二连地区保护储层技术研究与应用负责人：苗坤编写人：闫睿昶李刚审核人：郭志强吴秀田审定人：梁官忠张满库华北油田分公司二连油田地质所二00二年三月目录前言 ---------------------------1 第一章钻井液技术研究报告----------2 第二章射孔液技术研究报告----------25 第三章现场应用报告----------------34前言二连地区是华北油田公司的主力油田，年产原油近百万吨，有较好的开发前景，但是近几年由于油层保护效果不太理想，影响了二连地区的整体开发效益。
96、97、98三年的完善井百分率均不到40%，究其原因，有三个方面：一是钻井液仅可以满足钻井过程的需求，不能满足保护油层的需要；二是固井液滤失量大，严重污染储层；三是射孔液与储层配伍性差，损害油层。
针对这一情况，我们主要从三个方面进行研究，钻井液方面研究了一种新的保护油层技术——油层封堵技术，室内评价封堵率达到90%以上；固井方面在提高固井质量的前提下，使滤失量降低到120ml以下；射孔液方面研制了与储层配伍性好的射孔液，室内评价，岩心渗透率恢复值达到80%以上。
2000—2001年，在二连地区共应用了72口井，均达到了完善井的要求，有效的保护了储层，为其它地区和油田开展系列保护油层技术研究与应用提供了借鉴，该技术很有推广的必要。
第一章钻井液技术研究报告一、油层特性概况及完井方式1.1 吉格森油田油层特性吉格森油田位于乌兰察布坳陷西北边缘的额仁淖尔凹陷中央断裂构造带。
该油田两套主要油层发育在腾一段地层的大套泥岩中，划分为TⅡ和TⅢ油组，埋藏深度一般为1050—1550m，地层压力系数为0.96。
储集岩类主要为砂砾岩和白云质粉砂岩，储集空间以粒间孔为主，孔喉0.01—0.05mm，孔隙度13.2—27.0％，平均21.2％，渗透率0.98—1188×10-3 μm2,平均136.6×10-3 μm2，属中孔中渗透储层。
地层水为CaCl2型，总矿化度较高，达到了116825mg/L。
粘土矿物主要为绿泥石、伊利石和伊／蒙混层，其相对含量分别为54.2％、31.5％和 9.3％。
储层水敏性为中—强，盐敏性为极强。
储层敏感性实验及粘土矿物含量见表1.1和表1.2。
表1.1 N22－32井储层敏感性1.2 哈南油田油层特性哈南油田开发的油藏是：砂岩油藏和凝灰岩潜山油藏。
砂岩油藏分布在腾格尔组地层和阿尔善组地层中，埋藏深度1200—表1.2 N22井粒土矿物含量1800m左右，划分为TⅠ、TⅡ、TⅢ和AⅠ、AⅡ五个油组，油井含油井段长，但各油层平均厚度薄，一般2—3m，并且非均质性强，孔隙度平均为20％左右，渗透率1.03—598×10-3μm2，一般都小于100×10-3μm2，属中孔低渗透储层，孔喉半径5—50μm。
储层中胶结物含量10—20％，主要为泥质。
粘土矿物以高岭石、蒙脱石相对含量较高，分别为11.0％和5.4％。
地层水型为NaHCO3，总矿化度3000mg/L左右。
水敏性实验测定，水敏系数为0.008,为强水敏性。
经过多年的注水开发，致使地下压力系统比较复杂，各油组的油层压力系数不一致，层间压力差异大，压力系数最高可达1.70以上。
凝灰岩潜山油藏埋藏在砂岩油藏下面，地层为古生界，潜山顶位置在1650m左右，储层属孔隙裂缝型，孔隙度7.94—11.29％，渗透率0.85—8×10-3μm2,属低渗透储层。
储层中粘土矿物含量较高，为43％，但大多数为水敏性弱的粘土矿物。
据前期资料调研，绿泥石含量最高，为35.0—86.0％，平均61.2％；其次为伊利石，含量为14.0—32.0％，平均20.7％；伊／蒙混层和绿／蒙混层平均含量分别为16.3％和1.6％。
岩芯水敏性测定结果，水敏系数为0.90—0.94,平均0.92,属弱水敏性储层。
1.3 阿南油田油层特性阿南砂岩油藏储集岩主要为砂岩，岩性为长石岩屑砂岩，砂屑砂岩，混合砂岩等，中基性、中酸性和酸性砂屑含量较高，平均为66.7%。
胶结类型主要为孔隙式胶结，胶结物主要是粘土，其次为方解石。
由X衍射分析，粘土胶结现象很普遍，其总量为10.5%以上。
其中伊利石2.29%，伊蒙混层5.07%，绿泥石1.53%。
地层微粒（小于或等于37μm的微小颗粒）含量较高,为22.22%。
小于或等于16μm的地层微粒占20.7%，且以粘土为主，占10.5%，其次是石英，占6.84%。
油层砂岩主要流动喉道半径为1.11-16.77μm，平均4.1μm，以2-6μm的为主，最大连通喉道半径为7.55μm，属于细喉类。
储层物性以中细砂岩较好，平均孔隙度12.9%-14.2%，渗透率（11.2-85.1）×10-3μm2。
粉砂岩次之，孔隙度平均10.2%，渗透率为1.3×10-3μm2。
属中孔细喉低渗透油层。
储层水敏为中等偏强，损害原因主要是水敏和固相堵塞。
1.4 阿北和大阿北油层特性大阿北油田主要开发的是A55断块，据现有资料统计，油层主要位于阿四段，埋深1200m左右，储集岩类型为砂岩和砂砾岩。
平均孔隙度为16.7％，渗透率为487×10-3μm2，属中孔中渗储层。
地层水水型为NaHCO3，总矿化度为2500mg/L左右。
小阿北油田储层为安山岩，主要有效孔隙为砾（粒）间空洞、缝以及溶蚀孔缝，储层孔隙度较高，最高46.4%，平均19.6%，渗透率低，仅13.2毫达西，为孔隙裂缝型中孔低渗储层。
层状节理缝一般1—数mm宽，柱状节理缝数mm—数cm宽，构造缝一般小于3 mm。
这类储层的主要损害因素是固相和滤液侵入。
固相进入后堵塞储层孔缝及孔喉，使储层渗透率减小；滤液进入后使孔缝及胶结物中的粘土矿物吸水膨胀、分散运移，堵塞孔喉，使储层渗透率减小，从而损害油层。
1.5 完井方式1）完井方式选择要求完井方式是指油气井井筒与油气层的连通方式。
选用与产层特性相适应的完井方式及完井液技术，可以减少对油气层的损害，提高油气井产量，延长油气井寿命。
目前国内外最常用的完井方式有套管（或尾管）射孔完井和裸眼完井两种。
裸眼完井包括先期裸眼完井、后期裸眼完井、筛管完井和筛管砾石充填完井等，但各种完井方式都有其各自的适用条件和局限性。
合理的完井方式选择，要综合油藏类型、渗流特性和原油性质等来进行，选择的完井方式应力求满足以下要求：（1)产层和井筒之间应保持最佳的连通条件，产层所受的损害最小；（2)产层和井筒之间应具有尽可能大的渗流面积,油气流入井筒的阻力最小；（3)能有效地封隔不同压力和不同性质的产层，防止层间的相互干扰，可有选择地实现分层测试、分层开采和分层采取相应的增产措施；（4)能有效地封隔和支撑易塌层，防止产层和非产层的井壁坍塌，确保油井长期生产；（5)施工工艺简单，钻井完井周期短，成本较低。
完井方式确定后，钻井及钻井完井液技术措施应选择与完井方式相匹配，制定合理的井身结构及有关工程技术措施，使用合理的油层钻井液，实现在选定的完井方式条件下油层与井筒之间的良好连通，油井发挥其最大产能。
2）砂岩油藏的完井方式二连地区砂岩储层共同特点是含油井段长，层系多，非均质性强，层间渗透率差异大，地层能量低，开发时需要注水补充地层能量，并且部分层系需要进行压裂增产措施。
因此适宜采用套管射孔的完井方式。
套管射孔完井是钻开目的层后，下入油层套管注水泥固井，然后下入射孔枪对准产层，射开套管和水泥环，并射穿一定深度的产层，为产层流体流入井筒打开通道的完井方法。
套管射孔完井只是射开油气层部位，其它井段全是封隔的，层间油、气、水不会相互串通干扰，有利于分层开采，分层作业。
并且疏松和易剥落坍塌的井段总是受到封隔和支撑，生产过程中，不会受到井壁坍塌而受到影响。
二连地区经过多年的开发实践，对多层系的非均质砂岩油藏，采用套管射孔完井的方式是经济实用的。
3）潜山油藏的完井方式潜山油藏，产层单一，无夹层水，不需要分层开采和采取措施；储层裂缝发育，压力系数0.70左右，用常规钻井液钻进时易发生漏失对储层产生损害；储层岩石稳定性好，水敏性弱。
对这样的油藏，开发时适宜采用先期裸眼完井的方式。
先期裸眼完井对储层不需要固井和射孔作业，因此不存在水泥浆和射孔液对储层的损害问题；当技术套管封固了储层上部大段不稳定的砂泥岩地层后，可采用低密度钻井完井液打开储层，减小使用常规钻井液时对储层的损害；同时当油井建成后，可根据需要开采上部的砂岩油藏。
二、保护油层钻井完井液技术确定2.1钻井完井液基本要求国内外使用的钻井完井液种类很多，按其成分和作用原理大体可分为三大类：1)气体类：空气、雾、一次性泡沫、可循环泡沫、充气钻井液；2)水基类：无固相清洁盐水钻井液、无粘土有固相（暂堵型体系）钻井液、水包油钻井液和改性钻井液；3)油基类：油基钻井液、油包水乳化钻井液等。
钻井完井液的选择，应根据所钻地层和储层的特点以及所采用的钻井完井方式来进行。
除欠平衡钻井完井外，不同类型的油气层遇到不同类型的工作液都有不同的损害。
因为，油气层被钻开后，破坏了原有的平衡状态，同时钻井液、水泥浆等工作液与地层较长期的接触，所有由此而引起的储层损害问题都可能发生。
它们包括：工作液中的固相粒子进入油气层造成损害；工作液中的液相进入油气层后引起地层固相（主要是各类粘土及其它亲水性次生矿物）水化膨胀、油层表面的润湿反转、水锁效应、与油相乳化堵塞、与地层水产生化学沉淀、结垢、微粒运移等造成损害。
不同的油藏及不同的钻井完井方式要求所使用的钻井完井液类型及性能各不相同，但其基本要求都相似，必须具备以下功能：1）控制地层流体压力，保证正常钻进。
要求钻井完井液的密度可以根据井下实际情况和钻井工艺要求进行调整，以有效地控制地层流体。
2）具有满足钻井工程需要的流变性。
钻井完井液的流变性参数应尽可能达到最大限度的水功率的要求，同时有效地清洗井底，携带岩屑和悬浮加重材料。
对于下套管固井的井，钻井完井液的流变特性还必须满足固井作业时提高顶替效率的需要。
3）稳定井壁。
要求钻井完井液的密度、抑制性、滤失造壁性和封堵能力等能满足所钻地层要求，保持井壁稳定，不影响钻井完井工程的施工作业。
4）改善造壁性能，提高滤饼质量，钻开渗透率高的储层时防止压差卡钻，同时阻止钻井完井液的固相和液相侵入产层，使产层不受到损害。
5）钻井液所必需的其它功能，如必须具有较好的润滑性能等。
2.2 砂岩油藏的钻井完井液开发吉格森、阿南、大阿北和哈南油田砂岩油藏，采用套管射孔的完井方式，钻井采用二开井身结构即可实现。
但是，由于多年的注水开发致使油藏压力系统比较复杂，各油层间的地层压力差异大，有的层系仍为原始地层压力，压力系数小于1.0，有的层系则压力较高。
