屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术(简称屏蔽暂堵技术)主要用来解决裸眼井段多压力层系地层保护油气层技术的难题，其原理是利用钻井液液柱压力与油气层孔隙压力之间的压差和钻井液中的固相处理剂，在油气层被钻开的极短时间内在井筒近井壁附近形成渗透率接近零的屏蔽暂堵带，此屏蔽暂堵带能有效地阻止钻井液、水泥浆中的固相和滤液继续侵入油气层，对油气层造成污染，而形成的屏蔽暂堵带能够通过射孔解堵。该技术已广泛应用于钻井实践中，取得了较好的效果。 屏蔽暂堵理论是针对孔隙型砂岩油气层提出的一种保护油气层理论，它的技术要点是：根据储层岩心压汞实验得到储层孔隙直径分布曲线，从而计算出储层平均孔喉直径，按1／2～2／3孔喉直径选择油气层保护添加剂的粒径。在进入油气层前加入油气层保护添加剂，调整钻井液中的固相粒径分布，从而将钻井液转化为保护油气层钻井完井液，达到保护油气层的目的。传统屏蔽暂堵保护油气层技术在计算储层平均孔喉直径时是将储层所有孔喉都参加了计算，它忽略了两个因素，一是不同的孔喉直径对储层渗透率的贡献是不同的，大的储层孔喉数量少，但它对储层渗透率的贡献大，微小孔喉数量大，但对储层渗透率的贡献小；二是由于储层的非均质性，在储层存在孔喉直径极小的微孔隙，这些孔隙中的流体在目前的开采条件下是不流动的，因此，封堵这些孔隙也是没有意义的。如果将这些孔喉用于计算平均孔喉直径，那么理论计算的平均孔喉直径将大大小于储层实际流动的平均孔喉直径，根据这样的计算结果选择的油气层保护剂其封堵效果较差，起不到堵塞主要流通孔道的作用。 广谱型屏蔽暂堵保护油气层技术是对传统屏蔽暂堵保护油气层技术理论的继承与发展，该技术是依据储层的d流动50和最大流动
井壁稳定问题是钻井工程中经常遇到的一个十分复杂的难题，随着勘探领域向新区扩展, 钻遇地层日趋复杂, 井壁不稳定已成为实现勘探目的的障碍。 由于这些地区地层所造成的井壁不稳定, 既影响了钻井速度与测井、固井质量, 又使部分地区无法钻达目的层,影响勘探目的实现。 地层矿物组分与理化性能是研究井壁不稳定机理与技术对策的基础。 1、地层组构分析 利用X射线衍射、扫描电镜、薄片分析、透射电镜及测井资料对地层矿物组分、矿物分布层理、裂隙发育状况进行分析。 2、地层理化性能分析方法 岩石密度、阳离子交换容量、膨胀率、分散性(滚动试验法与C ST 法)页岩稳定指数、比表面积、夸电位、活度、可溶性盐类、胶体含量、岩石强度与硬度及地层压力系数等。 3、井壁稳定问题 钻井过程中的井壁坍塌或缩径(由于岩石的剪切破坏或塑性流动)和地层破裂或压裂(由于岩石的拉伸破裂)两种类型。 井壁不稳定间题是力学问题, 又是化学问题, 归根结底仍是力学问题。 1、化学因素 井壁不稳定的原因及研究方法 1、井壁不稳定的原因 如果经验内的泥浆密度过低，井壁应力将超过岩石的抗剪强度（shear strength)而产生剪切破坏（shear failure,表现为井眼坍塌扩径或屈服缩径），此时的临界井眼压力定义为坍塌压力（collapse pressure); 如果泥浆密度过高，井壁上将产生拉伸应力，当拉伸应力（tensile stress)大于岩石的抗拉强度（tensile strength）时，将产生拉伸破坏（tensile failure，表现为井漏），此时的临界井眼压力定义为破裂压力（fracture pressure）。 因此，在工程实际中，可以通过调整泥浆密度，来改变井眼附近的应力状态（stress state），可以达到稳定井眼的目的。 2、井壁失稳与岩石破坏类型的关系 井壁失稳（unstable borehole）时岩石的破坏类型主要有两种：拉伸破坏（tensile failure）、剪切破坏（shear failure）。 剪切破坏又分为两种类型： 一种是脆性破坏，导致井眼扩大，这会给固井、测井带来问题。 这种破坏通常发生在脆性岩石中，但对于弱胶结地层由于冲蚀作用也可能出现井眼扩大； 另一种是延性破坏，导致缩径，发生在软泥岩、砂岩、岩盐等地层，在工程上遇到这种现象要不断的划地眼，否则会出现卡钻现象。拉伸破坏或水力压裂会导致井漏，严重时可能造成井喷。 实际上井壁稳定与否最终都表现在井眼围岩的应力状态。如果井壁应力超过强度包线，井壁就要破坏；否则井壁就是稳定的。 3、井壁失稳的原因 通过以上分析，可以发现，影响井壁稳定的因素概括起来可以分为四大类；（1）地质力学因素，原地应力状态、地层空隙压力、原地温度、地质构造特征
保护油气层技术 （徐同台、赵敏、熊友明等编） 目录 第一章绪论……………………………………………………（１） 第一节保护油气层的重要性及主要内容…………………（２） 第二节保护油气层技术的特点与思路……………………（６） 第二章岩心分析……………………………………………（１０） 第一节岩心分析概述……………………………………（１０） 第二节岩心分析技术及应用……………………………（１４） 第三章油气层损害的室内评价……………………………（２９） 第一节概述………………………………………………（２９） 第二节油气层敏感性评价………………………………（３０） 第三节工作液对油气层的损害评价……………………（４０） 第四节储层敏感性预测技术……………………………（４４） 第四章油气层损害机理……………………………………（４９） 第一节油气层潜在损害因素……………………………（５０） 第二节外因作用下引起的油气层损害…………………（５５） 第五章钻井过程中的保护油气层技术……………………（６８） 第一节钻井过程中造成油气层损害原因分析…………（６８） 第二节保护油气层的钻井液技术………………………（７３） 第三节保护油气层的钻井工艺技术……………………（９０） 第四节保护油气层的固井技术……………… ………（１００） 第六章完井过程中的保护油气层技术……………………（１０７） 第一节完井方式概述……………………………………（１０７） 第二节射孔完井的保护油气层技术……………………（１１１） 第三节防砂完井的保护油气层技术……………………（１２５） 第四节试油过程中的保护油气层技术…………………（１４０） 第七章油气田开发生产中的保护油气层技术……………（１４３） 第一节概述………………………………………………（１４３） 第二节采油过程中的保护油气层技术…………………（１４７） 第三节注水中的保护油气层技术………………………（１４９） 第四节增产作业中的保护油气层技术…………………（１５６） 第五节修井作业中保护油气层技术……………………（１６４） 第六节提高采收率中的保护油气层技术………………（１６８） 第八章油气层损害的矿场评价技术………………………（１７５） 第一节油气层损害的矿场评价方法……………………（１７５） 第二节油气层损害的评价参数…………………………（１８１） 第三节油气层损害的测井评价…………………………（１８６） 第九章国外保护油气层技术发展动向……………………（１９８） 参考文献………………………………………………………（２１３） 张绍槐，罗平亚．保护储集层技术．北京：石油工业出 钟松定，张人和，樊世忠．油气层保护技术及其矿场管理实例．北京：石油工业出版社，1999
塔河油田硬脆性地层防塌技术研究 刘贵传郭才轩江山红 中石化勘探开发研究院德州石油钻井研究所 摘要：本文通过对塔河油田易扩径的三迭石炭系硬脆性地层地质特征及工程因素等方面进行综合分析研究，研究出了该地层井壁坍塌扩径的主要原因，并从钻井液 化学及岩石力学等方面提出了解决井径扩大的主要技术途径。并介绍了防扩径钻井液 技术在塔河油田应用情况，现场应用效果明显。 主题词：塔河油田硬脆性地层井径扩大坍塌掉块坍塌压力地层微裂隙泥饼质量钻井液 引言 井壁失稳是钻井工程中经常遇到的一个十分复杂的技术难题，井壁不稳定不仅会影响工程质量，甚至会造成井眼报废。井壁失稳的因素很多，不仅与钻井液化学及岩石力学有关，还与工程技术、管理因素密切相关，是一个系统工程。自一九九七年下半年以来，塔河油田成为中国石化新星石油公司的石油勘探开发的重点工区，但钻井过程中也随之出现了诸多复杂情况，尤其是三开井段三迭系、石炭系地层坍塌掉块产生的严重井眼扩大问题，部分井段井径大于Φ355mm（有的井达到Φ508mm，如S47井Φ216mm井眼达Φ546mm，扩大率达154%，其平均井径扩大率为17.22%；S62井三开最大井径达Φ570mm，扩大率达164%），这对钻井、固井工程质量及后期的储层评价开发产生较大的影响。为此，新星公司对塔河三开井径扩大问题进行了分析研究，确定合理的钻井液方案，基本解决了塔河油田三迭系石炭系井径扩大问题。为固井工程质量的提高打下了坚实基础。 一、硬脆性地层地质特征及坍塌原因分析 (一)基本地质特征 1、粘土矿物分析 我们选取了扩径最严重的层位泥岩岩样进行了粘土矿物及全岩矿物X-射线衍射分析，从粘土矿物和全岩矿物X-射线衍射分析结果可知，粘土总量为45~62%，其中粘土矿物以伊/蒙混层和伊利石为主，两者合计达70%。随着井深的增加伊/蒙混层增高，且混层比也增大，而伊利石、绿泥石、高岭石随之降低。蒙脱石是产生吸水膨胀的基础物质，伊利石遇水产生分散，从而造成该地层易水化分散、剥落掉块。部分实验数据如表1-1、1-2。 2、泥页岩吸附膨胀和分散性分析 利用T401井易扩径地层泥页岩进行吸附膨胀实验和分散实验，结果分别见表1-3、表1-4。
深水高温高压井测试期间井壁稳定性分析方法研究 随着我国海洋油气勘探开发逐步迈向深水，常规浅水测试工程设计技术方法在深水领域的局限性逐渐暴露出来，文章分析了目前深水测试作业常用的井壁稳定性分析方法，对比了深水测试作业与钻完井作业井眼稳定性分析的区别，分析推荐了适用于深水测试作业的井壁稳定性分析方法及相关参数确定方法，并研究了深水高温高压环境对测试期间井壁稳定性的影响，取得了一定的认识。 标签：测试工程；井壁稳定性分析；深水；高温高压；规律分析 1 简介 随着荔湾3-1和陵水17-2等一系列重大油气项目的实施，我国逐步加快了南海深水空白区块的油气勘探开发步伐。然而，南海西部深水高温高压油气藏条件对我国当前的海洋深水钻完井测试工程技术体系提出了重大的技术挑战。 测试期间的井壁稳定性分析主要服务于测试期间完井方式的选择，如井壁稳定性分析认为测试期间井壁有可能垮塌，则必须采取具有井壁支撑功能的完井方式，如独立筛管完井或者砾石充填完井等。我国海上测试作业期间的井壁稳定性分析一般沿用开发井完井的地层出砂预测分析方法，如现场观测法、经验法、数值计算法和实验法等。 其中，经验公式法最为常用，我国南海东部和西部绝大多数浅水和深水测试井在测试工程设计阶段都采用了经验公式法中的单轴抗压强度法（也是目前我国海上油气田完井设计 中的常用方法）作为测试期间的井壁稳定性分析方法，如式（1）所示[1]。 单轴抗压强度法是Shell公司根据大量已钻井数据总结得到的经验公式，对于附近有大量邻井存在的区域，应用效果良好。该方法成功应用的关键在于经验系数的准确设定，然而，我国深水油气勘探开发刚刚起步，深水井的钻井数量极其有限，南海绝大部分深水区域都没有进行过钻井作业[2]，在这些区域应用单轴抗压强度法就会存在无邻井信息确定和校核经验系数的问题。另外，单轴抗压强度法是针对地层出砂问题提出的经验公式方法，主要目标地层为砂岩地层，对于碳酸盐岩地层的适用性还有待进一步验证，我国南海流花4-1和流花11-1三井区就存在一些礁灰岩储层。 2 适用于测试工况的井壁稳定性分析方法 测试作业是在钻井作业结束之后针对储层储量和产能而开展的测试工作，主要是通过控制地层流体放喷求得所需信息和数据。本文针对从未开发的偏远区块开发分析对比了探井钻井、评价井测试以及生产井完井期间井壁稳定性分析研究可利用数据以及根据工况特点需要考虑因素的不同，如表1所示，认为目前测试
KCL聚璜防塌钻井液技术 摘要：阳101H3-8井是位于四川省泸州市泸县奇峰镇玉田村6组的一口水平评 价井，目的层位为龙马溪，设计井深5697m，完钻井深6000m。本文分析了四川 页岩气水平井的地层特点及钻井液技术难点，通过室内实验优化钻井液配方，对 钻井液性能进行评价，结果表明优化后的钻井液体系具有较强的抗温稳定性、润 滑性、抑制性、抗污染能力。通过在阳101H3-8井的成功应用，表明该钻井液体 系较好的满足了该区块的钻井需要。 关键词：四川页岩气田；水平评价井；井壁稳定；钻井液 1 概况 阳101H3-8井是位于四川省泸州市泸县奇峰镇玉田村6组，构造位置为九奎 山构造南翼鞍部，依次钻遇地层为：沙溪庙组、凉高山组、自流井组、须家河组、嘉陵江组、飞仙关组、长兴组、龙潭组、茅口组、栖霞组、梁山组、韩家店组、 石牛栏组、龙马溪组。水平段长达1950m，井底位移2421.99m。嘉四段及嘉二段有石膏层，沙溪庙组、凉高山组、自流井组、须家河组、飞仙关组、龙潭组、梁 山组～龙马溪组具有厚层泥页岩，易发生垮塌。区域分析表明，本区从上至下均 存在气测显示，浅层可能存在天然气，实钻过程中加强观察和做好地质预报工作。 2 地质特点及钻井液技术难点 （1）沙溪庙地层 邻区大塔场构造在表层沙溪庙组已获得了浅层气藏，预测本井含有浅层气。 加强油气水监测，做好钻遇浅层气的准备。 （2）凉高山以下的泥岩、页岩，易垮塌 根据邻井实钻过程分析，凉高山、须家河组、飞仙关组、龙潭组、梁山组的 泥岩和龙马溪组页岩，易垮塌，易形成台阶和大肚子井段，测井数据也显示相应 层段井径较大，易造成起下钻、电测、下套管过程中遇阻，因此钻井液密度应根 据实际情况进行适当调整，确保钻井安全。 （3）雷口坡、嘉陵江组含石膏层 本井雷口坡、嘉陵江组含石膏层，钻井液极易受污染，应适当加入纯碱调整，保持泥浆性能。同时应调整好钻井液性能，防止钻头泥包和缩径卡钻等风险。应 以“进一退二”边打边划的方法钻进；坚持勤划眼，每钻进 50 m～100 m 后，短程 起下钻拉刮井壁一次。接立柱前循环 5 分钟再上提钻具，上提过程中注意悬重变化，防止卡钻。 （4）须家河、雷口坡、嘉陵江组～栖霞组含硫化氢 邻井在须家河～栖霞组发现不同程度的油气显示，且泸州地区嘉陵江组、飞 仙关组、茅口组～栖霞组气藏均含有硫化氢。阳101井须家河组用密度1.24～ 1.28g/cm3钻井液钻经井段628～1111m见10段气测异常，嘉陵江组用密度 1.28～1.34g/cm3钻井液钻经井段1185～1484m见7段气测异常，飞仙关、长兴、龙潭、茅口地层用密度1.32g/cm3钻井液各钻遇1次气测异常。对钻遇浅气层应 高度重视，并做好井控和防硫化氢工作。 本井茅口组～栖霞组地层预测地层压力较低，且栖霞组有50m断层，井漏风 险较大。阳59井2297~2304.13m清水钻进有进无出，共漏水812.93m3。 （5）龙马溪组：上部绿灰色泥、页岩夹泥质粉砂岩，下部灰色、深灰色页岩，底部灰黑色、黑色页岩。 3 室内实验
钻井液性能及井壁稳定问题的几点认识摘要对钻井液中膨润土含量、钻井液密度、抑制性、滤失量、固相控制、处理剂质量和井壁稳定等问题进行了探讨，认为根据具体情况合理控制并提前考虑调整钻井液性能，有利于改善钻井液的稳定性和提高抗温、抗污染能力。并提出在井壁稳定和堵漏处理中要用动态的观念进行分析，以提高措施的针对性和有效性。 关键词钻井流体；膨润土含量；密度；抑制性；滤失量；固相控制；井壁稳定；井漏 目前国内钻井液技术水平虽然可以满足钻井作业要求，但仍然需要不断的完善与提高，通过技术进步使钻井液技术水平再上新台阶。从技术角度来讲，钻井液永远会面临新的问题，要有新思路，在解决问题中不能仅靠经验，更要注重新技术的应用。从钻井液性能来讲，应该从钻井一开始就重视性能调节，做好预处理，这样可以保证全过程性能稳定，产生好的综合效果，而一旦等问题出来再处理不仅会消耗更多的处理剂，而且会产生一系列的复杂情况，不利于节约成本和提高效率。针对钻井液技术现状及现场存在的一些问题，从提高钻井液技术水平的角度出发就有关问题谈几点认识，以供参考。 1主要认识 1.1膨润土含量 膨润土是钻井液中不可缺少的东西，钻井液性能和膨润土密切相关。对于钻井液体系，要重视膨润土含量的控制，膨润土含量的控制要从钻井一开始就考虑。膨润土含量高是钻井液性能不稳定的根源，合理控制膨润土含量可以提高钻井液的高温稳定性和抗盐污染能力。在满足钻井液携砂能力的情况下尽可能降低膨润土含量，这样可以减少处理剂的消耗，减少其他一些不必要的麻烦。特别是钻遇易造浆地层时，更应该注意膨润土含量的控制。从某种意义上讲，膨润土含量的控制是钻井液技术水平提高的具体体现。近年的实践表明，由于现在的钻井液体系膨润土含量控制较好，稀释剂用量已明显减少，甚至不再使用，说明钻井液稠化现象随着膨润土含量的控制已经得到解决。 1.2钻井液密度 密度的确定，首先是满足安全钻井的需要，其次才考虑其他方面。不同地区地质条件不同，对密度要求也不同。通常，降低密度有利于提高钻井速度，减少钻井液的流动阻力和内摩擦力，但有时也不完全是这样，要看地层的稳定性和地层流体的活度哪方面占优势。有一种观念认为密度低可以保护产层，但这是片面的，有时反而需要提高密度形成暂堵层来保护
2002Ο12Ο26收到 2003Ο01Ο16改回 国外保护油气层钻井液技术新进展 吴诗平 鄢捷年 (石油大学 北京 102200) 在油气钻探过程中,钻井液作为第一种入井流体,在对储层实施保护的过程中起着至关重要的作用。在长期的钻井实践中,我国已总结出三大类、共11种保护油气层的钻井液体系[1],但随着时间的推移和钻井难度的增加,保护油气层钻井液技术正面临着进一步发展和更新。近年来,液技术的研究,并已取得了较大进展和成功应用。 1 暂堵型钻井液、完井液体系的对比评价 由于储层具有高渗、天然裂缝发育等特性以及储层衰竭等原因,许多井在钻井、完井和修井过程中都会出现非常大的滤液漏失。J.Dorman 等人[2]分别对通过调整钻井液组分来控制滤失量的方法进行了研究。实验所用的主要仪器为颗粒堵塞测试仪(简称PPA )。该仪器在选择钻井液组分来降低滤失、评价颗粒堵塞情况方面十分有效。 用于室内评价的暂堵型钻井液、完井液体系有:①含有超细盐粒的聚合物体系(SSPF );②含有超细盐粒并加入合成聚合物的抗高温改性钻井液体系(SSPT ΟHT );③含有超细CaCO 3颗粒的聚合物体系(SCPF );④含有微细纤维素固相的聚合物体系(MCPF );⑤含有微细纤维素固相和抑制膨胀的天然聚合物的聚合物体系(MCPF ΟNDSP );⑥增效型聚合物凝胶体系(P GP );⑦增效型交联聚合物凝胶体系(XP GP );⑧抑制膨胀的稳定聚合物凝胶体系(DSP GP )。其对比评价内容包括高温热滚后钻井液滤失量的变化、用PPA 装置评价钻井液的滤失特性(包括瞬时滤失量以及时间与滤失量的变化关系)、正压差与滤失量的关系、动态滤失量等。 对于MCPF 体系,其组分包括黄原胶生物聚合物、PAC ΟHV 、改性淀粉(降滤失剂)、p H 缓冲剂以及微细纤维素。实验表明,该体系的瞬时失水量相对较高,但当泥饼形成后其滤失量能够有效地得以控制。不同的实验压力对SSPF 和SCPF 体系的动滤失量有很大影响,但泥饼厚度均很小。P GP 、XP GP 以及DSP GP 体系也能在不同压力下表现出良好的控制滤失和储层损害的能力,并且聚合物凝胶几乎可以完全阻止钻井液固相和滤液进入储层而造成损害。 在考虑对钻井液体系进行滤失量控制的同时,还必须考虑其流变性,尤其是高温下的流变性是否满足要求。使用Fan Ο50C 高温高压流变仪对SSPF 、SCPF 以及MCPF 体系在不同温度下的流变特性进行了评价。结果表明,随着温度升高,SSPF 和SCPF 体系比MCPF 体系具有更好的假塑性流体特征和低剪切流变特性。 通过实验研究结果的对比分析,得出以下几点认识: (1)对于高渗储层,使用含有超细盐粒(作为架桥粒子)的聚合物钻井液以及含有超细CaCO 3颗粒的聚合物钻井液,在静态和动态条件下均能有效地控制滤失; (2)在上述各种钻井液、完井液体系中,SSPF 和SCPF 体系的动滤失量相对较低; (3)在135℃(275υ)以上的高温下,建议使用具有良好抗高温性的SSPF ΟHT 体系; (4)MCPF 体系有较高的瞬时滤失量,但在泥饼形成之后滤失性可得到有效控制,而MCPF ΟNDSP 体系能有效地控制瞬时滤失量和高温高压滤失量; (5)SSPF 和SCPF 体系对于孔隙性储层能有效地控制滤失量,但对于滤失量很高的裂缝性储层,建议在体系中添加微细纤维素(MC )固相粒子进行改进。 2003年 中国海上油气(地质) CHINA OFFSHORE OIL AND G AS (GEOLO GY ) 第17卷 第4期
油气田开发新技术论文 学号: 姓名: 何毅 专业: 石油工程 中国地质大学( 北京) 能源学院 12月
油气层保护新技术 摘要: 储层损造成油气井产量下降和注入能力减弱, 当前还没有一种能够解决一切储层损害问题的通用技术。但要保护储层, 首先要选择钻井完井液体系, 其次要采取一系列工程技术措施。针对油气井产量下降、注入能力减弱、注入压力的增加等问题, 采取相应的油气层保护技术是提高油井产量的重要途径。本文主要从钻井液新技术和防砂完井技术两个方面系统介绍当前国内保护油气层新技术。 1.钻井液油气层保护新技术 当前国内对于油田的油气层保护研究与应用, 形成了配套成熟强抑制性纳米封堵钻井液完井液、无固相钻井液完井液、渗透压成膜钻井液完井液、生物酶可解堵钻井液完井液技术。 1) 强抑制性纳米封堵钻井液完井液 此技术屏蔽暂堵技术、钻井液抑制技术、纳米防塌技术、钻井液成膜技术, 主要是由物理作用的惰性材料与化学作用的活性矿物综合作用来保护油气层, 适用地层高、中渗储层及强水敏的油气层。 2) 生物酶可解堵钻井液体系 这种新型解堵钻井液体系能自动降解, 其解堵的速度和时间能够经过配方的调整人为控制, 对地层低污染、低伤害, 地层的渗透性恢复值达到90％以上, 相对于常规钻井液, 能明显地提高油气井
的产量。 其特点是钻进时: 生物酶可解堵钻井液在近井壁形成一个渗透率几乎为零的封堵层, 稳定井壁和保护油气层; 钻进结束后: 钻井液在生物酶催化作用下发生生物降解, 粘度逐渐下降, 先前形成的泥饼自动破除, 产层孔隙中的阻塞物消除, 从而使地下流体通道畅通, 恢复储层渗透率 3) 渗透压成膜钻井液技术 ①渗透压成膜钻井液技术特色 这种技术使钻井液具有半透膜性能, 在井壁的外围形成保护层, 提高泥页岩的膜效率; 阻止水及钻井液进入地层引起水化膨胀, 封堵地层层理裂隙; 防止地层内粘土颗粒的运移; 防止井壁坍塌, 保护油气层。 ②施工技术措施 钻井液在井壁周围形成封闭圈, 防止有害物质侵入油气层, 减少对油气层的污染。严格控制钻井液密度, 实现近平衡钻井, 减少固相损害油气层。储层段控制钻井液的API失水≤3mL, 减少钻井液滤液对油气层损害。全井采用超细碳酸钙、非渗透处理剂等对油层起保护作用的材料, 防止有害物质侵入油气层 4) 无固相钻井液、完井液技术 此类钻井液技术特色主要表现在密度范围宽、页岩抑制能力强、热稳定性好、与地层配伍、不损害产层、无毒无污染根据不同盐类的溶解度和密度, 确定并完善了不同密度下无固
钻井过程中井壁稳定分析与对策 当前，我国油田开发力度加大，逐步向深层、深海区块延伸，水平井、大位移井等特殊井身 结构钻井应用增多，井壁坍塌等井下事故也相应增加，极易在钻井中出现井壁缩径、坍塌、 地层压裂等情况，坍塌机理比较复杂，很难预防，影响钻井井下安全和钻井持续性。因此， 有必要对井壁稳定性进行分析，有针对性的提出提升井壁稳定性的对策措施。 1 钻井过程中井壁稳定性 1.1钻井井壁稳定性较差和坍塌地层特征 在钻井中，钻遇泥页岩、砂岩、砾岩、煤层、岩浆岩、灰岩等都可能发生井壁坍塌，但90% 以上的坍塌发生在泥页岩地层，缩径一般在盐膏层、浅层泥岩和渗透性较高的砂岩发生。坍 塌可能在各种岩性和粘土矿物含量地层中发生，但坍塌严重地层大多具有以下特征：发育有 层理清晰的裂缝或破碎性较强的岩性地层；泥页岩特别是孔隙压力异常地层；地应力较强、 倾角大易发生井斜地层；厚度较大泥页岩地层；高含水砂岩、泥岩地层等。 1.2井壁稳定性影响因素 井壁稳定性较差原因是钻井液和钻具在地层中作用，压力超过井壁岩层承受强度，以及钻井 液与井壁地层岩石矿物发生物理化学作用，加大坍塌压力、降低破裂压力等引起井壁失稳。 一是力学因素。地层钻开前岩层受上覆压力、水平地应力和孔隙压力作用，压力均衡，钻开 后钻井液对井壁压力替代了钻开岩层对井壁岩层的支撑，破坏了压力平衡状态，使周围地应 力需要重新分布，在地应力超过井壁周围岩层承受强度后会发生剪切破坏，脆性地层会发生 井壁坍塌，塑性地层会发生塑性变形（缩径）。钻井中井壁被剪切破坏临界井眼压力称为坍 塌压力，该状态下钻井液密度为坍塌压力当量钻井液密度。地应力因素上，井壁坍塌以最小 地应力为方向，坍塌压力随地应力及地应力非均匀系数增大而增大。地层强度因素，地层坍 塌压力与井壁周边地层的强度系数和内摩擦角呈反比。孔隙压力因素，地层坍塌和破裂压力 与孔隙压力呈正比，但破裂压力增速比坍塌压力小，随着孔隙压力加大，钻井液密度安全范 围逐步变小。地层渗透性因素，渗透性较强地层钻井液会渗透到井壁周围地层，产生渗透压 力加大井壁周围地层孔隙压力变化率，加大井壁坍塌概率。井径扩大率因素，安全钻井允许 一定程度坍塌，可适当降低钻井液密度。地层破碎程度因素，地层破碎程度越高，钻井液渗 入越强、渗入深度越大，也就增高了坍塌压力。方位角、井斜角及钻井液组成和性能等，都 会对地层坍塌压力产生一定影响。同时，在坍塌层钻进中钻井液密度比地层坍塌压力当量钻 井液密度更低、钻井中钻井液密度异常过高、钻井液密度过低对盐层及含盐含水软泥岩塑性 变形控制性较差、起钻抽吸降低钻井液压力、井喷或井漏降低井筒内液柱压力等，也会引起 井壁坍塌。 二是物理化学因素。从地层构成看，岩石主要由石英、长石、方解石等非粘土矿物，伊利石、伊蒙间层、绿泥石等晶态粘土矿物，以及蛋白石等非晶态粘土矿物构成，不同岩性地层所含 矿物类型、含量存在差异，会影响井壁稳定性。从钻井液渗入地层驱动力看，钻开地层后钻 井液在井筒中与地层孔隙流体间存在化学势差、压差，在这些压力与地层毛细管力综合驱动下，钻井液滤液会渗入地层造成粘土矿物水化膨胀，引起井壁失稳。从粘土水化机理看，粘 土矿物与水接触后会发生离子水化、表面水化、渗透水化，易引发井壁失稳。从地层水化膨 胀看，钻井液与井壁地层接触后会升高孔隙压力、引起近井筒地层力学性质变化，地层水化 膨胀加大井壁失稳概率。 2 钻井井壁失稳控制技术措施 2.1应力因素引起的井壁失稳控制
1、地层孔隙压力计算 根据处理得到地层声波时差资料，采用Eaton 法进行地层压力计算。Eaton 法地层压力计算模型如下： ()()n p op op w n G G G t t ρ=--?? 式中，p G —井深H 处的地层孔隙压力，g/cm 3； o p G —井深H 处的上覆岩层压力梯度，g/cm 3； w ρ—井深H 处的地层水密度，g/cm 3； n t ?—井深 H 处的正常压实时的声波时差值，/s ft μ； t ?—井深H 处的实测声波时差值，/s ft μ； n —Eaton 指数。 经试算分析得到了适用于泌阳区块的Eaton 指数n ＝0.2，取地层水密度w ρ＝0.991 g/cm 3。
安3006井地层孔隙压力图 2、地层分层地应力计算模型 地应力是影响地层破裂压力的一个重要因素，它是一个客观存在的岩石内应力，它来源于上覆地层的自重和地质构造力。对于不同井深及不同力学性质的地层，地应力的值是不同的。采用下列地应力计算模型： ?? ? ??? ?+-???? ??+-=+-??? ? ??+-=P P P P p v h p p v H αασωμμσαασωμμσ)(1)(121 式中：ωω12,—构造应力系数；
v h H σσσ,,——水平最大、最小地应力和上覆压力； p P ——孔隙压力；μ——地层泊松比； α——有效应力系数。 泌阳凹陷的地层构造应力系数w 1＝0.64，w 2＝0.34。（按照压裂数据估算） 3、用库仑——摩尔强度准则计算坍塌压力 式（4-13）中的r ''σσθ和分别为井壁坍塌处的最大和最小有效主应力，将它们代入库仑—摩尔强度条件（4-8）式，便可求得保持井壁稳定所需的钻井液密度计算公式为： 2 122 (3)2(1) 100 ()h h p m C K ap K K H ησσρη--+-= ?+ )245cot(Φ- ?=K 式中，H ——井深，m ； m ρ——钻井液密度，g/cm 3 4、地层破裂压力的确定方法 破裂压力是井眼裸露地层在井内泥浆柱压力作用下使其起裂或原有裂缝重新开启的压力，它是由于井内泥浆密度过大使井壁岩石所受的周向应力超过岩石的抗拉强度造成的。 假设井眼处于平面应变状态，根据岩石力学理论，可求得非均匀地应力作用下井壁产生拉伸破裂时的井内泥浆柱压力即破裂压力的计算模型为： ()21f V p p t P Q P P S μσααμ??=--++ ?-?? ；H P f f = ρ 式中：f P —地层破裂压力(MPa)；f ρ—地层破裂压力梯度（g/cm 3）； 213??-=Q —构造应力系数；p P —地层孔隙压力； t S —地层抗拉强度；V σ—上覆地层压力； μ—泊松比；α—有效应力系数。
第五章钻井过程中的保护油气层技术 第一节钻井过程中造成油气层损害原因分析 一、钻井过程中油气层损害原因 钻井的目的是交给试油或采油部门一口无损害或低损害的油气井。钻井中对油气层的损害不仅影响油气层的发现和油气井的产量。 钻开油气层时，在正压差、毛管力作用下，钻井液固相进入油气层造成孔喉堵塞，液相进入油气层与油气层岩石和流体作用，破坏油气层原有的平衡，从而诱发油气层潜在损害因素，造成渗透率下降。 钻井液中固相对地层渗透率的影响二、钻井过程中影响油气层损害程度的工程因素 影响油气层损害程度的工程因素：压差、浸泡时间、环空返速、钻井液性能（与固相、滤液和泥饼质量密切相关）
第二节保护油气层的钻井液技术 一、钻井液在钻井中的主要作用 钻井液的作用：冲洗井底和携带岩屑；破岩作用；平衡地层压力；冷却与润滑钻头；稳定井壁；保护油气层；获取地层信息；传递功率 二、保护油气层对钻井液的要求 1.钻井液密度可调，满足不同压力油气层近平衡压力钻井的需要 2.钻井液中固相颗粒与油气层渗流通道匹配 3.钻井液必须与油气层岩石相配伍 4.钻井液滤液组分必须与油气层中流体相配伍 5.钻井液的组分与性能都能满足保护油气层的需要 三、钻开油气层的钻井液类型 目前保护油气层钻井液技术已从初级阶段(仅控制钻井液密度、滤失量和浸泡时间)进入到比较高级的阶段。针对不同类型油气藏形成了系列的保护油气层钻井液技术。 1.水基钻井液 由于水基钻井液具有成本低、配置处理维护较简单、处理剂来源广、可供选择的类型多、性能容易控制等优点，并具有较好的保护油气层效果，是国内外钻开油气层常用的钻井液体系。 按钻井液组分与使用范围分： 1)无固相清洁盐水钻井液 2)水包油钻井液 3)无膨润土暂堵型聚合物钻井液 4)低膨润土聚合物钻井液
配伍、工艺措施不当。 钻井液与地层岩石不配伍。诱发水敏、盐敏、碱敏、润湿反转、处理剂吸咐。2钻井液与地层流体不配伍,形成无机盐沉淀、处理剂沉淀、发生水锁效应、产生乳化堵塞、细菌堵塞、液相侵入深度。 正压差2负压差3钻井液性能和返速4钻井事故与故障 建立四个压力剖面,为井身结构和钻井液密度设计提供科学根据.2 合理设计井身结构.3 实现近平衡钻井.4 减少浸泡时间.5 搞好中途测试.6 多套压力系统地层保护技术.7 调整井保护技术. 1钻进液密度可调,满足不同压力油气层近平衡压力钻井的需要。2钻井液中固相颗粒与油气层渗流通道匹配。3钻井液必须与油气层岩石相配伍。4钻井液滤液组分必须与油气层中的流体相配伍。5钻井液的组分与性能都能满足保护油气层的需要。 1 油基钻井液包括普通油基钻井液和油包水钻井液. 特点:a. 有效防止地层粘土水化,地层损害小;b. 可能产生乳化堵塞或地层润湿反转;c. 易发生火灾或环境污染;d. 成本较高。2 气体类钻井液,特点:a.分散介质为气体,井底压力低;
b.钻速高、地层损害很小; c.携岩能力差、需特殊装备、成本高. 3 水基钻井液, 钻开储层时,利用井底压差,在井壁附近迅速形成渗透率接近于零的屏蔽暂堵带,并可在完井过程中采取措施解堵的技术. 工艺要点:a.测定油气层孔喉分布曲线及孔喉的平均直径;b.按1/2~ 1/3孔喉直径选择架桥粒子(如超细碳酸钙、单向压力暂堵剂的颗粒尺寸,使其在钻井液中含量大于3% ;c.按颗粒直径小于架桥粒子(约1/4孔喉直径选用充填粒子,其加量大于 1.5% ;d.加入可变形的粒子,如磺化沥青、氧化沥青、石蜡、树脂等,加量一般 1%~2%,粒径与充填粒子相当。变形粒子的软化点应与油气层温度相适应。e.定期检测和维护钻井液中固相的颗粒粒度分布和含量。f.注意防止应力敏感和水锁损害 ①无固相清洁盐水.②水包油钻井液.③无膨润土暂堵型聚合物钻井液.④低膨润土聚合物钻井液.⑤改性钻井液.⑥正电胶钻井液.⑦甲酸盐钻井液.⑧聚合醇(多聚醇钻井液。⑨屏蔽暂堵钻井液。 a环空封固质量不好b固井质量差 a.水泥浆中固相颗粒堵塞油气层 b.水泥浆滤液与油气层岩石作用。c,水泥浆滤液与油气层流体作用
206 1 井壁失稳的因素 1.1 物理化学因素对井壁稳定的影响 与井壁不稳定有关的物理化学因素主要有泥页岩的水化作用。泥页岩中一般有伊利石、高岭石、蒙脱石等粘土矿物成分。当钻井液中的水吸附在泥页岩中粘土的表面时，岩石会吸水膨胀。当井眼内钻井液密度较低，泥页岩的膨胀压力达到一定值时，井眼就会被破坏，出现缩径现象；当膨胀压力超过泥页岩的屈服强度时，就会发生水化剥落，井眼扩径等现象[1]。 1.2 地层力学因素对井壁稳定的影响 钻井过程就是一个以钻井液代替井眼岩石承受本应由岩石承受的应力的过程。由于三种大小不同的主应力支撑的岩石被三向应力相同的钻井液所代替，并且一般情况下钻井液所能提供的压力低于三种主应力中最小的应力，因此，井眼的局部应力会发生变化。这种应力的变化会使井壁岩石发生变形甚至破裂。从井壁失稳的岩石力学分析出发，任何一口油气井开钻前原地应力就已经存在于地层岩石中。在未开钻之前，地下岩石受上覆岩层压力、水平地应力以及地层空隙压力的作用而处于平衡状态。开钻后，钻井液柱压力取代了本来由被钻开岩层提供的支撑而打破了这种平衡，会引起岩石应力的重新分布，如果这种重新分布的应力超过岩石抗压强度或者抗拉强度就会导致井壁失稳。 1.3 钻井液对井壁稳定的影响 目前国内外的钻井液技术水平基本上可以满足钻井作业的要求，但仍然面临着很大的问题，其中钻井液对井壁稳定的影响就是其中非常重要的一项，包括膨润土含量、钻井液滤液的侵入量、侵入液的性质、钻井液的造壁性与流变性、钻井液密度、钻井液的性能大起大落。当钻井液密度和粘度维护不佳，水力参数和流变参数不当时，都极易加剧井壁失稳。 1.4 钻井工艺对井壁稳定的影响 由于钻井过程中各个环节都是相互关联的，因此工程方面的因素也会对井壁的稳定性产生影响。包括井身质量、钻机操作不当、钻井液柱压力降低、卡钻事故、钻具的机械碰撞。 1.5 地层温度对井壁稳定的影响 随着现在超深井工艺的日渐成熟，越来越多的井的深 度达到几千米甚至上万米，在地层深部温度可达几百摄氏 度。较高的温度对钻井液的性能影响很大。钻井液从井底返回至地面时，钻井液的温度和压力会随着钻井液的流动不断变化，如果地层坍塌压力和地层破裂压力之间压力差较小，小于循环压耗，就会出现井漏和井涌现象。从而出现井壁失稳现象。岩石也会随着温度的升高而发生膨胀，同样有可能导致井壁垮塌。 2 防止井壁失稳的对策 2.1 严格控制当量钻井液密度和浸泡时间 通过井壁不稳定力学和水化影响研究等确定钻井液密度安全窗口；将钻井液流变参数控制在设计范围之内；设计合理钻井液环空返速；减小激动压力；井壁不稳定是与浸泡时间密切相关的，应提高钻速，减少非生产作业时间，尽量缩短裸露地层的浸泡时间，因为地层受钻井液浸泡的时间越长，发生井塌的可能性越大。 2.2 钻井液应具有良好的封堵性 对于硬脆性裂隙发育地层，钻井液的封堵性应好，能快速优质的封堵以减少水的进入，减少水化引起的强度降低，避免“水锲作用”和水化产生的“推挤作用”带来的不利影响，还能减少孔隙压力传递。因此选择合适的封堵材料尤为重要[2]。 2.3 增强体系的抑制性，控制钻井液失水和pH值 水进入泥页岩地层不可能完全避免，但如果钻井液体系具有良好的抑制性，侵入水也不会使泥页岩快速、显著的水化，可以减少或避免由于水化导致的井壁失稳；提高滤饼质量，尽量降低HTHP失水，严格控制HTHP失水小雨10mL。 3 结论和建议 1）严格控制钻井液密度和粘度，添加剂的性质。2）优化钻井工艺技术，缩短钻井周期。 3）设计合理的井身结构，降低钻井周期，防止钻井液长时间侵泡井壁。 4）充分利用测井资料了解地层岩性，选择合理的钻井液体系。 参考文献 [1]王中华.钻井液性能及井壁稳定问题的几点认识[J].断块油气田，2009，16（1）：89-91. [2]徐同台.井壁稳定技术研究现状及发展方向[J].钻井液与完井液，1997，14（4）：36-43. 井壁稳定的影响因素及预防措施 罗威 尹宝福 西安石油大学石油工程学院 陕西 西安 710065 摘要：引起井壁失稳的因素很多，本文从物理化学因素、地层因素、地层岩性、钻井液因素和工程因素等方面了解井壁失稳的机理，并提出解决井壁失稳的办法。 关键词：钻井液 井塌 防塌 Influential factors and preventive measures of wellbore stability Luo Wei，Yin Baofu School of Petroleum Engineering of Xi ’an Shiyou University ，Xi ’an 710065，China Abstract：The mechanism of wellbore instability is discussed in this article in terms of the drilling fluid，engineering，formation，lithology，physical and chemical factors. Solutions are offered as well. Keywords：drilling liquid；well-hole collapse；collapse prevention
一、名词解释（20分） 1、油气层损害：在钻井、完井、井下作业及油气田开采全过程中，造成油气层渗透率下降的现象通称为 油气层损害。 2、岩心分析：是指利用能揭示岩石本性的各种仪器来观测和分析岩石一切特性的一类技术。 3、粘土矿物：细分散的晶质含水层状硅酸盐矿物和含水非晶质硅酸盐矿物的总称。 4、速敏性：流体在油气层中流动时，因流体流动速度变化引起储层岩石中微粒运移、堵塞喉道，导致岩石 渗透率或有效渗透率下降的现象。 5、临界流速：岩石渗透率或有效渗透率随着流速的增加开始有较大幅度下降时所对应前一个点的流速。 6、水敏性：因流体盐度变化(储层岩石与淡水接触后)引起储层岩石中粘土水化膨胀、分散、运移，导致渗 透率或有效渗透率下降的现象。 7、水敏指数：岩石损害前后的渗透率或有效渗透率之差与损害前渗透率或有效渗透率之比。 8、临界盐度：岩石的渗透率或有效渗透率随着注入流体粘度的下降开始有较大幅度下降（或上升）时所对 应前一个点的盐度。 9、盐敏性：当高于地层水矿化度的工作液进入油气层后，将可能引起粘土的收缩、失落、脱落;当低于地 层水矿化度的工作液进入油气层后，则可能引起粘土的膨胀和分散,导致岩石渗透率或有效渗透率下降的现象。 10、碱敏性：碱性液体与储层矿物或流体接触发生反应，产生沉淀或释放出颗粒，导致岩石渗透率或有效 渗透率下降的现象。 11、碱敏指数：岩石接触碱性液体前后的渗透率或有效渗透率之差与接触碱性液体前的渗透率或有效渗透 率之比。 12、临界pH：随着注入液pH值的不断上升（pH=6~14），岩石的渗透率或有效渗透率开始有较大幅度下降 时所对应前一个点的pH值。 13、酸敏性：酸液与储层矿物或流体接触发生反应，产生沉淀或释放出颗粒，导致岩石渗透率或有效渗透 率下降的现象。 13、酸敏指数：岩石接触酸液前后的渗透率或有效渗透率之差与接触酸液前的渗透率或有效渗透率之比。 14、净围压：岩石所受围压与上游压力的差值。 15、临界应力：随着应力的变化，所对应的岩石渗透率损害系数出现明显拐点(下降)时所对应的应力值。 16、应力敏感性：岩石所受净压力改变时，孔喉通道变形、裂缝闭合或张开，导致岩石渗流能力变化现象。 17、水敏和盐敏（性）矿物：是指储集层中与水溶液作用产生晶格膨胀或分散堵塞孔喉并引起渗透率下降 的矿物。具有阳离子交换容量较大的特点。有蒙脱石、伊利石/蒙脱石间层矿物、绿泥石/蒙脱石间层矿物等。 18、酸敏性矿物：是指储集层中与酸液作用产生化学沉淀或酸蚀后释放出的微粒引起渗透率下降的矿物。 19、碱敏性矿物：指油气层中与高pH值外来液作用产生分散、脱落或新的硅酸盐沉淀和硅凝胶体，并引起 渗透率下降的矿物。主要有长石、微晶石英、各类粘土矿物和蛋白石。 20、速敏矿物：是指油气层中在高速流体流动作用下发生运移，并堵塞吼道的微粒矿物。 21、表皮效应：设想在井筒周围有一个很小的环状区域。由于种种原因，使这个小环状区域的渗透率与油 层不同。当原油从油层流入井筒时，在这里会产生一个附加压降ΔPS ，这种现象叫做表皮效应。22、表皮系数：把井筒周围很小的环状区域内产生的附加压降无因次化，得到无因次附加压降，称为表皮 系数，它表征一口井表皮效应的性质和油气层损害的程度。 二、填空题（20分） 1、油气层损害的实质：包括绝对渗透率和相对渗透率下降。 2、岩心分析是认识油气层地质特征的必要手段，是取得油气层地质资料的一项基础工作。油气层敏感性评价、损害机理研究、损害的综合诊断、保护油气层技术方案的设计都必须建立在岩心分析的基础之上。 3、三大常规常规岩心分析技术包括：X衍射、扫描电镜、岩石薄片。
保护油气层钻井液技术研究 【摘要】外来的液体、固相侵入油气层时，致使油气层的固有状态发生变化，使油气层的渗透率、孔隙度的物性参数下降，进而对油气藏的勘探开发产生不利影响。凡是与油气层接触的任何液体、与油气层相关的任何施工作业都可能造成油气层不同程度的伤害，因此，在钻井过程中，对油气层的保护是一个复杂的系统工程。第一种侵入油气层的外来液体就是钻井液，其侵入油气层后，都会对油气层产生一定的影响，因此，油气层保护的钻井液技术研究，是油气层保护系统工程中的重中之重 【关键词】油气层保护钻井液技术研究 1 油气层保护技术介绍 1.1 广谱屏蔽暂堵保护油气层技术 该技术主要通过油气层的d流动50、大流动孔喉来确定不同渗透率条件下的暂堵粒子的直径，不仅弥补了以往暂堵技术的缺陷，而且使屏蔽暂堵的理论更具科学依据。 国内的大多数油田都是断块型的砂岩油气藏，油藏的纵向、层间、横向、层内都存在着严重的不均质性，，各断块之间油藏特性差异很大，无规律可循。广谱型屏蔽暂堵保护油气层技术提出了d流动50和油气层渗透率贡献值的概念，在确定暂堵方案时，依据油气层的d流动50和最大流动孔喉直径来确定不同渗透率段下的暂堵剂粒子的直径，克服了传统屏蔽暂堵技术确定暂堵剂粒径时存在的不足，较好地解决了非均质砂岩油藏油气层保护难题。 1.2 理想充填屏蔽暂堵保护油气层技术 对于保护油气层的钻井液，必须加入具有连续粒径分布的暂堵剂颗粒来有效地封堵油气层的各种孔喉，才能取得理想的油气层保护效果。30%的大孔隙对渗透率的贡献大约为85%，因此，对大孔隙进行暂堵保护可以减轻油气层损害。单一暂堵剂很难取得理想的暂堵效果，只有当暂堵剂颗粒累计体积百分数与d1/2成正比时，可实现颗粒的理想充填，因此，将几种不同粒径的暂堵剂复配使用，比较容易得到给定油气层的理想充填暂堵方案。 1.3 广谱成膜封堵油气层保护技术 利用特殊聚合物处理剂，在井壁岩石表面浓集形成胶束，依靠聚合物胶束或胶粒界面吸力及其可变形性，能有效封堵岩石表面较大范围的孔喉，形成致密封堵膜，封堵不同渗透性地层和微裂缝泥页岩地层，钻井液及其滤液完全被隔离，不会渗透到地层中，可以实现近零滤失钻井。它具有承压能力强，防漏堵漏效果明显，保护油气层的特点。