.0%SW-13A固化劑0.20.5%固化引發(fā)劑0.10.2%膠體保護劑,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,理化性能的測定 粘度的確定 根據(jù)室內(nèi)的測定，固化劑加量在12之間時，體系的粘度在25110mPaS之間可調(diào)。在現(xiàn)場配制時，需專業(yè)人員指導操作，固化劑的加量以剛好束縛完體系中的淡水為最佳，同時在此條件下達到體系的最低粘度，以降低泵壓。 體系的穩(wěn)定性測定 室內(nèi)實驗的具體做法是將配制好的修井液在130140下保溫存放，10天后測定其粘度，用粘度的降低值評價其液體的穩(wěn)定性，實驗中測得粘度降低值40%，說明該體系有著較好的穩(wěn)定性?，F(xiàn)場使用中，天東61井12

34、0作業(yè)23天，平湖B8井137作業(yè)28天末發(fā)生漏失。,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,腐蝕性的測定 在室內(nèi)按鹽酸酸化緩蝕劑的評價方法，將N80油管鋼片放于修井液中，在一定溫度下保溫24小時，根據(jù)鋼片的失重評價沖砂液對油套管的腐蝕，結(jié)果如下：,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,應用性能的測定 與地層水配伍性的評價,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,由于沒有東河塘石炭系儲層的地層水，在實驗中采用了別的油田的地層水樣品，進行分析表明，是CaCl2型的地層水，和東河塘石炭系地層水是一種類型，但礦化度要低一些，但是也能反應固化水與此類地層水的配伍性。 具體做法是在地層水中混入

35、等量的固化水體系，觀察混合液有無沉淀、分層和絮凝。如果沒有上訴現(xiàn)象說明固化水體系與地層水的配伍性好，反之則配伍性不好。 固化水體系和地層水混合后，沒有沉淀、分層和絮凝，說明與地層水的配伍性良好。但是混合液的粘度有所下降，這是由于混合液中增加了水的緣故，同時地層水中的兩價陽離子對固化劑束縛水的能力有所影響所致。,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,固化水體系對產(chǎn)層的損害評價 固化水體系自然反排的巖心滲透率恢復值評價,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,固化水體系破膠后巖心的滲透率恢復值評價,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,固化水體系暫堵深度的評價,巖心切掉2mm后，滲透率的損害率僅為0.25%，這說明暫

36、 堵層僅在2mm之內(nèi)，而且對巖心的滲透率基本不損害。,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,固化水體系承壓能力的評價,從上表可見固化水暫堵層一旦形成，可承受11MPa以上的壓差而不破裂，暫堵效果良好。如果儲層屬于正常的滲透性漏失，固化水應該形成很好的暫堵。按東河塘油田0.79MPa/100m的壓力梯度計算，固化水可以承受由此而引起的正壓差。,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,體系的濾失時間和濾失量,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,高溫下特種無（低）滲漏完井液的巖心動態(tài)污染試驗和失水曲線特征,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,利用高溫對特種無

37、（低）滲漏完（修）井液暫堵層產(chǎn)生的化學變化，提高低孔低滲儲層的暫堵效果，形成質(zhì)量優(yōu)異的人工井壁，這是一個技術上的突破，為低孔低滲儲層完（修）井液的防水相圈閉和其他敏感性損害提供了一個新的技術思路和工藝。,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,固化水的流動性能評價 按配方濃度進行配制沖砂液，粘度在35110mPaS，修井液可自由流動。 固化水體系的鉆屑回收率 在低壓油氣井的修井作業(yè)常常要進行沖砂作業(yè)，因此，固化水體系必須要有良好的攜砂能力，同時巖屑不能發(fā)生水化分散，所以安排了固化水體系攜砂能力的評價。 在固化水不同粘度的條件下，鉆屑的回收率在6284%，回收較好，固化水對鉆屑的影響較小。通過觀察沒有發(fā)

38、現(xiàn)鉆屑在固化水體系中沉降，說明固化水體系有較好的攜砂能力。,新型固化水修井液體系的室內(nèi)評價,新型固化水修井液體系的施工工藝,固化水的配漿工藝 準備好儲漿用的罐，并徹底清洗干凈，儲罐和循環(huán)管線中應沒有鐵銹和雜質(zhì)； 在儲罐中加入計量的淡水，如水質(zhì)不好應過濾； 按比例首先加入固化引發(fā)劑，攪拌均勻； 按比例加入固化劑和膠體保護劑，攪拌或循環(huán)均勻待用，并測定固化水體系的性能。,新型固化水修井液體系的施工工藝,固化水體系的注入和循環(huán)工藝 可采用常規(guī)的泥漿泵或壓裂車注入固化水體系，并替出原來井內(nèi)的液體； 在注入過程中注意泵壓的變化，如泵壓過高可適當降低排量； 固化水體系停泵后，重新啟泵時，應注意逐漸加大排量

39、，以免過大的激動壓力壓裂油氣層； 循環(huán)時，要注意去掉泥漿振動篩上的篩網(wǎng)，防止固化水跑漿； 沖砂作業(yè)時，固化水體系可循環(huán)使用，但應注意沖砂作業(yè)結(jié)束時，井內(nèi)替滿干凈的固化水，再進行其它作業(yè)。,新型固化水修井液體系的施工工藝,固化水體系的破膠工藝 化學法破膠和氣舉聯(lián)作 酸液破膠 氧化劑破膠 不破膠的誘噴方法 前面的實驗表明：固化水體系有良好的自然反排能力，為了簡化工藝，減少資金的投入，可以考慮不破膠直接誘噴，而且也可以減少破膠后修井液進入產(chǎn)層的可能性。 如施工井附近有氣源，可裝氣舉閥，通過氣舉誘噴； 可通過連續(xù)油管，進行注液氮誘噴； 如果地層壓力系數(shù)大于1.0MPa/100m，可通過管內(nèi)替入清水或柴

40、油誘噴。,特種無（低）滲漏完（修）井液體系的施工工藝部分,作業(yè)完成后特種無（低）滲漏完井液不破膠的施工工藝 如果破膠，勢必在下生產(chǎn)管柱過程中會發(fā)生大量液體漏失的問題，這就違背了使用特種無（低）滲漏完井液體系的初衷； 不破膠直接誘噴，會滯留在井眼油氣層底部，井生產(chǎn)時會對生產(chǎn)流程造成影響或使鋼絲作業(yè)困難的問題； 將特種完井液體系和常規(guī)完井液組合使用，特種完井液做為完井液的射孔液或修井時的壓井液替入油氣層段，其他井段仍采用常規(guī)完井液，并利用常規(guī)完井液進行循環(huán)和壓井，作業(yè)結(jié)束后，最后一次刮管時，用常規(guī)完井液替出特種完井液，即可進行后續(xù)作業(yè)。,特種無（低）滲漏完（修）井液體系的施工工藝部分,特種無（低）

41、滲漏完（修）井液體系的施工工藝部分,特種無（低）滲漏完井液體系暫堵實驗及濾失曲線,特種無（低）滲漏完（修）井液體系的施工工藝部分,特種無（低）滲漏完（修）井液體系的施工工藝部分,特種無（低）滲漏完井液在東海低孔低滲氣井的現(xiàn)場應用 天外天A7井以前的投產(chǎn)情況 本井于2006年4月17日完鉆，鉆獲氣藏H5a（氣層厚2.3m）與H5b0（氣層厚6.3m）。同年5月15日完井，6月8日誘噴，6月29日投產(chǎn)。由于鉆遇氣層薄、物性較差，正常生產(chǎn)時間較短，初始日產(chǎn)氣量只有2104m3左右，油壓只有7MPa，氣藏一開始生產(chǎn)就產(chǎn)水,此間還經(jīng)過多次放噴，計算無阻流量僅為2.7104m3。,特種無（低）滲漏完（修）

42、井液體系的施工工藝部分,天外天A7s井的完井和再完井以及A1s井完井中應用 完井液密度1.13g/cm3，正壓差約11MPa； 第一次在射孔段部分采用特種無（低）滲漏完井液體系作為射孔液，在射孔后，在高溫和高壓作用下形成的特種無（低）滲漏完井液暫堵層良好的封堵了低孔低滲儲層，在A7s井的完井和之后的再次完井作業(yè)中以及A1s井的完井作業(yè)中都沒有發(fā)生漏失，用常規(guī)完井液循環(huán)壓井也沒有造成儲層段的漏失，這項工藝取得成功。,特種無（低）滲漏完（修）井液體系的施工工藝部分,大大減少特種無（低）滲漏完井液體系的用量，從使用200多方減少至使用70方，節(jié)約了完井成本； 實踐證明了高溫下特種無（低）滲漏完井液體

43、系形成的化學暫堵層確實能起到防滲漏的作用，即使用常規(guī)完井液循環(huán)也不會造成破壞； 簡化了特種無（低）滲漏完井液體系的施工工藝，不需要進行破膠作業(yè)，同時不會影響氣井的氣舉誘噴投產(chǎn)。,特種無（低）滲漏完（修）井液體系的施工工藝部分,A7s井和A1s井的投產(chǎn)效果 根據(jù)A7s井2008年9月份的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，用8毫米油嘴生產(chǎn)，油壓16.53MPa，日產(chǎn)氣7.48萬方，日產(chǎn)油2.67方，達到了本井的地質(zhì)設計要求。 根據(jù)A1s井2008年11月份的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，用6.35毫米油嘴生產(chǎn)，油壓19.73MPa，日產(chǎn)氣9.3萬方，日產(chǎn)油3.56方，達到了本井的地質(zhì)設計要求。,結(jié)論,目前新型固化水修井液體系已在6個礦區(qū)和油

44、氣田的20多口井中推廣應用，結(jié)果說明，由我們研制和開發(fā)的新型固化水壓井液和修井液固化劑具有以下優(yōu)越的性能及創(chuàng)新之處： 高固化水能力。能束縛本身重量100倍以上的水，不使其游離。 具有一定強度。在一定壓力下不失水。 抗高溫、抗鹽（一價）、抗壓，穩(wěn)定時間長。在140下可穩(wěn)定1個月以上。 在一定條件下可破膠、降解，使其順利返排。 對低壓油氣層的地層損害極小，有利于油氣井的產(chǎn)能恢復。 我們認為該技術解決了目前我國低壓力系數(shù)和多壓力層系的油氣井壓井和修井作業(yè)的技術難點，具有良好的應用前景。,東河1井現(xiàn)場施工小結(jié),基本情況 東河1井是東河作業(yè)區(qū)的一口主力油井。原始地層壓力為62.33MPa（測試時間：19

45、90年7月12日），經(jīng)過長期生產(chǎn)后，目前的地層壓力為43.21MPa（測試時間：2005年11月21日），地層壓力系數(shù)為0.7586。 本次修井的原因主要是東河1井產(chǎn)能在短期內(nèi)大幅度降低（見下表），在一個多月的時間內(nèi)產(chǎn)能下降接近一倍，必須進行修井恢復產(chǎn)能。該井在2005年11月曾經(jīng)修過一次井。當時電纜探砂面為5780.43m，只有5m多的沉砂。修井中用原油沖砂至人工井底5806m，發(fā)生幾十方原油的漏失。 本次修井也要探砂面，如有沉砂要進行沖砂作業(yè)，并進行撿泵作業(yè)。,東河1井現(xiàn)場施工小結(jié),東河1井現(xiàn)場施工小結(jié),東河1井現(xiàn)場施工小結(jié),沖砂液配制及施工作業(yè)過程 7月9日下午開始配制固化水沖砂液，其中

46、各種材料的組合和加入量為1固化劑（2噸），0.5%引發(fā)劑（1噸），和0.5%高溫保護劑（1噸）。上面的配方是根據(jù)現(xiàn)場水質(zhì)情況和井溫作適當?shù)恼{(diào)整，配制前由技術人員作一些必要的實驗所確定的。整個配制過程簡單有效。共配制固化水200方。研究院在配制后進行了取樣。 現(xiàn)場測定固化水沖砂液的粘度為30mPa.s，密度為1.01g/cm3?，F(xiàn)場觀察固化水的流動性良好，游離水情況穩(wěn)定。 配制好的沖砂液在沖砂前始終保持在攪拌狀態(tài)下，如中途停泵，使用前攪拌30min。,東河1井現(xiàn)場施工小結(jié),7月10日下午14：10分由于在5”喇叭口處遇阻，開始用磨鞋修喇叭口，并用固化水循環(huán)替出井內(nèi)原油，泵壓13MPa，共循環(huán)返出

47、原油90方左右，未見漏失。 7月11日零點下鉆探砂面為5751.33m，埋砂高度為54.67m。射孔段是5720.55806m，沉砂將射孔段埋了一大半，估計是油井產(chǎn)能下降的主要原因。隨后開始沖砂，開泵十分鐘后，井口返出固化水沖砂液，至此共漏失5m3。 7月11日上午10點，沖砂進尺10m，鉆壓0.20.5t，泵壓1315MPa，排量1012L/s，粘度30mPa.s，密度1.01g/cm3，漏失沖砂液3.58m3，出口開始返出油層細砂。至此共漏失8.58m3。研究院又取了沖砂后的固化水樣品。,東河1井現(xiàn)場施工小結(jié),7月11日晚上20點，沖砂進尺17m，漏失沖砂液2.13m3，至此共漏失10.7

48、1m3。 7月12日8點沖砂至井深5801.45m，進尺27.67m，鉆壓0.20.5t，轉(zhuǎn)速60轉(zhuǎn)/分，泵壓1617MPa，排量1314L/s，密度1.01g/cm3，出口返出油層細紗，漏失沖砂液16.9m3，至此共漏失27.61m3。在泥漿槽觀察發(fā)現(xiàn)此時固化水沖砂液的軟顆粒減少，這是造成漏失量加大的原因，估計是磨鞋與砂面長期作用，將固化水顆粒磨小所致。 7月12日沖砂到人工井底后，循環(huán)一周，下午13點開始替入清水，按設計完成下步工作。至此沖砂作業(yè)完成。,東河1井現(xiàn)場施工小結(jié),沖砂作業(yè)施工小結(jié) 該井作業(yè)表明，固化水沖砂液體系配制工藝簡單，固化水體系的各項性能達到施工要求，共配制200m3；

49、固化水沖砂液攜砂性能良好，共沖砂32小時，沖砂高度54.67m，沉砂全部返出地面； 固化水體系粘度合理，施工泵壓不高，能有效防止低壓地層的大量漏失，整個作業(yè)過程共循環(huán)42小時，漏失固化水沖砂液27.61m3； 固化水沖砂液工藝在東河1井的施工取得成功，待井投產(chǎn)后可知固化水體系的最終效果。,東河1井現(xiàn)場施工小結(jié),投產(chǎn)恢復產(chǎn)能情況,東河1井現(xiàn)場施工小結(jié),東河1井現(xiàn)場施工小結(jié),從產(chǎn)能恢復曲線上看，開井生產(chǎn)6天后產(chǎn)液量達到200m3，12天后達到修井前220m3的產(chǎn)能，固化水修井液良好地保護了大修井的產(chǎn)能。 固化水修井液體系作業(yè)完成后，產(chǎn)能恢復要6天后才能基本達到修井前的產(chǎn)能，我們認為有以下兩個原因：

50、 作業(yè)后沒有采用破膠作業(yè)，一方面是避免破膠后修井液的漏失，二是減少作業(yè)環(huán)節(jié)和時間。所以附著在孔眼表面的固化水暫堵層會逐漸反排，存在一定過程。 固化水體系的沖砂作業(yè)并不能清除孔眼內(nèi)的沉砂，油井投產(chǎn)后，油流帶出孔眼內(nèi)的沉砂也有一個過程。綜合以上原因?qū)е铝水a(chǎn)能恢復存在幾天的過程。但不會對產(chǎn)能的恢復產(chǎn)生不利影響。,與泡沫壓井液對比,滿足工藝條件能力 低壓油氣層保護壓井技術： 1. 現(xiàn)場易配 2. 壓井安全 3. 懸砂攜砂能力極強 4. 確保長時間施工 泡沫壓井技術： 1. 現(xiàn)場配制難度大,附加設備 2. 比重隨時間而變化,安全度低 3. 懸砂攜砂能力差 4. 不能保持長時間施工,與泡沫壓井液對比,經(jīng)

51、濟 性 對 比 低壓油氣層保護壓井技術： 1. 藥劑品種少 2. 配制成本低，現(xiàn)場不需添加任何特殊配液設備 3. 已考慮廢液處理技術 4. 綜合成本只相當于泡沫壓井技術的2040% 泡沫壓井技術： 1. 藥劑品種多 2. 配制成本高，現(xiàn)場需添加系列特殊配液設備 3. 廢液處理難度大 4. 綜合成本是前者的35倍,現(xiàn)場使用情況,川東石炭系低壓油氣層保護壓井液使用情況,川西北平落壩砂巖地層低壓油氣層保護壓井液使用情況,多壓力系數(shù)層低壓油氣層保護壓井液使用情況,低壓油氣層保護壓井液,清砂作業(yè)使用情況,川西北平落壩砂巖地層兩種壓井液使用效果對比表,納10井 低壓油氣層保護壓井暫堵清砂洗井,納10 井基

52、本情況,井深：1700m，溫度：88.0， 目前地層壓力系數(shù)0.7，剩余儲量為0.97108m3 氣：甲烷95.34%、H2S 0.618g/m3 水：MgCl2型，總礦化度：59.08g/L，氯根：32764mg/L 裸眼完井，井壁垮塌嚴重，井眼裸眼井段77m堵塞,納10井修井方案,鉆機鉆井清砂 攜砂液帶出井內(nèi)泥砂 頂替液頂出泥砂、攜砂液混合液 固井 酸化 施工完成,低壓油氣層保護壓井暫堵清砂洗井,機械撈砂（傳統(tǒng)方法）,清砂時間短： 70米埋層12小時 勞動強度低： 不需重復起下鉆桿,清砂時間長：70米埋層30天以上 勞動強度大：需多次重復起下鉆桿,納10井試修成功的關鍵 清砂,配液：清水成

53、顆粒狀流動體， 攜砂液密度為1.03g/cm3，粘度為70mpas。,探砂面、壓井：探砂井眼埋深77.67m， 前段清水漏失：0.5m/min（排量14L/s） 清砂洗井液漏失： 0.08m3/min （排量14L/s）,沖砂：19:00開始沖砂感覺粘度略高，泵壓10MPa， 鉆壓5KN，整個沖砂時間12小時,現(xiàn)場施工情況,用2個泥漿罐配液60方，攪拌循環(huán)均勻。 用89mm方鉆桿油管西瓜皮鉆頭探砂面。 循環(huán)，測漏失。沖砂。泵壓810MPa，鉆壓5KN，排量14L/S，12小時沖至井底。 起鉆，觀察，96小時沉石沉砂400mm。 配液，粘度110S，堵漏，泵壓5MPa，注30方液體，用水泥漿固井

54、，固井成功。 酸化，開發(fā)產(chǎn)層，獲氣2.8萬方/d。,施工步驟,日產(chǎn)天然氣2.8萬方,投產(chǎn)效果,罐 3 井 低壓油氣層保護壓井使用情況,由于該井地層壓力低于靜水柱壓力(0.4MPa/100m),為防止漏失造成儲層傷害，設計了該壓井液。 設計的目的及原則，通過加入相應的藥劑,使清水固化成小的、易于流動和泵送的、環(huán)保型的顆粒,它既不會漏失于地層產(chǎn)生傷害，也使地面操作人員更安全，特別是含H2S的油氣井。,設 計 依 據(jù),壓井液總量：200m3 壓井液配方： 清水一定量的固化引發(fā)劑1.52.0% SW-13A清水固化劑0.5% SW-13B清潔劑,壓井液配方及規(guī)模,壓井液用5個40m3罐配制，每罐壓井液

55、40m3。 清洗配液設備及儲罐，要求配液設備及儲罐、管線中無鐵銹。向儲罐中加入計量的清水。 在水中加入SW-13A、引發(fā)劑（按比例加入）。 攪拌或循環(huán)至均勻。,配 液 程 序,用壓裂車反注壓井液110方。壓井。 點火泄壓，0min火熄，敞井，換井口裝置。 起鉆，吊灌，打撈井底斷裂油管，換油管管串。 壓井液清潔劑頂替，進行下一步修井作業(yè)。 安全作業(yè)七天，修井后獲天然氣6.9萬方。,施工步驟,日產(chǎn)天然氣6.9萬方,投產(chǎn)效果,天東61井 上層高壓下層低壓油氣層保護壓井,層位：上層長興層；下層石炭系。 井深：長興層4400m；石炭系5047m。 溫度：120.0左右。 目前地層壓力系數(shù)：上層1.07；

56、下層0.8。,天東61井基本情況,鑒于該井井下復雜，石炭系產(chǎn)層出水，經(jīng)西 南油氣田分公司研究決定：封閉石炭系，對長興 層重新試油，核實產(chǎn)能，倘若具有開采價值就此 完井，否則，開窗側(cè)鉆石炭系，獲氣完井。,天東61井修井方案,前置液：密度1.15的鹽水+固化引發(fā)劑+3.0%的SW-13A鹽水固化劑+8.0% SW-20油氣層保護劑+0.1%膠體保護劑。 壓井液配方：密度1.15的鹽水+3.5%的SW-13A清水固化劑+0.1%的膠體保護劑,壓井液總量：200m3,前置液: 40方,壓井液: 160方,壓井液方案及規(guī)模,壓井液用4個40m3配制，每罐壓井液40m3。 清洗配液設備及儲罐,要求配液設備

57、及儲罐、管線中無鐵銹。向儲罐中加入計量的清水。 在水中加入工業(yè)鹽、膠體保護劑溶解成密度1.15的鹽水,然后加入SW-13A(按比例加入)。 攪拌或循環(huán)至均勻。 前置液加入油氣層保護劑。 酸化前用5方清水加入1噸清潔劑，頂替入井，關井4小時，排出井內(nèi)液體。,配液程序,壓井方案設計,1、先用SW-1型無固相完井液反循環(huán)壓井1周，觀察漏失情況，為下步壓井提供依據(jù)。 2、反注密度1.15g/cm3前置液，目的對石炭系進行暫堵，利于建立循環(huán)。當前置液進入油管后，關油管閘閥，反蹩10m3左右的壓井液，讓暫堵性前置液到達石炭系層，對其進行暫堵。 3、用注密度1.15g/cm3無固相固化鹽水壓井液壓井。,施工步驟,1、開油降壓，套壓降至15MPa左右。 2、用二臺壓裂車反注入前置液40m3 3、前置液注入結(jié)束，立即反注入固化鹽水壓井液進行反循環(huán)壓井。壓井過程注意觀察漏失情況。 4、循環(huán)觀察漏失情況及靜止時的漏失情況；點火泄壓，敝井觀察；換井口，裝上全套封井器進行起下鉆作業(yè)。起鉆時,嚴格控制起鉆速度。,施工結(jié)果,通過此次壓井施工，成功地將低壓層石炭系封堵，不產(chǎn)生漏失，保證了高壓層長興