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2005-12-26
TAG：钻井液 油层保护 正电胶 屏蔽暂堵
摘 要 钻井效果的好坏与钻井过程中的油层保护密切相关，通过对江汉油区钻井油层保护工作历史和现状的调查，找出江汉油区钻井液体系和性能方面存在的问题，提出建议，进一步保护好油气层，提高油田开发的综合经济效益。 关键词 钻井液 油层保护 正电胶 屏蔽暂堵 前 言 钻井是油田勘探开发的主要手段之一，在油田建设资金投入中所占的比例也最大，所以钻井效果的好坏直接关系到江汉油田的勘探开发效益，钻井效果的好坏与钻井过程中的油层保护密切相关，通过对江汉油区钻井过程中的油层保护工作历史和现状的调查，找出钻井油层保护的不足之处，提出改进建议，进一步保护好油气层，提高油田开发的综合经济效益。 在钻井过程中，油层被打开后，首先接触的外来液体是钻井液，钻井液不可避免地对油层产生损害，这种损害在钻开油层的整个过程中都一直存在。钻井液损害油层后，要想进行有效改造和恢复是十分困难的，而且费用相当高，所以钻井液在钻井油层保护工作中占有非常重要的地位，下面主要从钻井液的角度入手对油层保护工作进行探讨。 江汉油区钻井油层保护工作的历史和现状 江汉油区从上世纪80年代中期开始开展保护油层的钻井技术探索和应用。 第一步：1987年在潭26井，“三开”降低泥浆密度（<1.04g/cm3），采用优质淡水泥浆钻目的层，实现了潭口的勘探突破。 第二步：在“七五”后期，按照局保护油层研究项目组的统一部署，钻井工艺研究所泥浆室开展了保护油层的泥浆研究，不仅考虑低压差，而且考虑泥浆处理剂、体系、性能因素对油层进行静、动态室内污染试验，得出较有指导意义的室内研究结果。 第三步：“八五”期间，首先在拖市油田开展钻油层泥浆优化试验，提出了采用石灰石与重晶石复合加重的方案，通过室内试验表明油层渗透率恢复值达80%。“八五”中后期在周矶地区勘探会战中，应用暂堵改造型完井液技术，使用具有一定粒度的固体颗粒和抑制性处理剂将钻井泥浆改造为完井液，得到了良好的保护油层效果。 第四步：上世纪90年代中后期，在江陵凹陷发展、完善改造型完井液技术，推广应用屏蔽暂堵保护油层泥浆工艺技术，同时为更进一步降低泥浆的损害，根据油层水的化学性质对完井液滤液性质进行调整，改善提高其配伍性。 2000年以来，江汉油区钻井油层保护工作主要采取以下措施： 1、优选并推广使用有利于油层保护的钻井液体系（如复合盐水钻井液、正电胶钻井液）。 2、加强泥浆固相控制设备配套与使用研究，控制钻井液的密度和固相含量不超标。 3、研究、推广屏蔽暂堵油层保护技术，探井均使用了暂堵型完井液。 4、强化现场综合管理，提高钻井速度，减少油层浸泡时间，主要区块油层浸泡时间控制在10d以内。 5、严格控制起下钻速度，因为快速起钻时会产生抽汲效应，使泥浆压力下降，破坏油层表面形成的桥堵，容易引起井涌或井喷；快速下钻时会产生锤击效应，泥浆压力增大，促使泥浆侵入油层或压漏油层。 钻井液体系中存在的问题 江汉区块的钻井液体系基本上是：搬土结构浆（正电胶钠土浆）、正电胶淡水钻井液（携带能力强）、聚合物淡水钻井液、聚合物欠饱和盐水、聚合物饱和盐水钻井液（避免岩盐层大量溶解）。在整个体系中对正电胶钻井液的使用只局限在钻表面砾石层（携带能力强），钻目的层则是聚合物欠饱和盐水钻井液或聚合物饱和盐水钻井液，并没有使用正电胶钻井液钻目的层。 正电胶钻井液在我国各油田使用证明具有以下特点： 1、具有独特的流变性，表现在： ①低的塑性粘度，高的动切力，动塑比高。 ②静切力高，终切力随时间变化小。 ③极高的剪切稀释特性。 ④具有固液双重特性，静止瞬间即成假固体，加极小的力立即可以流动。 2、较强的抑制性，能有效地抑制粘土与钻屑水化膨胀与分散。 3、较低的负电性，正电胶的粒子带有较高的正电荷，因而正电胶钻井液具有较低的负电性。 4、抗可溶性盐污染能力强。正电胶钻井液具有极强的抗钙能力，钙离子进入钻井液还能改善钻井液流变性能，对滤失量影响不大，因而用来钻水泥塞不需要进行特殊处理。正电胶钻井液与其它处理剂配合可配制盐水钻井液、饱和盐水钻井液，用来钻进盐膏层、易塌地层等。 5、热稳定性好。正电胶胶粒能耐200℃以上高温，因此，正电胶钻井液的热稳定性取决于相配伍的其它处理剂的抗温能力，与目前常用的抗高温降滤失剂、降粘剂等复配使用时，能抗150℃以上高温。 6、钻井液中平均粒径较大。在钻井液中加入正电胶，由于正电胶与分散的膨润土颗粒之间形成“三元复合物”，当正电胶加量低于0.5%时，形成三维空间网架结构，对膨润土起适度絮凝作用，改变了钻井液中粒度分布，使钻井液中亚微米颗粒减少，平均粒径增大。 正电胶钻井液具有强烈的电性作用、独特的流变性，能满足江汉油田高含盐、高温地层钻井安全的需要，在油层保护方面能发挥更大作用。 钻井液性能中存在的问题及危害 通过对2000年—2002年部分钻井液性能原始资料的调查发现： 1、钻井液密度值大部分是设计的上限值或稍有超出，密度值都远超过地层原始压力系数（见表1）。钻井液密度值超过地层原始压力系数必然对地层产生正压差，而正压差是造成油层损害的最主要因素之一。在一定的正压差下，钻井液中的滤液和固相就会渗入油层内，造成固相堵塞和粘土水化等问题。井底压差越大，对油层污染越深，对油层渗透率的影响也越严重。美国阿拉斯加普鲁德霍湾油田针对油井产量递减问题进行了3a的调查研究，分析了多个环节对油层损害的影响，其结论是：在钻井过程中，由于超平衡压力条件下钻井促使液相与固相侵入油层，油层的渗透率降低10%～75%。薄片鉴定和扫描电镜分析也证明，微粒侵入油层将是油层损害的主要原因之一。 表1 江汉油区部分区块原始压力系数与实钻密度值对比表 区块 原始压力数 实钻密值g/cm3 区块 原始压力 系数 实钻密值 g/cm3 王场 1.18 1.32 新沟 1.04 1.25 广华 1.11 1.32 浩口 1.07 1.25 黄场 1.19 1.32 钟市 1.09 1.25 高场 1.09 1.32 马王庙 1.01 1.25 2、固相含量超出设计值的井数较多，占10%左右。在钻开油层时，钻井液中的固相颗粒必然对油层造成固相粒子堵塞，钻井液中固相含量愈高，对油层的损害越大，特别是细颗粒和超细颗粒侵入深度更深，损害程度更大（见表2）。 表2 固相颗粒的大小分布对油气层的伤害情况表 原 因 固相损害程度 比值＜1/10 颗粒就会迅速地侵入油气层内，而在井壁不能形成泥饼 高 比值＞1/3 固相则不能进入油气层产生固相损害，但在砂岩孔隙表面形成虚泥饼，滤失量得不到有效控制 高 1/10≤比值≥1/3 能形成较好泥饼 低 目前国内解决正压差的办法 江汉油区地层情况在全国来说有独特之处，富含可溶盐岩。在王场、广华、周矶、老新、拖市、浩口、高场等地区，由于地层富含盐类，为了保证地层在钻井过程中不垮塌，使用水基泥浆必然达到含盐饱和，不含固相的饱和盐水密度即可达1.22 g/cm3，加上泥浆中必需的有用固相和目前设备无法完全清除的无用固相，饱和盐水泥浆密度一般达1.30～1.35 g/cm3；在马王庙地区，地层虽不含大段纯盐层，但亦须使用不饱和盐水泥浆，其密度可达1.25 g/cm3左右；在荆沙地区虽然地层几乎没有可溶盐类，但油层井段地层水的矿化度较高，考虑到与油层水的匹配等因素，也使用不饱和盐水泥浆。江汉大部分地区泥浆密度在1.30 g/cm3以上，而各区块油层压力系数一般在0.8～1.1之间，因此，泥浆密度比地层压力系数高0.2～0.5，存在较大的正压差。在无法降低密度的情况下，要解决正压差对油层的损害，目前普遍采用屏蔽暂堵技术。其机理是：根据在正压差下泥浆中的固相粒子损害油层的必然性和这种损害可达100%（即完全堵死所有喉道）的事实，利用其损害机理，人为控制这种损害使之达到在钻开油层的几分钟内（快速）在井壁内形成一个很薄（几厘米），而致密有效（渗透率为0）的堵塞层，以制止钻井、固井过程对油层的进一步损害，完井时用射孔、酸溶、油溶或反排的方法完全解堵。江汉油区在探井上采用了该项技术，但在大量开发井上还没有推广应用。 江汉钻井油层保护的建议 1、全面推广屏蔽暂堵技术 江汉油区地层情况的独特性（富含可溶盐岩，地层原始压力系数低），决定了推广屏蔽暂堵技术是一条经济有效的方法。 2、加强泥浆固相控制设备的使用管理，严格控制无用固相在钻井液中的含量，合理调整固相粒子的级配，使钻井液中各种大小直径的粒子保持合理的比例，降低固相颗粒的侵入深度。 3、开展正电胶在油层保护中的研究工作，优选出与正电胶相匹配的钻井处理剂。据调查正电胶钻井液在江汉没有作为完井液的原因之一是：江汉所使用的钻井处理剂大多数为阴离子型，正电胶胶粒显正电性，与正电胶匹配的处理剂一般为非离子型或阳离子性。 |
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2005-12-16
TAG：油田 生产 成本 方法
目前油田已进入特高含水开采期，原油生产成本越来越高，这是必然趋势。但由于我们使用的举升设备、清防蜡方式、电机等仍有降低生产成本的可能性。结合本人近几年在工作中接触的各种新工艺及应用的特点，建议如下： 一、抽油机以采用双驴头抽油为代表的抽油机前沿节能技术，可大幅度降低生产能耗。该种抽油机最大的特点是采用柔性连接，大幅度降低了抽油机减速箱的峰值扭矩。据悉，华北第一石油机械厂开发出了一种更为先进的节能抽油机，如试用效果更好则在我油田更具推广更用的价值（这需要引进抽油机应用的竞争机制的勇气）。 二、在清防蜡方式上应大力推广化学防蜡油管（据五厂应用防蜡周期目前平均为400天以上）和超声波加电热清蜡方式（据我厂应用的结果，在蜡卡井（特指在偏心井口的井）可在三个小时内解卡，并且在二个小时内达到热洗出口温度的要求，可节能大量的人力与物力）。 三、在电机及配套配电箱的选择上，电机应选择超高转差率电机和永磁同步电机为主，配电箱（主要在老井上）应以选择适合矿场特点的星-角转换配电箱为主。 四、我厂的作业返工率比较高，主要是由于转抽时间长，抽油杆、油管老化较为严重有关，建议每个与老厂情况类似的采油厂建立起厂直管的杆、管检测中心，规范杆、管的应用，可使因杆、管问题造成的检泵与返工的数量在几年内大幅度下降，减少生产维护成本。 |
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2005-12-16
TAG：气田 气井 开发 技术
试井对于确定准确的气井的产能和气藏（包括凝析气藏）的地质储量是必不可少的，从理论上说，试井方法在确定气藏的地质储量方面比物探和测井方法等方法更为可靠，但目前，国内外所用的气井的不稳定压力分析方法和软件都是基于单井系统的试井解释模型。这样这类方法只在用于单井即探井的情况比较可靠，而用于多井气藏条件下就不可靠了，正是由于这种原因，国内石油界在向国家经济计划部门上报某一气田的地质储量时，总是把用上述的方法确定的地质储量打五折或更大的比例作为上报数。 目前我国气田的开发都存在这样的问题，由于我们的方法与技术所限，致使我们无法知道我们开发的天然气准确的资源能力，这不仅影响到我们气田开发地面设施的建设，而且影响到建天然气处理厂和化肥厂以及输气工程等下游工程项目的规模以及制定长远的地区国民经济计划。 目前广泛使用的单井系统试井分析方法适用条件是关井前供给区域内地层压力平稳，若关井前供给边界及供给区域内压力具有某种上升或下降的压力趋势时，这些方法就不适用了。 目前，有关多井气藏中的不稳定压力分析理论的研究还属空白，本技术建立了多井气藏中的不稳定压力恢复分析理论和多井凝析气藏中的油气两相流不稳定压力恢复分析理论。本技术考虑我国低渗气藏情况的试井评价问题。本技术成果的应用不仅能极大地提高我们在试井上已有投入的实际效益，而且对改善气田开发效果和完善建天然气处理厂和输气工程等下游工程方案具有重要作用。 本技术就是建立一套多井气藏的径向流动数学模型，在研究中考虑了凝析气藏中油气二相存在的情况，建立多井气藏中的一口生产井的压力恢复分析理论。解决了用不稳定恢复压力试井资料求解受多井或邻井影响下的气层渗透率、气井污染系数、污染半径、气藏边界位置和气藏平均压力等参数的问题，以及上述理 论在气井产能分析、增产措施指导和确定气藏地质储量方面的应用问题。本研究成果能弥补现有方法的许多不足之处，并且开发软件的性能水平达到国内先进水平，通过有效的应用软件能实现我国气田和气井的高效评价。本技术包括结合我国低渗气藏的特点研究相应的提高气井单井产量和采收率的气藏工程方法。 本技术在指导我国气田开发方面具有重要的应用前景，并可产生直接的经济效益。 |
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2005-12-16
TAG：油田 开采 开发 石油
渗透率
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