長北區塊無土相防水鎖低傷害鉆井液技術

凡帆 劉偉 賈俊

引用本文:

長北區塊無土相防水鎖低傷害鉆井液技術

    作者簡介: 凡帆(1986—),男,湖北仙桃人,2008年畢業于長江大學應用化學專業,2011年獲西南石油大學應用化學專業碩士學位,工程師,主要從事鉆井液完井液技術研究。E-mail:[email protected]
  • 基金項目:

    中國石油集團公司重大科技專項“長慶油田5000萬噸持續高效穩產關鍵技術研究與應用”(編號:2016E-05)部分研究內容

  • 中圖分類號: TE242

Clay-Free Drilling Fluid with Anti-Water Locking and Low Damage Performance Used in the Changbei Block

  • CLC number: TE242

  • 摘要: 針對長北區塊生產井持續生產致使地層壓力衰減、壓差增大,導致鉆井液對儲層傷害加劇的問題,在分析長北區塊儲層傷害機理的基礎上,研制了解水鎖劑G311,優選了潤滑劑G316,并對其加量進行了優化,形成了適用于長北區塊壓力衰減儲層的無土相防水鎖低傷害鉆井液。該鉆井液與無土相低傷害鉆井液相比,鉆井液濾液表面張力降低率達77.8%,線性膨脹率達22.6%,巖心傷害率低于15.0%,具有解除水鎖、抑制水敏及儲層保護效果顯著等優點。無土相防水鎖低傷害鉆井液在長北區塊2口氣井進行了現場試驗,鉆井過程中沒有發生井下故障,起下鉆順暢,井眼始終處于良好凈化狀態。其中,CX–5井平均機械鉆速提高12.1%,裸眼完井并直接氣舉投產,產氣量達70×104m3/d,高于預期產氣量。研究結果表明,無土相防水鎖低傷害鉆井液能夠滿足長北區塊壓力衰減地層長水平段水平井鉆井安全及儲層保護要求。
  • 圖 1  解水鎖劑G311加量對鉆井液濾液表面張力的影響

    Figure 1.  Effect of G311 dosage on the surface tension of drilling fluid filtrate

    圖 2  巖心的線性膨脹試驗結果

    Figure 2.  Results of core linear expansion experiments

    圖 3  鉆井液在不同溫度下的黏度曲線

    Figure 3.  Viscosity of drilling fluid at different temperatures

    表 1  巖心自吸含水飽和度隨吸水時間的變化

    Table 1.  Self-absorbed water saturation of cores with time

    巖心
    編號
    不同時間下巖心自吸含水飽和度,%
    0.5 min1.0 min5.0 min10.0 min20.0 min50.0 min100.0 min
    1 6.812.634.853.968.772.373.3
    214.321.741.450.955.261.962.9
    321.232.458.661.574.387.888.6
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    表 2  山西組2段巖心水鎖傷害實驗結果

    Table 2.  Results of water-locking damage experiment with cores in the second member of Shanxi Formation

    巖心
    編號
    原始含水
    飽和度,%
    原始含水飽
    和度下的
    滲透率/
    mD
    束縛水飽和度,%束縛水飽和度下的滲透率/
    mD
    水鎖傷
    害率,%
    評價
    結果
    428.11.43967.20.43569.8
    515.91.41761.00.33276.6
    610.02.74350.60.41784.8
    730.93.93681.70.25293.6
    平均21.265.181.2
    下載: 導出CSV

    表 3  不同壓差下的巖心傷害試驗結果

    Table 3.  Experimental results of core damage under different pressure differences

    壓差/MPa巖心數量傷害率,%平均傷害率,%
    14625.3~28.326.8
    17523.8~46.033.8
    19669.8~70.170.0
    21478.6~91.685.4
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    表 4  滲透率與含水飽和度關系

    Table 4.  Relationship between permeability and water saturation

    序號巖心抽真空飽
    和標準鹽水
    巖心自吸標準鹽水巖心自吸解水鎖劑
    含水飽和度,%滲透率/
    mD
    含水飽和度,%滲透率/
    mD
    含水飽和度,%滲透率/
    mD
    193.60.11180.20.09570.20.104
    282.80.11774.10.10160.30.111
    380.50.13070.80.12755.10.141
    478.40.13967.60.13651.90.199
    571.60.14562.40.14345.90.392
    662.10.19960.30.16538.80.483
    759.80.39057.90.37433.90.581
    858.20.49957.60.50932.60.713
    938.30.72933.50.94124.40.903
    1031.21.06727.61.31614.61.215
    1120.61.47721.21.53712.81.798
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    表 5  潤滑劑G316加量對鉆井液性能的影響

    Table 5.  Effect of G316 dosage on drilling fluid performance

    G316加
    量,%
    實驗條件表觀黏度/
    (mPa·s)
    塑性黏度/
    (mPa·s)
    濾失量/
    mL
    潤滑系數
    0 老化前46.0245.60.304
    100 ℃/16 h43.0225.80.304
    0.5老化前45.0235.40.131
    100 ℃/16 h41.5215.80.137
    1.0老化前44.0205.60.097
    100 ℃/16 h42.0195.40.094
    1.5老化前43.5225.40.070
    100 ℃/16 h45.0235.80.063
    2.0老化前44.0215.60.041
    100 ℃/16 h40.0185.60.041
    2.5老化前42.0195.40.030
    100 ℃/16 h41.0195.60.034
    3.0老化前39.0175.40.029
    100 ℃/16 h38.0185.20.027
    下載: 導出CSV

    表 6  巖心傷害試驗結果

    Table 6.  Results of core damage experiment

    巖心
    編號
    長度/
    cm
    直徑/
    cm
    孔隙
    度,%
    滲透率/mD傷害
    率,%
    鉆井液
    傷害前傷害后
    14.882.536.030.7640.57039.8NDW無土相低
    傷害鉆井液
    24.142.548.100.9540.57525.4
    33.632.548.200.7070.43338.9
    43.432.549.311.1200.91518.3NWP無土相防水
    鎖低傷害鉆井液
    54.532.538.780.8560.75112.3
    64.482.537.630.7950.70311.6
    下載: 導出CSV
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出版歷程
  • 收稿日期:  2019-01-24
  • 錄用日期:  2019-08-17
  • 網絡出版日期:  2019-09-06
  • 刊出日期:  2019-09-01

長北區塊無土相防水鎖低傷害鉆井液技術

    作者簡介: 凡帆(1986—),男,湖北仙桃人,2008年畢業于長江大學應用化學專業,2011年獲西南石油大學應用化學專業碩士學位,工程師,主要從事鉆井液完井液技術研究。E-mail:[email protected]
  • 1. 低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室,陜西西安 710018
  • 2. 中國石油集團川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院,陜西西安 710018
基金項目:  中國石油集團公司重大科技專項“長慶油田5000萬噸持續高效穩產關鍵技術研究與應用”(編號:2016E-05)部分研究內容

摘要: 針對長北區塊生產井持續生產致使地層壓力衰減、壓差增大,導致鉆井液對儲層傷害加劇的問題,在分析長北區塊儲層傷害機理的基礎上,研制了解水鎖劑G311,優選了潤滑劑G316,并對其加量進行了優化,形成了適用于長北區塊壓力衰減儲層的無土相防水鎖低傷害鉆井液。該鉆井液與無土相低傷害鉆井液相比,鉆井液濾液表面張力降低率達77.8%,線性膨脹率達22.6%,巖心傷害率低于15.0%,具有解除水鎖、抑制水敏及儲層保護效果顯著等優點。無土相防水鎖低傷害鉆井液在長北區塊2口氣井進行了現場試驗,鉆井過程中沒有發生井下故障,起下鉆順暢,井眼始終處于良好凈化狀態。其中,CX–5井平均機械鉆速提高12.1%,裸眼完井并直接氣舉投產,產氣量達70×104m3/d,高于預期產氣量。研究結果表明,無土相防水鎖低傷害鉆井液能夠滿足長北區塊壓力衰減地層長水平段水平井鉆井安全及儲層保護要求。

English Abstract

  • 長北區塊位于鄂爾多斯盆地東部,主要產層是山西組2段,具有層薄、低孔、低滲、低壓、低產和非均質性強等特點[1]。長北區塊采用雙分支水平井進行開發,單支水平段設計長度達2 000 m,采用裸眼完井[2],針對儲層特點及儲層保護的要求,采用“剛性粒子+可變形粒子”的屏蔽暫堵技術,研制了NDW無土相低傷害鉆井液,在長北區塊40多口雙分支水平井進行了應用,均裸眼完井并直接氣舉投產,其中20多口井日產氣量超100×104 m3,單井日產氣量最高達220×104 m3,儲層保護效果較好[3]。但隨著CX叢式生產井持續生產,導致地層壓力衰減,造成鉆井過程中井底與儲層間的壓差增大,同時長北區塊的主滲流孔喉半徑為0.04~2.30 μm,平均為0.44 μm;對滲流貢獻最大的孔喉半徑為0.07~9.38 μm,平均為1.12 μm,而控制孔隙體積大多數的孔喉半徑為0.01~0.10 μm,因此液相侵入后極易造成水鎖傷害,加劇了鉆井液對儲層的傷害[46],現用NDW無土相低傷害鉆井液無法滿足現場需要。為此,筆者在分析長北區塊儲層敏感性和水鎖傷害機理的基礎上,研制了鉆井液用解水鎖劑G311,并對無土相低傷害鉆井液配方進行了優化,形成了適用于壓力衰減儲層保護的無土相防水鎖低傷害鉆井液,現場試驗取得了良好的效果。

    • 長北區塊儲層地質特征研究表明:長北氣藏屬低滲、低壓氣藏,非均質性強,孔喉結構變化大;同時,儲層含有泥質雜基、伊蒙混層礦物、伊利石、高嶺石、綠泥石和其他膠結物[78]。巖石性質決定了儲層可能存在水鎖效應、水敏損害、速敏損害等潛在傷害因素,因此通過室內試驗分析儲層傷害機理。

    • 參照SY/T 5358—2010《儲層敏感性流動實驗評價方法》,選取長北區塊山西組2段儲層巖心,以氮氣作為流動介質,測得巖心束縛水飽和度下的氣體滲透率作為初始滲透率,進行長北區塊儲層敏感性試驗。結果表明,該儲層水敏損害程度中等偏強,速敏損害程度中等偏弱,鹽敏、酸敏、堿敏和應力敏感損害程度均較弱。

    • 選取3塊長北區塊山西組2段儲層巖心,用標準鹽水模擬地層水,在常溫下進行了巖心自吸水飽和度隨時間變化的試驗,結果見表1

      巖心
      編號
      不同時間下巖心自吸含水飽和度,%
      0.5 min1.0 min5.0 min10.0 min20.0 min50.0 min100.0 min
      1 6.812.634.853.968.772.373.3
      214.321.741.450.955.261.962.9
      321.232.458.661.574.387.888.6

      表 1  巖心自吸含水飽和度隨吸水時間的變化

      Table 1.  Self-absorbed water saturation of cores with time

      表1可看出,3塊巖心在開始的30 min內自吸含水飽和度隨時間變化很快,表明長北區塊儲層通過自吸入就可以達到較高的含水飽和度,具有極強的吸水能力。

    • 水鎖傷害主要取決于儲層原始含水飽和度與束縛水飽和度之差,差值越大,對氣藏的傷害越嚴重[910]。為此,進行了長北區塊山西組2段儲層巖心的水鎖傷害試驗,評價儲層由于水相滯留引起的儲層傷害情況,結果見表2

      巖心
      編號
      原始含水
      飽和度,%
      原始含水飽
      和度下的
      滲透率/
      mD
      束縛水飽和度,%束縛水飽和度下的滲透率/
      mD
      水鎖傷
      害率,%
      評價
      結果
      428.11.43967.20.43569.8
      515.91.41761.00.33276.6
      610.02.74350.60.41784.8
      730.93.93681.70.25293.6
      平均21.265.181.2

      表 2  山西組2段巖心水鎖傷害實驗結果

      Table 2.  Results of water-locking damage experiment with cores in the second member of Shanxi Formation

      表2可以看出,長北區塊山西組2段儲層存在強水鎖傷害,即儲層中水相滯留對儲層的傷害較為嚴重,平均傷害率達81.2%。

    • 隨著CX叢式生產井持續生產,地層壓力系數從0.90逐漸降至0.70,在鉆井液密度不變的情況下,井底與儲層間的壓差增大,鉆井液對儲層的傷害加劇。為此,選取21塊山西組2段儲層巖心,采用NDW無土相低傷害鉆井液,進行壓力衰減對儲層傷害影響評價試驗,結果見表3。NDW無土相低傷害鉆井液基礎配方為:0.3%~0.5%提黏提切劑G310+3.0%~5.0%復合暫堵劑G302+2.0%~3.0%酸溶降濾失劑G301+0.3%~0.5%降濾失劑PAC–L+0.5%~1.0%除氧劑+0.1%~0.2%殺菌劑+0.4%~0.6%NaOH+石灰石。

      壓差/MPa巖心數量傷害率,%平均傷害率,%
      14625.3~28.326.8
      17523.8~46.033.8
      19669.8~70.170.0
      21478.6~91.685.4

      表 3  不同壓差下的巖心傷害試驗結果

      Table 3.  Experimental results of core damage under different pressure differences

      表3可知,隨著壓差增大,巖心的傷害率也增大。這是由于壓差增大,侵入地層流體的流速增大,地層中黏土礦物發生水化膨脹運移將喉道堵塞,造成水敏和速敏損害[1113];同時,侵入地層的液相增多,引起儲層水鎖傷害,而井壁上的濾餅增厚,從而導致儲層滲透能力顯著降低。

    • 根據長北區塊儲層的傷害機理分析結果,確定了鉆井液的研制思路:解除水鎖,降低鉆井液濾液表面張力,提高液相返排能力[1418];抑制水敏礦物水化膨脹,防止堵塞孔喉。

      根據以上技術思路,自主研發了鉆井液用解水鎖劑G311,其主要由氟烷基季胺鹽表面活性劑、乙二醇醚、有機胺及低碳醇組成。其中,氟烷基季胺鹽表面活性劑具有降低表面張力的能力,但難溶于水;乙二醇醚可改善該表面活性劑的水溶性,有機胺能抑制水敏礦物的水化膨脹,低碳醇具有提高氣體滲透率的作用。因此,該解水鎖劑能有效降低鉆井液濾液的表面張力,對濾液的排液效果好,同時能提高鉆井液的抑制性,降低儲層水鎖和水敏傷害。

      為了考察長北區塊山西組2段儲層巖心含水飽和度與氣體滲透率的關系,同時評價解水鎖劑G311對巖心含水飽和度的影響,進行了巖心自吸解水鎖劑和自吸標準鹽水的試驗,結果見表4

      序號巖心抽真空飽
      和標準鹽水
      巖心自吸標準鹽水巖心自吸解水鎖劑
      含水飽和度,%滲透率/
      mD
      含水飽和度,%滲透率/
      mD
      含水飽和度,%滲透率/
      mD
      193.60.11180.20.09570.20.104
      282.80.11774.10.10160.30.111
      380.50.13070.80.12755.10.141
      478.40.13967.60.13651.90.199
      571.60.14562.40.14345.90.392
      662.10.19960.30.16538.80.483
      759.80.39057.90.37433.90.581
      858.20.49957.60.50932.60.713
      938.30.72933.50.94124.40.903
      1031.21.06727.61.31614.61.215
      1120.61.47721.21.53712.81.798

      表 4  滲透率與含水飽和度關系

      Table 4.  Relationship between permeability and water saturation

      表4可知,巖心自吸標準鹽水和抽真空飽和標準鹽水的束縛水飽和度相當,隨著含水飽和度的降低,氣體滲透率逐漸增大,當驅替到一定程度達到束縛水飽和度時,含水飽和度不再發生變化,分別為58.2%和57.6%,采取烘干巖心的辦法可以降低含水飽和度;巖心自吸解水鎖劑G311后,其束縛水飽和度降至32.6%,巖心滲透率也明顯增大,表明解水鎖劑G311有利于液相返排。

    • 在NDW無土相低傷害鉆井液配方基礎上,對鉆井液用解水鎖劑G311及潤滑劑G316加量進行了優化,形成了NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液。

    • 在NDW無土相低傷害鉆井液中加入不同加量的解水鎖劑G311,采用中壓失水儀,收集濾液,并利用表面張力儀測試濾液的表面張力,結果見圖1

      圖  1  解水鎖劑G311加量對鉆井液濾液表面張力的影響

      Figure 1.  Effect of G311 dosage on the surface tension of drilling fluid filtrate

      由圖1可以看出,解水鎖劑G311加量為0.1%時,可使鉆井液濾液的表面張力降至16.48 mN/m,降低率達77.8%,可有效解除水鎖傷害。

    • 針對雙分支井長水平段鉆進時扭矩大、摩阻高的特點,選用了全油基生物油潤滑劑G316,在NDW無土相低傷害鉆井液中加入不同加量的G316,測試其老化前后的流變性、濾失性和潤滑性能,結果見表5

      G316加
      量,%
      實驗條件表觀黏度/
      (mPa·s)
      塑性黏度/
      (mPa·s)
      濾失量/
      mL
      潤滑系數
      0 老化前46.0245.60.304
      100 ℃/16 h43.0225.80.304
      0.5老化前45.0235.40.131
      100 ℃/16 h41.5215.80.137
      1.0老化前44.0205.60.097
      100 ℃/16 h42.0195.40.094
      1.5老化前43.5225.40.070
      100 ℃/16 h45.0235.80.063
      2.0老化前44.0215.60.041
      100 ℃/16 h40.0185.60.041
      2.5老化前42.0195.40.030
      100 ℃/16 h41.0195.60.034
      3.0老化前39.0175.40.029
      100 ℃/16 h38.0185.20.027

      表 5  潤滑劑G316加量對鉆井液性能的影響

      Table 5.  Effect of G316 dosage on drilling fluid performance

      表5可以看出,隨著潤滑劑G316加量增大,鉆井液的極壓潤滑系數降低,加量超過2.0%后,潤滑系數低于0.050。同時,鉆井液老化前后性能穩定,表明G316抗溫性好,滿足水平井長水平段施工要求。

    • 在NDW無土相低傷害鉆井液配方基礎上,引入解水鎖劑G311和潤滑劑G316,根據優化試驗結果,形成了NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液基礎配方:0.4%提黏提切劑G310+3.0%復合暫堵劑G302+2.0%酸溶降濾失劑G301+0.5%降濾失劑PAC–L+0.1%解水鎖劑G311+2.0%潤滑劑G316+0.5%除氧劑+0.1%殺菌劑+0.5%NaOH+石灰石。

    • 取15 g鈣土,在41.4 MPa下壓制30 min制成人造巖心,置于OFI動態線性膨脹儀上,分別用清水和NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液浸泡巖心,測定巖心浸泡不同時間后的膨脹率,評價無土相防水鎖低傷害鉆井液的抑制性能,結果見圖2

      圖  2  巖心的線性膨脹試驗結果

      Figure 2.  Results of core linear expansion experiments

      圖2可以看出,由于NWP土相防水鎖低傷害鉆井液具有抑制作用,巖心在鉆井液中浸泡16 h的線性膨脹率為22.6%,遠低于清水,表明NWP防水鎖低傷害鉆井液可抑制黏土礦物水化膨脹和分散,降低儲層的水敏傷害。

    • 由于長北區塊氣井井底溫度達100 ℃,水平段長,長時間鉆進對鉆井液的抗溫性能要求較高,為此使用高溫高壓流變儀Chandler 7600測試了NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液在不同溫度下的流變性能,結果見圖3

      圖  3  鉆井液在不同溫度下的黏度曲線

      Figure 3.  Viscosity of drilling fluid at different temperatures

      圖3可以看出,NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液在高溫130 ℃以下的流變性良好,當溫度高于130 ℃時鉆井液黏度才發生突降,可滿足長北區塊水平井水平段鉆進要求。

    • 在長北區塊地層壓力系數條件下,測得NDW無土相低傷害鉆井液在12 MPa壓差下對儲層的傷害率低于15.0%,屬于輕傷害。因目前地層壓力衰減,根據儲層條件,將測試參數調整為:溫度100 ℃,圍壓20 MPa,傷害壓差17 MPa,動態傷害24 h;采用山西組2段巖心評價NDW 無土相低傷害鉆井液和NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液的儲層保護效果,結果見表6

      巖心
      編號
      長度/
      cm
      直徑/
      cm
      孔隙
      度,%
      滲透率/mD傷害
      率,%
      鉆井液
      傷害前傷害后
      14.882.536.030.7640.57039.8NDW無土相低
      傷害鉆井液
      24.142.548.100.9540.57525.4
      33.632.548.200.7070.43338.9
      43.432.549.311.1200.91518.3NWP無土相防水
      鎖低傷害鉆井液
      54.532.538.780.8560.75112.3
      64.482.537.630.7950.70311.6

      表 6  巖心傷害試驗結果

      Table 6.  Results of core damage experiment

      表6可知,與NDW無土相低傷害鉆井液相比,NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液可有效降低對儲層的傷害,巖心平均傷害率為14.1%,屬于輕度傷害。

    • NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液在長北區塊2口氣井進行了現場試驗。結果表明,試驗井段鉆井施工順利,鉆井液流變性穩定,攜巖能力強,井眼清潔,扭矩小,對儲層傷害小。下面以CX–5井為例介紹現場試驗情況。

      CX–5井是一口雙分支水平井,目的層為二疊系山西組2段。該井采用三開井身結構,一開鉆至井深634.00 m,二開鉆至井深3 216.00 m,三開采用?215.9 mm鉆頭分別完成第一分支水平段(長1 653.00 m)和第二分支水平段(長1 539.00 m),完鉆后用甲酸鈉完井液將鉆井液頂替出,裸眼完井,氣舉投產。

    • 取現場三開水平段鉆井液,進行室內巖心傷害評價試驗,結果表明,長北區塊山西組氣層巖心經過鉆井液傷害后,巖心的平均傷害率為16.2%,屬于輕度傷害,能夠保證氣藏的原始產能。

      CX–5井位于河道邊緣,地層壓力衰減嚴重,非均質性強,儲層不連續,預期產氣量50×104m3/d,2018年12月底該井裸眼完井后直接氣舉投產,產氣量達70×104m3/d,高于預期產量,表明NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液滿足壓力衰減儲層保護的要求。

    • CX–5井雙分支水平段長度均超過1 500.00 m,鉆井施工過程中NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液始終保持優良的潤滑性能,API濾失量小于5 mL,井壁上形成的濾餅薄而韌,濾餅黏附系數維持在0.035~0.052;鉆進扭矩控制在25 kN?m以內,鉆井期間未出現阻卡。同時,鉆井液流變性能穩定,攜巖性能強,井眼清潔,平均機械鉆速由5.13 m/h提高至5.75 m/h,提高了12.1%,鉆井時間縮短了7.4 d,滿足了長水平段安全快速鉆進的要求。

    • 1)長北區塊壓力衰竭儲層傷害的主要因素依次是水鎖、水敏和速敏。根據長北區塊儲層傷害機理分析結果,自主研發了鉆井液用解水鎖劑G311,可降低鉆井液濾液的表面張力。

      2)NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液抑制黏土水化膨脹分散的能力強,抗溫130 ℃,潤滑性好,對儲層傷害小。現場試驗表明,NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液的儲層保護及安全快速鉆進效果顯著,可在長北區塊進行推廣。

      3)現場施工過程中鉆井液起泡較明顯,建議對解水鎖劑的配方進行優化,以降低氣泡對鉆井液性能的影響。

參考文獻 (18)

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