第四章 油井完成Word文档格式.docx
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如绝对渗透率为10毫达西,则油有效渗透率为9毫达西。
随着水饱和度的增加,油相对渗透率将不断下降而水相对渗透率则随之增加。
点D-D′的水饱和度为34%,但油有效渗透率只有3毫达西,为原始的1/3,D′点表示水有效渗透率很小。
可以看出水饱和度只增加了14%,而油有效渗透率和油流速率都严重下降,这便是由水销作用造成的。
如欲消除已出现的水销作用,即消除掉新侵入的14%的水,使油有效渗透率再恢复到原始数据值相当困难,有时甚至无法完全做到。
(四)在地层孔隙内生成沉淀物
泥浆滤液中含的某些离子或化合物与地层中的一些成分起作用,生成固体或絮状沉淀物而堵塞地层孔隙。
如CO2、SO4可生成CaCO2和CaCO4沉淀;
铁离子可生成Ee(OH)3胶状沉淀等。
(五)泥浆内固相颗粒直接侵入生产层(泥浆)
泥侵对生产层的损害作用主要是由于:
(1)侵入的粘土颗粒或固相质点堵塞地层孔隙,阻止或妨碍油、气流出;
(2)减少地层孔隙的有效直径(与粘土膨胀相似),从而降低油、气的有效渗透率。
侵入地层孔隙内的大相微粒,可在该处形成“内泥饼”,很难把它清除掉而造成永久性地层损害。
泥侵的深度主要决定于泥浆中粘土颗粒直径与地层孔隙直径之间的相对大小。
设粘土颗粒为圆球,且其直径为d,孔隙直径为D,则在D≤2d情形下,小球可在孔隙处搭成“桥点”,而且防止后面的小球继续跑入孔隙内。
虽然粘土颗粒和孔隙尺寸都是不规则和不均匀的但泥侵机理智上述很相似。
随着粘土颗粒搭成“桥点”,便在井壁上形成泥饼而阻止泥浸的进行。
有的资料表明,粘土颗粒分入油层深度一般为20-30毫米。
但也有人用泥浆将渗透率为350-550毫达西的岩心浸泡五天后,发现固体颗粒侵和深度可达300毫米。
因此具体泥侵深度要依泥浆性能、孔隙尺寸及压差大小等因素而异。
二、地层损害程度的分析
利用图10-3的自由化条件先分析稳定流动的情形[2]。
为简化计算,设ra为损害带半径,并假定损害带内的渗透率全为ka,油层原始渗透率为ke。
地层被损害程度随与井壁距离加大而迅速减小,有时损害半径可达数英尺,而损害最严重的即渗透率下降最多的是在距井壁数英寸范围内。
为了研究损害带对井产量的影响,可把图10-3看成是两个渗透率不同而径向串连的体系,则根据稳定径向流动达西公式可得出以下关系
(10-1)
式中q——油流量,米/天;
h——油层有效厚度,米;
Pa——排油面积边缘处的压力,千帕;
P1——损害带边缘处的压力,千帕;
Pw——井底流动压力,千帕;
re——排油面积半径,米;
rw——油井半径,米;
ka——损害带渗透率,微米2;
ke——未损害带渗透率,微米2;
k——被损害地层平均渗透率,微米2;
μ——原油粘度,帕·
少;
由于稳定流动,所以注意半径处的径向流量都相等。
因此上式关系成立。
此外还可以得出
Pa-Pw=(P1-Pw)+(Pe-P1)(10-2)
把(10-1)代入(10-2),整理后可得:
(10-3)
式中k为被损害地层的平均渗透率。
从上式可以看出,当损害带的渗透率ka,趋近于零时,平均渗透率k也趋近于零。
随着损害带半径ra的增加,k的数值也越接近于ka,从下例的计算可以看出ka对k的影响。
例:
已知某被损害生产层的条件为:
re=213米,ra=0.61米,rw=0.102米,ke=00×
10-3微米2,ka=5×
10-3微米2,试计算其平均渗透率。
从公式(10-3)可得平均渗透率为
因此该生产层的平均渗透率仅为原始渗透率的21/500≈4%。
即由于地层损害,使该层的生产率只为未损害时的4%。
损害比DR(DamageRatio)是衡量油层被损害程度的一种指标,其定义为未被损害地层的油有效渗透率k。
与地层受损害后平均油有效渗透率k的比值,即
(10-4)
损害比与地层损害程度的关系如下:
损害比地层损害程度
DR<
1.0无损害
1.0<
2.0可能损害
2.0<
5.0损害
DR>
5.0严重损害
为了计算损害比,知心朋友根据现场有关数据先救出ke和k0所用方法可参考有关文献[1-1]。
表皮效应(Skineffect)也是一个表示地层损害程度的参数,表皮效应是把损害带对井产量的影响集中在井壁附近的一个薄层内。
其数值与损害带的渗透率ka和损害带半径ra有关,豪金斯(M.F.Hawkins)对表皮效应定义为:
(10-5)
从上式可以看出,表皮效应为一无因次量,S为正值表示产层有损害;
S为负值表示井壁附近渗透率高于地层内;
S为零表示渗透率无变化。
文献中还可能遇到以下几个表示产层及损害程度的参数:
开采比(ProductionRatio)(它是损害比的倒数):
(10-6)
损害系数DF(DamageFactor):
(10-7)
完井系数CF(CompletionFactor):
CF=100×
PR(10-8)
三、防止和减少生产层损害的方法
在完井过程中,可根据具体条件选择并采用以下方法减少对生产层的损害。
(1)针对油气层特点,采用合理完井方法,以减少泥浆对油气层的浸泡时间(可见本章第二节有关内容)。
(2)合理选择泥浆密度,不便泥浆液柱压力比油气层压力大得过多。
一般情况下维持泥浆密度比油气支压力的当量密度大0.024-0.048即可。
(3)采用平衡钻井法,欠平衡钻井法或泡沫钻井法及气体钻井法,这时井内压力不会大于油气层压力。
(4)在完井泥浆中加入桥堵剂(Bridgingagent),以减少固相颗粒的侵入。
所用桥堵剂有石灰石粉,石英粉及硬沥青粉等。
现在已可以用库尔特计数器来计量泥浆的固相颗粒尺寸,及根据渗透率或毛细管压力数据来计算岩石孔隙尺寸。
利用这两种数据来确定桥堵剂颗粒的尺寸就可以设计出泥侵最小的泥浆。
研究认为,选用桥堵剂颗粒尺寸的原则有二:
一是桥堵剂中最高百分比的颗粒尺寸要等于或稍大于地层最高百分比孔隙尺寸的1/3;
地理该尺寸桥堵剂至少要占泥浆中总固相含量的5%。
试验表明,这种泥浆固相成分对地层的侵入度小于25毫米,能够由射孔器子弹穿透,因此对产油能力和注入能力的影响都不大[1-6]。
(5)提高泥浆矿化度,增加泥浆中两价离子的浓度。
用别里砂岩(Bereasandstone),进行渗透率的试验表明,当盐水中只含氯化钙时,别里砂岩的渗透率随含盐量下降而降低,氯化钠含量为5.6%,渗透率为200毫达西;
含盐量为0.36%时为160毫达西,而含盐量为0.058%时,渗透率只有10毫达西,即约降低97%。
当盐水中加入少量二价离子,使氯化钙的比值为10:
1时,渗透率则降低得很少;
如含5.25%氯化钠和0.55%氯化钙时,砂岩渗透率为250毫达西;
而含0.0105%氯化钠和0.011%氯化钙时,渗透率还有230毫达西。
即总含量已降低0.0116%,而渗透率变化仍不大。
这是因为由于钙离子的存在维持了原有钙粘土的稳定(不致被转换成钠粘土),还使地层中的部分钠粘土转变成不易膨胀和分散的钙粘土。
这也是钙处理泥浆、石膏泥浆等对油气层损害较少的原因。
对一般地层,只要泥浆滤液中两价离子为一价离子的10%,即可防止或减少渗透率下降。
但如突然把含盐量减少过多,则渗透率也会迅速下降。
如试验中发现含盐量从5.8%突然降到0.0116%,渗透率即下降75%。
因为土封(Slayblocking)不仅受滤液含盐量影响,也和滤液的侵入方式有关。
两种溶液的含盐量不同,低含盐量的水可进入到粘土层面中去,而把其中盐水稀释,促进粘土分散,并增加该处的压力,以致把部分粘土膨胀裂开或粉碎,从而在水中分散并产生土封和降低渗透率,这种现象称为盐量对比效应(Salinitycontrasteffect)。
当逐步降低泥浆含盐量时,粘土中的盐分可慢慢扩散出来。
并在泥浆中逐渐达到平衡,这时外面的水就不会大量侵入粘土,所以粘土不至于分散和胀裂。
根据上述原理,钻开生产层时,最好使用与地层含盐量相同的泥浆;
如不可能,则应慢慢降低它们之间含盐量差距;
不能一下子就改用含盐量差别很大的泥浆。
(6)使用低固相或无固相洗井液。
这种洗井液不含或少含固相成分,因此可以减少固体颗粒侵入。
近来,无固相盐水的使用日增。
它可用无机盐如NaCl、KCl、CaCl2和CaBr2等加重,比重可加到1.82。
为解决无固相盐水失水量大的问题,可用细石灰石粉、水溶性胶和聚合物作降失水剂。
由于这类降失水剂可用酸溶解,不会对地层形成永久性损害,经酸化处理后,渗透率可很好恢复[1-4]。
因此称之为酸溶性洗井液或酸溶性修井液。
研究发现用碳酸铁(FeCO3)细粉作加重剂,可配出比重高达2.28的重泥浆,由于在井下酸化时,碳酸铁极易被淡HCL或HCOOH所溶解,所以对地层损害作用很小,是一种新型无损酸溶加重剂。
碳酸铁在自然界以菱铁矿形式存在,纯碳酸铁的比重为3.83-3.88,硬度为3.5-4.0,易磨成细粉。
表10-1为用不同加重剂以相等的体积在XC聚合物溶液中配成的试验液进行渗透率恢复试验所得的结果,可以看出碳酸铁渗透率恢复率和碳酸钙大致相同,它们都远比重晶石为佳[3-2]。
最近又研究出油溶树脂无损完井修井液,它所形成的滤饼可被采用的油溶解掉,而不会对生产层造成永久性损害。
这种完井液降失水的机理是利用合成烃树脂(Synsthetichydrocarbonresins)(可见第3,827,498号和3,891,566号美国专利)细粉(小于352号筛——40微米)在地层孔隙处先形成桥架,然后再由完井液中可适当变形而又不过软的成分封堵桥架孔隙,造成有效密封而迅速降低失水。
这些材料必须是油溶性的,同时在井底较高温度下不软化。
如树脂过软,它将在压差作用下穿过桥架孔隙而失去密封作用。
研究发现中软油溶橡胶水分散物(Aqueousdispersionsofmoderatelysoft,oilsoluble,rubbers)和乙烯-醋酸乙烯基树脂分散物(Ethylene-vinylacetateresindispersion)最能符合上述要求[1-4]。
表10-1不同加重剂对渗透率恢复率的影响
加重剂种类
渗透率恢复率,%
重晶石
30
碳酸钙+碳酸铁
78.5
重晶石+碳酸铁
35
碳酸铁
83
重晶石+碳酸钙
32
碳酸钙
82
为解决较高温度(60℃)下在高浓度盐水中油溶树脂因絮凝而失效的问题,可以加入表面活性剂。
为便于使用,可把各种所需要成分合在一起配成一种水分散物,其中作桥架用的不变形树脂与作密封用的可变形树脂的数量要大致相等。
这两种固相成分约占40%。
然后把它们直接加到盐水中,即可配成所需的油溶树脂无损害完井液。
由于树脂比重只有1.07,所以它不容易沉落。
为了提高携带岩屑能力,可加入少量羟乙基纤维素(Hydroxyethylcellulose),其用量勿超过5.72公斤/米3,否则会减低这种完井液的效果。
表10-2是这种油溶树脂完井液与普通石灰石完井液对岩心渗透率影响对比试验的结果。
试验用直径1英寸,长3英寸的别里砂岩试样,在真空以下4%的盐水饱和,试验时用恒温水浴控制恒温。
先用经过过滤的柴油,以2.1公斤/厘米2的压力通过岩心,到流速恒定时为止。
然后,从反方面以34.3巴的压差通过各种完井液以模拟它们对地层的损害。
对被损害的岩心以2.0巴的压差用柴油反洗(Backflow),测其恢复后的渗透率值。
试验表明,温度高于51℃以后,用柴油反洗时,油溶树脂完井液的渗透率恢复率为100%;
在37℃以下其恢复率较低,这是由于低温下树脂溶解慢所致。
试验还表明,即使用盐水反洗,油溶树脂的渗透率恢复也较高。
四川碳酸盐地层钻进使用以香粉为主要成分配成的无固相洗进液,由于它不会发生粘土堵塞油气层裂缝,所以使用效果很好,有利于发现与开发裂缝性油气藏。
(7)使用表面活性剂处理泥浆。
泥浆中加入表面活性剂后,可以显著降低原油与滤液之间的界面张力,减少由贾敏效应而带来的油流入井的附加阻力。
此外,有些表面活性剂可以吸附在亲水性的粘土颗粒表面,减少粘土亲水能力。
这样粘土就不吸附水或较少地吸附水,不至于产生显著的膨胀。
基于上述认识,选择表面活性剂时应注意以下几点:
应能显著降低泥浆滤液的表面张力;
不会构成水包油或油包水的稳定乳化液;
最好能改善泥浆性能;
与地层盐类不起化学作用,不产生沉淀;
经济而且来源广。
曾经使用过的表面活性剂有聚氧乙烯苯酚醚、烷基磺酸钠、苏发奴尔等。
(8)使用特种洗井液钻开油气层。
采用特种洗井液化如油基泥浆或油包水乳化泥浆等可以从根本上避免水侵和泥侵对油气层的危害。
但对气田来说,必须用地下岩心进行试验之后才能使用。
因为地下岩心大部分是水湿性的,洗井液中的油液侵入气层以后,主要占据在作为天然气主要通道的大孔隙处。
因此,它对天然气流动的妨碍甚至比水还大。
表10-2各种完井液对地层损害的情况[8-1]
用盐水反洗
完井液配方
温度
℃
原始渗透率
10-3微米2
恢复渗透率
恢复率
%
每桶盐水+0.25加仑油溶树脂添加剂
37.78
33
100
同上
65.55
46
40
87
每桶盐水+(石灰石粉-羟乙基纤维素混合物)
23
70
用柴油反洗
每桶盐水+0.25加仑油溶树脂
37.73
64
56
51.67
85
142
每桶盐水+0.25加仑油溶树脂添加剂+1磅生物聚合物
111
93
84
每桶盐水+8磅(石灰石粉-黄化木质素-生物聚合物混合物)
61
48
79
107
75
每桶盐水+2磅(石灰石粉-羟乙基纤维素混合物)
208
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(9)采用挤酸解堵的措施。
对某些低压低渗透率油气层,往往需要挤注酸液以克服泥浆所造成的损害及扩大油气层裂缝之后,才能获得较高产量。
因此,生产上已把挤酸解堵看为低压低产井完井的一种有效措施。
对碳酸盐地层及完井液中固相成分主要为石灰石粉时,用盐酸即可。
对含粘土或砂岩油气层则用以盐酸、氟氢酸和水配成的土酸来处理才能获得满意效果。
HF能与硅酸盐起作用,生成气态的四氟化硅。
其反应式为
CaAl2SiO3+16HF→CaF2+2AlF3+2SiF4+8H2O
(硅铝酸钙)
CaCO3+2HF→CaF2+CO2+H2O
当酸浓度低时,反应中生成的CaF2产生沉淀,形成所谓次生沉淀,只有当酸中含一定量盐酸时,才能抵制CaF2沉淀的发生。
普通土酸处理只能溶解井眼附近几英寸范围内的粘土。
一种更有效的办法是自生土酸法(Selfgeneratingmudacidmethod)。
系把甲酸甲酯(Methyleformate)和氟化铵(Ammoniafloride)挤入地层深处,然后与水生成甲酯(Formicacid),后者再与氟化铵作用生成HF,这样在地层深处生成的HF,可就地溶解粘土。
有关的反应式如下:
HCOCCH3+H2O→HCOOH+CH3OH
HCOOH+NH4F→NH+3+HCOO-+HF
48HF+Si3AL3·
33Mgo·
67O20(OH)4Na0·
6[搬土(不溶)]
→8SiF2-6+3.33Al3++0.67Mg2++0.67Na++4H++24H2O
从以上分析可知,由于氟氢酸能与硅酸盐起作用,所以能与砂岩、淤泥、粘土及钻井泥浆等含硅物质反应。
因此,常常被用来进行解除上述物质对油层的堵塞或对砂岩油气层进行酸处理。
第二节完井方法
为了满足各种不同性质油气层的有效开发的需要,现在已有许多种完井方法。
这些完井方法主要在油气层与井底的连通方式、井底结构与井口设备以及完井工艺方面有所不同。
从采油及采气的观点来看,对各种完井方法的共同要求是:
(1)有效地连通井底和油气层、减少油气流动阻力。
(2)妥善地封隔油、气、水层,防止各声能之间互相窜扰。
(3)克服井壁坍塌和油层出砂影响,保证油气井长期稳定生产。
(4)能够进行进一步压裂、酸化等增产措施及便于修井工作。
(5)工艺简便,完井速度高。
一口井完成之后,其井底结构就不易改变,所以应根据油气层的具体情况并参照各地实际经验慎重选定合理而有效的完井方法。
目前国内常用的为裸眼完井法和射孔完井法等。
为了防止生产层出砂,国外使用的有衬管完井法、砾石充填完井法等。
为了降低完井及开发成本以便更经济地开发低产油层,又出现了永久完井法、无油管完井法及多管完井法等新工艺。
下面将对这些完井方法进行一些介绍。
深井完井和高含硫天然气井完井虽然在本质上都包括在上述各种完井方法范围内,但由于它们完井工艺复杂和具有特殊要求,所以对它们又单独作一些说明。
一、裸眼完井法
裸眼完井法可分为先期裸眼完井法(简称先期完井法),见图10-4(a),和后期裸眼完井法见图10-4(b)。
后期裸眼完井法是在钻穿生产层之后将油层套管下到油气层顶部。
而先期完井法是先下油层套管然后再钻穿生产层。
裸眼完井法的最大优点是油气层直接和井底相通,油气流入井内的阻力小。
和后期裸眼相比,先期裸眼完井法还具有以下优点:
(1)排除了上部地层的干扰,为采用清水或符合生产层特点的洗井液钻开生产层创造了条件。
(2)缩短了洗井液对油气层的浸泡时间,免除了水泥浆对油气层的危害。
(3)钻开生产层后,如遇复杂情况,可以将钻具起至套管以内进行处理,避免事故进一步复杂化。
(4)消除了高压油气对固井工作的影响,为提高固井质量创造良好条件。
裸眼完井法的缺点是:
(1)不能克服井壁坍塌和油层出砂对油井生产的影响。
(2)不能克服生产层范围内不同压力的油、气、水层的相互干扰。
(3)无法进行选择性酸化或压裂。
(4)先期裸眼完井法在下套管固井时还未能完全掌握该生产层的真实资料,以后钻进时如遇到特殊情况,会给钻进和生产造成被动。
(5)后期裸眼完井法未能消除洗井液和水泥浆对生产层的不良影响。
因此,裸眼完井法的使用范围比较小,只能适应于那些岩性坚固稳定且无油气水夹层的单一油气层或一些油气层性质相同的多油气层的井。
如在四川石灰岩气层中就有效地使用了先期裸眼完井法。
裸眼完井法是一种早期原始完井方法,随着高效能、大威力油井射孔技术的出现,裸眼完井油层全裸露的优点也不如过去那么突出。
目前,在国外用裸眼法完成的井已相当少。
二、射孔完井法
这是目前国内外使用最广泛的一种完井方法。
其实质是钻穿油层后,将套管下至油层底部固井,然后再用射孔器射穿套管和水泥环并射入生产层内的一定深度,于是油气就可经射孔所形成的也道流入井内。
如图10-5所示。
射孔完井法的优点是:
(1)能比较有效地封隔和支持疏松易塌生产层。
(2)能够分陋不同压力和不同特点的油气层;
因此可以进行分层测试、分层开采和分层酸化等工艺措施。
(3)可根据钻进取心,电测或地层测试等取得生产层的实际资料来决定油层套管是否下入,可减少或消除下油层套管的盲目性。
(4)可进行无油管完井,多管完井等。
(5)除裸眼完井法外,比其它各种完井法都经济。
射孔完井法的主要缺点是:
在钻井和固井过程中,油气层受洗井液和水泥浆的侵害较为严重;
由于射孔数目和深度有限,油气层与井底连通面积小,油气层流入井内的阻力较大。
油气层与井眼的连通情况,对于油气井的产量有很大影响。
油气层与井眼的连通性可用油井完善系数来表示。
油气层没有全部钻穿的井称为水动力学程度不完善井;
油层虽然全部钻穿,但油层和井底之间是依靠人工孔道连通的井称为水动力学性质不完善井;
考虑油井完成不完善程度影响之后,应在前述稳定径向流动达西公式加入水动力学不完善系数C,于是实际油井产量需由下式计算
(10-9)
上式中各代号的意义见本章第一节。
M为常数,与油层渗透率ka,油层厚度h,原油粘度μ、井底压差(P1-Pw)有关。
当用裸眼完井法油层全部钻穿时,即为水动力学完善的井,此时C=0。
射也完井时为水动力学不完善的井,C>
0。
C值盐越大,油气井产量就越低。
当其它条件如油气层厚度及性质等相同时,水动力学完善井与水动力学不完善井(完井方法不同)产量之比,称为油井完善系数,以kc表示
(10-10)
式中Q和Q0分别为水动力学完善井与不完善井的产量。
当油层全部钻穿时,油井完善系数取决于完井方法。
例如,裸眼完井法C=0,故kc=1;
射孔完井法C>
0,而kc<
1。
由于射孔完井法的油井完善系数一般均小于1,所以采用射孔完井法时,如何提高完善系数是一个重要课题
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