低傷害鉆井液技術(shù)在義北油區(qū)的應(yīng)用

李秀靈，陳二丁，張海青，王金利，　王志

（勝利石油工程有限公司鉆井工程技術(shù)公司，山東東營(yíng)257064）

低傷害鉆井液技術(shù)在義北油區(qū)的應(yīng)用

李秀靈，陳二丁，張海青，王金利，王志

（勝利石油工程有限公司鉆井工程技術(shù)公司，山東東營(yíng)257064）

李秀靈等.低傷害鉆井液技術(shù)在義北油區(qū)的應(yīng)用[J].鉆井液與完井液，2016，33（2）：64-68.

針對(duì)勝利油田義北油區(qū)大43區(qū)塊儲(chǔ)層特征，在低滲透油氣藏“協(xié)同增效”鉆井液體系的基礎(chǔ)上，開(kāi)發(fā)了一種低傷害鉆井液技術(shù)。研制的油層保護(hù)劑AMP-2封堵性強(qiáng)，穩(wěn)定性好，放置30 d不分層；防水鎖劑FCS抗低溫能力強(qiáng)，在-20 ℃不分層；形成的低傷害鉆井液體系FA砂床侵入深度僅為4.0 cm，高溫高壓砂床侵入深度為5.2 cm，封堵性能強(qiáng)，濾液表面張力為22.1 mN/m，可有效減少水鎖損害，滲透率恢復(fù)值不小于90%，油氣層保護(hù)效果好。通過(guò)在4口井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，該低傷害鉆井液體系的性能穩(wěn)定，易于維護(hù)，平均鉆井周期縮短11.73 d，油層保護(hù)效果明顯，投產(chǎn)后均不需酸化壓裂，投產(chǎn)自噴，平均日自噴量為7.88 t/d。該低傷害鉆井液在義北油區(qū)大43區(qū)塊的應(yīng)用，為今后勝利油田老油區(qū)開(kāi)發(fā)提供了較好的借鑒意義。

防止地層損害；鉆井完井液；低傷害；油層保護(hù)劑；防水鎖劑；自噴井

義北油區(qū)大43區(qū)塊從投產(chǎn)至今，經(jīng)歷了4個(gè)開(kāi)發(fā)階段：產(chǎn)能建設(shè)階段、穩(wěn)產(chǎn)階段、 產(chǎn)量遞減階段、 低速開(kāi)發(fā)階段。截止到2010年8月， 投產(chǎn)油井平均單井日產(chǎn)油量為2.7 t/d。為提高儲(chǔ)量控制和動(dòng)用程度，采用低傷害鉆井液技術(shù)，完善區(qū)塊井網(wǎng)分布，開(kāi)發(fā)沙二、沙四段油藏，提高采收率，增加產(chǎn)能潛力。低傷害鉆井液技術(shù)是在低滲透油氣藏“協(xié)同增效”鉆井液體系[1]的基礎(chǔ)上，根據(jù)施工井地層特點(diǎn)、儲(chǔ)層損害因素，結(jié)合鉆井液封堵技術(shù)、油層保護(hù)作用機(jī)理等，進(jìn)一步完善聚合物油層保護(hù)劑和防水鎖劑的性能，形成的一種鉆井液油層保護(hù)施工技術(shù)，以較好地解決鉆進(jìn)過(guò)程中遇到的難題，最大程度地保護(hù)儲(chǔ)層，達(dá)到“增儲(chǔ)上產(chǎn)”的目的。該低傷害鉆井液在義北油區(qū)大43區(qū)塊的應(yīng)用取得了成功。

1　儲(chǔ)層特征

義北油區(qū)大43區(qū)塊沙二段為濱淺湖灘砂沉積，灘砂以粉砂巖為主，孔隙較發(fā)育。平均孔隙度為21.5%，平均滲透率為291×10-3μm2，為中孔中滲儲(chǔ)層。沙四段為濱湖相沉積， 以碳酸鹽巖為主。平均孔隙度為18%，平均滲透率為40×10-3μm2，為中孔低滲儲(chǔ)層。

沙二段地層溫度為88 ℃， 壓力系數(shù)為0.81～0.92；沙四段地層溫度為92 ℃，壓力系數(shù)為0.96～0.99。由于儲(chǔ)層壓力系數(shù)存在上低下高，多口井在上部沙二段發(fā)生漏失，在鉆遇沙四段部分高壓儲(chǔ)層需要提高密度，因此鉆井液的安全密度窗口較窄，既要平衡沙四段的地層壓力，又要防止沙二段出現(xiàn)漏失。

根據(jù)試油資料表明， 沙二段地層水總礦化度平均為16 554 mg/L，氯離子含量平均為7 615 mg/L，為NaHCO3水型。沙四段地層水總礦化度平均為16 000～17 000 mg/L， 為NaHCO3水型。

2　儲(chǔ)層損害因素分析

1）固相堵塞。儲(chǔ)層埋藏井深平均在2 700～2 900 m左右，沙二段巖性以粉砂巖為主， 巖性疏松，儲(chǔ)層平均孔隙較大，固相顆粒易于侵入油層[2]，造成油層孔隙永久堵塞。

2）水鎖損害。沙四段油層孔道狹窄，平均滲透率為40×10-3μm2，毛細(xì)管效應(yīng)明顯， 容易產(chǎn)生水鎖效應(yīng)[3-5]，大大減少了儲(chǔ)層的油、 氣流動(dòng)通道。

3）敏感性傷害[6]。由于沙四段以碳酸鹽巖為主，當(dāng)碳酸鹽等敏感性礦物與不配伍的外來(lái)流體接觸后，將會(huì)發(fā)生一系列反應(yīng)，就會(huì)造成孔隙黏土的膨脹和分散，使孔喉縮小，滲透率嚴(yán)重下降。

4）結(jié)垢。儲(chǔ)層地層水以NaHCO3型為主，總礦化度較高，含量達(dá)16 000～17 000 mg/L。當(dāng)與儲(chǔ)層不配伍的流體進(jìn)入儲(chǔ)層后，易發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，產(chǎn)生CaCO3等沉淀，堵塞油氣層通道。

3　完善關(guān)鍵處理劑的性能

3.1油層保護(hù)劑

3.1.1提高封堵能力

由于施工井為中孔、中低滲油層，為了增強(qiáng)聚合物油層保護(hù)劑AMP封堵大孔隙的能力，加入了一定量的纖維狀架橋顆粒A和剛性封堵材料B，制得完善后的產(chǎn)品AMP-2。利用巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)儀評(píng)價(jià)油層保護(hù)劑AMP-2的封堵效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1　3%AMP-2對(duì)不同滲透率巖心的封堵效果

從表1可以看出，對(duì)于滲透率在69.85×10-3～302.54×10-3μm2范圍內(nèi)的巖心，加入3%AMP-2后，對(duì)不同滲透率巖心的封堵率都大于90%。由此可知，完善后的油層保護(hù)劑可封堵施工井的儲(chǔ)層孔隙。

3.1.2增強(qiáng)穩(wěn)定性能

油層保護(hù)劑AMP-1儲(chǔ)存30 d后，乳液上層會(huì)有澄清液析出，不利于產(chǎn)品的存放和使用。為了增強(qiáng)乳液穩(wěn)定性，加入一定量的穩(wěn)定劑C成為油層保護(hù)劑AMP-2放置30 d后，AMP-2穩(wěn)定性更高，不發(fā)生分層，有利于現(xiàn)場(chǎng)使用。

3.1.3膜強(qiáng)度變化

將改善后的油層保護(hù)劑AMP-2加入到3%基漿中，中壓濾失30 min，制得泥餅，用電子顯微鏡對(duì)AMP-2在濾紙表面的成膜效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，結(jié)果如圖1所示。以一定流速的自來(lái)水沖刷泥餅30 min，評(píng)價(jià)其膜韌性（或強(qiáng)度），如圖2所示。從圖1、圖2可以看出，油層保護(hù)劑AMP-2具有較好的成膜性，濾餅表面光滑，濾餅薄，經(jīng)自來(lái)水沖刷30 min后，濾餅仍然完好，韌性強(qiáng)。

圖1　泥餅在電子顯微鏡下放大10倍的狀態(tài)

圖2　自來(lái)水沖刷下的泥餅

3.2防水鎖劑

由于大43區(qū)塊為冬季施工，而防水鎖劑FCS中含有大量水，在低溫情況下，容易凍結(jié)，影響其性能和現(xiàn)場(chǎng)使用。因此，在防水鎖劑FCS中引入一定量防凍劑，降低體系冰點(diǎn)，方便現(xiàn)場(chǎng)使用。

將防凍劑D按照不同加量加入到體系中，評(píng)價(jià)防凍劑D加量對(duì)其性能的影響，實(shí)驗(yàn)在-20 ℃下進(jìn)行，冷卻24 h，結(jié)果見(jiàn)表2和圖3。

表2　不同加量防凍劑D實(shí)驗(yàn)結(jié)果（-20 ℃、24 h）

圖3　防凍劑D對(duì)防水鎖劑抗凍能力的影響

由表2和圖3可知，當(dāng)防凍劑D加量不小于20%時(shí)，體系在-20 ℃冷卻24 h后，倒置試劑瓶，瓶中液體能順利流向瓶口，不發(fā)生結(jié)凍現(xiàn)象。

通過(guò)測(cè)定表面張力考察防凍劑D對(duì)防水鎖劑性能的影響，結(jié)果見(jiàn)表3。由表3可知，將體系中的水換成20%的防凍劑D后，對(duì)防水鎖劑的性能沒(méi)有產(chǎn)生明顯影響。

表3　防凍劑D對(duì)防水鎖劑性能的影響

4　低傷害鉆井液技術(shù)

4.1配方和作用機(jī)理

根據(jù)大43區(qū)塊地層特征、施工狀況和油層保護(hù)的需求，儲(chǔ)層上部采用聚合物鉆井液體系鉆進(jìn)，進(jìn)入儲(chǔ)層200～300 m前，將上部鉆井液轉(zhuǎn)化為低傷害鉆井液體系，達(dá)到保護(hù)油層的目的，其低傷害鉆井液體系基本配方如下。

（2%～4%）膨潤(rùn)土+（0.5%～1.0%）LV-CMC+（0.2%～0.3%）KPAM+（3%～5%）聚合物油層保護(hù)劑AMP-2+（0.3%～0.5%）防水鎖劑FCS-2+（3%～4%）SMP-1+（5%～8%）植物油潤(rùn)滑劑+適量加重劑（根據(jù)地層壓力調(diào)整）

低傷害鉆井液體系油層保護(hù)機(jī)理：在泥餅形成前，利用完善后FCS-2的強(qiáng)憎水憎油屬性，改變巖石表面性質(zhì)，減少黏土水化膨脹、水鎖等因素引起的儲(chǔ)層損害，有利于原油流動(dòng)和工作液返排；泥餅形成后，利用改善后的油層保護(hù)劑AMP-2等處理劑，在井壁形成致密、韌性強(qiáng)、滲透性極低的屏障，保護(hù)儲(chǔ)層；在鉆進(jìn)過(guò)程中，隨著鉆探時(shí)間的延續(xù)，任何鉆井液都不可避免地有濾液侵入地層。在鉆井液中加入防水鎖劑，可最大程度地降低濾液的表面張力，減少濾液對(duì)油層滲透率的水鎖傷害，使巖石表面性質(zhì)向有利于原油流動(dòng)、有利于保護(hù)油氣層的方向轉(zhuǎn)變，達(dá)到保護(hù)油氣層的目的[1]。

4.2性能評(píng)價(jià)

4.2.1基本性能

經(jīng)測(cè)定低傷害鉆井液體系的密度為1.2 g/cm3，表觀黏度為41 mPa·s，塑性黏度為31 mPa·s，動(dòng)切力為10 Pa，動(dòng)塑比為0.32 Pa/mPa·s，濾失量為2.8 mL，表面張力為22.1 mN/m。可知該體系具有良好的流變性，可滿足地層鉆進(jìn)需要；較強(qiáng)的封堵性能，濾失量為2.8 mL，有效減少濾液和固相顆粒進(jìn)入儲(chǔ)層；表面張力僅為22.1 mN/m，遠(yuǎn)低于聚合物鉆井液體系濾液的表面張力57.8 mN/m[1]，有利于減少或防止水鎖損害。

4.2.2封堵性能

通過(guò)FA可視砂床封堵儀和TransparentFilter-2高溫高壓可視砂床濾失儀（由北京探礦工程研究所研制）評(píng)價(jià)低傷害鉆井液體系的封堵性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。從表4可知，低傷害鉆井液無(wú)論在常溫低壓下，還是在150 ℃、3.5 MPa高溫高壓下，30 min均無(wú)鉆井液漏出，且濾液侵入深度淺，封堵效果良好。

表4　低傷害鉆井液體系封堵性能評(píng)價(jià)

4.2.3油層保護(hù)性能

采用巖心評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)油層保護(hù)效果，結(jié)果見(jiàn)表5。由表5可以看出，該鉆井液體系在多種處理劑的協(xié)同作用下，體系封堵率大于90%；當(dāng)切除一段暫堵端后，滲透率恢復(fù)值均大于90%，可以保護(hù)低滲油層。

表5　低傷害鉆井液體系各配方對(duì)巖心的封堵效果

4.3施工方案

①根據(jù)地層孔隙壓力，合理調(diào)整鉆井液密度。將鉆井液密度盡量控制在安全鉆進(jìn)的低限。②進(jìn)入儲(chǔ)層前，根據(jù)地層情況，補(bǔ)充降濾失劑、防塌劑、潤(rùn)滑劑含量，調(diào)整好鉆井液性能，確保具有良好的流變性和懸浮攜帶能力。逐步加入油層保護(hù)劑、防水鎖劑和其他低傷害處理劑等，將上部鉆井液轉(zhuǎn)化為低傷害鉆井液體系。控制鉆井液黏度在40～50 s， API濾失量小于5.0 mL， 高溫高壓濾失量小于10 mL， 濾液表面張力小于25 mN/m，黏滯系數(shù)不大于0.1， 鉆井液膨潤(rùn)土含量控制在30～40 g/L，保持鉆井液性能穩(wěn)定。③加入潤(rùn)滑劑，提高鉆井液潤(rùn)滑性能，從而提高鉆井速度，減少井壁和油層浸泡時(shí)間，降低油層損害，保持黏滯系數(shù)小于0.1。④提前做好各項(xiàng)工序的銜接工作，提高機(jī)械鉆速，快速穿過(guò)目的層，最大限度地縮短對(duì)儲(chǔ)層的浸泡時(shí)間。

5　現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果

5.1鉆井液流變性

低傷害鉆井液技術(shù)在義北油區(qū)大43區(qū)塊進(jìn)行了4口井的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，取得了良好的應(yīng)用效果。以大43-斜395井為例，該井完鉆井深為2 915 m，油藏位于沙河街組，完鉆地層為沙四段，儲(chǔ)層段鉆井液性能見(jiàn)表6。從表6可知，該體系具有良好的流變性能，完全能滿足施工要求，較強(qiáng)的潤(rùn)滑效果，有效降低摩阻和扭矩，提高鉆進(jìn)速度。

表6　大43-斜395井儲(chǔ)層段鉆井液性能

5.2應(yīng)用效果

從現(xiàn)場(chǎng)施工來(lái)看，4口井施工過(guò)程中沒(méi)有出現(xiàn)任何復(fù)雜情況，電測(cè)一次成功率均達(dá)到100%。4口井在確保井壁穩(wěn)定的前提下，平均提前11.73 d完鉆，最大程度上減少了鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的浸泡時(shí)間，解決了該區(qū)塊完井電測(cè)時(shí)易發(fā)生復(fù)雜情況，造成電測(cè)遇阻、遇卡、電測(cè)一次成功率低的情況，其鉆井技術(shù)指標(biāo)見(jiàn)表7。

表7　大43區(qū)塊4口井的鉆井技術(shù)指標(biāo)

5.3油氣層保護(hù)效果

從采油效果來(lái)看， 低傷害鉆井液適用于砂質(zhì)泥巖、泥巖與砂礫巖互層性地層、 碳酸鹽巖， 油層保護(hù)效果明顯， 投產(chǎn)的4口井均不需酸化壓裂， 投產(chǎn)自噴， 平均日自噴量為7.88 t/d， 而同期投產(chǎn)的鄰井絕大多數(shù)需要酸化壓裂后才投產(chǎn)， 采油效果見(jiàn)表8。

表8　大43區(qū)塊部分施工井的初期采油效果對(duì)比

6　結(jié)論和建議

1.低傷害鉆井液體系根據(jù)施工井地層特點(diǎn)，采用完善后的油層保護(hù)劑、防水鎖劑等低傷害處理劑，通過(guò)處理劑之間的“協(xié)同作用”，結(jié)合適當(dāng)?shù)默F(xiàn)場(chǎng)施工措施，形成了符合地層特點(diǎn)的油氣層保護(hù)技術(shù)，在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過(guò)程中，鉆井液性能穩(wěn)定，油層保護(hù)效果突出，采油增產(chǎn)效果明顯。

2.從施工情況來(lái)看，低傷害鉆井液技術(shù)可滿足長(zhǎng)裸眼井段施工要求，已施工井的機(jī)械鉆速快，鉆井周期短，技術(shù)優(yōu)點(diǎn)明顯。

3. 低傷害鉆井液在義北油區(qū)大43區(qū)塊的成功應(yīng)用為勝利油田老油區(qū)開(kāi)發(fā)提供了較好的借鑒意義。

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Application of Low Damage Drilling Fluid in Yibei Area

LI Xiuling, CHEN Erding, ZHANG Haiqing, WANG Jinli, WANG Zhi
(Drilling Engineering Technology Branch of Shengli Petroleum Engineering Company, Dongying, Shandong 257064,China)

A low damage drilling fluid has been developed to protect the low permeability reservoir in the Block 43， Yibei， Shengli oilfield. The development of the new drilling fluid is based on a “synergistic effect” of a drilling fluid for use in drilling low permeability reservoirs. AMP-2， a reservoir protection agent for the new drilling fluid， has strong plugging capacity and good stability； no settling has ever been found after standing for 30 days. FCS， a water blocking agent， does not settle at low temperature to -20 ℃. Invasion depth of the new drilling fluid on FA sand bed is only 4.0 cm， and on HTHP sand bed this invasion depth is 5.2 cm. The low surface tension of the mud filtrates is 22.1 mN/m， which is efficient in minimizing the damage caused by water block. Recovery of permeability is greater than 90%， an indication of good reservoir protection. Application of this drilling fluid technology on 4 wells reveals that the drilling fluid has stable performance， its properties easy to maintain， and average drilling time reduced by 11.73 days. Wells drilled with this drilling fluid do not necessitate acidization and fracturing， and flow at first production. The average flowing production rate has been 7.88 t/d. This drilling fluid has been successfully used in the Block 43， and the practices are of importance for the development of old oilfields in Shengli area.

Prevent formation damage； Drill-in fluid； Low damage； Reservoir protection agent； Water block agent； Flowing well

TE254.3

A

1001-5620（2016）02-0064-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.02.014

中石化石油工程公司先導(dǎo)項(xiàng)目“低滲透油氣藏低傷害鉆井液的先導(dǎo)試驗(yàn)”（SG14-03X）。

李秀靈， 工程師， 1983年生， 現(xiàn)在從事鉆井液研究工作。電話 （0546）8721047；E-mail：lixiuling. slyt@sinopec.com。

（2015-12-9；HGF=1506M4；編輯馬倩蕓）