水平井油氣層保護(hù)技術(shù)

與直井相比，水平井與油氣層接觸的時(shí)間和面積要大得多，油氣層損害是影響油氣井產(chǎn)能更重要的因素。并且水平井在計(jì)算表皮系數(shù)時(shí)必須考慮滲透率的各向異性指數(shù)，因此在研究方法和保護(hù)措施方面有許多不同之處。第1頁(yè)/共141頁(yè)計(jì)算鉆井液侵入儲(chǔ)層深度的數(shù)學(xué)模型及其應(yīng)用

1計(jì)算鉆井液中固相顆粒侵入儲(chǔ)層深度的數(shù)學(xué)模型

水平井儲(chǔ)層損害機(jī)理水平井產(chǎn)能的影響因素

主要內(nèi)容水平井儲(chǔ)層損害程度的室內(nèi)評(píng)價(jià)方法

水平井完井液技術(shù)水平井油氣層損害礦場(chǎng)評(píng)價(jià)技術(shù)234578水平井氧化解堵技術(shù)6第2頁(yè)/共141頁(yè)（一）水平井儲(chǔ)層損害特點(diǎn)：1、水平井、大斜度井儲(chǔ)層損害時(shí)間長(zhǎng);2、鉆井液完井液對(duì)儲(chǔ)層的損害程度大;3、損害帶半徑可能占產(chǎn)層厚度的很大部分;4、側(cè)向研磨造成的儲(chǔ)層損害;5、垂直滲透率損害，即各向異性損害;6、儲(chǔ)層裂縫和微裂縫的損害。一、水平井儲(chǔ)層損害機(jī)理第3頁(yè)/共141頁(yè)a．巖樣礦物組成分析巖樣礦物組成分析表巖樣號(hào)巖性粘土礦物相對(duì)含量粘土礦物含量(％)高齡石綠泥石伊利石伊蒙混層混層比

(K)(Ch)(I)(I/S)(％S)1234砂巖砂巖砂巖砂巖43.613.24.938.38043.026.96.723.46061.119.25.017.45541.426.16.526.0553.53.03.53.0可見(jiàn)，該斷塊的巖樣主要由非粘土礦物組成；在粘土礦物的組成中，高嶺石的含量最大。可推測(cè)，該儲(chǔ)層潛在的損害機(jī)理主要為微粒運(yùn)移和粘土礦物水化膨脹。選擇王官屯地區(qū)官905斷塊儲(chǔ)層對(duì)水平井的儲(chǔ)層損害機(jī)理進(jìn)行了研究。包括：速敏性、水敏性和正反向流動(dòng)實(shí)驗(yàn)等。（二）損害機(jī)理研究實(shí)例第4頁(yè)/共141頁(yè)b．流速敏感性評(píng)價(jià)各巖樣的ko和Vo測(cè)定數(shù)據(jù)表巖樣號(hào)干重濕重φkωVc(g)(g)(％)(μｍ)(cm/s)1-1V2-2H3-1V3-2H4-1H4-3H4-6V47.535251.045114.160.019/48.60451.889413.750.0235≤1.34×10-429.354331.127612.0460.0515≤1.44×10-437.30639.516811.780.119.12×10-436.282638.741713.500.0324.35×10-428.895430.805713.310.0212.53×10-431.549733.271010.860.017對(duì)于同一塊巖心，總是水平方向的臨界流速大于垂直方面的臨界流速。該斷塊儲(chǔ)層具有較低的臨界流速，即儲(chǔ)層的損害程度對(duì)流體流速相當(dāng)敏感。第5頁(yè)/共141頁(yè)4－1H巖樣的正反流動(dòng)圖4-3V巖樣的正反向流動(dòng)圖當(dāng)流體流動(dòng)方向剛從正向轉(zhuǎn)為反向時(shí)，巖樣滲透率產(chǎn)生了波動(dòng)，這是由于在正向流動(dòng)速度超過(guò)Vc時(shí)，造成微粒在孔隙喉道中運(yùn)移，解除或增加“橋堵”，使流體流過(guò)巖樣時(shí)的滲透率突然改變。c．正反向流動(dòng)實(shí)驗(yàn)第6頁(yè)/共141頁(yè)圖3-3

3-1V巖樣的正反流動(dòng)圖可見(jiàn)，三個(gè)巖樣存在微粒運(yùn)移對(duì)儲(chǔ)層的損害。第7頁(yè)/共141頁(yè)d．水敏性評(píng)價(jià)

經(jīng)測(cè)定，4—6V巖樣的水敏性指數(shù)Iw為：可見(jiàn)，對(duì)儲(chǔ)層巖石礦物組成的分析和對(duì)儲(chǔ)層巖樣進(jìn)行巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)的評(píng)價(jià)結(jié)果是吻合的。對(duì)于該地區(qū)的低滲塊狀砂巖儲(chǔ)層來(lái)說(shuō)，微粒運(yùn)移和粘土礦物水化膨脹是引起儲(chǔ)層損害的主要機(jī)理。Iw>0.9，故該儲(chǔ)層屬于水敏性極強(qiáng)的儲(chǔ)層。第8頁(yè)/共141頁(yè)在清除濾餅后，所有鉆井液、完井液都遺留一層極細(xì)的剩余固相層，這是損害儲(chǔ)集層的主要因素——研磨性損害。固相層一般厚50～200μm，覆蓋在井壁表面。鉆井模擬器試驗(yàn)證明，污斑進(jìn)入巖心深約1~4cm，使井壁表面厚約3mm地層的滲透率受到嚴(yán)重影響。固相層的影響程度取決于儲(chǔ)集層原始滲透率和所含流體組成、相態(tài)特征。（三）損害規(guī)律第9頁(yè)/共141頁(yè)能否用壓降法來(lái)消除鉆井引起的儲(chǔ)集層損害，取決于其原始滲透率。下面滲透率范圍，采用壓降法消除損害是可能的：

——含天然氣巖心的原始滲透率不小于1×10-3μm2——含油巖心的原始滲透率不小于500×10-3μm2微粒運(yùn)移、固相顆粒堵塞是主要損害方式。井下工具堵塞亦不容忽視，鉆具—泥餅—巖面作用。液鎖或水鎖損害，對(duì)裂縫性致密氣層尤為顯著。損害帶分布形態(tài)：理想均質(zhì)地層，非均質(zhì)儲(chǔ)層。第10頁(yè)/共141頁(yè)二、水平井產(chǎn)能的影響因素

為了充分發(fā)揮水平井鉆井和開(kāi)采技術(shù)的經(jīng)濟(jì)效益，有必要對(duì)儲(chǔ)層厚度、水平段長(zhǎng)度、非均質(zhì)性、水平井的偏心距及地層損害等影響水平井產(chǎn)能的各種因素深入研究。1、水平井產(chǎn)能的計(jì)算

關(guān)于水平井產(chǎn)能的計(jì)算，Borisov、Giger、Joshi以及Renard等曾分別給出了預(yù)測(cè)穩(wěn)定流動(dòng)狀態(tài)下產(chǎn)能的各種計(jì)算方法，其計(jì)算公式分別為：BorisovGiger第11頁(yè)/共141頁(yè)JoshiRenard等X＝2a/L（泄油面積為橢圓形）第12頁(yè)/共141頁(yè)2、儲(chǔ)層厚度對(duì)水平井產(chǎn)能的影響

當(dāng)我們?cè)诳疾炷秤蛯邮欠窨赏ㄟ^(guò)鉆水平井來(lái)提高油氣的產(chǎn)能時(shí)，不僅應(yīng)考察油層本身的絕對(duì)厚度，更主要的應(yīng)考察與直井相比，通過(guò)鉆水平井可以獲得多大的產(chǎn)能增量。

儲(chǔ)層厚度對(duì)水平井產(chǎn)能的影響可通過(guò)穩(wěn)定流產(chǎn)能公式進(jìn)行計(jì)算。對(duì)于未增產(chǎn)直井，采油指數(shù)的計(jì)算公式為：第13頁(yè)/共141頁(yè)

圖4-1為Joshi給出的穩(wěn)定流狀態(tài)下，均質(zhì)儲(chǔ)層中水平井產(chǎn)能隨儲(chǔ)層厚度的變化。圖4-1油層厚度對(duì)水平井和直井產(chǎn)能指數(shù)比的影響

由圖可見(jiàn)，在其它參數(shù)一定時(shí)，水平井和直井的采油指數(shù)之比隨儲(chǔ)層厚度的增加趨于下降。因此，在薄油層中鉆水平井對(duì)提高油氣井自身產(chǎn)能具有更重要的意義。第14頁(yè)/共141頁(yè)3、水平段長(zhǎng)度對(duì)水平井產(chǎn)能的影響

由采油指數(shù)的公式可知，常規(guī)直井的產(chǎn)能與k和h的乘積成正比。在水平井中，L取決于工程設(shè)計(jì)，而并非由儲(chǔ)層本身的性質(zhì)所決定。因此，隨著L的增加，將有利于提高油井的泄油面積，進(jìn)而提高產(chǎn)能。

由于水平井具有比直井更大的泄油面積和較高的產(chǎn)能，因此，在油田開(kāi)發(fā)中，對(duì)于面積一定的區(qū)塊，與直井?dāng)?shù)目相比，只需鉆較少的水平井就可以達(dá)到與直井相同的開(kāi)發(fā)程度。第15頁(yè)/共141頁(yè)例：計(jì)劃用10口直井開(kāi)發(fā)總面積為1660km2的某油田區(qū)塊(假設(shè)每口直井的有效泄油面積為166km2)。倘若分別改用水平段長(zhǎng)度為310m或620m的水平井開(kāi)發(fā)這片油田，試計(jì)算所需鉆水平井的數(shù)目。解：直井：泄油面積＝πr2ev=166×103km2；rev=230m水平井（通常假定在水平面內(nèi)泄油面積為橢圓形）：a）當(dāng)L＝310m時(shí)a＝橢圓長(zhǎng)半軸＝（L/2）+230＝（310/2）+230＝385mb＝橢圓短半軸＝230m泄油面積＝πab＝π×385×230＝278km2；1660/278＝6b)當(dāng)L＝620m時(shí)，a＝橢圓長(zhǎng)半軸＝（L/2）+230＝（620/2）+230＝540mb＝橢圓短半軸＝230m泄油面積＝πab＝π×540×230＝390km2；1660/390＝4

從計(jì)算結(jié)果可知，相同的泄油面積，可以用6口長(zhǎng)310m或4口長(zhǎng)620m的水平井取代10口直井，從而減少了需鉆的井?dāng)?shù)，帶來(lái)可觀的經(jīng)濟(jì)效益。舉例：第16頁(yè)/共141頁(yè)4、滲透率各向異性對(duì)水平井產(chǎn)能的影響

上面水平井產(chǎn)能計(jì)算公式僅適用于滲透率各向同性儲(chǔ)層的計(jì)算。實(shí)際上，許多儲(chǔ)層都存在不同程度的各向異性，為此，Joshi和Renard等分別對(duì)水平井產(chǎn)能的計(jì)算方法進(jìn)行了修正。式中，β－儲(chǔ)層滲透率各向異性指數(shù)；r′w＝［（1+β）/（2β）］rw

Joshi的方法：Renard等，第17頁(yè)/共141頁(yè)

在砂巖儲(chǔ)層中，由于常含有頁(yè)巖夾層，表現(xiàn)出明顯的各向異性，通常認(rèn)為多數(shù)砂巖儲(chǔ)層的β＝3左右。圖4-2滲透率各向異性指數(shù)和儲(chǔ)層厚度對(duì)水平井和直井產(chǎn)能的影響圖中曲線表現(xiàn)出兩個(gè)明顯的變化趨勢(shì)：一是地層的滲透率各向異性的指數(shù)越高，水平井相對(duì)于直井的采油指數(shù)比越??；二是儲(chǔ)層越厚，水平井受儲(chǔ)層β值的影響越大。當(dāng)β＝1時(shí)，儲(chǔ)層表現(xiàn)為完全的各向同性；β＝0.25時(shí)，這類儲(chǔ)層很適合于鉆水平井；β＝3的儲(chǔ)層，未增產(chǎn)，水平井表現(xiàn)不出明顯的經(jīng)濟(jì)效益。第18頁(yè)/共141頁(yè)

儲(chǔ)層滲透率的各向異性指數(shù)和儲(chǔ)層厚度對(duì)水平井產(chǎn)能的影響是相互關(guān)聯(lián)的。因此，在對(duì)水平井與水力壓裂直井進(jìn)行比較時(shí)，一個(gè)更為有效的參數(shù)是βh。并定義Xf為與水平井產(chǎn)能相同時(shí)水力壓裂直井的等效裂縫長(zhǎng)度，Xf與βh的關(guān)系見(jiàn)下圖4-3。第19頁(yè)/共141頁(yè)圖4-3達(dá)到水平井產(chǎn)能時(shí)直井的等效裂縫半長(zhǎng)度Fcd為無(wú)因次裂縫導(dǎo)流能力，其計(jì)算式為：

Fcd＝（kfw）/（khXf）式中，kf－裂縫滲透率，10-3μm2；w－裂縫寬度，m。第20頁(yè)/共141頁(yè)從圖中可以得到下面兩個(gè)重要的結(jié)論：（1）βh≥30.5時(shí)，對(duì)于Fcd＝10的直井，可以取代一口長(zhǎng)610m的水平井；（2）當(dāng)H一定時(shí)，提高β值，只需要較低的Fcd值或較低的Xf值，水力壓裂直井便可達(dá)到與一口長(zhǎng)610m的水平井相同的產(chǎn)量。第21頁(yè)/共141頁(yè)5、偏心距對(duì)水平井產(chǎn)能的影響下圖為垂直平面內(nèi)水平井偏心的示意圖：水平井偏心示意圖Joshi推導(dǎo)了在偏心情況下，水平井產(chǎn)能的計(jì)算公式。對(duì)于滲透率各向同性的儲(chǔ)層δ＜h/2第22頁(yè)/共141頁(yè)對(duì)于滲透率各向異性的儲(chǔ)層：δ＜h/2式中，δ－水平井的偏心距,m；其余參數(shù)的意義同前?？梢?jiàn)，當(dāng)其它參數(shù)一定時(shí)，若δ＝0，即井位居于儲(chǔ)層中部時(shí)，水平井產(chǎn)能最大。由于δ處于對(duì)數(shù)項(xiàng)中，因此，相對(duì)于其它參數(shù)，它對(duì)產(chǎn)能的影響較小。第23頁(yè)/共141頁(yè)偏心距對(duì)水平井產(chǎn)能的影響可見(jiàn)，隨著δ值的增大，Jh值僅略有下降；此外，增大L/H值可以減輕井偏心對(duì)產(chǎn)能的影響。只有當(dāng)Lh<2或0.5<2δ／h時(shí)，井偏心才對(duì)水平井的產(chǎn)能產(chǎn)生不可忽視的影響。

可以利用水平段較長(zhǎng)時(shí)，偏心距對(duì)水平井產(chǎn)能影響較小的特點(diǎn)，將油井設(shè)計(jì)在遠(yuǎn)離氣頂或底水的位置上。減小錐進(jìn)趨勢(shì)，提高油氣井產(chǎn)量。第24頁(yè)/共141頁(yè)6、地層損害對(duì)水平井產(chǎn)能的影響

與垂直井相比，由于水平井在油層內(nèi)的鉆進(jìn)時(shí)間較長(zhǎng)，鉆(完)井液與儲(chǔ)層的接觸面積較大，故在相同的儲(chǔ)層和同樣鉆井條件下，水平井儲(chǔ)層受到損害的程度一般比垂直井嚴(yán)重得多，對(duì)產(chǎn)能的影響也會(huì)更大。

水平井的流動(dòng)效率是反映地層損害對(duì)水嚴(yán)井產(chǎn)能影響的一個(gè)重要參數(shù)。所謂流動(dòng)效率是指在相同條件下，油層受到損害之后的實(shí)際采油指數(shù)(Jh，d)與未受損害的理想采油指數(shù)(L)之比。第25頁(yè)/共141頁(yè)Renard等人提出了如下水平井流動(dòng)效率的計(jì)算式：式中，Sh為水平井的表皮系數(shù)。Sh＝（βh/L）Sv

上式表明，當(dāng)儲(chǔ)層未受損害（即Sh=0）時(shí),Eh＝1；當(dāng)儲(chǔ)層被鉆井液等流體損害后，Eh＜1。如下表所示。儲(chǔ)層受損害程度越大，Eh值越小。第26頁(yè)/共141頁(yè)表4-1表皮系數(shù)對(duì)流動(dòng)效率的影響SL=100mL=400mβ=1β=2β=3β=4β=5β=1β=2β=3β=4β=510.940.910.880.860.820.980.970.950.930.9050.760.660.600.540.480.920.860.810.730.63100.610.490.430.370.320.850.750.680.580.46200.440.330.270.230.190.740.600.510.410.30可見(jiàn)，表皮效應(yīng)的大小是影響流動(dòng)效率的重要因素，但它并不是唯一的影響因素；當(dāng)S及其它因素一定時(shí)，隨著β值的增大，流動(dòng)效率趨于減小，從而加劇了對(duì)流動(dòng)效率的影響。當(dāng)表皮系數(shù)較大時(shí)，β的影響也更大些。第27頁(yè)/共141頁(yè)圖4-6水平井流動(dòng)效率與表上系數(shù)、β值間關(guān)系當(dāng)S值一定、β值較小(β＝1.14)時(shí)，水平井的流動(dòng)效率明顯大于直井；當(dāng)β值增至3.5時(shí)，直井和水平井的流動(dòng)效率已接近相等；繼續(xù)增加β值至10，水平井的流動(dòng)效率將小于直井的流動(dòng)效率。第28頁(yè)/共141頁(yè)abcd影響水平井產(chǎn)能的因素主要包括：儲(chǔ)層厚度、水平段長(zhǎng)度、儲(chǔ)層滲透率各向異性指數(shù)、偏心距和地層損害的程度。

地層損害是影響主要因素，β值的影響也不能忽視，尤其當(dāng)L值較小時(shí)，過(guò)高的β值將明顯降低水平井的產(chǎn)能。在提高油氣井產(chǎn)能的同時(shí)，將在一定程度上減輕其它因素對(duì)產(chǎn)能帶來(lái)的不利影響，如β值較高、S值較大，及井偏心等。水平井適合開(kāi)發(fā)薄儲(chǔ)層、具有水錐或氣錐的儲(chǔ)層，以及具有較高垂向滲透率(或較小β值)的儲(chǔ)層，如天然裂縫性油氣藏。7、結(jié)論總的來(lái)看，井偏心對(duì)水平井產(chǎn)能的影響較小，并取決于儲(chǔ)層類型。對(duì)于具有封閉頂、底邊界的儲(chǔ)層，井位居中時(shí)產(chǎn)量最大。e第29頁(yè)/共141頁(yè)對(duì)于水平井來(lái)說(shuō)，儲(chǔ)層中的油氣向井眼內(nèi)滲流具有三維滲流特點(diǎn)，因而受到儲(chǔ)層滲透率在各方向上的非均一性，即所謂各向異性(β)的影響。對(duì)于大多數(shù)油氣藏來(lái)說(shuō)，平均水平滲透率是垂向滲透率的9～10倍。當(dāng)完(鉆)井液損害水平井儲(chǔ)層時(shí)，完（鉆）井液向儲(chǔ)層內(nèi)部的滲透也呈三維滲透，從而導(dǎo)致儲(chǔ)層滲透率在各方向的損害程度互不相同。

在直井中，儲(chǔ)層內(nèi)油氣向井眼內(nèi)滲流屬于徑向滲流，其滲流能力的大小主要取決于生產(chǎn)壓力梯度和水平平面上的滲透率。三、水平井儲(chǔ)層損害程度的室內(nèi)評(píng)價(jià)方法第30頁(yè)/共141頁(yè)

水平井又具有油層井段長(zhǎng)，滲流阻力小，泄流面積大等特點(diǎn)，完（鉆）井液對(duì)儲(chǔ)層損害后，損害帶對(duì)水平井產(chǎn)能的影響將比直井更為嚴(yán)重。因此，在本研究中，利用建立的數(shù)學(xué)模型，并綜合考慮滲透率變化的各向異性、損害帶半徑、以及水平井段長(zhǎng)度等各種因素的影響，建立水平井儲(chǔ)層損害的評(píng)價(jià)方法。第31頁(yè)/共141頁(yè)由于水平井三維滲透流特點(diǎn)的存在，使水平井儲(chǔ)層滲透率的各向異性成為決定水平井產(chǎn)能的一個(gè)重要因素。

a．各向異性指數(shù)的測(cè)定滲透率各向異性指數(shù)（β）被定義為：

1、滲透率向各向異性指數(shù)的測(cè)定和表皮系數(shù)的計(jì)算第32頁(yè)/共141頁(yè)

在評(píng)價(jià)水平井儲(chǔ)層損害時(shí)，應(yīng)首先使用該井巖心分別測(cè)定水平平面上兩個(gè)互相垂直方向滲透率和垂直于水平平面方向上的滲透率。

分別使用大港油田女MH－1水平井的鄰井－女K59－62井和大港油田官H－1、官H－2水平井的鄰井巖心

圖5-1測(cè)定水平和垂向滲透率的巖樣取向示意圖第33頁(yè)/共141頁(yè)表5-1垂向滲透率各向異性測(cè)定值參數(shù)井號(hào)KxKxKvKhβ(μｍ2)(μｍ2)(μｍ2)(μｍ2)女K59-62官H-1鄰井官H-2鄰井2.28×10-23.2×10-21.3×10-22.7×10-21.3～2.03.1×10-2

～3.3×10-2

～1.7×10-2

～3.1×10-22.0

3.5×10-20.11.69

1.39×10-29.3×10-22.58由于可將不平井近似地看作直井的壓裂裂縫，故垂向滲透率下降（即β值增大）時(shí)，此時(shí)油氣從水平井眼垂直流入井中，需要更大的壓降，從而造成水平井生產(chǎn)能力下降（圖5-2）。第34頁(yè)/共141頁(yè)圖5-2滲透率各向異性指數(shù)對(duì)水平井產(chǎn)能的影響

當(dāng)β較小時(shí)，與經(jīng)過(guò)壓裂的直井相比，水平井的采油指數(shù)較大，而當(dāng)β較大時(shí)，水平井的采油指數(shù)將減小。

因此，相對(duì)水平滲透率來(lái)說(shuō)，垂向滲透率的大小是預(yù)測(cè)水平井產(chǎn)能和判斷用水平井開(kāi)采油氣是否有效時(shí)所必須考慮的一個(gè)十分重要的因素。第35頁(yè)/共141頁(yè)b．表皮效應(yīng)①表皮系數(shù)的計(jì)算S＝(K/Ks-1)Ln(rs/rw)表皮系數(shù)的數(shù)學(xué)表達(dá)式為：無(wú)論對(duì)水平井或直井，儲(chǔ)層損害通常認(rèn)為是由視表皮效應(yīng)引起的。表皮系數(shù)越大，油氣層受到鉆井液污染一堵塞的程度也越大。第36頁(yè)/共141頁(yè)

在水平井中，由于井眼長(zhǎng)距離地穿過(guò)油氣層，鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的浸泡時(shí)間較長(zhǎng)，損害程度較大，采用酸化或壓裂等操作來(lái)消除表皮效應(yīng)是比較困難的，并且費(fèi)用也十分昂貴。尤其當(dāng)β值很大，垂向滲透率很小時(shí)，水平井的表皮效應(yīng)損害對(duì)產(chǎn)能的影響將更加顯著。

由于在水平井中，各個(gè)方向上的滲透率值互不相同，以及完井液浸泡水平段各點(diǎn)的時(shí)間也互不相等，從而計(jì)算出的在各個(gè)方向上和水平段各點(diǎn)上的表皮系數(shù)值也互不相等，呈橢圓柱分布形式。第37頁(yè)/共141頁(yè)②等價(jià)表皮系數(shù)的計(jì)算

將這種表皮系數(shù)值的大小折合成“等價(jià)”表皮系數(shù)Seq則可以相對(duì)地比較水平并的儲(chǔ)層損害程度大小。同時(shí)，計(jì)算出水平井的等價(jià)表皮系數(shù)Seq后，還可進(jìn)而計(jì)算出該水平井的流動(dòng)效率值。同樣，Seq值越大，儲(chǔ)層損害程度也越大。等價(jià)表皮系數(shù)Seq的表達(dá)式如式(29)所示

式中，ah.max－水平井中橢圓形損害的水平平面上的最大損害半徑，m；

rw－井眼半徑，m；

Seq－水平井的等價(jià)表皮系數(shù)，無(wú)因次；其余符號(hào)的意義同前。測(cè)定出水平井的各向異性指數(shù)β值和計(jì)算出表皮系數(shù)S值后，即可進(jìn)行下述的水平井儲(chǔ)層損害評(píng)價(jià)工作。（29）第38頁(yè)/共141頁(yè)

Genard、Joshi等研究了非壓縮流體在均質(zhì)、非均質(zhì)介質(zhì)中作穩(wěn)定流動(dòng)這一假設(shè)條件下，得到水平井流動(dòng)效率（Eh）的表達(dá)式如下:式中，Eh－水平井的流動(dòng)效率，無(wú)因次；L－水平井的水平段，m；h－油層厚度，m；R’w＝[（1+β）/2β]rw，m；rw－井眼半徑，m；X－參數(shù)，它取決于某井泄流區(qū)域的形狀和維數(shù)；S－水平井的表皮系數(shù)，無(wú)因次。其余符號(hào)的意義同前。

2、水平井儲(chǔ)層損害程度的評(píng)價(jià)方法a．流動(dòng)效率法

流動(dòng)效率的意義是，在相同產(chǎn)能條件下，油氣層受到損害之后的實(shí)際采油指數(shù)與未受損害的理想采油指數(shù)之比。第39頁(yè)/共141頁(yè)

當(dāng)儲(chǔ)層未被損害時(shí)的流動(dòng)效率Eh=1;

當(dāng)儲(chǔ)層被鉆井液損害后，流動(dòng)效率Eh＜1。

造成油氣井產(chǎn)量低的原因，可能是由于存在著嚴(yán)重的表皮效應(yīng)，但也可能是垂向滲透率低所致。當(dāng)S和β取不同值時(shí)，可計(jì)算出它們各自的流動(dòng)效率值（見(jiàn)表5-2）。

表5-2表皮系數(shù)對(duì)流動(dòng)效率的影響SL=100mL=400mβ=1β=2β=3β=4β=5β=1β=2β=3β=4β=51510200.940.910.880.860.820.760.660.600.540.480.610.490.430.370.320.440.330.270.230.190.980.970.950.930.900.920.860.810.730.630.850.750.680.580.460.740.600.510.410.30注：h=10m，rw＝0.1m，X＝2，表中數(shù)據(jù)均為流動(dòng)效率（無(wú)因次）第40頁(yè)/共141頁(yè)從表列數(shù)據(jù)可知當(dāng)水平段長(zhǎng)度L很小或β值很大時(shí)，表皮效應(yīng)的大小是決定流動(dòng)效率的關(guān)鍵性因素，特別是當(dāng)L值很小，并且β值很大（或垂向滲透率很低）時(shí)，則更是如此；反之，當(dāng)L值很大，β值很小時(shí)，表皮效應(yīng)對(duì)流動(dòng)效率的影響較小；同時(shí)還可看出，當(dāng)其它因素一定時(shí)，相對(duì)水平滲透率來(lái)說(shuō)，隨著垂向滲透率增加，流動(dòng)效率趨于增加。第41頁(yè)/共141頁(yè)b．條件比法

條件比（CR）是指在儲(chǔ)層受到污染與堵塞時(shí)，油氣井供給半徑（泄流半徑）之內(nèi)的平均有效滲透率與遠(yuǎn)離井底附近地帶儲(chǔ)層未受到污染與堵塞的有效滲透率之比值。該比值愈接近于1，則表示儲(chǔ)層受污染與堵塞的程度愈小。

在大多數(shù)情況下，水平井所鉆遇的儲(chǔ)層滲透率都具有各向異性，水平滲透率Kh幾乎都大于垂向滲透率Kv，則這種儲(chǔ)層的平均有效滲透率K1，被定義為：K1＝（Kh×Kv）1/2第42頁(yè)/共141頁(yè)

當(dāng)完井液對(duì)這種各向異性儲(chǔ)層產(chǎn)生損害后，儲(chǔ)層的平均水平滲透率，平均垂直滲透率和平均有效滲透率可由下式求得：K2＝（K’hK’v）1/2(34)（32）（33）式中，Khs－儲(chǔ)層損害后，損害帶內(nèi)水平方向滲透率，μm2；Kvs－儲(chǔ)層損害后，損害帶內(nèi)垂直方向滲透率，μm2；dh－完井液濾液在垂直方向的侵入深度，m；dv－完井液濾液在垂直方向的侵入深度，K’h－儲(chǔ)層損害后，儲(chǔ)層的平均水平滲透率，μmK’v－儲(chǔ)層損害后，儲(chǔ)層的平均垂直滲透率，μm2；K2－儲(chǔ)層損害后，儲(chǔ)層的平均有效滲透率，μm2；其余符號(hào)的意義同前。

從而可由下式求得條件比CR之值：第43頁(yè)/共141頁(yè)c.產(chǎn)能比法

產(chǎn)能比（PR）是指在相同生產(chǎn)壓差的條件下，油氣層受到污染與堵塞的產(chǎn)能與未受到污染與堵塞時(shí)的產(chǎn)能之比。當(dāng)油氣層未受到污染與堵塞時(shí)，PR＝1.0；而受到其污染與堵塞時(shí)，PR＜1.0。式中，qd－水平井受損害后的產(chǎn)能，m3/d；

qd－水平井未受損害時(shí)的理想產(chǎn)能，m3/d。

根據(jù)流動(dòng)效率和采油指數(shù)的物理意義，qh/qd應(yīng)與按式（30）求得的Eh相等。從而，我們就可以根據(jù)上述方法計(jì)算出的Eh、CR、PR值，對(duì)水平井的儲(chǔ)層損害程度作一定量的描述。第44頁(yè)/共141頁(yè)

3、水平井與直井的對(duì)比

Genard等人在假定不可壓縮流體在均質(zhì)、非均質(zhì)的介質(zhì)中作穩(wěn)定流動(dòng)的情況下，導(dǎo)出了直井流動(dòng)效率的解析表達(dá)式如下：=

(37)

式中，Ev－直井的流動(dòng)效率，無(wú)因次；

rev－直井泄流半徑，m；

rwe－有效井眼半徑，［rwexp(-s)］,mrw－井眼半徑，m。

（38）在同一區(qū)塊上，水平井與直井的泄流半徑之間存在如下的關(guān)系：第45頁(yè)/共141頁(yè)

利用式（30）、(37)、(38)計(jì)算具有相同儲(chǔ)層性質(zhì)、井況和完井液體系的條件下，不同表皮系數(shù)的流動(dòng)值如圖5-3所示。圖5-3水平井和直井流動(dòng)效率的對(duì)比

當(dāng)S相同和β值較小時(shí)，水平井的流動(dòng)效率大于直井；但是當(dāng)垂向滲透率降低（β從1.14增加到3.50）時(shí)，水平井的流動(dòng)效率和同樣條件下直井流動(dòng)效率之間已相差較?。蝗绻瓜蛴客嘎世^續(xù)降低（β＝10），則水平井的流動(dòng)效率將變得小于直井的流動(dòng)效率。因此，垂向滲透率的大小是決定該儲(chǔ)層是否有心要通過(guò)打水平井來(lái)開(kāi)采油氣所必須考慮的一個(gè)重要因素。第46頁(yè)/共141頁(yè)b．產(chǎn)能損失對(duì)比產(chǎn)能損失直接反映了因儲(chǔ)層損害而造成的經(jīng)濟(jì)損失。

式中，μ0－原油粘度，mPa·s；

B0－原油的地層體積系數(shù)，即地下桶數(shù)與儲(chǔ)罐桶數(shù)之比，無(wú)因次；其它符號(hào)的意義及單位同前。從而，在相同的生產(chǎn)壓差下，水平井和直井的產(chǎn)能損失之比值為：根據(jù)采油指數(shù)和流動(dòng)效率的物理意義，不難得到：第47頁(yè)/共141頁(yè)

從產(chǎn)能損失的角度來(lái)看，無(wú)論水平井的流動(dòng)效率是否大于直井，但儲(chǔ)層損害對(duì)水平井所造成的產(chǎn)能所造成的損失都大于直井。圖5-4水平井和直井的產(chǎn)能損失之比值一表皮系數(shù)的關(guān)系圖注：h＝25m，rw＝0.1m，L＝273.28m，X＝2，rev＝136.64m

當(dāng)β值較小時(shí)（β＝1.41），此比值隨表皮系數(shù)S的增加而增加；當(dāng)β值增加時(shí)（β＝3.50），此比值隨表皮系數(shù)S的增加幅度變得緩慢；如果β值繼續(xù)增加（β＝10.0），則隨著表皮系數(shù)的增加，此比值反而逐漸下降。因此，對(duì)水平井來(lái)說(shuō)，盡量減小表皮損害，減小產(chǎn)能降低比直井更為重要。第48頁(yè)/共141頁(yè)c.產(chǎn)能對(duì)比Renard和Dupuy在穩(wěn)定流條件下得到了儲(chǔ)層損害后水平井的產(chǎn)能qh,d表達(dá)式：

(42)

根據(jù)上式并結(jié)合流動(dòng)效率和采油指數(shù)的物理意義，得到儲(chǔ)層損害后直井的產(chǎn)能qh,d的表達(dá)式：

(43)將上式各單位換算為國(guó)際單位后得到：

第49頁(yè)/共141頁(yè)利用式（42）和（44）計(jì)算具有相同儲(chǔ)層性質(zhì)和井況，以及不同表皮系數(shù)條件下，水平井和直井的產(chǎn)能值。無(wú)論在任何情況下，水平井的產(chǎn)能都遠(yuǎn)大于直井的產(chǎn)能，且二者的產(chǎn)能值都隨表皮系數(shù)的增加呈下降趨勢(shì)，但水平井的產(chǎn)能的下降幅度遠(yuǎn)大于直井，特別是各向異性指數(shù)β較大的儲(chǔ)層則更是如此。第50頁(yè)/共141頁(yè)

綜上所述，雖然采用水平井來(lái)開(kāi)采油氣藏可以獲得更大的油氣流，但儲(chǔ)層損害對(duì)水平井造成的產(chǎn)能損失和所帶來(lái)的經(jīng)濟(jì)損失甚至比直井更大。因此，對(duì)于某一具體的油氣藏，在經(jīng)濟(jì)效益方面是否有必要用水平井來(lái)開(kāi)采采下油氣，必須對(duì)各種因素進(jìn)行綜合分析。第51頁(yè)/共141頁(yè)4、對(duì)大港油田三口水平井儲(chǔ)層損害情況的評(píng)價(jià)

以大港油田女MH－1、官H－1和官H－2水平井為例，采用我們建立的室內(nèi)評(píng)價(jià)方法，對(duì)這三口水平井水平段所用完井液損害儲(chǔ)層的基本情況作一定量的評(píng)價(jià)。表5-3三口水平井的井況和油藏性質(zhì)井號(hào)項(xiàng)目女MH-1官H-1官H-2井號(hào)項(xiàng)目女MH-1官H-1官H-2斜深3622.6823471857油層厚度25911垂深3110.7420071788平均水平滲透率(10-3Kh),μｍ23010093最大水平位移751.90465.03垂向滲透率(10-3Kv),μｍ2153513.9水平段長(zhǎng)273.28207.4887垂向滲透率各向異性指數(shù)(β)1.4141.692.58最大井斜度(°)92.18695儲(chǔ)層孔隙度(％)16.52329水平段井眼半徑(rw,m)0.10.2160.076原油粘度μｍ。(mPa.s)23.0625.053000儲(chǔ)層孔隙壓力系數(shù)1.270.721.02原油體積系數(shù)B.1.0521.0852井底溫度(℃)1077772.5第52頁(yè)/共141頁(yè)a．表皮效應(yīng)（1）損害帶半徑的計(jì)算①女MH－1水平井

本研究中，用我室研制的便攜式動(dòng)態(tài)高溫高壓濾失劑，測(cè)定了女MH－1水平井四開(kāi)完井液體系在不同剪切速率下的動(dòng)濾失量，測(cè)定結(jié)果如圖5-5所示。

圖5-5女MH－1水平井四開(kāi)完井液體系濾失量與速度梯度間的關(guān)系圖注：T＝100℃、P＝3.0MPa、t＝30min第53頁(yè)/共141頁(yè)

根據(jù)儲(chǔ)層深度和該井的實(shí)施情況，在測(cè)定和計(jì)算過(guò)程中，均選定壓差為3.0MPa、溫度為100℃、環(huán)空返速為200S-1。根據(jù)施工中完井液中水平段各點(diǎn)上對(duì)儲(chǔ)層的實(shí)際浸泡時(shí)間和上述有關(guān)儲(chǔ)層物性數(shù)據(jù)，計(jì)算出完井液在水平段各點(diǎn)上的損害帶半徑，如表5-4所示。表5-4完井液對(duì)MH－1水平井水平段各點(diǎn)上的損害帶半徑距目標(biāo)點(diǎn)的距離L’(m)273.28221.2173.28133.2873.280侵泡時(shí)間t(h)1621.0139511771029807528水平平面上的損害帶半徑r.(cm)89.3384.9480.1575.4465.8532.1注：Kh＝3×10-2μm2

此外，由于存在滲透率的各向異性，完井液對(duì)儲(chǔ)層水平段各點(diǎn)上的損害帶半徑是不同的，在儲(chǔ)層井眼某點(diǎn)截面上的損害帶圖形并非象垂直井那樣呈園形分布，而是根據(jù)各方面滲透率的不同而呈現(xiàn)出各種不同形狀的分布。第54頁(yè)/共141頁(yè)②官H－1水平井

在本研究中僅測(cè)定了該井三開(kāi)完井液的高溫高壓（80℃、3.0MPa/30min）靜濾失量Vf等于12cm3。同樣，結(jié)合該井儲(chǔ)層的有關(guān)物性數(shù)據(jù)，計(jì)算出官H-1完井液在水平段各點(diǎn)上的損害帶半徑值，如表5-5所示。表5-5官H-1完井液對(duì)該井水平段各點(diǎn)上的損害帶半徑距目標(biāo)點(diǎn)的距離L’(m)207.4818014080400侵泡時(shí)間t(h)120104.1180.9746.2723.130水平平面上的損害帶半徑r.(cm)39.2138.8738.8737.0836.990第55頁(yè)/共141頁(yè)③官H-2水平井

由于官H-2水平井完井后，試油未成功，導(dǎo)致該井從94年10月12日到至今（94年12月18日）仍被完井液所浸泡，故完井液對(duì)儲(chǔ)層的侵入深度幾乎達(dá)到最大侵入深度Lmax。又因?yàn)樵摼潞Y管完井后，完井液密度為1.16g/cm3，完鉆后的垂深為1788m。壓差△P△P＝0.01ρh＝0.01×（1.16-1.02）×178

＝2.5MPa濾液粘度μ為：0.5684mPa·s（70℃）故由最大侵入深度模型計(jì)算得到：

Lmax＝1.125m。第56頁(yè)/共141頁(yè)（2）表皮系數(shù)的計(jì)算①女MH－1水平井

第3號(hào)巖樣使用現(xiàn)場(chǎng)井漿進(jìn)行污染，而第1號(hào)和第2號(hào)巖樣是用按實(shí)際女MH－1水平井完井液配方在室內(nèi)自行配制的完井液進(jìn)行污染的。

表5-6兩種完井液對(duì)巖樣滲透率的影響項(xiàng)目女MH-1巖樣號(hào)(鄰井巖樣)123滲透率污染前(10-3μｍ2)29.1041.7531.20污染后(10-3μｍ2)26.2038.0828.60滲透率恢復(fù)率(％)90.0391.2091.67

從表5-5中可知，女MH－1完井液體系對(duì)儲(chǔ)層滲透率的損害較小，僅滲透率下降9%左右。第57頁(yè)/共141頁(yè)

從圖中可知，由于該完井液對(duì)儲(chǔ)層滲透率的傷害率很小，故即使損害帶半徑較大，所計(jì)算出的表皮系數(shù)值仍很小，并且距目標(biāo)點(diǎn)的距離越近，表皮系數(shù)S的下降幅度越大。圖5-6女MH－1水平井水平段各點(diǎn)的表皮系數(shù)值根據(jù)公式可求出水平段各點(diǎn)上的表皮系數(shù)值，如圖5-6。該水平井的平均表皮系數(shù)S值等于0.22。第58頁(yè)/共141頁(yè)②官H－1水平井

首先，采用上述同樣的步驟，測(cè)定了官H－1水平井三開(kāi)完井液污染巖樣（污染壓力3.0MPa，污染時(shí)間16h，污染溫度100℃）前后的油相滲透率值分別為0.123μm2和0.10μm2。圖5-7官H－1水平井水平段各點(diǎn)的表皮系數(shù)該井的平均表皮系數(shù)S為0.19第59頁(yè)/共141頁(yè)③官H－2水平井

首先用官H－2水平井的鄰井巖樣在儲(chǔ)層條件下污染16h，得到滲透率恢復(fù)率為90%。由于該井在水平段各點(diǎn)上的侵入深度都為最大侵入深度值，從而計(jì)算出該井在水平段各點(diǎn)上的表皮系數(shù)值都為0.306（其中，rs＝1.125+0.0762m＝1.2012m）。第60頁(yè)/共141頁(yè)b.儲(chǔ)層損害評(píng)價(jià)（1）流動(dòng)效率的計(jì)算流動(dòng)效率直接反映了水平井受完液損害后采油指數(shù)的降低程度。

表5-7水平井表皮系數(shù)與流動(dòng)效率關(guān)系表女MH-1水平井表皮系數(shù)(S)0.110.150.180.200.210.230.25流動(dòng)效率(Eh)0.9920.9890.9870.9860.9850.9840.983官H-1水平井表皮系數(shù)(S)0.20.040.10.120.140.180.20.220.24流動(dòng)效率(Eh)0.9990.9980.9950.9940.9930.9910.9900.9890.988利用這三口井的平均表皮系數(shù)值，進(jìn)而可以計(jì)算出這三口井的流動(dòng)效率值如下：女MH－1井：Eh=0.985；官H－1井：Eh=0.991；官H－2水平井：Eh=0.96第61頁(yè)/共141頁(yè)（2）條件比的計(jì)算

在發(fā)生儲(chǔ)層損害前，這兩口井的有效滲透率分別為：第62頁(yè)/共141頁(yè)

當(dāng)完井液對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生損害后，可利用下面兩式計(jì)算出的平均水平滲透率和平均垂直滲透率值。女MH－1井：第63頁(yè)/共141頁(yè)官H－1井：從而，這三口井的條件比CR值如下：女MH－1井：同樣的辦法可計(jì)算出官H－1和官H－2水平井的條件比分別為：

0.958和0.95。第64頁(yè)/共141頁(yè)（3）產(chǎn)能比產(chǎn)能比應(yīng)等于流動(dòng)效率值

這三口井的產(chǎn)能比應(yīng)分別為：這三口井的三項(xiàng)比值都非常接近1

可見(jiàn)，根據(jù)儲(chǔ)層特性而設(shè)計(jì)的完井液，都能較好地保護(hù)儲(chǔ)層，提高采收率。第65頁(yè)/共141頁(yè)（4）產(chǎn)能預(yù)測(cè)和對(duì)比①產(chǎn)能預(yù)測(cè)

當(dāng)完井液對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生以上所述程度的損害后，它們各自的產(chǎn)能可根據(jù)式（42），并結(jié)合有關(guān)數(shù)據(jù)計(jì)算得到（由于官H－2井原油的B0值未知，故在此未對(duì)它的產(chǎn)能進(jìn)行預(yù)測(cè)：女MH－1井

官H－1qh2.d＝48.38m3/d（假設(shè)生產(chǎn)壓差△Pw＝4.0MPa）試油后，這兩口井的實(shí)際日產(chǎn)原油量與預(yù)測(cè)值非常接近。第66頁(yè)/共141頁(yè)②產(chǎn)能對(duì)比

為了與直井對(duì)比，利用式（44），計(jì)算與它們各自具有相同儲(chǔ)層性質(zhì)和損害程度的直井的產(chǎn)能：女MH－1的對(duì)比直井

＝9.03m3/d（假設(shè)生產(chǎn)壓差△Pw＝4.0MPa）第67頁(yè)/共141頁(yè)官H－1的對(duì)比直井＝11.30m3/d（假設(shè)生產(chǎn)壓差△Pw＝4.0MPa）

由此可見(jiàn)，完井液對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生損害后，這兩口水平井仍能獲得較大的產(chǎn)能，并遠(yuǎn)大于用直井來(lái)開(kāi)采地下原油時(shí)的產(chǎn)能。第68頁(yè)/共141頁(yè)數(shù)學(xué)模型

在水平井中，由于井眼長(zhǎng)距離地橫穿儲(chǔ)層，鉆井液與儲(chǔ)層的接觸時(shí)間和接觸面積遠(yuǎn)較直井的大，導(dǎo)致水平井鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的損害程度較直井大。儲(chǔ)層損害室內(nèi)評(píng)價(jià)方法礦場(chǎng)評(píng)價(jià)方法鉆井液中液相和固相侵入儲(chǔ)層的深度

水平井儲(chǔ)層損害的室內(nèi)評(píng)價(jià)方法有機(jī)結(jié)合

第69頁(yè)/共141頁(yè)水平井完井液研究方向：——通過(guò)對(duì)水平井油氣層損害機(jī)理及完井液進(jìn)行深入研究后，認(rèn)為在水平井水平段使用無(wú)損害或損害較輕的完井液，并使濾餅溶蝕極為重要。四、水平井完井液技術(shù)第70頁(yè)/共141頁(yè)完井液設(shè)計(jì)思路：——完井液必須與儲(chǔ)集層流體及各種入井液體配伍?！途疁?、剪切、各種鹽類污染的影響，具有一定的膠體穩(wěn)定性?！昃簽V餅形成速度快，能穩(wěn)定井壁、防漏防卡，并減輕濾液及固相侵入損害?！昃髢?nèi)外濾餅要易除、易溶、易剝落。第71頁(yè)/共141頁(yè)水平井鉆井完井液體系：——強(qiáng)抑制性聚合物鉆井完井液體系——低固相抗高溫鉆井完井液體系——鉀酸鹽鉆井完井液體系——硅酸鹽聚合物鉆井完井液體系——無(wú)滲透鉆井完井液體系………..第72頁(yè)/共141頁(yè)五、水平井油氣層損害礦場(chǎng)評(píng)價(jià)技術(shù)第73頁(yè)/共141頁(yè)第74頁(yè)/共141頁(yè)第75頁(yè)/共141頁(yè)第76頁(yè)/共141頁(yè)直井表皮系數(shù)與表皮壓降的函數(shù)關(guān)系式中，h—油氣層厚度，m；

P—表皮壓降，即損害帶造成的的井底壓力損失，MPa；

q—原油產(chǎn)量，m3/d；

o—原油粘度，mPa

s；

Bo—原油的體積系數(shù)，即地下體積與儲(chǔ)罐體積之比。第77頁(yè)/共141頁(yè)水平井表皮系數(shù)與表皮壓降的函數(shù)關(guān)系

如果水平井鉆遇的是屬各向異性的油層,則上式中的K是代表油層的有效滲透率,其定義為：式中，Kh—油層的水平滲透率，10-3m2

；

Kv—油層的垂直滲透率，10-3m2

。S=0.543KL(Dp)/(qmoBo)第78頁(yè)/共141頁(yè)水平井產(chǎn)能計(jì)算方法Joshi

提出的方法[]JkhBaaLLhLhrhhow=+-+054322222./()ln(/)/(/)ln[/()

omb[]aLrLeh=++(/)..(/).2050252405

Renard提出的方法.6JkhBxhLhrhhow=+-054321./()cosh()(/)ln[/(')]

ombprrww'[()()]=+12bb

第79頁(yè)/共141頁(yè)滲透率各向異性指數(shù)計(jì)算式b=(Kh/Kv)1/2第80頁(yè)/共141頁(yè)水平井流動(dòng)效率計(jì)算式第81頁(yè)/共141頁(yè)流動(dòng)效率與表皮系數(shù)的近似關(guān)系Ef=7/(7+s)當(dāng)s=1.75時(shí)，Ef降低約20%當(dāng)s=7.0時(shí)，Ef降低約50%第82頁(yè)/共141頁(yè)流動(dòng)效率（油氣井產(chǎn)能）vs表皮系數(shù)（油氣層損害）第83頁(yè)/共141頁(yè)各種因素對(duì)水平井Eh的影響第84頁(yè)/共141頁(yè)第85頁(yè)/共141頁(yè)第86頁(yè)/共141頁(yè)第87頁(yè)/共141頁(yè)水平井與直井的產(chǎn)能損失比第88頁(yè)/共141頁(yè)第89頁(yè)/共141頁(yè)主要用途：增產(chǎn)增注措施中應(yīng)用的新技術(shù)油氣層解堵的應(yīng)用特點(diǎn)：解堵施工相對(duì)簡(jiǎn)單，成本不高適用范圍：解除油田采油井、注水井地層堵塞、鉆井、完井過(guò)程中的地層損害和堵塞解堵效果：效果較好六、水平井氧化解堵技術(shù)第90頁(yè)/共141頁(yè)屏蔽暫堵環(huán)壓力返排解除原理

根據(jù)屏蔽暫堵原理，保護(hù)油氣層形成的屏蔽環(huán)實(shí)際上類似一個(gè)單向閥，正向上它能承受較大的正壓差，防止儲(chǔ)層進(jìn)一步受到損害；

而反向上（試油試氣作業(yè)或者生產(chǎn)作業(yè)中）只要有一定的負(fù)壓差，屏蔽環(huán)就很容易被破壞。因此，保護(hù)油氣層中形成的屏蔽暫堵環(huán)很容易消除，這也是屏蔽暫堵技術(shù)得到廣泛應(yīng)用的原因之一。1、屏蔽暫堵環(huán)解除原理及其解堵方式第91頁(yè)/共141頁(yè)屏蔽環(huán)的解堵方式負(fù)壓返排抽吸或液氮返排酸洗解堵氧化解堵第92頁(yè)/共141頁(yè)負(fù)壓返排使用頻率：常用特點(diǎn)：操作簡(jiǎn)單方便、成本低、返排效果好。適用范圍：一般孔隙性砂巖儲(chǔ)層，射孔完成井，直井解堵效果：

孔隙性中低砂巖儲(chǔ)層：解除率８０

９０％以上

裂縫性（致密氣藏）儲(chǔ)層：解除率一般在６０

８０％第93頁(yè)/共141頁(yè)抽吸（液氮）助排主要用途：常用助排方法，誘噴措施特點(diǎn)：成本相對(duì)較高適用范圍：低壓儲(chǔ)層、深井超深井、水平井、裸眼完成井、自然能量低的儲(chǔ)層、裂縫性儲(chǔ)層、致密氣藏儲(chǔ)層解堵效果：

返排效率高

第94頁(yè)/共141頁(yè)酸洗助排主要用途：助排方法特點(diǎn)：成本相對(duì)較高。適用范圍：沒(méi)有屏蔽暫堵或者裸眼完成的油氣井、注水井解堵解堵效果：

返排效率高

第95頁(yè)/共141頁(yè)屏蔽暫堵環(huán)的解除的一種新方法、新工藝在裂縫性儲(chǔ)層、氣藏儲(chǔ)層和裸眼完成的水平井解除屏蔽暫堵環(huán)或地層污染帶等方面有著廣闊的發(fā)展前景2001年發(fā)表了“氧化法消除鉆井完井液固相損害的室內(nèi)實(shí)驗(yàn)”論文，表明了在解除鉆井污染方面的應(yīng)用。將氧化解堵技術(shù)應(yīng)用于水平井屏蔽暫堵環(huán)的解除，并獲得了成功；隨后在中平１井、寶平１井等應(yīng)用了該技術(shù)，并取得了良好的效果。氧化解堵在屏蔽暫堵環(huán)解除方面的應(yīng)用第96頁(yè)/共141頁(yè)巖心號(hào)K

K0Kw屏蔽環(huán)解除率（%）暫堵試驗(yàn)條件（10-3

m2）壓差MPa時(shí)間min濾液mlD8-1360.2026.713.3149.333.0301.6D10-370.19196.5660.4562.63.0300.8D10-40.0894.784.3591.003.030<0.1D10-210.06864.4050.7878.853.0300.2D1-1210.08712.619.7076.923.030<0.1平均值

71.74

壓力返排解堵實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2、氧化解堵的必要性第97頁(yè)/共141頁(yè)

2、氧化解堵的必要性在其它解堵方式中，抽吸和液氮助排與負(fù)壓返排原理一樣，在裸眼完井、儲(chǔ)層滲透率極低以及儲(chǔ)層自然能量低的情況下，返排效果和負(fù)壓返排效果相差不大。

強(qiáng)氧化劑對(duì)屏蔽暫堵環(huán)骨架顆粒的氧化破壞可以顯著提高屏蔽暫堵環(huán)的解除效率。第98頁(yè)/共141頁(yè)

3、氧化解堵技術(shù)方案1、氧化解堵原理（增產(chǎn)增注）

造成儲(chǔ)層堵塞的物質(zhì)中，除酸溶性、水溶性及油溶性化合物外，還存在大量的非酸溶性物質(zhì)如鐵硫化物、細(xì)菌及聚合物等，通過(guò)氧化劑的氧化作用可以消除鐵硫化合物、聚合物和微生物的堵塞損害。第99頁(yè)/共141頁(yè)１、氧化解堵原理（屏蔽暫堵環(huán)）

屏蔽暫堵環(huán)的組成材料中，通常纖維狀顆粒是一級(jí)架橋粒子，即屏蔽暫堵環(huán)的骨架顆粒，酸性物質(zhì)和油溶性物質(zhì)是架橋、填充粒子，此外完井液中的增粘劑、降失水劑等聚合物也是屏蔽暫堵環(huán)重要的組成部分。所以破壞屏蔽暫堵環(huán)的骨架顆粒以及部分連接顆粒的聚合物分子是清除屏蔽暫堵環(huán)的關(guān)鍵，強(qiáng)氧化劑可以使起架橋和連接作用的纖維狀顆粒和聚合物鏈狀高分子被破壞，使屏蔽暫堵環(huán)的強(qiáng)度大大降低，從而可以顯著提高屏蔽暫堵環(huán)的解除率。

3、氧化解堵技術(shù)方案第100頁(yè)/共141頁(yè)主要的強(qiáng)氧化劑和氧化解堵劑

常用的氧化劑有：ClO2、KClO3、H2O2、(NH4)2S2O8等，

其中以ClO2最為有效、應(yīng)用最為廣泛，其應(yīng)用技術(shù)亦最為成熟。氧化解堵劑產(chǎn)品：Ty-1、EX3-7等

3、氧化解堵技術(shù)方案第101頁(yè)/共141頁(yè)2、強(qiáng)氧化劑——二氧化氯簡(jiǎn)介

１）性質(zhì)

ClO2在標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下為黃綠色氣體，有氯的刺激性氣味，氣態(tài)和液態(tài)都極不穩(wěn)定，易溶于水，在空氣中含有10％就有可能發(fā)生爆炸。

２）工業(yè)制造電化學(xué)法和化學(xué)法。無(wú)論那種方法生產(chǎn)，首先制備出的是純凈的ClO2氣體，用水或特制吸收劑吸收，然后制成不同濃度的溶液。

３）氧化作用機(jī)理二氧化氯具有很強(qiáng)的氧化性，氧化能力為氯氣的2.63倍，且強(qiáng)于過(guò)氧化氫，能與有機(jī)化合物、微生物及金屬離子等多種物質(zhì)起強(qiáng)烈氧化反應(yīng)。二氧化氯在氧化屏蔽暫堵環(huán)中的有機(jī)處理劑時(shí)，分多步逐級(jí)生成還原態(tài)產(chǎn)物。

3、氧化解堵技術(shù)方案第102頁(yè)/共141頁(yè)３、氧化解堵實(shí)驗(yàn)程序①制備儲(chǔ)層巖心；②用地層水抽空飽和；③在一定圍壓下測(cè)定巖心滲透率；④用屏蔽暫堵鉆井完井液反向污染巖心；⑤用１２％的HCl沖洗巖心污染端（可選程序）；⑥用氧化解堵劑或氧化劑反向擠入巖心（可選程序）；⑦用地層水正向測(cè)量巖心滲透率恢復(fù)率；⑧計(jì)算解堵率（巖心滲透率恢復(fù)率）。

3、氧化解堵技術(shù)方案負(fù)壓返排酸洗助排第103頁(yè)/共141頁(yè)

４、氧化解堵實(shí)驗(yàn)結(jié)果

為了對(duì)比氧化解堵實(shí)驗(yàn)效果，

在進(jìn)行氧化解堵實(shí)驗(yàn)時(shí)，還進(jìn)行了

壓力返排解堵實(shí)驗(yàn)酸洗解堵實(shí)驗(yàn)酸洗＋氧化解堵實(shí)驗(yàn)

第104頁(yè)/共141頁(yè)①氧化解堵實(shí)驗(yàn)結(jié)果

采用ClO2、KClO3和LY-1、EX3-7等進(jìn)行了氧化解堵實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，這四種氧化解堵劑最終解堵效果平均達(dá)到106.8%，都能達(dá)到很好解堵的目的。

巖心號(hào)液測(cè)滲透率K0(10-3μm2)解堵劑名稱或代號(hào)解堵后滲透率Kw(10-3μm2)氧化解堵率（%）D10-44.06KClO36.0148.0D8-1366.715.9789D10-3760.5TY-166.67110.2D1-20-43.853.6494.5D1-12110.6ClO210.1795.9D1-1052.754.49103.4D1-13-123.6EX3-725.20106.8第105頁(yè)/共141頁(yè)②壓力返排解堵實(shí)驗(yàn)屏蔽暫堵環(huán)解除率平均為71.74%，較氧化解堵效果差。巖心號(hào)K

K0Kw屏蔽環(huán)解除率（%）（10-3

m2）D8-1360.2026.713.31

49.33D10-370.19196.5660.4562.6D10-40.0894.784.3591.00D10-210.06864.4050.7878.85D1-1210.08712.619.7076.92第106頁(yè)/共141頁(yè)③酸洗助排解堵實(shí)驗(yàn)通過(guò)酸洗后，巖心的滲透率恢復(fù)率比直接壓力返排的滲透率恢復(fù)率有顯著的提高。平均恢復(fù)率由70%提高到85%以上。

巖心號(hào)液測(cè)滲透率K0(10-3μm2)處理措施暫堵壓力(Mpa)解堵后滲透率Kw(10-3μm2)解堵率(%)D10144/15622012%HCl沖洗，然后進(jìn)行壓力返排3.0203.392.4D1-10974.63.065.587.8D10-6170.4直接進(jìn)行壓力返排3.0130.276.4D1-26-148.73.031.063.6第107頁(yè)/共141頁(yè)④酸洗/氧化解堵實(shí)驗(yàn)結(jié)果在進(jìn)行氧化解堵前進(jìn)行酸洗可以明顯提高屏蔽暫堵環(huán)的解堵效果。

巖心號(hào)液測(cè)滲透率K0(10-3μm2)處理措施暫堵壓力(Mpa)

解堵后滲透率Kw(10-3μm2)解堵率(%)D1-7343.612%HCl沖洗，注入氧化劑，關(guān)井１小時(shí)，然后進(jìn)行壓力返排3.045.6104.6D10-3168.23.098.4144.3D1-26-245.73.051.0111.6第108頁(yè)/共141頁(yè)１、洗井過(guò)程中的儲(chǔ)層保護(hù)及其工藝措施

根據(jù)DK1、DK2井保護(hù)氣層的射孔液、壓井液研究成果，建議洗井液體系配方為：

1

1.5%粘土穩(wěn)定劑＋3%KCl＋0.5

1%增粘劑(CMC/PAC/0.2%生物聚合物)＋0.5%OP(127)在屏蔽暫堵環(huán)解除前的洗井液可不添加粘土穩(wěn)定劑和增粘劑。

4、氧化解堵工藝第109頁(yè)/共141頁(yè)２、氧化解堵主要施工程序設(shè)計(jì)1)

原漿循環(huán)。目的是清除井底沉砂，沖洗外泥餅；2)泵入隔離液；3)隨后泵入適當(dāng)體系的活性水洗井液（配方建議為1

1.5%粘土穩(wěn)定劑＋3%KCl＋0.5

1%增粘劑(CMC/PAC/0.2%生物聚合物)＋0.5%OP(127)）4)將氧化解堵液擠入裸眼井段，關(guān)井１小時(shí)；5)用活性水洗井液洗井。6)放噴、試氣。

4、氧化解堵工藝第110頁(yè)/共141頁(yè)活性水壓裂車20方酸灌20方酸灌（氧化劑原料）（引發(fā)劑）四條管線分別為四臺(tái)壓裂車供活性水清水管線壓裂車壓裂車壓裂車

解堵現(xiàn)場(chǎng)施工流程示意圖

第111頁(yè)/共141頁(yè)七、計(jì)算鉆井液侵入儲(chǔ)層深度的數(shù)學(xué)模型

在室內(nèi)進(jìn)行儲(chǔ)層損害評(píng)價(jià)時(shí)，需要測(cè)定巖心受鉆井液污染前后滲透率的變化值和儲(chǔ)層的損害深度。迄今為止，怎樣測(cè)定和計(jì)算鉆井液侵入儲(chǔ)層深度的問(wèn)題一直未得到很好的解決。

本研究采用了一種新的測(cè)定方法，根據(jù)對(duì)大量試驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行多元非線性回歸處理，推出了侵入儲(chǔ)層深度數(shù)學(xué)模型。第112頁(yè)/共141頁(yè)1、鉆井液侵入儲(chǔ)層深度的理論計(jì)算Bourgoyne等曾應(yīng)用理論公式計(jì)算過(guò)一口實(shí)際井的侵入深度隨濾失量的變化：Vf－在已知浸泡時(shí)間內(nèi)鉆井液向厚度為h的儲(chǔ)層濾失的總濾失量（過(guò)濾面積為2πrwh），ml；ψ－儲(chǔ)層孔隙度（小數(shù)值）；h－儲(chǔ)層厚度，m；rw－井眼半徑，m；rs－損害帶半徑，m；Lt－在浸泡時(shí)間T內(nèi)鉆井液往儲(chǔ)層的侵入深度，cm。

由于理論公式是在假設(shè)儲(chǔ)層孔隙全部被濾液充滿的條件下得出的，這樣必定導(dǎo)致所計(jì)算的Lt值偏小?；诖?，我們又建立了儲(chǔ)層侵入深度的回歸模型。第113頁(yè)/共141頁(yè)2、鉆井液侵入儲(chǔ)層深度的回歸數(shù)學(xué)模型

在本研究中所建立的數(shù)學(xué)模型包括最大侵入深度模型和某時(shí)刻鉆井液侵入儲(chǔ)層深度的數(shù)學(xué)模型。

鉆井液在正壓差的作用下，其濾液自并壁逐漸侵入儲(chǔ)層內(nèi)部，多孔介質(zhì)儲(chǔ)層對(duì)這種滲透過(guò)程有一定的阻礙作用。隨著侵入深度的增加，滲透壓力逐漸降低，最終達(dá)到與儲(chǔ)層孔隙壓力相平衡，流體也就失去了繼續(xù)往前滲濾的能量。第114頁(yè)/共141頁(yè)a．最大侵入深度模型

最大侵入深度就是當(dāng)末端壓差減小到零時(shí)的深度。將所有的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行多元回歸處理，得到了如下式表示的鉆井液在正壓差作用下的最大侵入深度模型?！鱌－鉆井液液柱壓力與地層孔隙壓力之差，Pa；μ—鉆井液濾液粘度，mPa·s；K—儲(chǔ)層滲透率，μm2；Lmax—當(dāng)壓力損耗為AP時(shí)的深度，m。圖1-1巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)儀流體流程圖式中：第115頁(yè)/共141頁(yè)b．某時(shí)刻的侵入深度模型①初期模型的建立(K>37×10-3μm2)

(K<37×10-3μm2)

式中，K－儲(chǔ)量滲透率，μm2；P－鉆井液液柱壓力與地層孔隙壓力之差，Pa；V‘f－流體在壓力P作用下，時(shí)間T內(nèi)通過(guò)4.9cm2過(guò)濾面積的濾失量，cm3；Vf－鉆井液在壓力P作用下，時(shí)間T內(nèi)通過(guò)45.8cm2過(guò)濾面積的濾失量，cm3；（V‘f

＝Vf/9.35）t－鉆井液浸泡儲(chǔ)層的時(shí)間，分鐘；φ－儲(chǔ)層孔隙度（小數(shù)值）；Lt－鉆井液在時(shí)間T內(nèi)的實(shí)際侵入深度，cm。第116頁(yè)/共141頁(yè)表1-1實(shí)際侵入深度的實(shí)測(cè)值和計(jì)算值(K>37×10-3μm2)巖樣號(hào)K(103)PVf′/ωΜｍ2 (10′Pa)Lt(cm)實(shí)測(cè)值計(jì)算值相對(duì)誤差(％)12345678910111213141516171840.0735.7710.21777.9744.109.80239.59740.673.65537.25919.1119.38746.68525.9712.52742.93564.1961.57439.02618.1360.39156.57570.0714.29698.01016.1711.169108.66940.6765.668113.99921.0717.568119.82250.479.789135.88023.0317.315131.12330.878.35241.56855.376.67023.86645.5722.64011844030.8795.67040.90316.174.8402.0352.2318.83.1092.8529.01.5001.68711.12.2502.00211.02.2302.0468.35.0105.4238.23.1942.85010.73.6553.63610.81.9202.0774.55.5106.09910.73.2202.9139.53.4963.8309.53.1033.4049.72.7793.0168.52.5862.4127.23.3293.3972.06.5256.3562.31.2881.17010.1第117頁(yè)/共141頁(yè)表1-2實(shí)際侵入深度實(shí)測(cè)值的比較(K<37×10-3μm2)巖樣號(hào)K(103)PVf′/ωμｍ2 (10′Pa)Lt(cm)實(shí)測(cè)值計(jì)算值相對(duì)誤差(％)1234567832.5135.7719.39728.7144.10