直接返排鉆井完井液儲(chǔ)層保護(hù)機(jī)理分析

張偉國(guó)， 許明標(biāo)， 由福昌

直接返排鉆井完井液儲(chǔ)層保護(hù)機(jī)理分析

張偉國(guó)1， 許明標(biāo)2， 由福昌2

（1.中海石油深圳分公司深水工程技術(shù)中心，廣東深圳 518067；2.長(zhǎng)江大學(xué)非常規(guī)油氣湖北省協(xié)同創(chuàng)新中心，武漢430100）

張偉國(guó)，許明標(biāo)，由福昌.直接返排鉆井完井液儲(chǔ)層保護(hù)機(jī)理分析[J].鉆井液與完井液，2017，34（1）：87-91.

ZHANG Weiguo, XU Mingbiao, YOU Fuchang.Analysis of reservoir protection mechanism by direct drilling fl uid fl owback[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：87-91.

水平井裸眼完井是一種最大限度提高儲(chǔ)層開(kāi)采能力的方式，海上油田常采用無(wú)固相鉆井完井液并輔以破膠完井的方式來(lái)完成鉆完井作業(yè)。直接返排鉆井完井液是在此基礎(chǔ)上開(kāi)發(fā)的，對(duì)其在參數(shù)設(shè)計(jì)、材料選擇、完井工藝等方面進(jìn)行了分析與評(píng)價(jià)，并分析了其儲(chǔ)層保護(hù)機(jī)理。該體系基本組成為海水+純堿/燒堿+流型調(diào)節(jié)劑VIS+淀粉降濾失劑STARFLO+可溶鹽+高純粒徑匹配碳酸鈣MBA，3種功能材料均能夠被0.3%HTA隱形酸螯合劑溶液液化，液化后無(wú)任何殘留，使井筒內(nèi)及近井地帶的泥餅全部轉(zhuǎn)化為清潔鹽水，MBA由5種不同粒徑的碳酸鈣復(fù)配而成，且和淀粉可以達(dá)到互相“鑲嵌”的作用，使泥餅更加致密。通過(guò)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)，該鉆井完井液的低剪切速率黏度控制在30 000 mPa·s左右，具有最佳防止污染和返排的能力， 且滲透率恢復(fù)值最高，可抗15%左右鉆屑污染， 滲透率恢復(fù)值大于80%。該體系在南海東部3個(gè)油田、 1個(gè)氣田已應(yīng)用12口井， 井底最高溫度為60～130 ℃， 密度最高為1.20 g/cm3， 3口井屬于低孔滲油藏，9口井屬于中、 高孔滲油藏，鉆井過(guò)程順利。該技術(shù)簡(jiǎn)化了完井方式， 節(jié)省了作業(yè)時(shí)間與費(fèi)用， 并具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

鉆井完井液；防止儲(chǔ)層損害；水平井；裸眼完井；海上鉆井

目前海上常用的鉆井完井液為PRD無(wú)固相弱凝膠鉆井完井液體系，該體系在近年來(lái)的應(yīng)用過(guò)程中取得了較好的效果[1-5]，但該體系需輔以破膠完井的方式來(lái)達(dá)到保護(hù)儲(chǔ)層的目的，工藝復(fù)雜、作業(yè)成本高。直接返排鉆井完井液是在其基礎(chǔ)上由最初的泥餅可液化鉆井完井液技術(shù)發(fā)展而來(lái)的新一代鉆井完井液[6]，即直接采用鉆井完井液作為完井液使用，無(wú)需后續(xù)再使用任何完井液與完井措施，就可以滿(mǎn)足儲(chǔ)層保護(hù)的要求，更進(jìn)一步地節(jié)省了作業(yè)時(shí)間，提高了生產(chǎn)效率。

1 直接返排鉆井完井液組成及特點(diǎn)

直接返排鉆井完井液基本組成為海水+純堿/燒堿+流型調(diào)節(jié)劑VIS+淀粉降濾失劑STARFLO+可溶鹽（泥頁(yè)巖抑制劑或加重）+高純粒徑匹配碳酸鈣MBA，并輔以聚合醇提高潤(rùn)滑性能。其中，VIS、STARFLO、MBA均為針對(duì)該鉆井完井液特點(diǎn)而改性得到的。該鉆井完井液具有以下特點(diǎn)。①流變性的特殊性。將鉆井完井液的流變性與儲(chǔ)層保護(hù)相關(guān)聯(lián)，提出了最佳儲(chǔ)層保護(hù)的流變性參數(shù)范圍，達(dá)到直接返排的目的。②功能材料特殊性。上述3種功能材料均能被簡(jiǎn)易隱形酸液化，液化后無(wú)任何殘留，使井筒內(nèi)及近井地帶的泥餅全部轉(zhuǎn)化為清潔鹽水，保護(hù)儲(chǔ)層；基于此種材料功能，才能夠?qū)崿F(xiàn)直接返排而不留下傷害儲(chǔ)層的隱患。③粒徑匹配新思路。選用的MBA經(jīng)過(guò)合理的粒徑級(jí)配，使其既達(dá)到了鉆井過(guò)程中阻止膠液及固相進(jìn)入儲(chǔ)層孔喉的目的，又滿(mǎn)足在試采返排過(guò)程中具有及時(shí)“脫落”的功能，實(shí)現(xiàn)直接返排的特點(diǎn)。④簡(jiǎn)化的完井工藝。直接返排鉆井完井液體系在鉆完儲(chǔ)層后，可以直接作為完井液進(jìn)行完井作業(yè)，無(wú)需替入任何液體與附加任何工藝措施，即可滿(mǎn)足儲(chǔ)層保護(hù)的要求。

2 直接返排鉆井完井液儲(chǔ)層保護(hù)機(jī)理

2.1 功能材料對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響

2.1.1 功能材料的可液化性能

直接返排鉆井完井液是以泥餅可液化鉆井完井液進(jìn)一步優(yōu)化而來(lái)的，所有添加劑延續(xù)了可以液化的功能特點(diǎn)，即該鉆井完井液的泥餅仍然可以達(dá)到被簡(jiǎn)易隱形酸液化的功能。實(shí)驗(yàn)室對(duì)直接返排鉆井完井液使用的功能材料與常見(jiàn)改性淀粉降濾失劑進(jìn)行了對(duì)比，結(jié)果見(jiàn)表1。從表1可知，該體系的3種功能材料液化率均大于99%，且液化后的完井液清澈透明，濁度較小；而常規(guī)改性淀粉無(wú)法液化，呈現(xiàn)渾濁與懸浮狀態(tài)。分析認(rèn)為，所選材料尤其是淀粉，遇隱形酸后分解為小分子，呈現(xiàn)出液化特點(diǎn)；而常規(guī)改性淀粉由于對(duì)淀粉進(jìn)行了接枝或改性所用的基團(tuán)不具備以上特性，無(wú)法達(dá)到液化的效果。

表1 功能材料液化性能對(duì)比

2.1.2 淀粉對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響

在既定配方中評(píng)價(jià)了淀粉STARFLO和常規(guī)淀粉對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響。結(jié)果表明，STARFLO具有較好的滲透率恢復(fù)值，而常規(guī)淀粉的滲透率恢復(fù)值最高的僅為56%，見(jiàn)表2。實(shí)驗(yàn)表明，只有當(dāng)?shù)矸劬哂袠O好的液化率，其才能夠達(dá)到直接返排的效果。

表2 不同淀粉的儲(chǔ)層保護(hù)效果

2.1.3 碳酸鈣對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響

直接返排鉆井完井液體系另一個(gè)關(guān)鍵技術(shù)在于高純碳酸鈣的選型及粒徑的選擇，匹配粒徑越合適，鉆井液對(duì)地層傷害越小；如粒徑選擇不當(dāng)， 濾液中“膠液”、“固相顆粒”侵入則較深，將嚴(yán)重傷害儲(chǔ)層。

Abrams[7]認(rèn)為架橋顆粒的粒度中值（D50）應(yīng)該等于或略大于1/3平均孔隙直徑；20世紀(jì)90年代，羅向東對(duì)1/3架橋理論進(jìn)行了改進(jìn)，提出了“屏蔽暫堵”技術(shù)；王建華[8]等提出了理想充填暫堵鉆井液；邱正松[9]依據(jù)“隔層堆積”理論，提出了“多級(jí)孔隙最優(yōu)充填”暫堵方法。魏裕森[10]等在室內(nèi)對(duì)碳酸鈣粒徑匹配進(jìn)行研究與實(shí)驗(yàn)，對(duì)5種不同粒徑的碳酸鈣進(jìn)行了系統(tǒng)的評(píng)價(jià)，選取了粗細(xì)結(jié)合的復(fù)配組合，滲透率恢復(fù)值達(dá)到90%以上。

碳酸鈣與淀粉是具有協(xié)調(diào)效應(yīng)的2種材料，碳酸鈣不止需要本身的粒徑匹配，更需要與淀粉之間進(jìn)行粒徑匹配，才能夠最終達(dá)到較好的暫堵效果。從圖1～圖3可以看出，淀粉和碳酸鈣的粒徑可以達(dá)到互相“鑲嵌”的作用，使形成的泥餅更加致密，達(dá)到封堵的效果。由表3可知，碳酸鈣的加入能夠明顯提高直接返排鉆井完井液的滲透率恢復(fù)值。

圖1 碳酸鈣粒徑分布

圖2 淀粉STARFLO粒徑分布

2.2 低剪切速率黏度對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響

低剪切速率黏度高，鉆井完井液進(jìn)入地層的幾率就小，但是反過(guò)來(lái)，一旦鉆井完井液中的聚合物進(jìn)入地層中，再返排出來(lái)的難度也將急劇增大。LSRV對(duì)返排能力的影響見(jiàn)圖4。從圖4可知，無(wú)論是污染的突破壓力，還是返排的突破壓力，均有一個(gè)拐點(diǎn)，而且拐點(diǎn)非常接近，這個(gè)拐點(diǎn)就是鉆井完井液保護(hù)油氣層的最佳點(diǎn)。因此，鉆井完井液的低剪切速率黏度控制在30 000 mPa·s左右為宜。

圖3 碳酸鈣與淀粉加量比為2∶1時(shí)的粒徑分布

表3 碳酸鈣MBA對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響

圖4 LSRV對(duì)返排能力的影響

低剪切速率黏度在影響返排能力的同時(shí)，也影響著儲(chǔ)層保護(hù)效果，分別從2個(gè)方面評(píng)價(jià)了低剪切速率黏度對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響，見(jiàn)圖5。圖5結(jié)果表明，滲透率恢復(fù)值隨著低剪切速率黏度的增大呈現(xiàn)先增大后減小，在低剪切速率黏度為30 000 mPa·s左右出現(xiàn)了一個(gè)峰值，與前面低剪切速率黏度對(duì)返排能力的影響相互印證。需要說(shuō)明一下，單獨(dú)流型調(diào)節(jié)劑VIS，由于未添加任何降濾失與封堵材料，滲透率恢復(fù)值較低，但規(guī)律明顯。

圖5 LSRV對(duì)滲透率恢復(fù)值的影響

2.3 外來(lái)污染對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響

室內(nèi)評(píng)價(jià)了外來(lái)污染對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響，結(jié)果表明，隨著外來(lái)污染的增加，滲透率恢復(fù)值逐漸下降，但即使15%的鉆屑或露頭土污染，滲透率恢復(fù)值依然能夠超過(guò)80%，說(shuō)明該體系具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)效果，見(jiàn)圖6。

圖6 外來(lái)污染對(duì)滲透率恢復(fù)值的影響

2.4 完井工藝對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)的影響

對(duì)直接返排鉆井完井液在不同完井工藝下的儲(chǔ)層保護(hù)影響進(jìn)行了評(píng)價(jià)[11-12]，并與常見(jiàn)的鉆井液體系進(jìn)行了對(duì)比分析，見(jiàn)圖7。

圖7 完井工藝對(duì)滲透率恢復(fù)值的影響

從圖7可知，采用直接返排的完井工藝時(shí)，只有直接返排鉆井完井液的滲透率恢復(fù)值大于85%，其余2種鉆井液非常低；采用破膠完井之后，PRD體系和直接返排鉆井完井液均具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)效果，并且直接返排鉆井完井液的滲透率恢復(fù)值達(dá)到100%；采用射孔完井的方式，3個(gè)體系的滲透率恢復(fù)值均大于85%。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

直接返排鉆井完井液體系在南海東部3個(gè)油田、1個(gè)氣田已成功應(yīng)用12口井，井底最高溫度范圍為60～130 ℃，密度最高為1.20 g/cm3，3口井屬于低孔滲油藏，9口井屬于中、高孔滲油藏，鉆井過(guò)程中順利。成功應(yīng)用的12口井目前生產(chǎn)情況良好，產(chǎn)量均達(dá)到或超過(guò)預(yù)期。直接返排鉆井完井液現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用過(guò)程中性能穩(wěn)定，以A5H、28H井為例，測(cè)定直接返排鉆井完井液現(xiàn)場(chǎng)性能，見(jiàn)圖8、圖9。由圖8、圖9可以看出，鉆井完井液漏斗黏度隨井深變化穩(wěn)定，低剪切速率黏度LSRV隨井深變化穩(wěn)定，并維持在25 000～30 000 mPa·s之間。

圖8 直接返排鉆井完井液的漏斗黏度

圖9 直接返排鉆井完井液的低剪切速率黏度

鉆進(jìn)過(guò)程中用VIS-B調(diào)整鉆井液黏度，如果黏度太低，可在水中加入15～25 kg/m3VIS-B配成膠液補(bǔ)充到井漿中；而黏度太高，可在水中加入10～20 kg/m3STARFLO配成膠液補(bǔ)充到井漿中。

鉆進(jìn)過(guò)程中利用固控設(shè)備清除非破膠鉆井液中的無(wú)用固相，用孔徑不大于0.105 mm的細(xì)篩布，鉆至完鉆井深后，將振動(dòng)篩更換為更細(xì)的孔徑不大于0.095 mm的篩布，循環(huán)時(shí)間不少于2個(gè)循環(huán)周。替入新配制的直接返排鉆井完井液（海水+ 0.5%VIS+2.5%STARFLO），頂替至上層套管鞋以上50～100 m，起鉆至井口轉(zhuǎn)入完井作業(yè)，直接返排鉆井完井液保留在裸眼段，直至下入生產(chǎn)管柱。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1.流變性對(duì)鉆井完井液的儲(chǔ)層保護(hù)效果具有較大影響，直接返排鉆井完井液的低剪切速率黏度控制在30 000 mPa·s左右時(shí)，其具有最佳的防止污染的能力和返排能力，并且滲透率恢復(fù)值最高。

2.可溶鹽和高純碳酸鈣2種加重方式對(duì)儲(chǔ)層保護(hù)效果影響不大，這使得直接返排鉆井完井液具有鉆探更高密度儲(chǔ)層的能力。

3.鉆屑對(duì)直接返排鉆井完井液的儲(chǔ)層保護(hù)效果影響較小，即使侵入15%左右，滲透率恢復(fù)值依然能夠大于80%。

4.直接返排鉆井完井液體系具有更佳的完井方式選擇，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明，其能夠節(jié)省作業(yè)時(shí)間與費(fèi)用，并且具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

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Analysis of Reservoir Protection Mechanism by Direct Drilling Fluid Flowback

ZHANG Weiguo1, XU Mingbiao2, YOU Fuchang2
(1. Technical Center of Deepwater Engineering, Shenzhen Branch Comnpany, CNOOC, Shenzhen, Guangdong 518067; 2. Hubei Cooperative Innovation Center of Unconventional Oil and Gas, Yangtz University, Wuhan, Hubei 430100)

Horizontal well open hole completion is a way of well completion to maximize well production rate. In offshore drilling, well completion is generally done with solids-free drill-in fl uid, supplemented with gel-breaking well completion. Direct fl owback of drill-in fl uid is a technology developed on the basis of this way of well completion. In this paper, parameter design, additive selection and well completion technique were systematically analyzed and evaluated, and the mechanism of reservoir protection of this technology was also analyzed. The composition of the drill-in fl uid is as follows: seawater + soda ash/caustic soda + rheology modif i er VIS + starch fi lter loss reducer STARFLO + soluble salt (shale inhibition and mud weight) + high purity sized calcium carbonate MBA. The three functional additives of the formulation can all be liquef i ed by 0.3% HTA (a chelating agent) solution. The liquefaction of the additives left no residue and the mud cakes in the wellbore and near the borehole wall were all converted to clear saltwater. MBA is a mixture of calcium carbonate powders with fi ve particle sizes. The particles of MBA can be “inter-inserted” with starch to form a mud cake that is much denser. Laboratory experiment has shown that the drill-in fl uid had low-shear-rate viscosity of around 30,000 mPa·s, optimum contamination-resistance and fl owback ability, and the highest permeability return. After contaminated with 15% drill cuttings, the drill-in fl uid still had permeability return of more than 80%. This drill-in fl uid was used in twelve wells in three oil fi elds and one gas fi eld in the east of South China Sea. The maximum temperature at the hole bottom was 60-130 ℃, and the highest mud density was 1.20 g/cm3. Three of the twelve wells penetrated low porosity low permeability reservoirs and the rest nine wells penetrated reservoirs with medium to high porosity and permeability. The drilling operation was successful. The use of this technology simplif i ed the process ofwell completion, saved operational time and cost, and protected the reservoirs from being damaged.

Drill-in fl uid; Prevent reservoir damage; Horizontal well; Open hole completion; Offshore drilling

TE254.3

A

1001-5620（2017）01-0087-05

2016-11-3；HGF=1605M12；編輯 馬倩蕓）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.016

中國(guó)海洋石油總公司重大科研專(zhuān)項(xiàng) （CNOOC-KJ125ZDXM07LTD）資助。

張偉國(guó)，高級(jí)工程師，現(xiàn)在主要從事海上鉆完井技術(shù)管理工作。電話（0755）26022229 ；E-mail：zhangwg@cnooc.com.cn。