水平井鉆井液及油層保護(hù)技術(shù)

主講：黃達(dá)全水平井鉆井液及油層保護(hù)技術(shù)

鉆井完井液體系評(píng)價(jià)

油層保護(hù)方案研究

現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

應(yīng)用效果

認(rèn)識(shí)與建議一、鉆井完井液體系評(píng)價(jià)

1、有機(jī)正電膠體系2、有機(jī)硅鉆井液評(píng)價(jià)3、無(wú)固相鉆井液研究

我公司于一九九四年使用正電膠鉆井液成功地完成了官H-2水平井的施工，正電膠鉆井液體系是對(duì)油層損害最輕的鉆井液體系之一，主要由于正電膠鉆井液的特殊的結(jié)構(gòu)與流變學(xué)性質(zhì)決定的。正電膠是一種混合金屬氫氧化物，正電膠鉆井液通過(guò)正負(fù)膠粒極化水分子形成復(fù)合體，在毛細(xì)管中呈整體流動(dòng)，很容易反排出來(lái)，有利于保護(hù)油層。同時(shí)它近井壁處形成滯流層，降低了鉆井液對(duì)地層的沖蝕，有利于井壁穩(wěn)定；正電膠與水分子的親和力強(qiáng)，抑制了粘土的水化分散膨脹，從而使粘土成為惰性；改變鉆井液的流變性能，滿足井眼穩(wěn)定、攜巖的要求。鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－有機(jī)正電膠體系盡管無(wú)機(jī)正電膠鉆井液體系有很多優(yōu)點(diǎn)，但與有機(jī)正電膠鉆井液體系相比仍存在缺乏，主要表現(xiàn)在：無(wú)機(jī)正電膠電性不夠高，水溶油不溶；無(wú)機(jī)正電膠鉆井液濾失量較大；可配伍的降濾失劑不多，且抗溫能力差。無(wú)機(jī)正電膠鉆井液對(duì)降粘劑特別敏感，粘度、切力一旦被破壞，再恢復(fù)其性能就特別困難。而有機(jī)正電膠具有更強(qiáng)的正電性，能被水潤(rùn)濕，且有油溶性，并易于與其他處理劑配伍，具有更強(qiáng)的頁(yè)巖抑制性、穩(wěn)定井壁和油層保護(hù)能力，因此，適合于水平井的勘探與開(kāi)發(fā)。－－有機(jī)正電膠體系鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－有機(jī)正電膠體系

通過(guò)單劑評(píng)價(jià)、復(fù)配實(shí)驗(yàn)，確定鉆井液體系配方為：1.03g/cm3基漿+2%有機(jī)正電膠+2%GKHm+0.2%PMHA-Ⅱ+1%NH4-HPAN+2%SAS+2%FDTY-80+3%細(xì)目碳酸鈣+0.5%KCl配方優(yōu)選鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－有機(jī)正電膠體系抗溫穩(wěn)定性評(píng)價(jià)表1рg/cm3FVsFLml/mmPHGELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa備注1.03g/cm3漿+2%有機(jī)正電膠+2%GKHm+0.2%PMHA-Ⅱ+1%NH4-HPAN+2%SAS+2%FDTY-80+3%細(xì)目碳酸鈣+0.5%KCl1.05346.4/0.591.5/3.5281810

1.05356.0/0.593/6322210120℃×16h1.03g/cm3漿+2%有機(jī)正電膠+2%GKHm+0.2%PMHA-Ⅱ+1%NH4-HPAN+2%SAS+2%FDTY-80+3%細(xì)目碳酸鈣+0.5%KCl+石灰石粉1.20386.2/0.59.52/4342212

1.20416.0/0.59.53.5/6.5382711120℃×16h抗溫穩(wěn)定性鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－有機(jī)正電膠體系采用港205井1681m做巖屑回收率實(shí)驗(yàn)，到達(dá)88.4%，該巖屑的清水回收率為26.1%，這說(shuō)明：有機(jī)正電膠鉆井液具有較強(qiáng)的抑制性。抑制性鉆井完井液體系評(píng)價(jià)ρg/cm3FVsFLml/mmPHGELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa動(dòng)塑比備注1#：基漿1.05346.4/0.591.5/3.52818100.55

1#配方+5%巖芯粉1.0938

1#配方+10%巖芯粉1.1242

1/33521140.66

1.1245

1/43923160.6980℃×16h滾動(dòng)2#：1#配方+12%巖芯粉(水化16h)1.1345

1.5/7.54229130.45

1#配方+12%巖芯粉+0.5%HMP-Ⅲ(片堿調(diào)PH值)

35

101/33626100.38

－－有機(jī)正電膠體系抗污染鉆井完井液體系評(píng)價(jià)巖心號(hào)Ka×10-3μm2Ko×10-3μm2前最大突破壓力MPaKd×10-3μm2后最大突破壓力MPa恢復(fù)值%人造巖心1006.11110.50.0385.00.0876.92800.67147.800.05121.170.0981.98554.12106.230.0393.970.0588.46221.1198.340.0282.920.0484.32109.3245.780.0339.730.0786.78實(shí)驗(yàn)條件：70℃3.5MPa200s-12h－－有機(jī)正電膠體系保護(hù)油層鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－有機(jī)硅鉆井液體系有機(jī)硅鉆井液于九十年代初開(kāi)始進(jìn)行研究與應(yīng)用，具有防塌效果好、固相容量高、抗溫能力強(qiáng)、潤(rùn)滑效果好等優(yōu)點(diǎn)。該鉆井液的主要防塌成分為有機(jī)硅和硅腐鉀中的K+離子。有機(jī)硅的主要化學(xué)成分為CH3Si〔OH〕2ONa(甲基硅醇鈉)的不同縮合物，有機(jī)硅分子中的Si-OH鍵容易與粘土上的Si-OH鍵縮聚成Si-O-Si鍵，產(chǎn)生牢固的化學(xué)吸附作用，可在粘土外表上形成一層甲基朝外的CH3-Si≡吸附層，使粘土吸水外表反轉(zhuǎn)為親油性，阻止或減緩了粘土和層間的水化作用，同樣也減弱了鉆井液中粘土顆粒間的相互作用力，削弱了網(wǎng)架結(jié)構(gòu)，因此，有機(jī)硅不僅具有較好的抑制泥頁(yè)巖水化能力。而且也具有較好的鉆井液稀釋能力和潤(rùn)滑性能。鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－有機(jī)硅鉆井液體系由于有機(jī)硅能在粘土外表形成牢固的化學(xué)吸附作用，使有機(jī)硅鉆井液體系抗溫能力可到達(dá)200℃以上。K+離子可牢固地鑲嵌在粘土六角形孔穴中，使水分子不易進(jìn)入，從而防止了泥頁(yè)巖的水化分散，起到了防塌的作用。從一九九一年到一九九九年大港油田共完成水平井21口，其中18口井使用了有機(jī)硅鉆井液體系，取得了較好的效果。鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－有機(jī)硅鉆井液體系密度g/cm3漏斗粘度s失水/泥餅ml/mmPH值GELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa備注

1.20404.8/0.290.5/232248

1.20414.2/0.291/334277120℃×16h回收率91%

基漿采用的是聚合物井漿稀釋后，轉(zhuǎn)換成的有機(jī)硅鉆井液體系。抑制性有機(jī)硅鉆井液體系抑制性評(píng)價(jià)表4

鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－有機(jī)硅鉆井液體系保護(hù)油氣層有機(jī)硅鉆井液油層保護(hù)效果評(píng)價(jià)表5K1×10-3μm2K2×10-3μm2恢復(fù)值%截長(zhǎng)cmK切×10-3μm2恢復(fù)值%巖芯實(shí)驗(yàn)條件溫度℃壓力MPa45.839.185.41.5345.198.4L29-31203.5鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－無(wú)固相鉆井液體系家H2位于沈家鋪油田官107×1斷塊，該井設(shè)計(jì)垂深2203.2m，目的層為孔二2油組上砂體，是一口雙分支水平井，分支井眼采用裸眼完井，主井眼采用篩管完井，因此，油層保護(hù)是本井施工的重要工作之一。針對(duì)家H2分支水平井的完井方式和油田公司的要求，結(jié)合我公司近年來(lái)為各油田效勞的多口水平井鉆井液使用情況，決定家H2分支水平井三開(kāi)鉆井液為無(wú)固相鉆井液體系。為了搞好該井施工，在室內(nèi)對(duì)無(wú)固相鉆井液進(jìn)行鉆井液配方優(yōu)選、鹽類加重劑優(yōu)選、油層保護(hù)劑優(yōu)選及評(píng)價(jià)研究。鉆井完井液體系評(píng)價(jià)經(jīng)過(guò)大量實(shí)驗(yàn)優(yōu)選確定無(wú)固相鉆井液體系根本配方為：清水+0.5%PAC141+0.5%流型調(diào)節(jié)劑＋0.6%提粘降濾失劑+3%SMP-Ⅱ+2%頁(yè)巖穩(wěn)定劑+2%KHm+KCl－－無(wú)固相鉆井液體系配方確定鉆井完井液體系評(píng)價(jià)鹽類優(yōu)選鹽類加重劑優(yōu)選表7－－無(wú)固相鉆井液體系密度g/cm3漏斗粘度s失水/泥餅ml/mmPH值GELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa1#清水+0.5%PAC141+0.5%流型調(diào)節(jié)劑+0.6%提粘降濾失劑+3%SMP-Ⅱ+2%頁(yè)巖穩(wěn)定劑+2%KHm+weigh21.13567.2/0.28.53/463.53825.580℃×16h滾動(dòng)1.13596.4/0.283/4.56033272#清水++0.5%PAC141+0.5%流型調(diào)節(jié)劑+0.6%提粘降濾失劑+3%SMP-Ⅱ+2%頁(yè)巖穩(wěn)定劑+2%KHm+KCl1.13449.6/0.28.51.5/3.548272180℃×16h滾動(dòng)1.13438.8/0.282.5/4482523鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－無(wú)固相鉆井液體系

官107×1斷塊根據(jù)測(cè)井解釋結(jié)果，家H2相鄰的家k39-27、家k39-25和家k43-25等三口井孔二段油層和油水同層26個(gè)小層的物性：孔隙度為11.15%－26.51%，平均18.44%；滲透率5.9－427.1×10-3μm2，平均105.75×10-3μm2。因此，我們選滲透率在400×10-3μm2左右的巖芯進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。

保護(hù)油氣層鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－無(wú)固相鉆井液體系保護(hù)油氣層

表9和表10油層保護(hù)實(shí)驗(yàn)鉆井液方案為：清水+0.5%PAC141+0.5%流型調(diào)節(jié)劑+0.6%提粘降濾失劑+3%SMP-Ⅱ+2%頁(yè)巖穩(wěn)定劑+2%KHm

64#巖心所用油層保護(hù)劑是1#超低滲透油層保護(hù)劑67#巖心所用油層保護(hù)劑是2#超低滲透油層保護(hù)劑鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－無(wú)固相鉆井液體系鉆井液滲透率評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)表9巖心號(hào)Ka×10-3μm2Ko×10-3μm2前最大突破壓力MPaKd×10-3μm2后最大突破壓力MPa恢復(fù)值%實(shí)驗(yàn)條件人造巖心64#429.7459.640.1646.860.3078.880℃人造巖心67#417.6364.800.1654.000.2083.0080℃保護(hù)油氣層鉆井完井液體系評(píng)價(jià)－－無(wú)固相鉆井液體系污染時(shí)間min相應(yīng)時(shí)間的動(dòng)失水ml實(shí)驗(yàn)條件64#巖心67#巖心壓力MPa溫度℃10.20.43.58050.50.63.580100.70.83.580201.11.33.580302.11.53.580402.41.73.580502.72.03.580603.12.23.580703.52.43.580803.92.53.580904.22.83.5801004.53.03.5801104.83.33.5801205.13.63.5801305.73.93.5801406.34.13.5801506.64.43.580保護(hù)油氣層鉆井完井液體系評(píng)價(jià)

酸化解堵實(shí)驗(yàn)是先將已做過(guò)油層保護(hù)實(shí)驗(yàn)的巖芯再進(jìn)行污染，然后用10%的鹽酸浸泡三小時(shí)，再進(jìn)行巖心滲透率恢復(fù)值的測(cè)量，以評(píng)價(jià)其酸溶后儲(chǔ)層的污染狀況。酸化解堵－－無(wú)固相鉆井液體系鉆井完井液體系評(píng)價(jià)巖心號(hào)Ka×10-3μm2Ko×10-3μm2前最大突破壓力MPaKd×10-3μm2后最大突破壓力MPa恢復(fù)值%實(shí)驗(yàn)條件人造巖心64#429.7459.640.1652.910.2688.780℃人造巖心67#417.6364.800.1660.000.1892.6080℃最終方案：清水+0.5%PAC141+0.5%流型調(diào)節(jié)劑+0.6%提粘降濾失劑+3%SMP-Ⅱ+2%頁(yè)巖穩(wěn)定劑+2%KHm+2%2#超低滲透油層保護(hù)劑+KCl。

酸化解堵－－無(wú)固相鉆井液體系鉆井完井液體系評(píng)價(jià)油層保護(hù)方案研究一是不同的孔喉直徑對(duì)儲(chǔ)層滲透率的奉獻(xiàn)是不同的，大的儲(chǔ)層孔喉數(shù)量少，但它對(duì)儲(chǔ)層滲透率的奉獻(xiàn)大，微小孔喉數(shù)量大，但對(duì)儲(chǔ)層滲透率的奉獻(xiàn)?。缓雎詢蓚€(gè)因素：

二是由于儲(chǔ)層的非均質(zhì)性，在儲(chǔ)層存在直徑極小的微孔隙，這些孔隙中的流體在目前的開(kāi)采條件下是不流動(dòng)的，因此，封堵這些孔隙也是沒(méi)有意義的。如果將這些孔喉用于計(jì)算平均孔喉直徑，那么理論計(jì)算的平均孔喉直徑將大大小于儲(chǔ)層實(shí)際流動(dòng)的平均孔喉直徑，根據(jù)這樣的計(jì)算結(jié)果選擇的油層保護(hù)劑其封堵效果較差，起不到堵塞主要流通孔道的作用。油層保護(hù)方案研究圖1沙三地層第2+3儲(chǔ)層的儲(chǔ)層滲透率與各種孔喉直徑之間關(guān)系曲線。

油層保護(hù)方案研究〔1〕分析研究?jī)?chǔ)層滲透率變化規(guī)律，采用所研究區(qū)塊儲(chǔ)層〔取心井〕巖心實(shí)測(cè)的滲透率與孔喉特性數(shù)據(jù)，計(jì)算出滲透率奉獻(xiàn)值到達(dá)97%〔±1%〕時(shí)儲(chǔ)層孔喉的平均直徑d流動(dòng)50，以及儲(chǔ)層最大孔喉直徑dmax。〔2〕依據(jù)儲(chǔ)層的d流動(dòng)50和最大流動(dòng)孔喉直徑來(lái)確定不同滲透率段下的暫堵劑粒子的直徑，按1/2-2/3儲(chǔ)層的d流動(dòng)50來(lái)選擇架橋粒子的d50。充分考慮砂巖油藏的非均質(zhì)性，根據(jù)目標(biāo)區(qū)塊油氣層滲透率的分布規(guī)律確定各種粒徑暫堵劑的比例，并使其在鉆井液中的含量大于4%；按1/4儲(chǔ)層孔喉的平均直徑d流動(dòng)50選擇充填粒子直徑d50，其加量大于1.5%。在選擇架橋粒子時(shí)，還必須考慮架橋粒子的d90等于1/2-2/3儲(chǔ)層最大孔喉直徑。油層保護(hù)方案研究〔3〕選用瀝青類產(chǎn)品作為可變形粒子添加劑，加量為2%，但其軟化點(diǎn)應(yīng)高于油層溫度10－50℃。如地質(zhì)錄井要求使用低熒光鉆井液，那么可使用乳化石蠟、聚合醇類產(chǎn)品作為可變形粒子添加劑。油層保護(hù)方案研究對(duì)于保護(hù)儲(chǔ)層的鉆井液，需要根據(jù)孔喉尺寸參加具有連續(xù)粒徑序列分布的暫堵劑顆粒來(lái)有效地封堵儲(chǔ)層中大小不等的各種孔喉，以及暫堵顆粒之間形成的孔隙，才能確保形成濾失量極低的致密泥餅，才能取得理想的油層保護(hù)效果。大孔隙對(duì)儲(chǔ)層滲透率的奉獻(xiàn)是主要的，30%的大孔隙對(duì)滲透率的奉獻(xiàn)大約為85%，因此，對(duì)大孔隙進(jìn)行暫堵保護(hù)可以盡可能減輕儲(chǔ)層損害。具有某種粒度分布特征的單一暫堵劑很難取得理想的暫堵效果，只有當(dāng)暫堵劑顆粒累計(jì)體積百分?jǐn)?shù)與d1/2成正比時(shí)，可實(shí)現(xiàn)顆粒的理想充填，因此，將幾種不同粒徑的暫堵劑復(fù)配使用，比較容易得到給定儲(chǔ)層的理想充填暫堵方案。油層保護(hù)方案研究Hands等人依據(jù)“理想充填理論〞提出了d90規(guī)那么和目標(biāo)線概念。d90規(guī)那么是指當(dāng)暫堵劑顆粒在其粒徑累積分布曲線上的d90值〔指90%的顆粒粒徑小于該值〕與儲(chǔ)層的最大孔喉直徑或最大裂縫寬度相等時(shí)，可取得理想的暫堵效果。目標(biāo)線是根據(jù)儲(chǔ)層最大孔喉尺寸確定d90，在暫堵劑粒徑分布曲線上，以(d90)1/2與坐標(biāo)原點(diǎn)的連線作為目標(biāo)線。其主要特點(diǎn)是“復(fù)配暫堵〞和“廣譜暫堵〞，與傳統(tǒng)架橋規(guī)那么相比，使用該方法可取得更好的暫堵效果，它充分考慮了暫堵劑對(duì)儲(chǔ)層大尺寸孔喉的暫堵作用，因此，特別適應(yīng)于高孔、高滲儲(chǔ)層的油層保護(hù)。油層保護(hù)方案研究〔1〕選用具有代表性目標(biāo)油藏儲(chǔ)層巖樣進(jìn)行鑄體薄片分析或壓汞實(shí)驗(yàn)，測(cè)出儲(chǔ)層最大孔喉直徑〔即d90〕。d90也可從孔喉尺寸累計(jì)分布曲線上讀出?！?〕建立目前國(guó)內(nèi)常用的不同規(guī)格的酸溶性、油溶性暫堵劑的粒度分布數(shù)據(jù)庫(kù)中，根據(jù)儲(chǔ)層孔喉尺寸或滲透率大小繪出儲(chǔ)層的最優(yōu)化目標(biāo)線。油層保護(hù)方案研究〔3〕從粒度分布數(shù)據(jù)庫(kù)中選擇幾種適當(dāng)粒度分布不同的暫堵劑產(chǎn)品，利用計(jì)算機(jī)軟件計(jì)算出最適于理想充填的這幾種暫堵劑的復(fù)配比例。實(shí)踐證明：為了取得更好的油層保護(hù)效果，在確定最終暫堵劑復(fù)配比例時(shí)可對(duì)計(jì)算結(jié)果稍加調(diào)整，使復(fù)配暫堵劑的粒度分布曲線略靠目標(biāo)線的右側(cè)?！?〕根據(jù)計(jì)算處理結(jié)果取樣進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，通過(guò)儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)值實(shí)驗(yàn)對(duì)優(yōu)選方案的有效性進(jìn)行比照驗(yàn)證。油層保護(hù)方案研究－－油層保護(hù)方案研究

大港油田大港油田2003年至2005年所施工的九口水平井分布在七個(gè)不同區(qū)塊，六口井采用套管射孔完井，三口井采用篩管完井，因此，我們對(duì)每個(gè)區(qū)塊水平井的油層保護(hù)方案進(jìn)行詳細(xì)的研究，以扣H1井為例介紹廣譜暫堵油保方案研究。油層保護(hù)方案研究

扣H1井位于扣村油田扣50斷塊，目的層為沙三I油組2號(hào)砂體，其沙三段儲(chǔ)層為孔隙型。其物性數(shù)據(jù)依據(jù)測(cè)井解釋結(jié)果得出，儲(chǔ)層的孔喉資料參照相鄰斷塊岐南5-16和扣47斷塊沙三段儲(chǔ)層壓汞分析數(shù)據(jù)。沙三段油層孔隙度平均為17%左右，滲透率平均為85×10-3um2左右，該斷塊儲(chǔ)層不均質(zhì)，沙三段油層最高滲透率為232.45×10－3μm2，最低為1.068×10－3μm2。－－油層保護(hù)方案研究

大港油田扣H1井油層保護(hù)方案研究

根據(jù)沙三段儲(chǔ)層壓汞分析數(shù)據(jù)，儲(chǔ)層的孔喉半徑隨儲(chǔ)層滲透率增加而增大，平均流動(dòng)孔喉直徑為3.84μm,最大孔喉直徑為11.88μm,見(jiàn)表14。依據(jù)扣50-1井測(cè)井資料對(duì)儲(chǔ)層敏感性處理解釋得出：沙三段儲(chǔ)層為中等偏弱速敏，中等偏強(qiáng)水敏，中等偏弱鹽敏，中等偏弱堿敏，中等偏強(qiáng)酸敏?？?0斷塊沙三段儲(chǔ)層地層水分析結(jié)果，沙三段地層水為碳酸氫鈉型，總礦化度13092mg/L。－－油層保護(hù)方案研究

大港油田油層保護(hù)方案研究扣村油田沙三段儲(chǔ)層孔喉半徑統(tǒng)計(jì)表表14井號(hào)層位井深m孔隙度%滲透率×10－3μm2最大進(jìn)汞飽和度%喉道半徑，mμmrcpr50r流動(dòng)50最大連通喉道

岐南5-16Es32679.2122.3093.9076.32275.23000.62391.454110.3306岐南5-16Es32679.4916.404.7477.52560.78730.21080.42271.4498岐南5-16Es32679.9219.8057.4085.97654.62090.90411.361110.3188岐南5-16Es32680.1025.902577.0092.464318.449717.054516.711444.3998岐南5-16Es32680.3017.409.0085.84194.37600.63070.86544.6828岐南5-16Es32680.4224.5301.0082.74546.93923.04046.000417.4794岐南5-16Es32680.6021.0047.3087.95785.70801.35771.93207.9358油層保護(hù)方案研究岐南5-16Es32681.0419.8064.8078.56647.60690.77921.50508.7819岐南5-16Es32681.1822.70230.0085.463710.60832.82494.586113.0432岐南5-16Es32681.5718.105.9089.13674.48400.66400.84064.6447岐南5-16Es32681.8218.1011.1085.28721.65580.64380.91852.7924岐南5-16Es32682.2122.6099.7083.51104.58641.19612.08347.3238扣47Es2614.6324.109.91071.24743.70880.29450.78743.3748扣47Es2614.8123.0054.1058.38223.95020.08930.63933.9199油層保護(hù)方案研究扣47Es2614.9923.1044.3065.36034.87710.17680.78735.3814扣47Es2615.3123.7024.7088.17415.27160.82471.14823.6520扣47Es2616.3922.20268.077.682411.60542.71888.130222.5986扣47Es2616.4420.30137.1083.42588.93391.91364.519413.1775扣47Es2617.7629.40533.0081.086110.04387.67848.367212.9571扣47Es2620.2912.7016.3092.19366.17191.11351.28843.2968油層保護(hù)方案研究綜上所述，扣H1井目的層為非均質(zhì)砂巖儲(chǔ)層，其主要油流通道為細(xì)孔喉，屏蔽暫堵保護(hù)油層方案為：1200目碳酸鈣加量3%，d50粒徑為3-6μm，800目碳酸鈣加量1%，d50粒徑為6-8μm，可變徑粒子選用WZD-II，加量為2%，參加0.1-0.2%防水所劑〔ABSN〕，參加0.5%KCL調(diào)整鉆井液濾液的礦化度，防止儲(chǔ)層粘土水化膨脹，油層保護(hù)評(píng)價(jià)結(jié)果見(jiàn)表15。－－油層保護(hù)方案研究

大港油田油層保護(hù)方案研究巖心滲透率恢復(fù)值評(píng)價(jià)表15巖心號(hào)Ka×10-3μm2Ko×10-3μm2前突破壓力MPaKd×10-3μm2后突破壓力MPa恢復(fù)值%人造巖心55.7818.220.0614.310.0978.54108.5539.880.0532.590.0781.72200.7751.070.0545.560.06589.21311.44108.010.0489.730.0683.08實(shí)驗(yàn)條件：100℃3.5MPa200s-12h－－油層保護(hù)方案研究

大港油田油層保護(hù)方案研究

廣譜保護(hù)油氣層方案井號(hào)斷塊方案唐H2唐H3港71（WC-1C20％＋600目超鈣60％＋1000目超鈣10％＋10％FB-2）加量5％，其中FB-2為油溶性樹(shù)脂暫堵劑，它可用WZD-2代替。羊H1羊三木150目碳酸鈣×1%+200碳酸鈣×1%+600目碳酸鈣1%+1250目碳酸鈣×1%。女MH4

女341250目碳酸鈣1%+1000目碳酸鈣1.5%+600目碳酸鈣1%+石灰石0.5%+WZD-Ⅱ2%。西H1西13-13325目碳酸鈣*1.5%+600目碳酸鈣*1.5%+1250目碳酸鈣*1%+可變型粒子WZD-Ⅱ*2%。港H1港H2港東一區(qū)六1%JYW-I+2%*325目CaCO3+1%*600目CaCO3+2%*1250目CaCO3。－－油層保護(hù)方案研究

大港油田油層保護(hù)方案研究冀東油田高104-5區(qū)塊

高104-5區(qū)塊主要目的層為NgⅢ段8小層和NgⅣ段132小層，根據(jù)G206-4井的孔喉資料分析〔見(jiàn)表28〕，孔喉半徑在4.0-19.19μm之間，NgⅢ段8小層的r50等于4.944μm，NgⅣ段132小層的r50等于6.384μm。于是，我們可以應(yīng)用D1／2理論作出兩條基線，對(duì)暫堵劑方案進(jìn)行優(yōu)化。按照M-I鉆井液公司提出的觀點(diǎn)，當(dāng)需要進(jìn)行保護(hù)的儲(chǔ)層為兩個(gè)孔喉結(jié)構(gòu)相差甚遠(yuǎn)的主力油層時(shí)，應(yīng)同時(shí)繪制出針對(duì)每一油層的目標(biāo)線，而優(yōu)選出的復(fù)配暫堵劑顆粒的粒徑分布曲線應(yīng)位于兩條目標(biāo)線之間。按甲方要求，我們將重點(diǎn)考慮NgⅣ段132小層的儲(chǔ)層保護(hù)問(wèn)題。－－油層保護(hù)方案研究

油層保護(hù)方案研究G206-4儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)表28

井號(hào)井深m孔隙度%滲透率×10-3μm2rmaxμmr50μmr平均μmr流動(dòng)50μm主要流動(dòng)孔喉K貢獻(xiàn)值×10-3μm2主要流動(dòng)孔喉半徑μmr主要流動(dòng)50μmG206-41770.434.4229618.235.9684.3139.3898.3094.0-18.23101777.2634.3166311.996.7324.0168.5297.7214.0-11.998.931859.0729.9804.5720.71480.98194.497.5571.0-4.5722.31860.0436.7167711.994.9444.0428.3397.7224.0-11.998.721871.7537.3191318.35.6984.3139.3898.3094.0-18.23101874.821.4318420.415.5645.42711.5496.8926.3-20.4112.51875.4242.6301119.196.3845.4610.7198.5014.0-19.1912.06－－油層保護(hù)方案研究

冀東油田油層保護(hù)方案研究暫堵劑粒徑分布表表29D(μm)102030405060708090100備注300目1.412.95.210.317.8825.030.035.042.1870.0碳酸鈣400目1.72.85.510.114.2018.923.027.031.0251.0碳酸鈣600目1.012.23.56.59.9513.016.020.023.6740.0碳酸鈣1000目1.011.62.53.86.037.89.212.814.9928.0碳酸鈣FB-20.7221.52.53.96.5449.513.2319.526.7935.0油溶性樹(shù)脂WC-1C12.0420.130.240.549.5360.475.0100.0145.7250.0碳酸鈣－－油層保護(hù)方案研究

冀東油田油層保護(hù)方案研究－－油層保護(hù)方案研究

冀東油田油層保護(hù)方案研究方案三：按理想充填理論及D90規(guī)那么,通過(guò)暫堵劑優(yōu)化程序計(jì)算，結(jié)果為：理想充填暫堵劑-1:〔WC-1C20％＋600目超鈣70％＋1000目超鈣10％〕，加量5％。方案四：按理想充填理論及D90規(guī)那么并考慮適當(dāng)參加可變形顆粒,通過(guò)暫堵劑優(yōu)化程序計(jì)算，結(jié)果為：理想充填暫堵劑-2:〔WC-1C20％＋600目超鈣60％＋1000目超鈣10％＋10％FB-2〕，加量5％，其中FB-2為油溶性樹(shù)脂暫堵劑，可用WZD-2代替。－－油層保護(hù)方案研究

冀東油田油層保護(hù)方案研究確定有機(jī)正電膠鉆井液體系的根本配方為：1.03g/cm3基漿+2%有機(jī)正電膠+2%GKHm+0.2%PMHA-Ⅱ+1%NH4-HPAN+2%SAS+不同方案的暫堵劑，得到表30鉆井液性能及表31保護(hù)油氣層效果評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)條件：a、表中的老化條件是85℃×16h。b、表中配方：1#為有機(jī)正電膠鉆井液，2#為1#＋5％600目碳酸鈣，3#為1#＋廣譜屏蔽暫堵劑，4#為1#＋5％理想充填暫堵劑-1，5#為1#＋5％理想充填暫堵劑-2。－－油層保護(hù)方案研究

冀東油田油層保護(hù)方案研究性能AVmPa·sPVmPa·sYPPaGPaYP/PVAPIVfmL120℃HTHPVf/mLρg/cm3pH1#老化前20.515.05.51.5/60.3674.515.31.038.0老化后19.014.05.01.0/50.3574.816.01.048.02#老化前21.2514.56.251.5/6.50.4314.215.01.078.0老化后19.514.05.51.5/6.00.3934.415.31.078.03#老化前23.016.07.03.0/100.4383.513.21.088.0老化后20.515.05.52.5/90.3673.813.81.088.04#老化前22.516.06.53.5/100.4063.012.51.078.0老化后20.014.06.03.0/90.4293.212.91.088.05#老化前24.517.07.53.0/100.4413.012.11.088.0老化后23.516.57.03.0/90.4243.112.31.088.0各種暫堵方案與有機(jī)正電膠鉆井液的配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表30

油層保護(hù)方案研究從表30實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析，有機(jī)正電膠鉆井液體系在參加暫堵劑后，其動(dòng)塑比YP/PV處于0.357－0.441Pa／mPa·s之間，根本上能滿足攜巖要求，在參加理想充填復(fù)配暫堵劑－1和理想充填復(fù)配暫堵劑－2后，其API失水和HTTP均比前兩種方案低，說(shuō)明采用理想充填暫堵劑能更加有效地封堵油層孔喉，形成滲透率很低的暫堵帶，降低鉆井液的動(dòng)失水，減少鉆井液濾液對(duì)儲(chǔ)層的深度損害。－－油層保護(hù)方案研究

冀東油田油層保護(hù)方案研究有機(jī)正電膠暫堵型鉆井液體系滲透率恢復(fù)值優(yōu)選實(shí)驗(yàn)表31

巖樣實(shí)驗(yàn)鉆井液Ka×10－3μm2損害前Ko×10－3μm2損害后Ko×10－3μm2

封堵率%滲透率恢復(fù)值%備注

11#768341.25134.5385.639.4鉆井液穿過(guò)巖樣22#1058560250.810044.8鉆井液未穿過(guò)巖樣33#1250612.5378.010061.7鉆井液未穿過(guò)巖樣44#169084073510087.5鉆井液未穿過(guò)巖樣55#20901023.75918.7510089.7鉆井液未穿過(guò)巖樣油層保護(hù)方案研究從表31可以看出，基漿對(duì)巖樣損害嚴(yán)重，鉆井液在損害過(guò)程中穿過(guò)巖樣，封堵率為85.6％。由于鉆井液的侵入損害，造成反排時(shí)的滲透率恢復(fù)值僅為39.4％。從表中數(shù)據(jù)還可看出，根據(jù)方案1－4選擇暫堵劑均能取得良好的封堵效果，鉆井液在損害過(guò)程中均未能穿過(guò)巖樣，封堵率為100％，這說(shuō)明暫堵劑的參加已經(jīng)起到封堵孔喉的作用。但是根據(jù)方案1和方案2選擇的暫堵劑，由于暫堵劑粒徑較小，偏離目標(biāo)線較遠(yuǎn)〔見(jiàn)圖2和圖3〕，不能有效封堵大孔喉，造成濾液和暫堵劑顆粒局部侵入巖樣深部，形成傷害，反排時(shí)的滲透率恢復(fù)值分別為44.8％和61.7％。冀東油田油層保護(hù)方案研究圖21／2～2／3架橋規(guī)那么暫堵劑粒徑分布圖圖3廣譜屏蔽暫堵劑粒徑分布圖油層保護(hù)方案研究與方案1比較，方案2的優(yōu)點(diǎn)在于適當(dāng)增大了其中較大顆粒的含量，從而能封堵局部較大孔喉，但仍無(wú)法完全封堵大孔喉，因而,造成暫堵劑局部通過(guò)某些大孔喉進(jìn)入巖樣深部，造成其反排滲透率恢復(fù)值不高。方案3和方案4是按照D90規(guī)那么進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)的，其滲透率恢復(fù)值明顯高于前兩種方案選擇的暫堵型鉆井液體系，反排滲透率恢復(fù)值高達(dá)87.5％和89.7％。從圖4和圖5中可以看出，兩者的粒徑分布與目標(biāo)線相當(dāng)接近，根本能滿足D90規(guī)那么對(duì)油保的要求，也就是說(shuō)，根本上滿足理想充填的條件。冀東油田油層保護(hù)方案研究圖4理想充填暫堵劑－1粒徑分布圖圖5理想充填暫堵劑－2粒徑分布圖

油層保護(hù)方案研究?jī)烧叩膮^(qū)別在于，方案4比方案3增加了可變形充填粒子，以加強(qiáng)對(duì)微小孔喉和大顆粒之間空隙的封堵，從而能形成滲透率更低的封堵帶。由于該實(shí)驗(yàn)巖心固定在巖心封固套中，無(wú)法進(jìn)行切片實(shí)驗(yàn)。但是通過(guò)觀察，我們發(fā)現(xiàn)前兩種暫堵型鉆井液體系所形成的外泥餅較為松軟，韌性小。而采用理想充填暫堵劑的鉆井液體系形成的泥餅韌性強(qiáng)，且比較均勻，侵入深度也較淺。這說(shuō)明采用理想充填暫堵劑的鉆井液體系能有效起到屏蔽暫堵和保護(hù)油氣層的作用。－－油層保護(hù)方案研究

冀東油田油層保護(hù)方案研究由此可見(jiàn)，利用D90規(guī)那么能很好地對(duì)暫堵劑粒徑進(jìn)行優(yōu)化選擇,優(yōu)化選擇后的暫堵劑封堵效率高，對(duì)高孔、高滲透非均質(zhì)性嚴(yán)重的儲(chǔ)層能起到很好的保護(hù)作用。因此，高104-5區(qū)塊的油層保護(hù)方案為：按WC-1C20％＋600目超鈣60％＋1000目超鈣10％＋10％FB-2比例混配的復(fù)配暫堵劑，加量5％。－－油層保護(hù)方案研究

冀東油田油層保護(hù)方案研究柳北區(qū)塊柳北沙三3亞段儲(chǔ)層物性較好，根據(jù)4口取心井185塊巖心樣品的物性分析資料統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)層孔隙度7.7%－28.5%，平均為19.9%；滲透率0.23－1600×10-3μm2，平均265×10-3μm2，屬于中孔中低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層巖心實(shí)測(cè)滲透率大局部在5083010－3m2?？v向上，Ⅲ油組物性最好，其次為Ⅳ1砂組，Ⅱ油組物性最差。表32是柳北區(qū)塊沙三油藏各油組測(cè)井解釋儲(chǔ)層物性統(tǒng)計(jì)，據(jù)測(cè)井儲(chǔ)層物性參數(shù)統(tǒng)計(jì)，孔隙度變化范圍10.9－24.5%，平均19.3%；滲透率變化范圍3.1－1600×10-3μm2，平均值381×10-3μm2，向下儲(chǔ)層物性變差的趨勢(shì)比較明顯。－－油層保護(hù)方案研究

冀東油田油層保護(hù)方案研究柳北沙三3油藏測(cè)井儲(chǔ)層物性參數(shù)統(tǒng)計(jì)表32油組孔隙度％滲透率×10-3μm2范圍均值范圍均值Ⅱ13.9-20.420.49.5-1600504Ⅲ17.5-23.320.081.5-990477Ⅳ10.9-24.518.63.1-205273Ⅴ12.2-24.519.55.7-1600417ES3310.9-24.519.33.1-1600381－－油層保護(hù)方案研究

冀東油田油層保護(hù)方案研究該區(qū)塊ES32+3儲(chǔ)層孔喉平均直徑分布在3.37-37.63m，孔喉中值直徑分布在0-25.066m，最大連通孔喉直徑分布在5.656-61.126m，主要流動(dòng)孔喉直徑分布在3.2-61.126m，滲透率奉獻(xiàn)值98%(±1%)時(shí)的d流動(dòng)50為3.34-48.388m。柳北沙三3油藏溫度資料極少，依高壓物性資料油藏溫度為93－116℃，平均溫度為101.8℃。地層水總礦化度為1739.0mg/L，為NaHCO3水型。ES32+3油層屬中－弱速敏，強(qiáng)－極強(qiáng)水敏，中等鹽敏，中等土酸敏。冀東油田－－油層保護(hù)方案研究

油層保護(hù)方案研究油層潛在損害因素主要以鉆井液濾液侵入造成的水敏和固相損害為主?；谏鲜龇治?，我們選擇該區(qū)塊的鉆井液體系為聚合物鉆井液和有機(jī)硅防塌鉆井液，油層保護(hù)方案為：300目碳酸鈣×2%+600目碳酸鈣×1%+1000目碳酸鈣×1%+2%FDTY〔根據(jù)井溫選擇不同型號(hào)〕。冀東油田－－油層保護(hù)方案研究

油層保護(hù)方案研究

江蘇洪澤地區(qū)

江蘇洪澤凹陷是冀東油田新開(kāi)發(fā)的區(qū)塊,面積3000km2，呈北東向展布，凹陷的形成主要受控于東南邊界北東走向的洪澤斷層，構(gòu)造形態(tài)為東南斷、西北超的單斷萁形形態(tài)。主要目的層戴南組和阜寧組，埋深在800-2000m，含油氣層位相對(duì)集中，主要分布在阜四段和戴一段。地層壓力系數(shù)為0.83－1.03g/cm3，地層溫度41℃－85℃。當(dāng)油藏溫度、壓力、含水飽和度、流體流動(dòng)速度等條件發(fā)生變化時(shí)，在近井帶容易產(chǎn)生石蠟沉積，堵塞地層孔隙或裂縫。地層水型為NaHCO3型，總礦化度在10988-20361mg/L之間，和層位有一定關(guān)系。冀東油田－－油層保護(hù)方案研究

油層保護(hù)方案研究戴一段儲(chǔ)集層孔隙度范圍14.5－28.8%；滲透率范圍1.08－266×10-3μm2，為中孔中低滲儲(chǔ)集層。阜四段儲(chǔ)集層孔隙度范圍12.6－26.8%；滲透率范圍1.19－275×10-3μm2，為中孔低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層的粘土礦物中伊利石含量較高，粘土含量戴一段2.5-22.27%，平均6.30%，阜四段3.03-11.7%，平均6.2%。儲(chǔ)層為中等偏弱水敏性，臨界鹽度大于4199-6299mg/L，中等偏弱堿敏損害，土酸對(duì)儲(chǔ)層不引起敏感性，但滲透率根本沒(méi)有提高。戴一段對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層滲透率為4.26－266×10-3μm2的最大孔喉直徑7.10-19.16μm，主要流通孔喉直徑3.2-8.0μm；阜四段對(duì)應(yīng)儲(chǔ)層滲透率3.81-124×10-3μm2的最大孔喉直徑7.04-15.10μm，主要流通孔喉半徑3.2-8.0μm。冀東油田－－油層保護(hù)方案研究

油層保護(hù)方案研究

根據(jù)以上儲(chǔ)層特性進(jìn)行分析，該區(qū)塊戴一段、阜四段儲(chǔ)層是中孔低滲儲(chǔ)層，孔喉半直徑較小，以鹽敏、水敏、水鎖為油層的主要潛在損害因素,固相損害為次要損害。另外，原油中石蠟含量較高，當(dāng)外界環(huán)境條件發(fā)生變化時(shí)，可能引起石蠟沉積，堵塞地層孔隙和裂縫。因此，我們?cè)谠摰貐^(qū)施工選擇不分散甲酸鹽聚合物體系，其配方為：3.0%坂土漿+0.1%KOH+0.1-0.3%復(fù)合金屬離子兩性+1-1.5%銨鹽+0.8-1.0%改性淀粉+0.3-0.5%MV-CMC+2%磺化瀝青+1.5-3.0%甲酸鉀+2%多功能屏蔽暫堵劑PB-1+2%超細(xì)碳酸鈣。冀東油田－－油層保護(hù)方案研究

油層保護(hù)方案研究甲酸鹽聚合物鉆井液抑制性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)表34鉆井液類型滾動(dòng)回收率%16h滾動(dòng)后巖屑狀態(tài)4%預(yù)水化坂土漿3.5呈稀泥狀甲酸鹽聚合物不分散鉆井液90.6棱角分明鉆井完井液對(duì)儲(chǔ)層巖心損害評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)表35

巖心號(hào)Ko×10-3μm2Kd×10-3μm2滲透率恢復(fù)值%管4-12井漿管4-900.634.663.9985.7甲酸鹽聚合物管4-900.634.664.3192.5－－油層保護(hù)方案研究

冀東油田油層保護(hù)方案研究根據(jù)兩大油田公司水平井工程總體部署，從二00三年到二00五年九月累計(jì)完成了唐H2等七十五口水平井的現(xiàn)場(chǎng)施工效勞，其中唐H2等三十六口井在目的層井段應(yīng)用了有機(jī)正電膠鉆井液，女MH4等三十一口井在目的層井段應(yīng)用了硅基防塌鉆井液，在江蘇洪澤地區(qū)三口井應(yīng)用了低固相甲酸鹽聚合物鉆井液，家H2分支水平井采用了無(wú)固相鉀鹽聚合物鉆井液，港H2、唐H3兩口水平井采用了低固相鉀鹽聚合物鉆井液，其它兩口水平井采用了聚合物鉆井液?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用參數(shù)平均值MAX值井號(hào)井深m2305.43843G78-P15最大井斜091.4396.45G29-P1水平位移m6401163.32G104-5P17水平井段m230333.6羊H1

75口水平井綜合資料統(tǒng)計(jì)

－－有機(jī)正電膠鉆井液1〕開(kāi)鉆前對(duì)鉆井液進(jìn)行預(yù)處理，在般土漿的根底上參加銨鹽、大鉀、片堿。鉆進(jìn)過(guò)程中將大鉀、銨鹽配成膠液加以維護(hù)，尤其加大了大分子的投入，有效地控制了明化鎮(zhèn)組大段泥巖地層的造漿。隨著井深的增加，及時(shí)補(bǔ)充頁(yè)巖穩(wěn)定劑、潤(rùn)滑防塌劑、防塌劑等處理劑,保持其在鉆井液中的有效含量，改善泥餅質(zhì)量穩(wěn)固井壁，增強(qiáng)泥漿體系的潤(rùn)滑防塌性能，按設(shè)計(jì)要求維護(hù)好其它鉆井液性能?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用4〕鉆進(jìn)過(guò)程中根據(jù)進(jìn)尺和鉆井液消耗補(bǔ)充有機(jī)正電膠，同時(shí)將SAS、硅腐鉀、腐鉀、銨鹽、PMHA-II等處理劑配成膠液，用于維護(hù)鉆井液，使鉆井液具有強(qiáng)的抑制性，進(jìn)入目的層后，控制鉆井液API失水小于4ml，HTHP失水小于12ml。2〕為了保證現(xiàn)場(chǎng)施工，轉(zhuǎn)型前取現(xiàn)場(chǎng)鉆井液進(jìn)行室內(nèi)分析，優(yōu)選最正確轉(zhuǎn)型配方。在進(jìn)目的層井段前，按順序參加有機(jī)正電膠鉆井液的配方處理劑，將鉆井液轉(zhuǎn)化為有機(jī)正電膠鉆井液。3〕定向前混入原油，參加乳化劑，確保鉆井液具有良好的潤(rùn)滑性，鉆進(jìn)過(guò)程中不定期補(bǔ)充潤(rùn)滑材料，確保其在鉆井液中的有效含量，盡量降低泥餅?zāi)Σ料禂?shù)，使其小于0.08,保證平安鉆進(jìn)。－－有機(jī)正電膠鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用6〕完鉆前用SAS、稀釋劑、片堿調(diào)整鉆井液的粘切，完鉆后搞短起下作業(yè)，下套管前甩掉儀器和馬達(dá)通井，起鉆前用塑料小球配封閉漿封閉裸眼井段，保證下套管施工順利。－－有機(jī)正電膠鉆井液5〕進(jìn)入目的層前，逐步用石灰石粉提高鉆井液密度,以保持井壁穩(wěn)定及防噴。同時(shí)按室內(nèi)研究各區(qū)塊油層保護(hù)方案參加油層保護(hù)添加劑，鉆進(jìn)過(guò)程中及時(shí)補(bǔ)充，保持其有效含量，保護(hù)好油氣層?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用1〕轉(zhuǎn)化為硅基防塌鉆井液前對(duì)聚合物鉆井液進(jìn)行取樣分析，優(yōu)選出體系轉(zhuǎn)化的最優(yōu)配方。鉆進(jìn)到設(shè)計(jì)井深后按優(yōu)選的配方參加硅穩(wěn)定劑、硅稀釋劑和硅腐鉀，把聚合物鉆井液改為硅基防塌鉆井液，同時(shí)根據(jù)井漿性能補(bǔ)充SMP、SAS等處理劑，調(diào)整好鉆井液性能，使之滿足現(xiàn)場(chǎng)施工的需要。2〕鉆進(jìn)過(guò)程中根據(jù)鉆井液的粘切變化情況，參加硅稀釋劑、硅穩(wěn)定劑控制鉆井液的粘切，參加硅腐鉀、磺化瀝青增強(qiáng)鉆井液的防塌性能；根據(jù)化驗(yàn)的結(jié)果參加磺化酚醛樹(shù)脂提高鉆井液的抗高溫性能，降低高溫高壓失水。－－硅基防塌鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用3)定向前鉆井液中混入原油，使得原油的含量到達(dá)6-8%，同時(shí)補(bǔ)充適當(dāng)?shù)臐?rùn)滑劑，保證鉆井液具有良好的潤(rùn)滑性。為更好的攜砂，定向時(shí)粘度控制在50s以上。4〕入窗前使鉆井液的原油含量到達(dá)8-10%，為了配合地質(zhì)及綜合錄井判斷窗口的位置，在入窗前30m及入窗后不再參加原油，入窗后鉆井液的粘度控制在50-60s左右。為提高泥漿攜巖屑帶能力，在動(dòng)切力方面走設(shè)計(jì)上限；在入窗前的定向過(guò)程中每100m左右進(jìn)行一次短起下作業(yè)，入窗以后每50-70m搞一次短起下作業(yè)，為更好的破壞及去除巖屑床，短起下鉆采用長(zhǎng)、短距離結(jié)合進(jìn)行，長(zhǎng)距離短起下鉆拉到直井段或井斜200左右的井深。－－硅基防塌鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用4〕在定向的過(guò)程中到了600以后因?yàn)榫焙筒捎肞DC鉆頭的關(guān)系，震動(dòng)篩上的巖屑比實(shí)際的進(jìn)尺產(chǎn)生的鉆屑少得多，到了750以后震動(dòng)篩上的鉆屑幾乎沒(méi)有，只能滿足地質(zhì)撈砂的要求，但此時(shí)鉆井液的密度會(huì)不斷的上升，說(shuō)明：鉆屑被磨碎后直接進(jìn)入鉆井液中，因此，在此井段鉆井除砂器、離心機(jī)必須連續(xù)運(yùn)轉(zhuǎn)，同時(shí)配合短起下作業(yè)去除鉆屑。5〕在井斜到達(dá)700以后的井段，鉆時(shí)快的時(shí)候打完一個(gè)單根后循環(huán)鉆井液10-15分鐘，使鉆屑離開(kāi)井底返到井斜小的井段，防止了在停泵后鉆屑下沉到下井壁造成卡鉆事故的發(fā)生。－－硅基防塌鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用6〕在進(jìn)入油層前50－100m開(kāi)始參加油層保護(hù)劑，根據(jù)水平井所在區(qū)塊按室內(nèi)研究成果參加相應(yīng)的油層保護(hù)材料。為了保證性能穩(wěn)定，參加前必須做處理實(shí)驗(yàn)，然后分次參加，使得油保材料的濃度在入窗前到達(dá)最正確濃度，同時(shí)補(bǔ)充大鉀，增強(qiáng)鉆井液的抑制能力，提高油層保護(hù)效果。7〕完井后起鉆，甩掉定向井的儀器，下牙輪鉆頭，帶適量鉆挺通井，循環(huán)調(diào)整鉆井液，在震動(dòng)篩不見(jiàn)砂子后起鉆，起鉆前打入含塑料小球的鉆井液封閉斜井段，保證下套管順利。－－硅基防塌鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用－－無(wú)固相鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用2〕鉆進(jìn)過(guò)程中每班用PAC141、提粘降濾失劑、磺化瀝青配成膠液補(bǔ)充泥漿量，確保泥漿量滿足循環(huán)要求；在施工的過(guò)程中粘度控制在50-65s之間，密度控制在3。3〕鉆進(jìn)中充分利用好固控設(shè)備，尤其是離心機(jī)的使用，及時(shí)去除混入鉆井液中的固相，確保鉆井液的固相含量小于4%。在入窗前的定向過(guò)程中每100m左右進(jìn)行一次短起下作業(yè)，入窗以后每50-70m進(jìn)行一次短起下作業(yè)，為更好的破壞及去除巖屑床每次短起的長(zhǎng)度都拉到直井段或井斜200左右的井段。4〕在進(jìn)入700以后的井段，鉆時(shí)快的時(shí)候打完一個(gè)單根后循環(huán)泥漿10-15分鐘，使鉆屑離開(kāi)井底返到井斜小的井段，防止了在停泵后鉆屑下沉到下井壁造成卡鉆事故的發(fā)生。－－無(wú)固相鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

－－無(wú)固相鉆井液5〕防托壓措施：進(jìn)入水平段以后及分支井段的定向中出現(xiàn)托壓現(xiàn)象，本井防止托壓的措施主要有：●增強(qiáng)泥漿的潤(rùn)滑性，鉆井液中原油的含量控制在6%左右，鉆井液的摩阻小于0.05；另外定期參加固體潤(rùn)滑劑及極壓潤(rùn)滑劑●定期進(jìn)行短起下，本井定向后50-100m進(jìn)行一次短起下作業(yè)，及時(shí)去除井壁上的巖屑床，防止定向拖壓?！癯霈F(xiàn)拖壓后及時(shí)參加固體潤(rùn)滑劑，每次加量為300-500kg?，F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用7〕施工第一分支及第二分支時(shí)參加1%的極壓潤(rùn)滑劑加強(qiáng)泥漿的潤(rùn)滑性能，確保了分支井眼的順利施工。8〕完鉆后起鉆，甩掉定向井的儀器，下牙輪鉆頭，帶兩根鉆挺通井，震動(dòng)篩不見(jiàn)砂子后起鉆，起鉆前打入含固體潤(rùn)滑劑的鉆井液封閉斜井段，下篩管順利。9〕完成第一分支井眼后，在第一分支井眼內(nèi)打入2m3完井液，封閉第一分支井段，確保井眼穩(wěn)定，也有利于保護(hù)油氣層。－－無(wú)固相鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用1〕二開(kāi)井段采用甲酸鉀聚合物不分散鉆井液體系，其配方為：3.0%膨潤(rùn)土漿+0.1%KOH+0.1-0.3%PMHA-II+1-1.5%銨鹽+0.8-1.0%改性淀粉+0.3-0.5%MV-CMC+1.5-3.0%甲酸鉀+2%低熒光磺化瀝青－－甲酸鹽聚合物鉆井液

江蘇洪澤凹陷是冀東油田新開(kāi)發(fā)的區(qū)塊，在該區(qū)塊施工的三口水平井均采用了甲酸鹽聚合物不分散鉆井液體系。其措施概括為：現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用3〕鉆完水泥塞后，從混合漏斗按照循環(huán)周均勻參加1.2%銨鹽、0.8%改性淀粉、0.4%MV-CMC、0.2%PAHM-Ⅱ、2%甲酸鉀混均勻后用于二開(kāi)。－－甲酸鹽聚合物鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用4〕在鉆進(jìn)過(guò)程中，保持較低的鉆井液粘度和切力，充分利用PMHA-II和甲酸鉀抑制能力來(lái)控制地層造漿，保持鉆井液低的固相含量。鉆井過(guò)程中所加聚合物都要配成膠液細(xì)水長(zhǎng)流地維護(hù)，如果泥漿的粘度和切力過(guò)高，可以參加液體稀釋劑調(diào)整6〕定向前混入6-8%原油，降低泥餅?zāi)Σ料禂?shù)，鉆井過(guò)程中根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)分析結(jié)果及時(shí)補(bǔ)充，同時(shí)，參加潤(rùn)滑劑，保證鉆井液泥餅?zāi)Σ料禂?shù)低于0.10。－－甲酸鹽聚合物鉆井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用8〕完井電測(cè)前必須甩掉馬達(dá)通井，調(diào)整好鉆井液性能,并充分循環(huán)洗井。下套管通井起鉆前參加1%塑料小球封閉裸眼井段，確保下套管施工順利。－－甲酸鹽聚合物鉆井液7〕進(jìn)入油層前100m左右調(diào)整鉆井液性能，控制鉆井液中的固相低于8%，膨潤(rùn)土含量在50g/1以內(nèi)。然后參加油層保護(hù)添加劑，使其在入窗時(shí)含量到達(dá)最正確加量。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

在所完成的水平井中，除女MH4和家H2外均采用石灰石粉作為加重材料，以利于完井后采取壓裂酸化解堵，從而提高原油產(chǎn)量。進(jìn)入目的層前調(diào)整好各項(xiàng)鉆井液性能參數(shù)，按照室內(nèi)研究成果在體系中逐漸參加與儲(chǔ)層孔喉相匹配的復(fù)配暫堵劑、可變徑材料WZD-Ⅱ等油層保護(hù)添加劑，進(jìn)入油層井段后根據(jù)需要及時(shí)補(bǔ)充，保證其在鉆井液中有效含量相對(duì)穩(wěn)定。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

進(jìn)入水平井段后嚴(yán)格控制鉆井液API失水在，高溫高壓失水小于12ml，減少濾液對(duì)油氣層的污染，同時(shí)保證離心機(jī)、除砂器等固控設(shè)備二十四小時(shí)連續(xù)運(yùn)轉(zhuǎn)，盡量降低鉆井液中的有害固相含量，減少固相侵入。鉆進(jìn)過(guò)程中鉆井液及時(shí)補(bǔ)充其它處理劑，保證鉆井液