深水高孔高渗储层免破胶钻井完井液技术.docx

深水高孔高渗储层免破胶钻井完井液技术.docx

《深水高孔高渗储层免破胶钻井完井液技术.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《深水高孔高渗储层免破胶钻井完井液技术.docx（10页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

深水高孔高渗储层免破胶钻井完井液技术

摘要:

深水钻完井工程成本高、作业条件苛刻、安全风险大，一旦发生严重的储层损害就有可能导致油气产能大幅度降低，造成巨大的经济损失。

为了给深水油气钻探开发中制定和实施储层保护技术措施提供支撑，借助X射线衍射、压汞、扫描电镜、水化膨胀分散实验以及储层敏感性流动实验等手段，分析了中国南海某深水气田储层损害的机理，提出了储层保护技术对策，构建了适合该深水气田储层保护的钻井完井液。

研究结果表明：

①该深水气田储层为高孔高渗砂岩储层，黏土含量平均为12.38%，存在着强速敏性和中等程度的水敏性；②储层损害的主要原因是钻完井工作液中的固相侵入以及工作储层岩石不配伍；③通过理想充填暂堵方法对宽尺寸孔喉有效暂堵是保护储层的关键技术措施；④所构建的水基钻井完井液在2～75℃深水井筒温度下具有稳定的流变性，直接返排解堵岩心渗透率恢复值介于74.5%～92.24%，与隐形酸完井液顺序污染岩心后渗透率恢复值大于86%。

现场应用于4口深水井的效果表明，4口井均未发生井下复杂情况，作业结束后直接返排解堵，节约了完井作业时间。

结论认为，该钻井完井液可以满足深水高孔高渗储层钻井技术的要求，实现了免破胶作业，储层保护效果优良。

关键词:

中国南海；深水气田；高孔高渗；储层损害机理；储层保护；钻井完井液；返排解堵；免破胶作业

0　引言

中国南海深水油气资源极为丰富[1]。

近年来，在上述区域相继发现了多个高产砂岩气田[2-3]，储层整体孔渗特征好。

储层保护是油气勘探开发重要的技术措施之一[4]，其效果直接影响到油气藏的勘探及后期的生产效益。

深水钻完井作业成本高、作业条件苛刻、安全风险大[5-8]，一旦发生严重的储层损害就有可能导致油气产能大幅度降低，无法获得预期的回报，造成巨大的经济损失。

因此，随着南海深水油气田的不断发现并逐步进入开发阶段，需要系统研究储层损害机理与保护方法，为钻完井工程中有效保护储层提供理论依据。

为此，笔者利用南海某深水气田储层的岩样，系统开展了深水储层损害机理研究，提出了储层保护对策，构建了适合目标深水气田的钻井完井液，以期为深水油气钻探开发中制定和实施储层保护技术措施提供支撑。

1　储层损害机理

1.1　岩石矿物组成

利用D/max-IIIAX-射线衍射仪对储层岩石进行矿物组成分析。

全岩矿物分析（表1）表明，储层矿物以石英为主，平均含量为51.25%；其次是方解石，平均含量为21.88%；黏土矿物含量平均为12.38%。

黏土矿物组成分析（表2）表明，黏土矿物主要为高岭石、伊利石和伊蒙混层，伊蒙混层含量介于10%～47%，平均30.5%；伊利石含量介于21%～45%，平均32%。

伊蒙混层为水敏感性矿物，因此，地层黏土矿物可能具有较强的水化能力，容易发生水化膨胀、分散，引起起下钻遇阻卡、井壁失稳以及储层水敏损害等问题。

高岭石、伊蒙混层以及微晶石英颗粒等为速度敏感性矿物，因此，储层可能发生速敏损害。

表1　储层岩心全岩矿物分析结果表

表2　储层岩心黏土矿物分析结果表

1.2　岩石微观结构

利用扫描电子显微镜（SEM）观察储层岩样的微观结构。

图1为代表性岩样SEM照片。

由图1-a可以看出，储层岩样粒间孔隙发育，直径主要介于8～67μm，其中5～10μm喉道分布较为均匀；由图1-b、c可以看出，粒间孔隙充填石英（Q）、速敏性矿物片状高岭石（K）、水敏性矿物片状伊蒙混层（I/S）、酸敏性矿物方解石（Cc）[9]，可能发生速敏、水敏、酸敏性损害。

图1　储层岩样SEM照片

1.3　岩石孔喉特征分析

利用压汞仪测定岩石毛细管压力曲线，分析储层孔喉分布特征。

图2为井深2398m岩心压汞实验结果。

结果表明，岩心孔隙度为26.4%，渗透率为182mD；对渗透率有贡献的孔喉直径主要介于4～16μm。

综合6块岩心压汞实验结果可知，该储层岩心渗透率介于57.2～1376mD，平均为535mD；孔隙度介于26.3%～34.4%，平均为29.6%。

因此，该储层为典型的高孔高渗储层。

平均孔喉半径为6.68μm，孔喉半径中值介于1.879～9.393μm。

图2　储层岩心孔喉半径分布图

1.4　理化性质分析

选用两口井的储层岩样，采用岩样水化膨胀实验和滚动分散实验，分析储层岩石理化性质。

结果表明，采用储层岩粉压制的岩心在清水中浸泡8h 的线性膨胀率介于9.87% ～ 13.55%，表明其具有一定的水化膨胀能力；岩样在清水中的滚动回收率介于11.11% ～ 15.08%，表明其具有较强的水化分散性能，钻完井过程中可能引起储层损害及井壁失稳。

1.5　储层敏感性损害分析

根据SY/T5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》，对储层岩心的速敏、水敏、盐敏、碱敏、酸敏和应力敏感性进行评价，每项敏感性实验使用2颗岩心。

结果表明，该储层具有强速敏性（图3），速敏损害率达到528%和709%，临界流速为1.179m/d。

速敏损害后岩心渗透率变大的原因是岩心中的黏土及石英等微粒随着流体运移并最终从岩心另一端流出。

储层具有中等程度水敏性（图4），水敏损害率分别为35.7%（中等偏弱）和62.3%（中等偏强）。

图3　流速敏感性实验结果图

图4　水敏感性实验结果图

盐敏实验中，随着矿化度升高，渗透率有所降低，临界矿化度为55000mg/L；碱敏损害程度为中等偏弱，临界pH值为10；应力敏感性为中等偏弱。

酸敏感性评价实验中，由于储层岩石中含有方解石，可溶于酸。

因此岩心渗透率增加。

综合以上实验结果，分析该深水气田钻完井工程中储层损害机理。

1）固相侵入堵塞孔喉，由SEM实验结果可知，该高孔高渗储层孔喉直径主要介于6～70μm，而根据压汞实验结果，对渗透率有贡献的喉道半径主要介于4～16μm，表明尽管孔隙尺寸大，分布广，但大孔隙连通性较差。

利用Bettersize2000激光粒度分布仪对膨润土和重晶石这两种钻井液常用的固相材料的粒径分布进行测试。

结果表明，钠基膨润土和API重晶石的粒径中值（d50）分别为7.719μm和16.61μm，即钻井液中的主要固相尺寸均在储层主流喉道直径的1/3～1/2范围，容易发生固相侵入堵塞孔喉。

2）工作液与储层岩石不配伍，储层岩石中黏土矿物含量介于3%～38%，其中水敏性矿物伊蒙混层含量最高可达47%，导致储层容易发生水敏性损害；盐敏损害的原因是高矿化度的工作液会压缩伊蒙混层及高岭石等黏土矿物的扩散双电层，造成颗粒失稳、脱落、运移，堵塞孔喉；或者黏土矿物作为胶结物时，其去水化脱落导致周围砂粒脱落、运移，堵塞储层孔喉。

储层黏土矿物中，高岭石含量最高可达52%，存在中等偏弱的碱敏性损害；而储层SEM照片（图1）中可以看出，岩石孔喉普遍充填有高岭石、伊蒙混层以及微晶石英等速敏性矿物，在流体扰动下容易发生运移，堵塞孔喉，导致储层具有强速敏性。

2　深水气田储层保护钻井完井液研究

基于目标深水气田高孔高渗储层损害机理分析，提出了钻井完井液储层保护技术对策。

1）实现储层孔喉的高效暂堵，减少固相和滤液侵入是保护目标储层的关键。

针对高孔高渗储层孔喉尺寸较大、分布较广的特点，需要在准确分析孔喉尺寸和分布规律的基础上，优化暂堵剂种类和粒度级配，实现高效暂堵孔喉，配合使用优良的降滤失剂形成优质泥饼，降低滤失量，减少固相和滤液侵入。

2）需保证钻井完井液具有优良的黏土水化抑制性，根据水敏性实验结果，入井流体矿化度应高于17819mg/L（地层水矿化度的1/2），并加入高效黏土水化抑制剂，避免水敏性黏土矿物发生大面积水化造成储层损害。

由于该储层存在一定程度的盐敏性损害，要求钻井完井液矿化度低于55000mg/L。

但是由于钻井完井液密度调节以及水合物防治要求，通常需要加入高浓度的无机/有机盐，导致钻井完井液矿化度超过临界矿化度，可能造成盐敏损害。

因此，更需要实现高效暂堵储层孔喉，减少钻井完井液滤液侵入储层引起的敏感性损害。

入井流体pH值应控制在10以内，避免碱敏损害。

此外，还需探索控制储层微粒运移损害的方法。

3）在钻井完井液处理剂优选中，需要考虑后期有效解堵，选用易返排解堵甚至自降解解堵的聚合物处理剂及酸溶性暂堵剂。

4）合理控制钻井完井液密度和流变性，控制钻井液循环当量密度（ECD），尽可能降低钻井液侵入储层的驱动压差。

考虑到深水钻完井作业工况，钻井完井液需具有良好的低温流变性等性能。

2.1　基于理想充填理论的暂堵剂设计

由于目标储层非均质性较强，孔喉尺寸分布不集中，传统的1/2～1/3架桥颗粒选择方法难以有效暂堵宽尺度分布的孔喉[10-13]。

基于理想充填理论和d90规则建立的理想充填暂堵方法可设计与储层孔喉分布相匹配的理想充填暂堵颗粒组合[14-16]。

利用理想充填暂堵设计软件，根据储层岩心压汞实验得到的最大孔喉直径d90等参数，优化设计不同粒径高纯碳酸钙（酸溶率＞90%）的配比。

结果表明，1000目碳酸钙、800目碳酸钙和600目碳酸钙的最优质量比为8∶24∶68。

同时碳酸钙还可以起到钻井完井液加重剂的作用，减少无机/有机盐加重剂用量，降低盐敏性损害。

2.2　钻开储层的钻井完井液体系优化与性能评价

综合考虑钻井完井液储层保护性能、流变性、黏土水化抑制性以及水合物抑制性等[17-20]，优化出目标深水气田高孔高渗储层钻井完井液体系配方：

除钙镁海水＋0.8%改性黄原胶MOVIS＋2%淀粉降滤失剂STA＋2%聚胺抑制剂SDJA＋8%NaCl＋1.5%聚合醇GLX（使用碳酸钙加重至1.12g/cm3）。

2.2.1　基本性能评价

由表3可知，密度为1.12g/cm3的钻井完井液热滚前后流变性变化较小。

在深水海底2℃低温下，钻井液的黏度和切力等流变参数有所增加，随着温度升高逐渐降低。

以2℃和25℃下流变参数的比值来表征钻井液流变性受低温的影响[17]，塑性黏度PV（2℃）∶PV（25℃）=1.14，动切力YP（2℃）∶YP（25℃）=1.28，表明该钻井完井液具有良好的低温流变性。

在模拟平台（25℃）—海底（2℃）—下部井筒（75℃）钻井完井液往复循环条件下，PVmax∶PVmin=1.64，YPmax∶YPmin=1.37，未发生严重增稠甚至胶凝；动塑比介于1.07～1.41，ϕ6值介于14～20，具有良好的井眼清洗效果。

钻井完井液API滤失量＜5mL，高温高压滤失量为14.8mL，降滤失效果优良，可有效控制滤液侵入储层。

表3　钻井完井液基本性能评价实验结果表

2.2.2　抑制黏土水化性能

利用储层岩粉压制的岩心在清水中浸泡8h的线性膨胀率为13.63%，在钻井完井液中的膨胀率为2.68%；储层岩样在清水中的滚动回收率分别为10.12%和15.08%，在钻井完井液中的回收率分别达到87.33%和92.02%。

因此，该钻井完井液具有优良的抑制黏土水化膨胀、分散能力，可以避免钻完井过程中黏土水化引起的储层损害及井壁失稳。

2.2.3　钻井完井液储层保护效果评价2.2.3.1　高孔高渗储层暂堵效果评价

利用渗透性封堵实验装置[21]，选用渗透率为5000mD的砂盘（孔隙直径介于15～20μm）模拟深水高孔高渗储层较大尺寸孔喉，在90℃、7MPa下评价钻井完井液对砂盘的暂堵效果。

结果表明，基于理想充填暂堵方法设计的钻井完井液对高孔高渗储层具有优良的暂堵效果，滤失量仅为1.8mL，而海上油气田常用的PRD钻井完井液滤失量为22.1mL。

图5为污染前后砂盘表面的SEM照片。

可以看出，未污染的砂盘存在大量孔隙，钻井完井液污染的砂盘表面的孔隙被暂堵剂配合降滤失剂有效封堵，显著减少滤液侵入储层。

图5　钻井完井液对砂盘表面暂堵效果的SEM照片

2.2.3.2　泥饼清除效果测试

储层段钻井完井液中的高分子聚合物增黏剂、降滤失剂及固相颗粒会在储层井壁表面形成泥饼，在钻井过程中有效控制滤液侵入，但通常完钻后需要进行破胶解堵[22-24]。

因此，选用分子量适中，在酸性条件下易降解的高分子聚合物以及酸溶性固相材料，有望实现在酸性完井液中自动清除泥饼，解除堵塞。

使用钻井完井液进行API滤失实验，将烘干称重的泥饼置于海上油气田裸眼完井使用的隐形酸完井液中，在90℃下静置不同时间后，烘干并称量剩余泥饼质量，完井液浸泡前后泥饼质量差与浸泡前泥饼的质量之比即为泥饼清除率。

图6表明，该钻井完井液形成的泥饼在隐形酸完井液浸泡后逐渐溶解，清除率随浸泡时间的增加逐渐提高，8h后泥饼清除率可达88%以上，说明隐形酸完井液可有效清除该钻井完井液形成的泥饼，解除堵塞。

图6　钻井完井液泥饼清除率随时间的变化图

2.2.3.3　钻井完井液岩心返排解堵效果评价

利用多功能储层保护仪[25]，实验研究钻井完井液污染岩心后直接返排解堵的效果。

实验过程中，首先测定岩心的初始渗透率，然后使用钻井完井液动态污染岩心125min；分别测试不同流量返排后岩心的渗透率，计算岩心返排后的渗透率恢复值[26-27]。

为了保证实验平行性，采用目标深水储层岩心和贝雷天然露头砂岩岩心（气测渗透率为300mD和700mD两种规格）进行实验。

表4结果表明，储层岩心经该钻井完井液污染后直接返排解堵的渗透率恢复值达到83%以上，突破压力约0.018MPa；天然岩心直接返排解堵的渗透率恢复值为74.5%～92.24%，突破压力介于0.0169～0.0405MPa，表明该钻井完井液钻开储层后直接返排可解除大部分泥饼堵塞，无需再使用破胶液进行破胶解堵作业。

表4　岩心返排解堵评价实验结果表

2.2.3.4　系列流体污染岩心实验评价

参考《钻井液完井液损害油层室内评价方法：

SY/T6540—2002》，采用目标深水储层岩心和贝雷天然岩心，分别开展系列入井流体静态和动态污染实验，分析钻开储层使用的钻井完井液以及后续裸眼完井使用的隐形酸完井液顺序污染后岩心渗透率的变化。

表5结果表明，2颗深水储层岩心的渗透率恢复值分别达到86.19%和97.17%，4颗天然砂岩岩心的渗透率恢复值均达到89%以上，表明使用该钻井完井液与隐形酸完井液作业对储层损害程度很小。

隐形酸完井液可在一定程度上降解钻井完井液中的部分聚合物处理剂并溶解碳酸钙暂堵剂，在直接返排解堵后，可进一步清除残余泥饼，恢复储层渗透率。

表5　系列入井流体污染损害评价实验结果表

2.3　现场应用

该钻井完井液在南海L深水气田的4口井的储层段作业中进行了现场应用。

4口井水深为1259～1528m，井深介于3250～3846m，井底温度介于87～120℃，井口返出的钻井完井液温度约为16℃。

作业过程中未发生井壁失稳、井漏、盐结晶或水合物堵塞等井下复杂情况。

钻井完井液动塑比高，水平井段携岩效果好，且未发生低温严重增稠问题。

储层段钻井作业结束后直接返排解堵，未进行破胶作业，4口井产量均高于配产，表明该钻井完井液储层保护效果优良，实现了免破胶作业，简化了完井工序，节约了完井作业时间。

3　结论

1）南海目标深水气田产层为高孔高渗砂岩储层，矿物组成以石英为主，黏土含量平均为12.38%，主要为高岭石、伊利石和伊蒙混层；存在着强速敏性、中等程度的水敏性、中等偏弱的碱敏和应力敏感性等损害。

2）钻完井工作液中的固相侵入以及工作液与储层岩石不配伍是储层损害的主要机理；要求钻井完井液对储层孔喉进行高效暂堵，同时强化黏土水化抑制性，控制矿化度和pH值，选用易解堵的处理剂，并合理调控ECD。

3）通过理想充填暂堵方法，可以实现深水储层较大尺寸范围孔喉的有效暂堵。

优化出的深水钻井完井液具有良好的流变性、滤失造壁性和抑制黏土水化性能，岩心直接返排解堵的渗透率恢复值介于74.5%～92.24%，与隐形酸完井液顺序污染岩心后渗透率恢复值达到86%以上。

4口井的现场应用表明，该钻井完井液可满足深水气田储层钻井技术要求，无需破胶解堵作业，储层保护效果优良。