防漏堵漏理论与技术进展.ppt

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1、郑力会中国石油大学（北京）2011年11月 华北油田 任丘,为您更优秀创造机会,防漏堵漏理论与技术进展与中国石油集团渤海钻探工程有限公司专家们探讨,郑力会简介,郑力会，中国石油大学（北京）教师，研究员，LihuiLab（力会澜博）创始人。1991年获江汉石油学院钻井工程学士学位、1999年获华中理工大学西方经济学硕士学位、2005年获中国石油大学（北京）油田化学工程博士学位郑力会早先在中国石油集团公司塔里木油田从事钻井生产和项目管理十一年。2002年起，一直从事油田化学工作，重点致力于钻井、完井、修井、固井等油井作业过程中防漏堵漏和提高地层承压能力机理研究和技术开发的绒囊工作流体。出版著作三部

2、、文章30余篇，申请专利10多项,地层存在天然漏失通道,漏失大漏失通道看，可以分为两大类,地层存在后天漏失通道,漏失可以定义为，油气井作业过程中，井筒内工作流体如钻井液、水泥浆、修井液等进入地下高渗透带、孔穴地层、天然或诱导地层裂缝的现象。其原因是存在高于地层压力的液柱压力和地层中的渗流通道。这是漏失的两个基本条件井漏耗钱费时。作业过程中，漏失既可以是流体在容器内液面慢慢降低，也可能是流入井眼有进无出漏失流体滤失不一样。滤失更多的时候与原生孔隙相关，而漏失则与原生孔隙和次生孔隙相关,漏失带来的后果主要有六项,漏失定义,（1）液柱压力降低而井喷（2）固相清除不及时而卡管柱（3）水泥浆充填不足而无

3、法有效封隔地层（4）增长钻井周期，需要补救，增加成本（5）加剧储层伤害（6）严重者油井报废,井漏是最常见现象而且是最烧钱的井下复杂情况,拿2003年来说，全球用于防漏堵漏的费用高达8亿美元，还不包括用于处理漏失引起的井下事故费用。随着油气田趋于衰竭，漏失越来越严重,漏失的后果,所以，为作业顺利，为经济效益和社会影响，必须防漏堵漏,工作液中固相细度不足以封堵井壁表面，任何一种地层都可能发生渗漏部分漏失则发生在高渗透率的破碎地层、天然裂缝或者是开始造缝大漏一般发生在大段破碎带、天然大裂缝、诱导宽裂缝或者溶洞地层,漏失的后果,一般说来,（1）缩短作业周期（2）避免经济损失（3）控制储层伤害（4）保证

4、工作液携带信息返回地面（5）便于补充维护工作液（6）避免由于漏失引起的井下复杂状况,正是因此，防漏堵漏材料和方法不断涌现,防漏堵漏好处,遗憾的是，非常满意的很少,诸如橡胶、水泥、纤维、塑料、聚合物、无机凝胶、树脂、沥青、微粉纤维、固相颗粒等等，一直应用于油气井防漏堵漏。当然机械也用于堵漏,为防漏堵漏人们几乎用上能找到的所有材料,为防漏堵漏成功提出很多理论建立很多数学模型,1、1961年，Garl Gatlin提出了封堵层最大密度理论（Some Effects of Size Distribution on Particle Bridging in Lost Circulation and Fi

5、ltration Tests）,从室内实验出发，探讨了不同粒径粒子有效充填的比例，分析漏失充填最大惰性粒径粒子作用，并在室内封堵岩心和滤失实验的基础上，验证当充填层的密度达到最大时可以有效封堵漏失或将滤失降低到最小值,为防漏堵漏成功提出很多理论建立很多数学模型,2、1973年，Kaeuffer M.提出了理想暂堵式充填理论（Optimum de Remplissage Granulometrique et Quelques Proprietes S y Rattachant）,当暂堵颗粒累积分数与粒径的平方根成正比时或在坐标图上呈直线时，可实现颗粒在漏失通道的理想充填,为防漏堵漏成功提出很多理

6、论建立很多数学模型,3、1977年，A.Abrams提出了“三分之一”架桥规则（Mud Design To Minimize Rock Impairment Due To Particle Invasion）,钻井液中包含的架桥材料的粒径大于或等于三分之一孔隙尺寸，并且架桥粒子在钻井液中的浓度达到5%时，架桥粒子能够有效架桥封堵漏失通道,为防漏堵漏成功提出很多理论建立很多数学模型,4、1992年，罗向东等人通过室内实验进一步发展了“三分之一”架桥规则，三分之二架桥理论（屏蔽式暂堵技术在储层保护中的应用研究以及“裂缝性储集层的屏蔽式暂堵技术）,暂堵颗粒粒径尺寸是平均孔喉直径1/32/3，同时充填

7、粒子的尺寸为平均孔喉直径1/41/3，暂堵剂浓度达到5%时，可以实现快速有效的封堵漏失通道,为防漏堵漏成功提出很多理论建立很多数学模型,5、1996年，Mei Wenrong等建立了优化暂堵剂颗粒的孔喉网络模型（Pore and Throat Network Model and Its Application to The Optimal Selection of Temporary Plugging Particles）,认为暂堵剂堵塞的孔喉数目越多，钻井液侵入岩心的深度越浅，以此优选具有保护储层的暂堵剂粒径,为防漏堵漏成功提出很多理论建立很多数学模型,6、1998年，Hands N.等人依

8、据Kaeuffer M.提出的理想充填理论，进一步提出了屏蔽暂堵D90规则（Drilling in Fluid Reduces Formation Damage Increases Production Rates）,暂堵颗粒在粒径累积分布曲线上90%的颗粒粒径累积值对应的粒径大小与储层最大孔喉直径或最大裂缝宽度相等时，可取得理想暂堵效果,为防漏堵漏成功提出很多理论建立很多数学模型,7、2000年，崔迎春等从分形几何学角度提出复配暂堵剂的分形暂堵模型（“屏蔽暂堵剂优选的新方法”及“分形几何理论在屏蔽暂堵剂优选中的应用”）,继承粒径优选的“三分之二”架桥规则，利用“分形几何学”和“盒维数”描述孔

9、隙及颗粒粒度的分布分维数，以分维数相近作为优选暂堵剂的原则，优选出不同粒子之间的最优组合配方,为防漏堵漏成功提出很多理论建立很多数学模型,8、2000年，M.A.Dick等在理想充填理论的基础上 发展优选暂堵剂颗粒方法-理想暂堵基线（Optimizing the Selection of Bridging Particles for Reservoir Drilling Fluids）,颗粒累积体积与颗粒粒径的平方根构建坐标图，孔喉尺寸分布建立理想暂堵基线。认为与该基线最接近且稍靠左的累积曲线的配方能够取得理想的暂堵,“墙”的一边是高压，另一边是低压。“墙”的强度决定了防漏堵漏的成败。然而，“

10、墙”有孔隙和渗透性，在流体中存在自由水和压力的条件下，防漏堵漏有条件成功,这些理论和材料的根本目的是为建立“挡水墙”,环空,钻井液,封堵墙,架桥带,无工作流体侵入带,小颗粒侵入带,地层压力（低）,液柱压力（高）,这个挡水墙有时很好地挡住了受液柱压力驱动的流体，有的则不然,这些理论和材料的根本目的是为建立“挡水墙”,一、同一漏失层，漏失通道分布十分广泛，不可能全面封堵，因而封堵低效。全面封堵架桥粒子的粒径大小选择困难，不可能实现全部封堵；很有可能是小颗粒先进入储层造成储层伤害后，合适的颗粒再架桥形成外滤饼封堵；地层在温度、压力条件下，漏失通道大小与室内测定的不一致二、同一井眼，不同压力地层，窄安

11、全密度窗口，选择合适钻井液密度困难。稳定井壁需要较高的钻井液密度，但高密度会导致漏失地层漏失；要控制漏失，就要封堵地层，提高漏失地层承压能力。封堵地层就要遇到封堵遇到的问题；不封堵地层就要漏失，不能完成钻探目的三、封堵墙所需要的封堵材料无法达到承压要求。封堵材料，不管是封堵同一漏失地层，还是封堵同一井眼的不同压力系统，由于封堵材料形成的是一层隔墙，材料的承压能力无法承受钻井液液柱压力，使得封堵失败四、不同作业环节，不同作业目的，不同技术措施对井壁强度要求不同，这墙有时不总存在。作业方式变化，封堵方式变化，导致钻井不漏完井漏、完井不漏修井漏的现象非常普遍。不同作业过程往往采取不同钻井液，工作液之

12、间的配伍性无法保证,某油田TX井钻井期间两次漏失排量与漏失速率统计,有的建立这堵墙时还会加剧漏失程度,1 总体看，漏失与排量正相关。漏失发生之前，钻井液静止、循环时没有任何漏失现象。但漏失后，相同地质条件下，排量越大，漏失越严重2 局部看，下套管后循环、地质循环、桥堵后循环后漏失，也存在排量与漏失速度正相关的规律3 理论分析，排量越大当量循环密度越大，即动态漏失压力越大漏失越严重。无论总体还是局部，都符合这个规律,4 漏失后用桥堵浆堵漏后，同样的排量，漏失速度比封堵前还要大。这在大家看来没有堵住，堵漏材料不行或工艺条件不行。实际上不是这么简单,一、普通聚合物钻井液体系自身动塑比较低，携带能力不

13、足，清洁井眼靠表观粘度中的塑性粘度，当量循环密度远远高于当量静态密度。特别是小环空间隙提高排量实现携带目的，会加大当量循环密度与当量静态密度的差值，即增大漏失驱动压力，动态压漏地层二、普通聚合物钻井液体系自身防漏能力不足。一是不能在地层漏失时实时封堵漏失通道，二是不能有效地降低当量循环密度，无法满足低地层压力、低破裂压力下施工要求三、发现漏失后挤桥堵浆，进入地层后的刚性颗粒在打开的裂缝中起支撑作用。如果加入的充填粒子和柔性粒子不能合理配伍，导流能力很强。建立循环后，墙的井眼一侧颗粒被冲走，漏失就难以避免。地层孔隙压力高时，破裂压力高，挤浆时可能不会诱导裂缝；孔隙压力低时，破裂压力低，诱导裂缝大

14、，漏失加剧。目前，见漏就桥堵，在思想上是盲目的，理论上是错误的，行动上是有害的,实质是低孔隙压力降低后，不仅增加漏失驱动力，还降低地层破裂压力。漏失是现象，是结果。地层破裂压力下降是本质，提高地层承压能力是根本,因此，人们寻找降低压液柱压力的方法来防漏堵漏,有时建立这堵墙时还会加剧漏失程度,气体型工作流体可以防漏堵漏，但不能循环也不能用于深井，而且需要配套设备才能完成油气井作业,气体类流体用于油气井作业降低液柱压力,Foam working,Air and mist drilling,可循环泡沫和微泡工作流体现场用于防漏堵漏不需要增加设备，但伴随着井深增加，气泡被压缩，流体密度增加，液柱压力增

15、大。降低液柱压力失效。充气工作液存在同样的问题，而且还需要附加设备,随后陆续发明了可循环泡沫、充气、微泡等工作液,aerated working,Aerated or foam and Aphrons working fluids,与地层渗流通道相匹配的常规材料很少见 气体型工作液有较低的密度，但他们由于气体抗压缩性、附加特殊设备等不足，限制了其应用范围 可循环泡沫类工作流体，不管上泡沫还是微泡，应用的有效井深为2000m,常规材料和气体类材料都存在一些问题,必须有一套切合实际的理论和方法！油田现场强烈要求促进了技术发展,在这种情况下力会澜博创建了模糊封堵理论,模糊封堵理论中心思想是，用大小、

16、数量、形状都是自然形成的封堵材料，采用分压、耗压、撑压方式，封堵大小、数量、形状不同的地层漏失通道,LihuiLab theorize Fuzzy Plug Theory to control the lost circulation under these background在这种情况下力会澜博创建了模糊封堵理论,从客观存在的地层漏失讲1、地层漏失通道的大小，是不能逐一测定的，但可以测定其大小分布2、地层漏失通道的形态，是不能精确描述的，但可以大致描述3、地层漏失通道的数量，是不能准确测定的，但可以分类测定4、地层漏失的方式，是不能准确描述的，达到漏失量可以测量后描述5、地层漏失的位置，是

17、不可能准确测定的，但可以测定出范围6、地层漏失的时刻，是不可能准确预测的，但可以推算可能发生地层,这就要求封堵材料具备尺寸分布广泛、形状可变、数量足够且能够预防漏失、不需要确定准确位置和地层的特性。这无疑需要新型的封堵材料,且利用五年时间开发出一种新型防漏堵漏工作流体,仿照细菌微观结构，开发了用于油气井防漏堵漏的工作流体。外观看来，就象是分散在聚合物胶体中的绒毛球,已开发出五种绒囊工作液体系,150 pure oil Fuzzy Ball drilling fluid,150 Water based Fuzzy Ball drilling fluid,120 Water based Fuzzy

18、 Ball ahead fluid,120 Water based Fuzzy Ball carrying fluid(no field application yet),近三年来，成功地完成了100多口井漏失井的钻井、完井、修井、固井和补救作业。现带给大家十个实例,120 Water based Fuzzy Ball drilling fluid,井号：磨80-C1井型：开窗侧钻的短半径水平井压力系数：0.8应用井段：25572949m使用时间：2009.5.24-6.17描述：开采20年后，地层压力系数下降到0.8。邻井因为修井过程中漏失曾报废一口井。2009年5月24日至6月17日，使用

19、绒囊钻井液顺利完井。期间，还使用PPS28型井下电子压力计测量了钻井液井下密度，发现井下2500m密度为 1.03SG，与地面密度 1.02SG相比，增加了不到1%,实例一：衰竭气田钻井过程中防漏堵漏,描述：水平井段横穿两条裂缝。钻井时漏失2000多方钻井液，因漏失卡钻侧钻两次。钻井作业完成后，因为漏失无法射孔完井。使用密度为0.90g/cm3绒囊完井液60方，堵漏成功。顺利完成余下作业,实例二：衰竭油田完井过程中防漏堵漏,井号：南斜60井型：水平井压力系数：0.7应用井段：25673006m使用时间：2009.6.20,井号：柳林22井型：直井压力系数：0.85应用井段：300-702m使用

20、时间：2009.6.20 描述：一开用空气钻井。二开煤层段为提高携岩效率，使用空气、雾、泡沫和绒囊钻井液结合钻井作业。这是一个解决空气、雾、泡沫和常规钻井转化问题的创新技术。实践表明，效果很好，比设计提前8天，钻达702m井深,实例三：与空气钻井配套煤层气防漏堵漏,井号：DFS-02-H2井型：U型井压力系数：开放性地层应用井段：10741275m使用时间：2010.5.31-2010.6.6,实例四：煤层气U型井钻井过程中防漏堵漏,作业简述：DFS-02-H2井水平井段漏失严重，40吨常规堵漏材料，3个月没有钻穿漏失井段。绒囊钻井液只用五天就完成漏失井段钻井，顺利钻达1275m，并与距离65

21、0m的直井顺利对接。目前，此井日产气16000多方，邻井仅6000多方,井号：FL-H2-L井型：多分支井压力系数：0.91应用井段：4690m使用时间：2010.8.28-2010.10.5,实例五：多分支井煤层气钻井过程中防漏堵漏,作业简述：FL-H2-L井是一口五分支井，邻井相同地层漏失严重，绒囊钻井液用于钻水平井段，设计60天，32天完成4690 m，平均分支井深935m,井号：J35井型：直井压力系数：0.91应用井段：9251278m使用时间：2010.10.14-2010.10.25描述：井深925m以浅，井眼坍塌，70m沉砂。而且现场没有有效清洁井眼的手段以保证钻达井底。因此准

22、备弃井。绒囊钻井液钻穿这些复杂井段，仅用12天完成1278m井深,实例六：不同压力系统共存同一井眼煤层气钻井,High pressure water,unstable gravel,Easily-hydrated shale,Low pressure CoalBed,简述：2011年1月1日至2011年9月15。修井前生产85天，修井后生产166天（4天未开井），对比日平均产液量、产油量、产气量、含水率平均值（1）产液量增加。产液量由修井前的249m3/d，下降到修井后的217m3/d，下降13%（2）产油量增加。产油量由修井前的49m3/d，增加到修井后的75m3/d，增加53%（3）含水率

23、下降。含水率由修井前的80%，下降到修井后的68%，下降15%（4）产气量变化不大。产气量由修井前104m3/d，下降到修井后100m3/d，下降4%。可能是产液量下降，溶解在产液中的气量也相对减少,实例七：海上修井过程中防漏堵漏,井号：C22井型：定向井压力系数：0.95应用井段：1878.0-1916.4m,1934.7-1963.9m,1976.5-2066.4m使用时间：2011.3.26-2010.11.31,井号：NX2409井型：直井压力系数：0.84应用井段：2875.42903.4m使用时间：2009.6.12简述：漏失地层固井质量较差，经常影响采油作业。使用密度为0.95g

24、/cm3绒囊前置液40m3，封堵漏失油层，提高地层承压能力，完成挤水泥封窜作业，保证油井正常生产,实例八：油井挤水泥过程中防漏堵漏,PerforationFuzzy ball in firstCement slurry in last,Re-perforated Production formation,实例九：漏失地层固井前置液,NA1-40-58 CBLCommon lost circulation material,NA1-56-56 CBLFuzzy ball ahead fluid,固井质量对比,井号：NAI1-56-56井型：定向井压力系数：0.95应用井段：2310-1865m使

25、用时间：2011.3.21,简述：漏失地层固井质量较差，影响下步作业。使用密度为1.20g/cm3绒囊前置液10m3，封堵漏失油层，提高地层承压能力，完成注水泥固井作业,井号：JU2-H井型：井压力系数：0.95应用井段：1208-1981.45m使用时间：2011.6.1-82011年6月1日，三开使用绒囊钻井液，密度1.141.18g/cm3,，漏斗粘度4550s，动切力911Pa.氯化钾提高钻井液抑制性，重晶石加重绒囊钻井液钻进。钻进过程无井漏、井塌、掉块等发生。6月8日与JU2-V井对接，对接井深1961.5m，完钻井深1981.45m，下入139.7mm套管至井深1962m。这是国内

26、第一口大井眼（8”）煤层气井，邻井侧钻四次才完成。展示了绒囊提高地层承压能力,实例十：煤层气大井眼提高地层承压能力,绒囊是由聚合物和表面活性剂形成的可变形材料，粒径15-150m，以60m居多；壁厚3-10m。可根据井下条件，改变性能和形状全面封堵地层漏失通道。逐渐的高温和低压膨胀提高封堵能力。我们把分散着绒囊的流体叫绒囊工作液,Biological electron micrograph of foam,Ahpron,Fuzzy Ball(about1000 times),为什么效果好？只因一种新型的防漏堵漏材料,commonfoam,Fuzzy Ball,Aphrons,气核、表面张力降低

27、膜、高粘水层及其固定膜构成了囊泡，由于其间的结合依赖于分子的疏水聚合作用相对稳定。所以通常以整体形式出现，看起来象一个气囊，我们称之为皮球。它主要与防漏堵漏性能有关,ball,什么是绒囊？先说囊,囊泡示意图,水溶性改善膜和聚合物及表面活性剂过渡层构成过渡带，主要与胶体流变性有关。它看起来象动物身上的皮毛，形象称为绒毛,ball,什么是绒毛？,绒毛意图,绒囊与其存在的胶体被称为绒囊工作液,绒囊工作液防漏堵漏有着不寻常的功能,（1）绒囊在大尺寸漏失通道中，分解液柱压力，而常规封堵材料则形成一堵墙抵抗液柱压力（2）绒囊在尺寸相当漏失通道中，消耗了液柱压力，而常规材料由于粒径匹配无法形成墙（3）绒囊在

28、小尺寸漏失通道表面形成非渗透膜，而常规材料无法在地层表面形成有效封堵墙,The filling theory of macro-pore and fracture大洞大缝封堵理论,囊泡随着高温和低压起来越大，堆积成水平放置的锥状体，分解了液柱压力。当作用在前端的压力和地层的压力相等时，流体不再进入地层。而且，由于低剪切速率下的高粘度，使流体静止下来,High fluid pressure,我们称之为，分压封堵理论,equalformation pressure,Low formation pressure,回压0.5 MPa，封堵20目砂粒成功,Inert material weighted

29、fluids惰性加重材料浆,Free solids fluids无固相浆,dry sand干砂,大洞大缝封堵理论,绒囊在向大小和自己相当的漏失地层通道移动中，有两种作用。一是由于Jamin效应，流动阻力提高；另一个是进入了漏失通道绒囊膨胀充填。结合低剪切下的高粘度。实现了防漏堵漏,中洞中缝封堵理论,我们称之为，耗压封堵理论,回压0.5 MPa，封堵60目砂粒成功,Inert material weighted fluids惰性加重材料浆,Free solids fluids无固相浆,中洞中缝封堵理论,dry sand干砂,dry sand干 砂,绒囊体系流向微孔微缝时，凝胶强度由于低剪切速率降

30、低而升高。绒囊吸附在低压入口处。绒囊静止后，表面活性剂和大分子聚合物聚集在一起构成过渡层，进一步增大了凝胶强度，强化膜强度,微孔微缝封堵理论,我们称之为，撑压封堵理论,回压0.5 MPa，封堵80-100目砂粒成功,Inert material weighted fluids惰性加重材料浆,Free solids fluids无固相浆,dry sand干砂,dry sand干 砂,孔微缝封堵理论,绒囊工作液可以封堵不同渗透率的岩心,9410-3m2,绒囊体系可以封堵任何渗透率的岩心，只不过是高渗透率岩心侵入的深度大一些,!这些机理可以解释现场使用过程中出现的一些问题！,绒囊工作液使用过程中出现

31、的问题及对策,一、绒囊工作液形态问题,绒囊工作液中，聚合物大分子形成绒毛、表面活性剂形成囊核，所有处理剂溶解于水，标准绒囊工作液体系没有固相，是由流体、气体组成的气液两相流。由于所有的处理剂经过室内和现场应用优化，现场配制和常规处理剂一样，无需特殊方法。近年来，为了适用不同的地层，开发了无固相甲酸盐工作流体、氯化钾工作流体以及重晶石加重的加重钻井流体，并在SZ36-1油田修井和煤层气钻井作业中应用,被包裹的气体位于整个球形绒囊的中心，就象是绒囊的“核”，称为“气核”,绒囊微观结构为一核二层三膜,一核,气核外侧表面活性剂，主要用于降低气液界面张力，称为“表面张力降低膜”,绒囊微观结构,三膜（1）

32、,绒囊微观结构为一核二层三膜,紧靠表面张力降低膜外侧，表面活性剂亲水端的水化作用以及亲水端间的缔合作用，使水溶液粘度远远高于连续相，称为“高粘水层”,绒囊微观结构,二层（1）,绒囊微观结构为一核二层三膜,高粘水层外表面，与表面张力降低膜相对应，在极性作用下吸附表面活性剂，形成维持高粘水层高粘度的表面活性剂膜，称为“高粘水层固定膜”,绒囊微观结构,三膜（2）,绒囊微观结构为一核二层三膜,紧密吸附于高粘水层固定膜外侧的表面活性剂，在极性的作用下成膜。由于此膜亲水基存在，使得绒囊具有良好水珠溶性，称此膜为“水溶性改善膜”,绒囊微观结构,三膜（3）,绒囊微观结构为一核二层三膜,在水溶性改善膜外侧，由聚

33、合物和表面活性剂组成，浓度从膜外侧向连续相逐渐降低，没有固定厚度的松散层，称为“聚合物和表面活性剂的浓度过渡层”，简称“过渡层”,绒囊微观结构,二层（2）,绒囊微观结构为一核二层三膜,气核、表面张力降低膜、高粘水层固定膜依靠氢键与高粘水层连接，作用力强，相对稳定。因而气核、表面张力降低膜、高粘水层和高粘水层固定膜通常以一体形式出现，称为“气囊”，是能量聚集体,气囊在周围环境变化时不易被破坏，与绒囊的封堵特性有关,绒囊微观结构,气囊,气囊,聚合物和表面活性剂依靠敏化作用和分子间作用力形成水溶性改善膜和过渡层。与氢键相比，分子间作用力相对较弱，扩散作用即可使水溶性改善膜和过渡层的厚度发生改变，导致

34、膜层间界限模糊，所以合称水溶性改善膜与过渡层为松散吸附的动态扩散区，简称“松散区”，是流变性控制体,绒囊扩散区在周围环境变化时变化，与流动特性有关,绒囊微观结构,松散区,绒囊工作液使用过程中出现的问题及对策,二、绒囊工作液的适用地层问题,绒囊工作液起源于储层暂堵，即期望能够有效封堵的前提下，通过自身的返排实现暂堵。在这个目标的驱动下，封堵利用地层的流体压力平衡囊泡的分压，利用地层温度加强封堵强度。因此，对于开放地层如表层漏失封堵问题、溶洞型漏失地层，其控制漏失的强度，而无法封死储层。这在FL-H2-L等井得以应用。针对这个问题，我们正在开发绒囊水泥浆，旨在利用绒囊使用水泥浆降低流动速度，进而能

35、够稠化胶结。封堵效果和胶结强度初步评价效果良好,绒囊工作液使用过程中出现的问题及对策,三、现场堵漏方法问题,绒囊工作液封堵，是靠气囊的变形、膨胀和绒毛的连结作用实现的。因此，防漏和堵漏工作液的性能是不一样的。正常作业时应该及时预测、发现漏失地层，调整工作液性能。如果发现漏失地层，应调整处理剂加量使之具备与封堵机理相匹配的工作液性能，特别是调整绒毛剂加量。体系初切在10Pa以上，防漏堵漏能力是可以保证的。但要控制表观粘度不能很高，以满足正常作业需要。这一点，在对付开放性地层，如表层尤其重要。如果漏失通道太光滑还可以加入锯末等增加摩阻,CLH-04H&03H井位于山西省吕梁市柳林县。该井开始使用膨

36、润土聚合物钻井液钻进。钻进过程中44m处漏失，漏速30m3/h，配制核桃皮等大颗粒堵漏浆堵漏后继续钻进；301m处漏失，漏速15m3/h，再次配制堵漏浆封堵成功；372m处漏失，漏速25m3/h，漏失速度大，配制堵漏浆封堵失败，停钻。改用绒囊钻井液。现场配制密度0.91g/cm3绒囊钻井液加入少许锯末打入井内，顺利建立循环，开始钻进。钻进过程中绒囊钻井液平均漏速35m3/h，53h成功完成定向井段328米进尺,绒囊工作液使用过程中出现的问题及对策,四、对液柱压力的反应问题,绒囊工作液封堵，一是囊泡自身在外在压力的作用下溶解于连续相问题；二是，封堵带支撑力问题。室内PVT实验表明，绒囊工作液在温

37、度和压力的共同作用下，绒囊依然存在。室内堵漏实验0.5MPa回压下，加压7MPa不漏失。,C22井修井现场试压8MPa；F20井试压14MPa；M80钻井测压2500m比地面增加不足1%。漏失地层挤水泥、固井没有发生过漏失,绒囊工作液使用过程中出现的问题及对策,五、绒囊工作液的返排问题,绒囊工作液封堵后，目前有两种观点：一是返排出来，提高渗透率；二是不返排，稳油控水。延平1井使用了破胶技术，破胶后返液清洁。海上修井则不返排，稳油控水,自脱壳返排理论,绒囊独特储层保护性能，即自消除脱壳返排理论。原油进入井筒，经过启动期、绕流期、争排期、液涌期、清胶期等五个阶段以产液中原油从地层中流到井眼的过程为

38、例说明,地层产液恢复机理,T1,T2,T3,T4,T5,Q0Q1,Q5,Q4,Q3,Q2,启动期,绕流期,争排期,液涌期,清胶期,T0,井筒中的绒囊钻井液被提升到地面，井筒液柱压力降低。由于开采过程中的液柱压力低于地层压力，地层中钻井液开始返排。近井壁绒囊开始膨胀，膨胀绒囊与低剪切速率下的高粘度连续相一起，产生足够的返排阻力，即使压差较大，产液也不会流向井筒。这是由于绒囊抗压特征决定的。高孔高渗储层此过程较短，低孔低渗此时间段较长,地层产液恢复机理,原油产出速率,开采时间,T1,T2,T3,T4,T5,Q0Q1,Q5,Q4,Q3,Q2,启动期,绕流期,争排期,液涌期,清胶期,T0,经过启动期，

39、产液绕过储层岩石颗粒、绒囊进入井筒，与生产压差大小关系未必密切，只要时间足够此现象就会发生。这是由于绒囊钻井液两亲特性决定的。在正压差下，绒囊钻井液一方面与岩石接触较紧密，不会短期内解离；另一方面，绒囊钻井液也不排斥油的进入。看起来是产液绕过了颗粒状物质，因此命名为绕流期。由于产液流向井筒过程中，钻井液或多或少的被带入井筒，地下产液通道进一步打开，原油产出速率增加,地层产液恢复机理,原油产出速率,开采时间,T1,T2,T3,T4,T5,Q0Q1,Q5,Q4,Q3,Q2,启动期,绕流期,争排期,液涌期,清胶期,T0,争排是绒囊钻井液和原油争相进入井筒。这个时期有可能绒囊钻井液流向井筒占据了主流，

40、也可能原油占据主流。在流动过程中，绒囊摆脱连续相的包围，破壳而入井筒。此时，渗流通道中有钻井液连续相、绒囊和原油，原油受到绒囊的挤压时变少，甚至低于绕流期速率。此时原油产出速率不好确定,地层产液恢复机理,开采时间,原油产出速率,排液时间,T1,T2,T3,T4,T5,Q0Q1,Q5,Q4,Q3,Q2,启动期,绕流期,争排期,液涌期,清胶期,T0,经历争排期后，绒囊完全进入井筒，孔喉的大小受钻井液连续相影响。与封堵时相比，渗流通道进一步打开，产油速度恢复加快，表现为原油大量涌入井筒,地层产液恢复机理,原油产出速率,T1,T2,T3,T4,T5,Q0Q1,Q5,Q4,Q3,Q2,启动期,绕流期,争

41、排期,液涌期,清胶期,T0,绒囊钻井液由连续相和绒囊组成，绒囊进入井筒后，吸附在孔喉岩石表面的连续相在温度和细菌的作用下，逐渐降解，胶体减少。恢复原油渗流通道。原油产出速率进一步增加,地层产液恢复机理,原油产出速率,开采时间,绒囊工作液使用过程中有疑问的问题,六、绒囊工作液对其它作业的影响问题,泥浆泵、MWD仪器、涡轮、螺杆、测井仪器,绒囊工作液使用过程中出现的问题及对策,七、绒囊工作液的成本问题,绒囊工作液封堵，一是自身成本；二是综合成本。自身成本与钻井工作液要求的性能有关，如不同的密度、有无固相、钻完修井作业。从目前应用的井来看，没有反映单位成本较高的意见。进一步推广应用后，成本会进一步下

42、降。综合成本很低，效益很好,无固相低密度实现欠平衡作业，惰性材料或水溶性材料加重实现过或近平衡作业 低剪切下的高粘度、高剪切下的低粘度实现悬浮和清洁井眼 绒囊可以实现找孔堵孔并选择合适的方式防漏堵漏 地层中的绒囊能够稳油控水，虽然目前还不清楚什么原因 绒囊工作液通过分压、耗压、撑压等方式，改善了地层对抽吸、激动压力的敏感程度，提高了地层承压能力。虽然机理我们还不太清楚,绒囊工作液有其独特的性能,这些性能可能成为共同发展的基础,展望未来,超长绒毛技术为封死漏失地层再增新方法,展望未来,囊泡中包油或包水技术为深层漏失控制再添新手段,展望未来,高强膜超薄层技术为酸化压裂再增新方法,注入过程中，流体优

43、先选择裂缝、断层等大的渗流通道，影响注入的波及效率,展望未来,如果绒囊工作液有效地封堵大的渗流通道，就能够提高的注入效率,fluid,fluid,fluid,fluid,加强提高煤层气采收率施工工艺,fluid,fluid,fluid,fluid,同样的道理，压裂液也可以封堵大渗流通道而压开小渗流通道或沟通孔隙,展望未来,提高油气采收率压裂转向和笼统压裂技术,Fracture fluids,Fracture fluids,Fracture fluids,Fracture fluids,Fracture fluids,Fracture fluids,Fracture TurnaroundTechnology,General fracturing for formations with different strength,Fracture fluids,次低,最高,最低,怎样堵死表层或者非储层漏失？如何定量分析防漏堵漏机理?如何针对不同地层产液储层保护?绒囊能承受多大的压力？我们能制造出层更薄但强度更大的绒囊吗？为什么绒囊能让含水率下降而油上升呢？,绒囊技术有许多问题有待于研究,所有的一切等待着有志者揭开谜底！,执行 思索 创新 提高,happy every day,