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完井过程中的油气层保护技术中国石油大学（北京）鄢捷年2010年11月完井工程的概念从钻开油层开始，包括下套管注水泥固井、射孔、下生产管柱、直至油井投产的一项系统工程。完井质量直接影响油井投产后的生产能力和油井寿命。完井方式概述——各种完井方式的特点及适用条件射孔完井能有效封隔含水夹层、易塌地层等能分隔和选择性射开不同压力、不同物性的储层，避免层间干扰可实施分层注采可防止井壁坍塌•但应注意防止射孔作业自身对储层的损害。射孔完井示意图套管射孔完井尾管射孔完井完井方式概述——各种完井方式的特点及适用条件裸眼完井油层完全裸露，具有最大渗流面积，有利于提高产能但不能防砂，不能避免层间干扰，不能有效实施分层注采适用条件：井壁稳定、岩性坚硬、无气顶或底水、无含水夹层的块状碳酸盐岩或硬质砂岩油藏。先期裸眼完井示意图完井方式概述——各种完井方式的特点及适用条件砾石充填完井特点：是有效的防砂完井方式适用条件：胶结疏松、易出砂的砂岩油藏，特别是稠油砂岩油藏。类型：裸眼砾石充填完井套管砾石充填完井砾石充填完井示意图裸眼砾石充填完井套管砾石充填完井射孔完井的保护油气层技术损害因素分析：一、成孔过程对油气层的损害聚能射孔弹将套管、水泥环及部分储层击穿后，形成孔眼，与此同时形成压实带。Sanucier的研究表明，在孔眼周围约0.5”厚的压实带处，渗透率仅为原始渗透率的10％。射孔完井的保护油气层技术损害因素分析：二、射孔参数不合理或储层打开程度不完善射孔参数：孔密、孔深、孔径、步孔相位角、步孔格式等。当径向流→非径向流时，流动阻力增大，产生附加压降。如果以上参数选择不合理，产生附加压降。如果油层有气顶和底水，油层段不能全部射开，增大附加阻力。射孔完井的保护油气层技术损害因素分析：三、射孔压差选择不当射孔压差：射孔液的液柱压力与P孔之差。正压差射孔（P液≥P孔）可能引起的损害：射孔液进入射孔孔道，侵入油层“压持效应”使孔眼被固相颗粒、射孔弹残渣堵塞形成K很低的压实损害带（尤其是气层）负压差射孔（P液≤P孔）可能引起的损害：若负压差过大，引起地层出砂、坍塌套管挤毁封隔器失效射孔完井的保护油气层技术损害因素分析：四、射孔液对储层的损害固相颗粒侵入，堵塞孔眼和储层孔喉。液相侵入：产生粘土水化膨胀、结垢、水锁等多种损害。应根据储层特性，通过室内评价，优选出能与储层配伍，并能满足施工要求的射孔液。孔眼周围压实带的形成CementCasingChargeandCoreDebrisPulverizationZoneGrainFracturingZoneCompactedZone(withDamagedPermeabilityfromPerforating,kc)UndamagedPermeability,kDamagedPermeability,kdOpenPerforation破碎带渗透率明显低于储层原始渗透率Permeabilityofthecrushedzoneis1/3to1/10offormationpermeability保护储层的射孔完井技术一、正压差射孔的保护油气层技术正Dp≤2MPa使用与储层配伍的无固相射孔液二、负压差射孔的保护油气层技术使用与储层配伍的无固相射孔液确定合理的负压差值负压差射孔的特点：在成孔瞬间，储层流体流向井筒，对孔眼有清洗作用，但负压差值必须合理。目前我国多数油田采用负压差射孔，但并不是在任何情况下都可实施这项技术。合理负压差值的确定美国岩心公司经验公式（针对油层）：Ln(Dpmin)=5.471–0.3688ln(K)式中，Dpmin——射孔最小负压（10-1MPa)K——油层渗透率，10-3mm2负压射孔示意图保护储层的射孔完井技术三、保护储层的射孔液射孔液：既是射孔作业中井筒的工作液，也是射孔作业完成后，进行生产测试的压井液。对射孔液的基本要求：与储层岩石、流体相配伍满足射孔及后续作业的要求（具有合适的密度，以及适当的流变性以满足循环清洗炮眼的需要）常用的射孔液体系一、无固相清洁盐水1、组成：清洁盐水无机盐——调节射孔液密度，增强抑制性缓蚀剂——减弱盐水腐蚀性pH值调节剂——保持适宜的酸碱性，防止碱敏损害表面活性剂——降低滤液界面张力，利于进入油层的滤液反排2、优点：基本无固相损害；可抑制水敏损害；液相粘度低，易反排。3、缺点：对清洗的要求高（罐车、管线、井筒等）；滤失量较大，对易漏储层不宜；粘度低，清洗炮眼效果较差.常用的射孔液体系二、阳离子聚合物（粘土稳定剂）射孔液1、组成：淡水或低矿化度盐水＋阳离子聚合物2、特点：可增强对水敏的抑制性三、无固相聚合物盐水钻井液1、组成：无固相清洁盐水＋高分子聚合物2、特点：提高粘度，降低滤失量，可提高清洗炮眼的效果四、暂堵型聚合物射孔液1、组成：淡水或盐水；增粘剂——对储层无明显损害的聚合物暂堵剂——与钻井液暂堵剂相同，分为酸溶性、水溶性、油溶性三种2、特点：可进一步降低滤失量，投产后可解堵常用的射孔液体系五、油基射孔液1、组成：柴油＋添加剂，可以是w/o乳化射孔液，也可以是纯油基射孔液2、特点：可避免水敏、盐敏损害但配制成本高、因而较少使用应注意防止润湿反转、乳化堵塞及有机垢堵塞常用的射孔液体系六、酸基射孔液1、组成：HAc（或稀盐酸）＋缓蚀剂等2、特点：可使存在于孔眼内的堵塞物以及孔眼周围的压实带得到一定程度溶解，减小油气流动阻力不宜在酸敏性储层使用不宜在H2S含量较高的储层使用应注意防腐蚀（设备、管线、井下管柱等）防砂完井的保护油气层技术出砂造成的后果：油气流动阻力增大井塌套管损坏（上覆地层下沉，套管变形损坏）增加井下工具和地面设备的磨损油层出砂、套管毁坏示意图油层出砂机理（岩石结构破坏）一、岩石胶结方式和强度1、胶结方式：基底式胶结——强（岩石颗粒浸没在胶结物中）接触式胶结——弱（胶结物的量较少）孔隙式胶结——中（介于二者之间）2、岩石胶结强度：除取决于胶结方式外，还取决于胶结物类型及含量胶结物强度排序：粘土＜碳酸盐＜硅质胶结物的量越大，胶结强度越高。砂岩胶结方式（a）基底胶结（b）接触胶结（c）孔隙胶结油层出砂机理（岩石结构破坏）二、油气层应力状态钻井前，岩石处于应力平衡状态钻井后，井壁岩石承受最大切向应力，易发生变形破坏井越深，承受的切向应力越大三、原油性质密度和粘度越高，对岩石冲刷力越大，携砂能力越强。油层出砂机理（岩石结构破坏）四、油藏开采条件（外因）1、生产压差(Dp)：Dp越大，渗流速率越高，液流对井壁岩石冲刷力越强，出砂可能性增加。2、建立生产压差的方式缓慢建压，井壁处压力分布曲线较平缓，压力梯度小，对岩石结构的影响较小。突然建压，压力梯度大，容易破坏岩石结构，引起出砂。保护油气层的防砂完井技术——割缝衬管一、缝眼功能：沿衬管轴线的平行方向割成多条缝眼。一方面允许一部分具有一定尺寸的“细纱”通过，另一方面将较大尺寸的砂粒阻挡在衬管之外，形成“砂桥”。二、缝眼形状：梯形，较小底边的尺寸称为缝口宽度。三、缝口宽度：e≤2d10e——缝口宽度，mm；d10——累计质量百分数为10％所对应的颗粒直径，mm保护油气层的防砂完井技术——割缝衬管四、缝眼数量：缝眼开口总面积＝2％﹡(衬管外表面积)缝眼长度＝50～300mm缝眼数量：n=(aF)/(el)式中：n——缝眼数量a——缝眼总面积占衬管外表面积的百分数(＝2％)F——衬管外表面积，(mm)2e——缝口宽度，mml——缝眼长度，mm割缝衬管示意图割缝衬管衬管外所形成的砂桥割缝衬管完井示意图割缝衬管完井悬挂割缝衬管完井保护油气层的防砂完井技术——砾石充填完井是一项用于防砂的完井方式。先将绕丝筛管下入油层部位，再用充填液将砾石泵送到绕丝筛管与井眼（或套管）之间的环空内，形成砾石充填层。保护油气层的防砂完井技术——砾石充填完井一、砾石质量1、砾石粒径：Dg=(5~6)d50Dg——砾石直径，mmd50——油层砂粒的粒度中值2、砾石尺寸合格程度：大于要求尺寸的砾石质量不得超过砂样总质量的0.1%小于要求尺寸的砾石质量不得超过砂样总质量的2.0%3、砾石圆度和球度：球度＞0.6；球度＞0.64、砾石酸溶度：在标准土酸中，溶解质量百分数≤1％圆度和球度标准圆度球度目测图保护油气层的防砂完井技术——砾石充填完井二、砾石充填液对油气层的影响及其保护技术充填液：将砾石携至筛管与井壁（或套管）之间环空的工作流体。在正压差下，充填液有可能侵入储层，因此对其性能有如下要求：携砂能力强（粘度适当，500~700mPa.s)悬浮能力强在加入某种添加剂或受温度影响可自动降粘稀释无固相颗粒，对油层损害小与储层岩石、流体配伍来源广，配制简便，可回收再利用目前国内外主要采用的水基聚合物：甲叉基聚丙烯酰胺凝胶、羟乙基纤维素与锆金属离子交联凝胶等完井过程保护油气层技术小结根据所选择的完井方式采取相应的油气层保护措施；首先根据地层情况选择适合的完井方式；各种完井液的优化设计是保护油气层的技术关键（尤其对于裸眼完井）。油田开发生产过程中的油气层保护技术中国石油大学（北京）2009年11月采油过程中油气层损害的特点油气层发生动态变化储集空间内油、气、水重新分布（注水过程）润湿性改变温度、压力改变损害周期长损害波及的范围宽更具复杂性和叠加性（作业次数比钻井、完井多）采油过程中的主要损害机理采油工作制度欠合理（生产压差过大、开采速率过高）会导致：应力敏感损害微粒运移出砂底水锥进或边水指进，生产井过早产水结无机垢（注入水与地层流体不配伍、压力降低）结有机垢（温度、压力、原油组成发生变化）原油脱气（随压力降低）使Kro降低。采油过程中保护储层技术措施建立合理的工作制度（生产压差、采油速率的确定）保持能量开采（在原油饱和压力以上）针对不同储层采取相应预防措施低渗油气藏——保持能量开采，避免气锁、液锁和乳化堵塞，防止出现多相流中、高渗疏松砂岩——选择合理生产压差和采取有效的防砂措施碳酸盐岩油气藏——防CaCO3垢稠油油藏——防有机垢生成采油过程中解除损害的方法适当控制生产压差及限产采用热洗、酸洗除垢采用各种物理方法（磁化、超声波、震荡等）解堵采取增产措施（压裂、酸化）注水过程油气层保护技术主要损害原因：水质问题一、注入水与储层岩石不配伍粘土矿物水化膨胀、分散、运移（低于地层水矿化度）微粒运移（注水速率过高）机械杂质（浓度、颗粒尺寸）岩石表面的润湿性改变（含阳离子表活剂）二、注入水与储层流体不配伍无机垢和有机垢（离子类型及浓度、pH值、温度与压力变化）与原油生成乳状液（注入水中固体微粒具有乳化剂作用）细菌堵塞（硫酸盐还原菌、腐生菌、铁细菌）注水引起的储层损害类型损害类型原因后果水敏注入水引起粘土膨胀缩小渗流通道，堵塞孔喉速敏注水强度过大（工作制度不合理）微粒运移，堵塞渗流通道悬浮物堵塞注入水含过量机杂、油污、细菌等运移、沉积、堵塞孔喉结垢与储层流体不配伍生成的无机垢和有机垢堵塞孔喉腐蚀水质控制不当引起的电化学腐蚀和细菌腐蚀损坏设备，产物堵塞渗流通道注水过程油气层保护措施一、建立合理的工作制度：控制注水速率≤Vc二、建立水质保障体系（溶于水中的无机盐、有机质、气体及含量；水中悬浮物含量及粒度分布）三、正确选择各类处理剂（防膨剂、破乳剂、杀菌剂、防垢剂、缓蚀剂、除氧剂等）增产作业（酸化）中的保护油气层技术酸化作业中的油气层损害一、酸液与储层岩石不配伍微粒运移二次矿物沉淀二、酸液与储层流体不配伍与原油不配伍（形成酸渣）与地层水不配伍HF与石英、粘土矿物等反应，生成氟硅酸和氟铝酸。然后与地层中的Na+反应生成氟硅酸钠和氟铝酸钠沉淀。2Na++H2SiF6＝Na2SiF6↓+2H+3Na++H2AlF6＝Na3AlF6↓+3H+增产作业（酸化）中的保护油气层技术酸化作业中的油气层损害三、不合理施工造成的损害铁锈进入储层Fe2O3+