钻井过程中保护油气层

钻井过程中防止油气层损害是保护油气层系统工程的第一个工程环节。其目的是交给试油或采油部门一口无损害或低损害、固井质量优良的油气井。油气层损害具有累加性，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初期产量，还会对今后各项作业损害油层的程度以及作业效果带来影响。因此搞好钻井过程中的保护油气层工作，对提高勘探、开发经济效益至关重要，必须把好这一关。

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

钻开油气层时，在正压差、毛管力的作用下，钻井液的固相进入油气层造成孔喉堵塞，其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。

钻井过程中油气层损害原因可以归纳为以下五个方面。 1．钻井液中分散相颗粒堵塞油气层 1）固相颗粒堵塞油气层

钻井液中存在多种固相颗粒，如膨润土、加重剂、堵漏剂、暂堵剂、钻屑和处理剂的不溶物及高聚物鱼眼等。钻井液中小于油气层孔喉直径或裂缝宽度的固相颗粒，在钻井液有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下，进入油气层孔喉和裂缝中形成堵塞，造成油气层损害。损害的严重程度随钻井液中固相含量的增加而加剧（图5-1），特别是分散得十分细的膨润土的含量影响最大。其损害程度与固相颗粒尺寸大小、级配及固相类型有关。固相颗粒侵入油气层的深度随压差增大而加深。

2）乳化液滴堵塞油气层

对于水包油或油包水钻井液，不互溶的油水二相在有效液柱压力与地层孔隙压力之间形成的压差作用下，可进入油气层的孔隙空间形成油

细固相含量，%-水段塞；连续相中的各种表面活性剂还会导致储层岩心表面的润湿反

图5-1 钻井液中固相对地层 转，造成油气层损害。

渗透率的影响 2．钻井液滤液与油气层岩石不配伍引起的损害

钻井液滤液与油气层岩石不配伍诱发以下五方面的油气层在损害 因素。

1）水敏

低抑制性钻井液滤液进入水敏油气层，引起粘土矿物水化、膨胀、分散、是产生微粒运移的损害源之一。

2）盐敏

滤液矿化度低于盐敏的低限临界矿化度时，可引起粘上矿物水化、膨胀、分散和运移。当滤液矿化度高于盐敏的高限临界矿化度，亦有可能引起粘土矿物土水化收缩破裂，造成微粒堵塞。

3）碱敏

高pH值滤液进入碱敏油气层, 引起碱敏矿物分散、运移堵塞及溶蚀结垢。 4）涧湿反转

当滤液含有亲油表面活性剂时，这些表面活性剂就有可能被亲水岩石表面吸附，引起油气层孔喉表面润湿反转，造成油气层油相渗透率降低。

5）表面吸附

受损害渗透率初始渗透率滤液中所含的部分处理剂被油气层孔隙或裂缝表面吸附；缩小孔喉或孔隙尺寸。 3．钻井液滤液与油气层流体不配伍引起的损害

钻井液滤液与油气层流体不配伍可诱发油气层潜在损害因素，产生以下五种损害： 1）无机盐沉淀

滤液中所含无机离子与地层水中无机离子作用形成不溶于水的盐类，例如含有大量碳酸根、碳酸氢根的滤液遇到高含钙离子的地层水时，形成碳酸钙沉淀。

2）形成处理剂不溶物 当地层水的矿化度和钙、镁离子浓度超过滤液中处理剂的抗盐和抗钙镁能力时，处理剂就会盐析而产生沉淀。例如腐植酸钠遇到地层水中钙离子，就会形成腐植酸钙沉淀。

3）发生水锁效应

特别是在低孔低渗气层中最为严重。 4）形成乳化堵塞

特别是使用油基钻井液、油包水钻井液、水包油钻井液时，含有多种乳化剂的滤液与地层中原油或水发生乳化，可造成孔道堵塞。

5）细菌堵塞

滤液中所含的细菌进入油气层，如油气层环境适合其繁殖生长，就有可能造成喉道堵塞。 4．相渗透率变化引起的损害

钻井液滤液进入油气层，改变了井壁附近地带的油气水分布，导致油相渗透率下降，增加油流阻力。对于气层，液相（油或水）侵入能在储层渗流通道的表面吸附而减小气体渗流截面积，甚至使气体的渗流完全丧失，即导致“液相圈闭”。

5．负压差急剧变化造成的油气层损害

中途测试或负压差钻井时，如选用的负压差过大，可诱发油气层速敏，引起油气层出砂及微粒运移。对于裂缝性地层，过大的负压差还可能引起120砂岩井壁表面的裂缝闭合，产生应1100力敏感损害。此外，还会诱发2地层中原油组分形成有机垢。 80二、钻井过程中影响油气

60层损害程度的工程因素

钻井过程损害油气层的

40严重程度不仅与钻井液类型和组分有关，而且随钻井液固2003691215182124相和液相与岩石、地层流体的

岩心长度，cm（截面损害位置）作用时间和侵入深度的增加而加剧。影响作用时间和侵入图5-2 深度主要是工程因素，这些因地层素可归纳为以下四个方面。 渗透

l压差

压差是造成油气层损害的主要因素之一。通常钻井液的滤失量随压差的增大而增加．因而钻井液进入油气层的深度和损害油气层的严重程度均随正压差的增加而增大（图5-2），此外，当钻井液有效液柱压力超过地层破裂压力或钻井液在油气层裂缝中的流动阻力时，钻井液就有可能漏失至油气层深部，加剧对油气层的损害。负压差可以阻止钻井液进入油气层，减少对油气层损害，但过高的负压差会引起油气层出砂、裂缝性地层的应力敏感和有机垢的形成，反而会对油气层产生损害。

截面损害比，%0.8于油气层压力，则钻井液液柱压力与油气

层压力之差随之增高，就有可能使损害加0.6重。 0.4 在各种特殊轨迹的井眼（定向井、丛0.2式井、水平井、大位移井、多目标井等）0的钻井作业中，钻井液性能的优劣对油气050100时间，min层损害的间接影响更加显著，除了上述已经阐述的钻井液的流变性、滤失性和抑制性外，钻井液的携带能力和润滑性能直接图5-4 影响着进入油气层井段后作业时间的长短，不合理的钻井液携带能力和润滑性能将使钻井液对油气层的浸泡时间延长，使油气层损害加剧。

动滤失速率，mL/cm2·h压差过高对油气层损害的危害已被国内外许多实例所证实。美国阿拉斯加普鲁德霍湾油

田针对油井产量进行过调研，其结论是：在钻井过程中，由于超平衡压力条件下钻井促使固相或液相侵入油气层，渗透率下降10～75％。

2．浸泡时间

当油气层被钻开时，钻井液固相或滤液在压差作用下进入油气层，其进入数量

120和深度及对油气层损害的程度均随钻井液

100浸泡油气层时间的增长而增加（图5—3），80砂岩60浸泡时间对油气层损害程度的影响不可忽40视。 200 3．环空返速 02468 环空返速越大，钻井液对井壁泥

损害时间，h饼的冲蚀越严重，因此，钻井液的动滤失

量随环空返速的增高而增加（图5-4），钻井液固相和滤液对油气层侵入深度及损害图5-3

程度亦随之增加。此外，钻井液当量密度地层

随环空返速增高而增加，因而钻井液对油

气层的压差亦随之增高，损害加剧。

4．钻井液性能

钻井液性能好坏与油气层损害程度高低紧密相关。因为钻井液固相和液相进入油气层的深度及损害程度均随钻井液静滤失量、动滤失量、HTHP滤失量的增大和泥饼质量变差而增加。钻井过程中起下钻、开泵所产生的

1.81。D=250 S-1激动压力随钻井液的塑性粘度和动切力增

初始滤失区1.62。D=200 S-1大而增加。此外，井壁坍塌压力随钻井液

3。D=150 S-11.4抑制能力的减弱而增加，维持井壁稳定所

4。D=100 S-11.2稳定滤失区需钻井液密度就要随之增高，若坍塌层与5。D= 50 S-1滤饼形成区1油气层在一个裸眼井段，且坍塌压力又高

损害比，%150

第二节 保护油气层的钻井液技术

钻井液是石油工程中最先与油气层相接触的工作液，其类型和性能好坏直接关系到对油

气层的损害程度，因而保护油气层钻井液技术是搞好保护油气层工作的首要技术环节。我国通过“七五”攻关和“八五”、 “九五”推广应用与发展，保护油气层钻井液技术已从初级阶段（仅控制进入油气层的钻井液密度、滤失量和浸泡时间）、进入到比较高级的阶段。针对不同类型油气层基本形成了系列的保护油气层钻井液技术。

一、保护油气层对钻井液的要求

钻开油气层钻井液不仅要满足安全、快速、优质、高效的钻井工程施工需要，而且要满足保护油气层的技术要求。通过多年的研究，可将这些要求归纳为以下几个方面。

1．钻井液密度可调，满足不同压力油气层*衡压力钻井的需要

我国油气层压力系数从0.4到2.87，部分低压、低渗、岩石坚固的油气层，需采用负

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压差钻进来减少对油气层的损害，因而必须研究出从空气到密度为3.0g/cm的不同类型钻井液才能满足各种需要。

2．钻井液中固相颗粒与油气层渗流通道匹配

钻井液中除保持必需的膨润土、加重剂、暂堵剂等外，应尽可能降低钻井液中膨润土和无用固相的含量。依据所钻油气层的孔喉直径，选择匹配的固相颗粒尺寸大小、级配和数量，用以控制固相侵入油气层的数量与深度。此外，还可以根据油气层特性选用暂堵剂；在油井投产时再进行解堵。对于固相颗粒堵塞会造成油气层严重损害且不易解堵的外，钻开油气层时，应尽可能采用无固相或无膨润土相钻井液。

3．钻井液必须与油气层岩石相配伍 对于中、强水敏性油气层应采用不引起粘土水化膨胀的强抑制性钻井液，例如氯化钾钻井液、钾铵基聚合物钻井液、甲酸盐钻井液、两性离子聚合物钻井液、阳离子聚合物钻井液、正电胶钻井液、油基钻井液和油包水钻井液等。对于盐敏性油气层，钻井液的矿化度应控制在两个临界矿化度之间。对于碱敏性油气层、钻井液的pH值应尽可能控制在7～8；如需调控pH值，最好不用烧碱作为碱度控制剂，可用其它种类的、对油气层损害程度低的碱度控制剂，对于非酸敏油气层，可选用酸溶处理剂或暂堵剂。对于速敏性油气层、应尽量降低压差和严防井漏。采用油基或油包水钻井液、水包油钻井液时，最好选用非离子型乳化剂，以免发生润湿反转等。

4．钻井液滤液组分必须与油气层中流体相配伍 确定钻井液配方时，应考虑以下因素：滤液中所含的无机离子和处理剂不与地层中流体发生沉淀反应；滤液与地层中流体不发生乳化堵塞作用；滤液表面张力低，以防发生水锁作用；滤液中所含细菌在油气层所处环境中不会繁殖生长。

5．钻井液的组分与性能都能满足保护油气层的需要 所用各种处理剂对油气层渗透率影响小。尽可能降低钻井液处于各种状态下的滤失量及泥饼渗透率，改善流变性，降低当量钻井液密度和起下管柱或开泵时的激动压力。此外；钻井液的组分还必须有效地控制处于多套压力层系裸眼井段中的油气层可能发生的损害。

二、钻开油气层的钻井液类型

为了达到上述对保护油气层的钻井液要求，减少对油气层的损害，通过多年努力，我国已形成三大类十一种用于钻开油气层的钻井液。

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，因此是国内外钻开油气层的常用钻井液体系。按其组分与使用范围又可分为如下六种。

1）无固相清洁盐水钻井液

此种钻井液不含膨润土和其它人为加入的固相。其密度靠加入不同数量和不同种类的可

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溶性盐进行调节，其密度可在1.O～2.30g/cm范围内（表5-1）；加入对油气层无损害（或

低损害）的聚合物来控制其滤失量和粘度；为了防腐，应加入对油气层不发生损害或损害程度低的缓蚀剂。

无固相清洁盐水钻井液可以大大降低固相堵塞损害和水敏损害，但仅适用于套管下至油气层顶部，油气层为单一压力体系的裂缝性油层或强水敏油层。此种钻井液已在长庆、中原、华北、辽河等油田个别井上使用，取得较好效果。由于此种钻井液具有成本高、工艺复杂、对处理剂要求苛刻、固控设备要求严格、腐蚀较严重和易发生漏失等问题，故很少用作钻井液，只在射孔液与压井液中使用较为广泛。

2）水包油钻井液

水包油钻井液是将一定量油分散于水或不同矿化度盐水中，形成以水为分散介质、油为分散相的无固相水包油钻井液。其组分除油和水外，还有水相增粘剂，主、辅乳化剂。其密度可通过调节油水比和加入不同数量和不同种类的可溶性盐来调节，最低密度可达

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0.89g/cm。水包油钻井液的滤失量和流变性能可通过在油相或水相中加入各种低损害的处理剂来调节，此种钻井液特别适用于技术套管下至油气层顶部的低压、裂缝发育、易发生漏失的油气层。此种钻井液已成功地用于辽河静北古潜山油藏新疆火烧山和夏子街油田。

3）无膨润土暂堵型聚合物钻井液

此种钻井液由水相、聚合物和暂堵剂固相粒子组成。其密度依据油气层孔隙压力，采用不同种类和加量的可溶性盐来调节（但需注意不要诱发盐敏）。其流变性能通过加入低损害聚合物和高价金属离子来调控，滤失量可通过加入各种与油气层孔喉直径相匹配的暂堵剂来控制，这些暂堵剂在油气层中形成内泥饼．阻止钻井液中固相或滤液继续侵入。此种钻井液在使用过程中必须加强固控工作，减少无用固相的含量。

我国现有的暂堵剂按其可溶性和作用原理可分为四类。

（1）酸溶性暂堵剂：常用的有细目或超细目碳酸钙、碳酸铁等能溶于酸的固相颗粒。油井投产时，可通过酸化消除油气层井壁内、外泥饼而解除这种固相堵塞。此类暂堵剂不宜用于酸敏油气层。

（2）水溶性暂堵剂：常用的有细目或超细目氯化钠和硼酸盐等。它仅适用于加有盐抑制剂与缓蚀剂的饱和盐水体系。 所用饱和盐水要根据所配体系的密度大小加以选择。例如， 低密度体系用硼酸盐饱和盐水或其它低密度盐水作基液，体系密度为1.03～1.20g/cm3。氯化钠盐粒加入到密度1.20 g/cm3 饱和盐水中，其密度范围为1.2～1.56 g/cm3。 选用高密度体系时，需选用氯化钙、溴化钙和溴化锌饱和盐水，然后再加入氯化钙盐粒，密度可达1.5～2.3 g/cm3。此类暂堵剂可在油井投产时，用低矿化度水溶解各种盐粒解堵。

（3）油溶性暂堵剂：常用的为油溶性树脂，按其作用可分为两类：一类是脆性油溶性树脂，它主要用作架桥粒子。这类树脂有油溶性聚苯乙烯，在邻位或对位上有烷基取代的酚醛树脂、二聚松香酸等。另一类是可塑性油溶性树脂，它的微粒在压差下可以变形，在使用中作为填充粒子。这类油溶性树脂有乙烯-醋酸乙烯树脂，乙烯-丙烯酸脂等。此类暂堵剂可由地层中产出的原油或凝析油溶解而解堵，也可注入柴油或亲油的表面活性剂加以溶解而解堵。

（4）单向压力暂堵剂：常用有改性纤维素或各种粉碎为极细的改性果壳、改性木屑等。此类暂堵剂在压差作用下进入油气层，以其与油气层孔喉直径相匹配的颗粒堵塞孔喉。当油气井投产时，油气层压力大于井内液柱压力，在反方向压差作用下，将单向压力暂堵剂从孔喉中推出、实现解堵。

上述各类暂堵剂依据油气层特性可以单独使用，亦可联合使用。 无膨润土暂堵型钻井液通常只宜使用在技术套管下至油气层顶部，而且油气层为单一压力系统的井。此种钻井液尽管有许多优点，但成本高，使用条件较苛刻，故在实际钻井过程中使用不多。我国辽河油田稠油先期防砂井、古潜山裂缝性油田和中原与长庆低压低渗油田

所钻的井上使用过此类钻井液。

4）低膨润土聚合物钻井液 膨润土对油气层会带来危害，但它能给钻井液提供所必需的流变性和低的滤失量，并可减少钻井液所需处理剂加量，降低钻井液成本。此类钻井液的特点是尽可能降低了其中膨润土的含量，使其既能使钻井液获得安全钻进所必须的性能，又能对油气层不产生较大的损害。钻井液与油气层的配伍性及所必须的流变性能与滤失性能可通过选用不同种类的聚合物和暂堵剂来达到。此类钻井液已在我国华北、二连、中原、长庆、四川、江汉等油田低压低渗油气层或碳酸盐裂缝性油气层的部分井中使用，取得较好效果。

5）改性钻井液

我国大部分井均采用长段裸眼钻开油气层，技术套管没能封隔油气层以上地层，为了减少对油气层的损害，在钻开油气层之前，对钻井液进行改性，使其与油气层特性相匹配，不诱发或少诱发油气层潜在损害因素，其改性途径为：

（1）降低钻井液中膨润土和无用固相含量，调节固相颗粒级配。

（2）按照所钻油气层特性调整钻井液配方，尽可能提高钻井液与油气层岩石和流体的配伍性。

（3）选用合适类型的暂堵剂及加量。

（4）降低静、动、HTHP滤失量，改善流变性与泥饼质量。 此种钻井液在国内外广泛被用作钻开油气层的钻井液，因为它的成本低，应用工艺简单，对井身结构和钻井工艺没有特殊要求，对油气层损害程度较低。华北油田在岔12与39断块、宁50-20与50-29区块、路30井上使用改性钻井液，完井后测试结果表明属于轻微损害。

6）正电胶钻井液

这是一类用混合金属氢氧化物（Mixed Metal Hydroxide, 简称MMH）处理的钻井液，其保护储层的作用是在生产实践中被发现的，正电胶钻井液保护油气层的机理仅有一些推

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测，大致上有以下几个方面：

①正电胶钻井液特殊的结构与流变学性质。正电胶钻井液通过正负胶粒极化水分子形成复合体，在毛细管中呈整体流动，像一块“豆腐块”，很容易反排出来。它不同于其它钻井液体系，其它钻井液体系基本上是通过负电性稳定钻井液，钻井液在流动中，不同粒径的颗粒可进入不同大小的毛细管，直到卡死为止。这样反排起来就很困难，造成渗透率不好恢复。华北油田与塔里木石油勘探开发指挥部都曾测定过钻井液中的粒度分布，最后得出一致的结论，正电胶钻井液中亚微米粒子很少。这一方面可能是抑制性所致，另一方面很有可能是亚微米粒子在形成复合体的过程中，已无法单独存在了。

②正电胶对岩心中粘土颗粒膨胀的强烈的抑制作用。正电胶具有相当强的抑制粘土膨胀的能力。这有利于稳定岩心中毛细管的形态。“硬化”的毛细管有利于液体的排出。

③整个钻井液体系中分散相粒子的负电性减弱。正电胶钻井液体系的负电性是较弱的。正电胶含量越高，体系越接近中性，惰性增强，有利于岩心中毛细管的稳定。

7）甲酸盐钻井液

甲酸盐钻井液是指以甲酸钾和甲酸钠为主要材料所配制的钻井完井液，其基液的最高密

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度可达1.69g/cm，可根据油气层的压力和钻井完井液的设计要求予以调节，并且在高密度条件下，可以方便地实现低固相、低粘度。高矿化度的盐水能预防大多数油气层的粘土水化膨胀、分散运移，同时，以甲酸盐配制的盐水不含卤化物，不需缓蚀剂，腐蚀速率极低。由于能有效地实现低固相、低粘度、低油气层损害、低腐蚀速率和低环境污染，是最近几年发展较快的一种钻井液体系。

8）聚合醇（多聚醇）钻井液

聚合醇钻井液因钻井液体系中使用聚合醇而得名。聚合醇保护油气层的作用机理是：在

浊点温度以下，聚合醇与水完全互容，呈溶解态；当体系温度高于浊点温度时，聚合醇以游离态分散在水中，这种分散相就可作为油溶性可变形粒子起封堵作用。由于聚合醇的浊点温度与体系的矿化度、聚合醇的分子量有关，将浊点温度调节到低于油气层的温度，就可以借助聚合醇在水中有浊点的特点实现保护油气层的目的。

9）屏蔽暂堵钻井液

当长裸眼井段中存在多套压力层系地层时，例如：上部井段存在高孔隙压力或处于强地应力作用下的易坍塌泥岩层或易发生塑性变形的盐膏层和含盐膏泥岩层，下部为低压油气层；（2）多套低压油气层之间间互高孔隙压力的易坍塌泥岩互层；（3）老油区因采油或注水而形成的过高压差而引起的油气层损害。因为同在一个裸眼井段中，为了顺利钻井，钻井液密度必须按裸眼井段中所存在最高孔隙压力来确定，否则就会发生井塌等井下复杂情况，轻则增加钻井时间，重则报废井，而这样做的结果又必然对低压油气层形成过高压差。为了解决此技术难题，现已成功开发了屏蔽暂堵钻井液技术。此类钻井液将在本节第三部分中详细介绍。

2．油基钻井液

油基钻井液包括油包水钻井液。该类钻井液以油为连续相，其滤液为油，能有效地避免油层的水敏作用，对油气层损害程度低，并具备钻井工程对钻井液所要求的各项性能， 是一种较好的钻井液。但由于其成本高，对环境易发生污染，容易发生火灾等原因，使其在我国现场使用受到限制。

油基钻井液对油气层仍然可能发生以下几方面损害：使油层润湿反转，降低油相渗透率；与地层水形成乳状液堵塞油层；油气层中亲油固相颗粒运移和油基钻井液中固相颗粒侵入等。因而在使用油基钻井液时，应通过优选组分来降低上述损害。

3．气体类流体（或钻井液） 对于低压裂缝油气田、稠油油田、低压强水敏或易发生严重井漏的油气田及枯竭油气田，其油气层压力系数往往低于0.8，为了降低压差的损害，需实现*衡压力钻井或负压差钻井。但上述两大类钻井液密度均难以满足要求。气体类流体以气体为主要组分来实现低密度。该类流体可分为四种。

1）空气

空气流体是由空气或天然气、防腐剂、干燥剂等组成的循环流体。由于空气密度最低，常用来钻已下过技术套管的下部漏失地层，强敏感性油气层和低压油气层。此种流体密度低、无固相和液相，从而减少对油气层的损害。使用空气钻井，机械钻速高，并能有效预防井漏对油气层的损害。但该类流体的使用，受到井壁不稳定，地层出水、井深等问题的限制。

2）雾

雾是由空气、发泡剂、防腐剂和少量水混合组成的流体，是空气钻井中的一种过渡性工艺。即当钻遇地层流体进入井中（其流量小于23.85m3／h）而不能再继续采用空气作为循环流体钻进时，可向井内注入少量发泡液，使返出岩屑、空气和液体呈雾状，其压力低，对油气层损害程度低。但它亦与空气一样，使用范围受限制。

3）泡沫流体

泡沫流体是由空气（或氮气或天然气等）、淡水或咸水、发泡剂和稳泡剂等组成的密集细小气泡，气泡外表为强度较大的液膜包围而成的一种气—水型分散体系，它在较低速度梯度下有较高的表观粘度；因而具有较好携屑能力。使用泡沫流体钻井，机械钻速高，油气层浸泡时间短，泡沫流体无固相，密度低（常压下为0.032～0.065g/cm3），因而对油气层损害程度低。适用于低压易发生漏失且井壁稳定的油气层。我国新疆、长庆等油田均已成功地使用此类流体。长庆油田在青1井首次在32053232m井段使用泡沫流体取心。但泡沫流体的

使用受到许多条件的限制而没有推广应用。

4）充气钻井液

充气钻井液以气体为分散相、液相为连续相，并加入稳定剂使之成为气液混合均匀而稳定的体系，用来进行充气钻井。此种钻井液经过地面除气器后，气体从充气钻井液中脱出，液相再进入钻井泵继续循环。

充气钻井液密度低，最低可达0.6g/cm3，携砂能力好，可用来钻进低压易发生漏失的油气层，实现*衡压力钻井，减少压差对油气层的损害。辽河油田与新疆石油管理局分别在高升和火烧山使用充气钻井液钻井，见到较好效果。充气钻井因成本高、工艺复杂，故目前仅在少数特殊情况下使用。

三、屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术

屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术（简称屏蔽暂堵技术）是一项新技术。此项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难题。即利用钻进油气层过程中对油气层发生损害的两个不利因素（压差和钻井液中固相颗粒），将其转变为保护油气层的有利因素，达到减少钻井液、水泥浆、压差和浸泡时间对油气层损害的目的。

屏蔽暂堵技术的技术构思是利用油气层被钻开时，钻井液液柱压力与油气层压力之间形成的压差，在极短时间内，迫使钻井液中人为加入的各种类型和尺寸的固相粒子进入油气层孔喉，在井壁附近形成渗透率接近于零的屏蔽暂堵带。此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，其厚度必须大大小于射孔弹射入深度（我国目前常用的射孔枪89枪能射穿400mm以上，102枪射孔深度超过700mm），以便在完井投产时，通过射孔解堵。

室内试验数据可以看出，粒度分布合理的颗粒有可能在不同渗透率的油气层中形成渗透率接近于零的屏蔽暂堵带。此带渗透率随压差增加而下降（见表5-3），其厚度小于30mm，小于射孔弹射入深度。为了进一步验证在实际钻井过程中，屏蔽暂堵带能否形成，此带的真实厚度有多大。吐哈石油勘探开发指挥部在陵10-18井使用屏蔽暂暂钻井液钻开油层，并进行取心。通过对取出岩心的检测（见表5-4），屏蔽环的渗透率均小于110-3m2，暂堵深度均在5.8mm至20.9mm之间，当切除岩心的屏蔽环带后，渗透率就可以恢复。 形成渗透率接近零的薄屏蔽暂堵带的技术要点：

（1）测定油气层孔喉分布曲线及孔喉的平均直径。

（2）按1/2～2/3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%（可用粒度计检测钻井液中固相的颗粒粒分布和含量）。

（3）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%。 （4）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。

屏蔽暂堵技术具体实施方案见图5-5。

屏蔽暂堵技术适用于射孔完成井，此项技术已在全国3000多口井上推广应用，油井产量普遍得到提高。采用此项技术单井投入仅需再增加1～5万元，但可在油井投产后较短时间内通过所增产的原油来回收。

近几年，屏蔽暂堵技术已从常规的砂岩油藏延伸到特殊储层：

1）裂缝储层是一类不同于常规砂岩油藏的特殊储层，其特殊性在于这类储层的油气渗流通道以裂缝为主，而钻井液对储层的损害不仅表现为对裂缝渗流通道的堵塞，而且钻井液与裂缝面基岩接触会对基岩造成损害（这种损害有可能延伸到地层深部，对产能的影响尤为严重）。针对这一损害特点研制的裂缝暂堵剂已在四川和吐哈入井使用，效果良好；

2）致密储层是另一类不同于常规砂岩油藏的特殊储层，这类储层的特殊性在于基岩渗透率很低，滤液的侵入对这类储层的产能有显著影响，同时，滤液的侵入是借助毛管力的作

油气层孔喉大小及其屏蔽暂堵技术提出现场实施方案 收集试油、开采资料、综合 推 广 应 用 图

用，是一种自发过程，即滤液与亲水的储层岩石一接触就会自动侵入储层形成阻止储层流体进入井筒的液体屏障，造成储层损害。因此，降低这类储层的主要途径是：一方面借助钻井液的内外泥饼控制滤失量，另一方面提高滤液粘度和降低钻井液滤液的表面张力减少钻井液滤液的侵入量；

3）砂岩灰岩气藏与常规砂岩油藏的不同点在于储层流体是气体，由于气体的流动粘滞系数远小于液体的粘滞系数，一旦液相在近井壁周围形成阻止储层流体进入井筒的液体屏障（即水锁效应，又称“液相圈闭”），储层损害将很难消除，对这类储层的保护重点是降低水锁效应、减少钻井液滤液的侵入，即在使用屏蔽暂堵技术的同时，用表面活性剂降低气-液-固界面的表面张力，通常亲水型表面活性剂可将表面张力降到30dyn/cm以下，经过优选和复配后可以降得更低；

4）疏松砂岩稠油油藏的特殊性在于储层岩石胶结性差，存在比较显著的应力敏感性，在实施屏蔽暂堵技术时，不仅要将钻井液的分散相粒度分布调整到与储层的孔喉分布相匹配，而且所使用的压差应尽量避免引起变化储层的时候疏松应力敏感。

在实施油层保护技术时，许多实际的油藏类型并不都是单一类型，针对不同的储层类型，将保护不同类型储层的技术予以有机的组合，形成了近年来保护储层钻井液的一系列新技术。以致密碎屑岩裂缝气藏为例，在考虑储层保护钻井液时，须同时面对气藏、裂缝、致密，通过裂缝暂堵、降表面张力，并结合储层改造，使川西致密碎屑岩裂缝气藏的评价和开发取得了显著的效益，进而形成了针对川西致密碎屑岩裂缝气藏的开发策略——保护与改造并举。

第三节 保护油气层的钻井工艺技术

钻井过程中，针对钻井工艺技术措施中影响油气层损害因素，可以采取降低压差，实现

*衡压力钻井，减少钻井液浸泡时间，优选环空返速，防止井喷井漏等措施来减少对油气层的损害。

一、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依据

地层孔隙压力、破裂压力、地应力和坍塌压力是钻井工程设计和施工的基础参数，依据上述四个压力才有可能进行合理的井身结构设计，确定出合理的钻井液密度，实现*衡压力钻井，从而减少压差对油气层所产生的损害。

通过十多年的努力，我国已经建立起运用地震层速度法、声波时差法、dc指数法、RFT测井等方法求取地层孔隙压力。采用Eaton法、Staphen法、Anderson法、声波法、液压试验法等来预测或实测地层破裂压力。运用测井资料和实测地层岩石力学性能和破裂压力来计算地应力。再运用以上综合资料预测地层坍塌压力和控制盐膏层或含盐膏泥岩塑性变形所需的压力。

二、确定合理井身结构是实现*衡压力钻井的基本保证 井身结构设计原则有许多条，其中最重要的一条是满足保护油气层实现*衡压力钻井的需要，因为我国大部分油气田均属于多压力层系地层，只有将油气层上部的不同孔隙压力或破裂压力地层用套管封隔，才有可能采用*衡压力钻进油气层。如果不采用技术套管封隔，裸眼井段仍处于多压力层系。当下部油气层压力大大低于上部地层孔隙压力或坍塌压力时，如果用依据下部油气层压力系数确定的钻井液密度来钻进上部地层，则钻井中可能出现井喷、坍塌、卡钻等井下复杂情况，使钻井作业无法继续进行；如果依据上部裸眼段最高孔隙压力或坍塌压力来确定钻井液密度，尽管上部地层钻井工作进展顺利，但钻至下部低压油气层时，就可能因压差过高而发生卡钻、井漏等事故，并且因高压差而给油气层造成严重损害。综上所述，选用合理的井身结构是实现*衡钻进油气层的前题。

但实际钻井工程施工中，井身结构设计因经济效益或套管程序限制或井下压力系统不清楚等多种原因，难以确保裸眼井段仅处于一套压力系统之中。因而钻进多套压力层系地层，如何搞好保护油气层工作是一个技术难题，将在下面专题中讨论。

三、实现*衡压力钻井，控制油气层的压差处于安全的最低值

平衡压力钻井是指钻井时井内钻井液柱有效压力pd等于所钻地层孔隙压力pp，即压差p＝pd－pp=0。此时，钻井液对油气层损害程度最小。

钻进时

pdpmpapwpp （５－１）

式中 pｍ——钻井液静液柱压力，MPa； pａ——钻井液环空流动压力，MPa；

pＷ——钻井液中所含岩屑增加的压力值，MPa； 起钻时，如果不调整钻井液密度，则

ppmpspp （５－２）

d式中 pd′——井内钻井液柱有效压力，MPa； ps ——抽吸压力，MPa。

从式（5－２）清楚看出，当钻井液柱有效压力大大小于地层孔隙压力时，就可能发生井喷和井塌等恶性事故。因而，在实际钻井作业中，为了既确保安全钻进，又尽可能将压差控制在安全的最低值，往往采取*衡压力钻进，即井内钻井液静液压力略高于地层孔隙压力，即

'pmSppH100

式中 S——附加压力系数； H——井深，m；

ρ——钻井液密度，g／cm3。

依据多次反复科学运算及多年现场试验验证，原中国石油天然气总公司颁发的“钻井泥浆技术管理规定”中明确规定：

钻油气层时 S=0.05~0.10 钻气层时 S=0.07~0.15

为了尽可能将压差降至安全的最低限；对一般井来说，钻进时努力改善钻井液流变性和优选环空返速，降低环空流动阻力与钻屑浓度；起下钻时，调整钻井液触变性，控制起钻速度，降低抽吸压力。对于地层孔隙压力系数小于0.8的低压油气层，可依据实际的地层孔隙压力，分别选用充气钻井、泡沫流体钻井、雾流体或空气钻井，降低压差，甚至可采用负压差钻井，减小对油气层的损害。

四、降低浸泡时间

钻井过程中，油气层浸泡时间从钻开油气层开始直到固井结束，包括纯钻进时间、起下钻接单根时间、处理事故与井下复杂情况时间、辅助工作与非生产时间、完井电测、下套管及固井时间，为了缩短浸泡时间，减少对油气层的损害，可从以下几方面着手。

（1）采用优选参数钻井，并依据地层岩石可钻性选用合适类型的牙轮钻头或PDC钻头及喷嘴，提高机械钻速。

（2）采用与地层特性相匹配的钻井液，加强钻井工艺技术措施及井控工作，防止井喷、井漏、卡钻、坍塌等井下复杂情况或事故的发生。

（3）提高测井一次成功率、缩短完井时间。

（4）加强管理，降低机修、组停，辅助工作和其它非生产时间。 五、搞好中途测试

为了早期及时发现油气层，准确认识油气层的特性，正确评价油气层产能。中途测试是一项最有效打开新区勘探局面、指导下一步勘探工作部署的技术手段。大量事实表明，只要在钻井中采用与油气层特性相匹配的优质钻井波，中途测试就有可能获得油气层真实的自然产能。表5-6列举某油田部分探井中途测试结果，除26井因钻井液选配不妥，油层受到损害外，其它各井油气层基本上没有受到损害。1988～1994年，塔里木盆地29口重大油气发现井中，有20口井是中途测试发现的。

中途测试时，需依据地层特性选用负压差。不宜过大，以防止油气层微粒运移或泥岩夹层坍塌。

六、搞好井控、防止井喷井漏对油气层的损害

钻井过程中一旦发生井喷就会诱发出大量油气层潜在损害因素，如因微粒运移产生速敏损害、有机垢或无机垢堵塞、应力敏感损害、油气水分布发生变化而引起相渗透率下降等，使油气层遭受严重损害。如压井措施不当将加剧损害程度。因而钻井过程应严格执行原中国石油天然气总公司颁发的“石油与天然气钻井井控技术规定”，搞好井控工作。

钻进油气层过程中，一旦发生井漏，大量钻井液进入油气层，造成固相堵塞；其液相与岩石或流体作用，诱发潜在损害因素。因而钻进易发生漏失的油气层时，尽可能采用较低密度的钻井液保持*衡压力钻进。亦可预先在钻井液中加入能解堵的各种暂堵剂和堵漏剂来防漏。一旦发生漏失，尽量采用在完井投产时能用物理或化学解堵的堵漏剂进行堵漏。

七、钻进多套压力层系地层所采用的保护油气层钻井技术 前面已经阐述我国许多裸眼井段仍然存在多套压力层系，由于受到各种条件的制约，已不可能再下套管封隔油气层以上地层，因而在钻开油气层时难以实行*衡压力钻井，压差

所造成的油气层损害难以控制。对此类地层可采取以下几种方法减轻油气层的损害，这些方法不一定是最佳的保护油气层技术方案，但往往在经济效益上是可行的。

（1）油气层为低压层，其上部存在大段易坍塌高压泥岩层。对此类地层可依据上部地层坍塌压力确定钻井液密度，以确保井壁稳定。为了减少对下部油气层的损害，可在进入油气层之前，转用与油气层相匹配的屏蔽暂堵钻井液。

（2）裸眼井段上部为低压漏失层或破裂压力低的地层；下部为高压油气层，其孔隙压力超过上部地层的破裂压力。对此类地层，可在进入高压油气层之前进行堵漏，提高地层承压能力，堵漏结束后进行试压，证明上部地层承受的压力系数与下部地层相当时，再钻开下部油气层，否则一旦用高密度钻井液钻开油气层就可能发生井漏，诱发井喷，对油气层产生损害。

（3）多层组高坍塌压力泥页岩与多层组低压易漏失油气层相间。应提高钻井液抑制性，降低坍塌压力，按此值确定钻井液密度。为了减少对油气层损害，应尽可能提高钻井液与油气层配伍性，采用屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术。

多压力层系地层有多种多样，可参考上述原则来确定技术措施。 八，调整井保护油气层钻井技术

我国部分油气田开采已进入中、晚期。为了重新认识油气层，改善和提高开发效果，实现油气田稳产，需对已投入开发的油气田，以开发新层系或井网调整为主要目的再钻一批井，这些井称为调整井。调整井的地层特性与油田勘探开发初期所钻的探井、开发井相比、已经发生较大变化。因而钻调整井时所发生的油气层的损害原因和防止损害措施亦有所改变。

1．调整井地层特点和引起油气层损害的主要原因分析 由于长期采油与注水，老油田油气层特性主要发生下述变化。一是同一井简中形成多套压力层系或低压层。部分油气层由于长期采油或注采不平衡，造成孔隙压力与破裂压力大幅度下降；部分地层因注水蹩成高压，其孔隙压力甚至超过上覆压力或同一井筒中另一组地层的破裂压力；部分未投入开发的油气层仍保持原始地层压力。上述这些地层与井筒中原有高坍塌压力地层、易发生塑性变形的盐膏层或含盐膏泥岩层组合形成多套压力层系，这些地层的孔隙压力或破裂压力与原始压力相比相差较大。二是油气层孔隙结构，孔隙度、渗透率、岩石组成与结构等均已发生变化。例如压裂就会使油气层裂缝增多，连通性发生改善等。三是油气水分布发生变化，相渗透率亦随之而改变。上述这些变化导致部分调整井钻井液密度大幅度增高，钻井过程中喷、漏、卡、塌不断发生，而井漏大多发生在低压油气层中，对油气层产生较大的损害。对于部分低压层即使没发生井漏，高的液柱压力所形成的高压差加剧了对油气层的损害。高的液柱压力还有可能超过低压油气层的破裂压力而诱发裂缝，造成井漏。而另一部分调整井，由于地层孔隙压力大幅度下降，油气层连通性的改善，采用原有的

3

水基钻井液钻进，不断发生井漏。部分油气层甚至已经无法采用密度大于1.0g/cm的钻井液钻进。综上所述，井喷、井漏、高压差等因素加剧了调整井钻井过程中的油气层损害程度。

2．调整井保护油气层钻井技术

调整井保护油气层技术仍需依据已发生变化的油气层特性，按照前两节所阐述的原则进行优选。除此之外，还需依据调整井的特点采取一些特殊技术措施来减少对油气层的损害。

（1）采用RFT、岩性密度测井、长源距声波测井或地层测试，电子压力计测压等方法，搞清调整井区地层孔隙压力，建立孔隙压力和破裂压力曲线。

（2）对于裸眼段均为低压层的井，可依据地层压力选用与油气层特性相配伍的各类低密度钻井液，实现*衡压力钻井，防止井漏。为了提高防漏效果，必要时可在钻井液中加入单封和各种暂堵剂。

（3）如裸眼段是多压力层系，高压层是长期注水引起的，则应在钻调整井之前，停注泄压或控制注水量或停注停采。如个别地层压力极高，可预先打泄压井，降低地层压力。

（4）如果高压层是原始的高压油气层，且裸眼段还存在压力系数相差较大的低压层、或高压层的孔隙压力超过其它地层破裂压力，则应通过设计合理井身结构来解决，或者在钻开低压层后，进行预防性堵漏，提高地层承压能力，防止在钻进高压层时因提高钻井液密度而发生井漏。或在钻高压层后，进入低压层之前，往钻井液中加入各种暂堵剂或堵漏剂，采取预防性的循环堵漏。

如果漏层是油气层，无论预防性堵漏或漏失后堵漏，所采用的堵漏剂都需采用在油井投产时能用物理或化学法进行解堵的材料。

第四节 保护油气层的固井技术

固井的主要目的是在套管与井壁之间形成均匀完整封固良好的水泥环。油气层套管固井是为了封隔各油气水层及夹层，防止油气水上窜，为各层组油气层分别投产或进行各项井下作业创造条件。固井是钻井工程各项作业之中最为重要的作业之一，此项作业中的各项技术措施与油气层是否受到损害及损害严重程度紧密相关。固井作业对油气层的损害主要反映在固井质量和水泥浆对油气层损害程度两个方面。

一．固井质量和保护油气层之间的关系 固井质量的主要技术指标是环空封固质量。而环空的封固质量直接影响油气层在今后各项作业中是否会受到损害，其原因有以下几点。

（1）环空封固质量不好，不同压力系统的油气水层相互干扰和窜流，易诱发油气层中潜在损害因素，如形成有机垢，无机垢，发生水锁作用，乳化堵塞，细菌堵塞，微粒运移，相渗透率变化等，从而对投产的油气层产生损害，影响产量。

（2）环空封固质量不好，当油井进行增产作业，注水，热采等作业时，各种工作液就会在井下各层中窜流，对油气层产生损害。如酸化压裂液窜入未投产油气层，而没能及时反排，就会对该油气层产生损害，注入水窜入未投产的水敏油气层，就会使该层中岩石发生水化膨胀分散，从而影响有效渗透率，水的进入亦改变了该层相渗透率等。

（3）环空封固质量不好，会使油气上窜至非产层，引起油气资源损失。

（4）固井质量不好易发生套管损坏和腐蚀，引起油气水互窜，造成对油气层的损害。 综上所述，固井质量不好是对油气层的最大损害，而且还会影响到油气井生产全过程。 二、水泥浆对油气层损害原因分析

固井作业中，在钻井液和水泥浆有效液柱压力与油气层孔隙压力之间产生的压差作用下，水泥浆通过井壁被破坏的泥饼而进入油气层，对油气层产生损害。水泥浆对油气层产生损害的原因可归纳为以下三个方面。

1．水泥浆中固相颗粒堵塞油气层

水泥浆中固相颗粒直径较大，但粒径5～30m的仍占15％左右，多数砂岩孔喉直径大于此值，因此在压差作用下，这些颗粒仍能进入油气层孔喉中，堵塞油气孔道。由于井壁有泥饼的存在（即使固井中采用冲洗液、泥饼刷、活动套管等措施消除外泥饼。但仍不能消除其在井壁中的内泥饼），根据资料报导，水泥浆固相颗粒侵入深度约为2cm。但如果固井中发生井漏，则水泥浆中固相颗粒就有可能进入油气层深部，造成严重损害。

2．水泥浆滤液与油气层岩石和流体作用而引起的损害

水泥浆失水量通常均高于钻井液滤失量，没有加入降失水剂的水泥浆API失水量可高达1500mL以上。尽管在实际渗透性地层中，水泥浆失水量比按API标准测得的失水量小1/ 601/150，见表5-7，但室内试验结果表明，水泥浆滤液仍对油气层产生损害，见表5-8，

2+2+2+-2-2-因为水泥与水发生水化反应时在滤液中形成大量Ca、Fe、Mg、OH、CO3和SO4等多种离

-子，OH离子会诱发碱敏矿物分散运移，上述离子还可能与地层流体作用形成无机垢，滤液还会发生水锁作用与乳化堵塞，滤液中所含表面活性物质可能使岩石发生润湿反转等，上述

这些作用都会使油气层受到损害。

3．水泥浆中无机盐结晶沉淀对油气层的损害

水泥浆在水化过程中游离和溶解出大量无机离子，在静止状态下，由于水泥浆液相pH值高，这些离子以过饱和状态存在于液相中。但在固井过程中，液相中无机离子随滤液进入油气层，由于条件的变化，这些无机离子将以结晶析出或沉淀出Ca(OH)2、CaSO4、CaCO3等，堵塞孔喉，降低油气层渗透率。

水泥浆对油气层损害程度与水泥浆组分，失水量大小，钻井液泥饼质量及外泥饼消除情况，压差大小和固井过程在油气层是否发生过漏失等因素有关。西南石油学院所进行的室内试验结果表明，在有泥饼存在情况下，水泥浆可能使油气层渗透率下降1020%。水泥浆对油气层的损害程度随钻井液泥饼质量变差而加剧，随井漏的发生而趋于恶化。

三．保护油气层的固井技术

1．提高固井质量是固井作业中保护油气层主要措施

固井作业施工时间短、工序内容多、材料消耗大、技术性强、未知影响因素复杂。因此要优质地固好一口井，必须精心设计、精心施工、严密组织、严格质量控制，在施工后形成一个完整的水泥环，使水泥与套管，水泥与井壁固结好，水泥胶结强度高，油气水层封隔好，不窜、不漏，为满足上述要求，确保固井质量，可采取以下主要技术措施。

1）改善水泥浆性能

推广使用API标准水泥和各种优质外加剂。根据产层特性和施工井况，采用减阻、降失水、调凝、增强、抗腐蚀、防止强度衰退等外加剂，合理调配水泥浆各项性能指标，以满足安全泵注、替净、早强、防损害、耐腐蚀及稳定性的要求。

2）合理压差固井

严格按照地层压力和破裂压力设计水泥浆密度及浆柱结构，并采用密度调节材料满足设计要求。保证注水泥过程中不发生水泥浆漏失。漏失严重的井，必须先堵漏，后固井。

3）提高顶替效率

注水泥前，必须处理好泥浆性能，使泥浆具备流动性好，触变性合理，失水造壁性好的特点。并采用优质冲洗液和隔离液、合理安放旋流扶正器位置，主封固段紊流接触时间不低于7～10min等方法，让滞留在井壁处的“死钻井液区”尽量顶替干净。

4）防止水泥浆失重引起环空窜流

水泥浆候凝过程中地层油气水窜入环空，是水泥浆失重引起浆柱有效压力与地层压力不平衡的结果。如果高压盐水窜入水泥柱，还可导致水泥浆长期不凝。防止环空窜流，除确保良好顶替效率外，主要措施是采用特殊外加剂通过改变水泥浆自身物理化学特性以弥补失重造成的压力降低。最有效的方法是采用可压缩水泥、不渗透水泥、触变性水泥，直角稠化水泥及多凝水泥等。此外还可采用分级注水泥；缩短封固段长度及井口加回压等工艺措施。

5）推广应用注水泥计算机辅助设计软件

该软件包括一口井固井全过程的仿真设计，主要部分有：水泥浆体系和性能设计；平衡压力注水泥设计；注水泥流变学设计；防止油气水窜设计；套管柱设计；扶正器安放位置设计；以及制订注水泥施工计划表和数据库等。该软件既可提高设计速度及科学化水平，又可人机联作预测施工情况并选择最优方案，还可在施工结束后进行作业评价，并将全部结果存储在库中以便进行统计、查询、分析。这种人工智能技术将大大有利于促进固井质量的提高。

2．降低水泥浆失水量

为了减少水泥浆固相颗粒及滤液对油气层的损害，需在水泥浆中加入降失水剂，控制失水量小于250mL（尾管固井时，控制失水量小于50mL）。控制水泥浆失水量不仅有利于保护油气层，而且是保证安全固井，提高环空层间封隔质量及顶替效率的关键因素。

3．采用屏蔽暂堵钻井液技术

钻开油气层时采用屏蔽暂堵钻井液技术，在井壁附近形成屏蔽环，此环带亦可在固井作业中阻止水泥浆固相颗粒和滤液进入油气层。