旅大10-1油田压力衰竭储层保护钻完井液研究应用(最终)

1、旅大10-1油田压力衰竭储层钻完井液保护技术研究应用汇报提纲研究背景主要研究成果现场应用情况推广价值旅大旅大10-110-1油田油田 压力衰竭储层钻完井液保护技术压力衰竭储层钻完井液保护技术 目前，渤海部分油田已经进入开发的中后期，通过井网加密提高油田产能和采收率，成为渤海油田高效开发新模式。1.改变大井距模式，井间距由350m缩小至175m2.优化注采井网，反九点变为行列式井网提高水驱储量动用程度油田日产翻番一、项目背景油田储层压力随时间的变化 调整井钻井面临的问题主要是由于注采开发造成“地层压力变化”引起的。一般来说，对于“只采不注”或“注采不均衡”的油气田，储层压力不断下降，形成压力衰竭

2、储层。岩性变化和高含水等原因也会造成异常高压储层或高压区。BZ28-2S-A48H周边注水，局部异常高压，压力系数达1.38；钻井时井涌，关井后井漏，初步压井成功后钻具粘卡；就地固井，弃井侧钻，被迫改变井身结构；工期增加15天，费用增加1350万元！SZ36-1-N23H井判断为地层压力亏空造成的压差卡钻。损失超过2000万；推迟投产时间造成产量损失。井号复杂情况C30固井质量不合格，射孔挤水泥C31固井质量不合格，射孔挤水泥循环池液面QHD32-6-I17H井钻井期间，累积漏失钻井液约160m3，处理2天一、项目背景1、局部异常压力带来的井控风险，易造成溢流、井涌2、地层压力亏空，易发生粘卡

3、3、易发生水泥浆窜槽, 影响了固井质量4、压力衰减，增大漏失风险5、储层保护难度大，旅大10-1油田部分井压力系数0.5，油井初期产能无法保证。由于储层压力复杂，以及注采不平衡等因素造成压力体系复杂，对钻完井作业带来5大挑战：u储层衰竭对钻完井的影响旅大10-1油田第一批产量一、项目背景 原钻井液配方是基于压差8MPa基础上设计的，液相侵入深度小于20cm，旅大10-1衰竭储层压力0.5SG，静止压差12MPa，循环压差约15MPa，15MPa下原钻井液滤液侵入深度100cm，加上现场封堵性材料的加入与实验室研究有所区别，给钻完井液保护带来了新的课题及技术要求，我们需要新的钻完井液保护技术。Y

4、 可视化储层侵入深度测试仪压差8MPay = 0.0393x + 0.5421 =（1/4*D2）*rd*0 油层浸泡时间t为3天：rd=100cm油层浸泡时间t为5天：rd=168cm油层浸泡时间t为7天：rd=236cm高压差下液相侵入深度较深滤失量与时间的滤失量与时间的拟合曲线拟合曲线Y 高压差钻井液动态污染测试仪35MPa汇报提纲研究背景主要研究成果现场应用情况推广价值旅大旅大10-110-1油田油田压力衰竭储层钻完井液保护技术压力衰竭储层钻完井液保护技术p首次应用逐级拟合充填技术，根据不同地层孔隙度选择不同目数HTC复配，形成致密泥饼。密集堆积理论应用屏蔽暂堵技术几何分形理论D90理

5、论与理想充填逐级拟合填充逐级拟合填充与地层物性相匹配与地层物性相匹配的架桥、充填、可的架桥、充填、可变形粒子变形粒子形成致密泥饼形成致密泥饼成膜技术、无渗透技术、隔离膜技术成膜技术、无渗透技术、隔离膜技术，利用特殊的化学基团在井，利用特殊的化学基团在井壁上形成韧性强、耐冲刷、具有封闭作用的膜或者封堵层，阻止壁上形成韧性强、耐冲刷、具有封闭作用的膜或者封堵层，阻止固液相侵入。固液相侵入。非选择性物理化学封堵非选择性物理化学封堵HTC（不同目数）（不同目数）+LPF二、研究成果-1.逐级拟合充填封堵技术对策：封堵泥饼微小孔隙，提高岩心端面泥饼的致密性，进一步降低渗透率。主要分布在亚微级403-15

6、08.92nm二、研究成果-2. 聚合微球纳米封堵技术 聚合物微球HPM是一种具有可变形的弹性粒子的聚合物。在无须明确预知孔喉尺寸的情况下，交联聚合物逐渐水化膨胀，核壳之间会逐渐相互粘连，形成较大的高分子线团，从而使粒径迅速增大，在页岩的孔喉中产生较强的封堵作用，能有效阻止钻井液侵入，可对孔径分布范围较大的油层产生有效的暂堵，克服了传统屏蔽暂堵技术对地层孔隙尺寸的依赖，并且可以加固井壁。p在逐级拟合充填技术上，选用聚合物微球对致密泥饼纳米级空隙进行封堵，进一步降低滤液侵入。在100ml蒸馏水中加入1%聚合物微球HPM搅拌均匀，用激光粒度仪测量不同时间条件下的粒度参数特征与分布如下：二、研究成果

7、-2. 聚合微球纳米封堵技术图2 ：80放置1天1%聚合物微球HPM溶液粒度特征图图3 ：80放置2天1%聚合物微球HPM溶液粒度特征图图1 ：80，1%聚合物微球HPM溶液粒度特征图 从粒度测试结果可以看出，聚合物微球HPM属于纳米-微米间的微小颗粒；在一定温度下，其随时间的延长，颗粒粒径逐渐变大，从纳米级向微米级转变，在进入地层后，可以进一步扩展，其间的作用力可以提高封堵层的强度；在使用过程中配合纳米级的封堵材料，其可以体现出好的作用效果。粒径变化： 1216nm-1581nm（24hr）-2156nm（48hr）人造岩心物性：模拟高压储层15Mpa*80 ，K0=3950mD，孔隙度=3

8、6.17%实验配方：一、 PEC优化配方封堵材料：1.5%LPF+5%HTC+1%HPM聚合物微球油层浸泡时间t为4天：rd=20cm油层浸泡时间t为10天：rd=40cm引入微纳米材料后高压差下液相侵入深度得到有效控制滤失量与时间的拟合曲线浸泡时间与侵入深度曲线二、研究成果-3.形成高效封堵钻井液体系油层浸泡时间t为3天：rd=100cm油层浸泡时间t为5天：rd=168cm油层浸泡时间t为7天：rd=236cm高压差下液相侵入深度较深配方：改进PEC，3%海水土浆+0.2%NaOH+0.3%Na2CO3+0.3%PAC-LV+0.3%PLH+1.5%VIF+2%DYFT+1%GRA+ 1.

9、5%LPF+5%HTC+1%HPM+1.5%HAS+石灰石加重至1.14g/cm3 ，石灰石加重1.13g/cm3。热滚热滚条件条件AVmPa.sPVmPa.sYPPaYP/PV6/3FLAPImlFLHTHPmlPH滚前滚前37.52710.50.395/4滚后滚后3525100.404/34.3109老化条件：16h16h70 70 测定温度：50 HTHP50 HTHP失水测定条件：3.5Mpa3.5Mpa7070基本性能基本性能压力（MPa） 时间(min)砂床漏失量（ ml）410510610710累计40设计配方具有较好的性能二、研究成果-3.形成高效封堵钻井液体系抗岩屑污染能力抗

10、岩屑污染能力模拟现场处理剂浓模拟现场处理剂浓度不足的情况度不足的情况改进PEC，3%海水土浆+0.2%NaOH+0.3%Na2CO3+0.3%PAC-LV+0.3%PLH+1.5%VIF+2%DYFT+1%GRA+ 1.5%LPF+5%HTC+1%HPM+1.5%HAS+石灰石加重至1.14g/cm3 1、配浆系统2、钻速快3、东营组造浆4、体系属于分散体系流变性难控制配方配方AVmPa.sPVmPa.sYPPaYP/PV6/3基本配方基本配方2817110.6510/81.135%劣质土劣质土3522130.5915/131.1510%劣质土劣质土41.52516.50.6627/251.1

11、715%劣质土劣质土52.52923.50.8132/311.2020%劣质土劣质土5627291.0746/441.2225%劣质土劣质土64.53628.50.7932/301.24外来劣质固相侵入，易造成粘土颗粒外来劣质固相侵入，易造成粘土颗粒与与PEC作用作用力力增强增强，体系稳定性降低，粘度变高，体系稳定性降低，粘度变高，ECD变高。变高。u搬含高搬含高u护胶不足护胶不足u粘土颗粒相互聚集粘土颗粒相互聚集u稳定性变稳定性变弱，弱，ECD过高，漏失情况增加过高，漏失情况增加压力（MPa） 时间(min)砂床漏失量（ ml）910101011101210累计40二、研究成果-3.形成高效

12、封堵钻井液体系岩心号234（人造岩心）211（人造岩心）气测渗透率,10-3m23243.203023.50岩心长度cm6.026.22岩心直径cm2.522.52煤油测渗透率K0md1042.7952.5反向污染泥浆JFC优化体系PEC优化体系污染后反排煤油渗透率K1md753.9655.32渗透率恢复值K1/K072.3%68.8%切片0.5cm煤油渗透率K2md945.7879.2切片0.5cm渗透率恢复值K2/K090.7%92.3%岩心先用标准盐水饱和，然后用煤油测定渗透率，然后用泥浆进行反向污染，再正向测定渗透率。渗透率恢复值15Mpa*2h*80 钻井液固相侵入深度较浅在0.5c

13、m以内，切片0.5cm渗透率恢复值都在90%以上。二、研究成果-3.形成高效封堵钻井液体系二、研究成果-3.形成高效封堵钻井液体系19井号配产(m3/d)日产液量(m3/d)日产油量(m3/d)日产气量(m3/d)含水(%)钻井液体系压力系数完井液体系完钻井深垂深m完井液漏失量m最高密度g/cm完钻层位API失水mlMBT加重材料C134 221.8 20.0 3425 91 改进型JFC隐形酸23981741560 1.15 东营组 E33.80 28.00 石灰石C580 40.8 12.3 4100 70 改进型JFC0.650.84隐形酸19281685576 1.15 东营组 E33

14、.80 28.00 石灰石C8274 42.4 25.4 2916 40 改进型PEC0.5 隐形酸2755171890 1.17 东营组 E34.00 28.00 石灰石C18试采24.8 0.3 3010 99 改进型JFC隐形酸21511732200 1.15 东营组 E33.80 28.00 石灰石C7104 45.8 27.5 4600 40 改进型JFC0.590.61隐形酸2128172760 1.16 东营组 E33.60 28.00 石灰石C1087 78.7 68.5 无数据10 改进型PEC隐形酸24251680458 1.16 东营组 E34.00 28.00 石灰石C

15、13104 247.5 74.3 无数据70 改进型PEC0.950.98隐形酸29931715675 1.17 东营组 E33.80 28.50 石灰石C1/C10/C13接近配产，C5/C8/C7井，投产后低于配产（压力系数接近0.5）。二、研究成果-4.亏空储层单项开关射孔液研究隐形酸+单项液体开关-成功解决射孔后由于储层亏空造成完井液漏，且射孔后无需进行破胶作业，既能解决漏失问题又无需破胶，不增加作业成本。泥饼易返排独特流变性强承压/滤失少低突破设计特点易降解环境友好储保护效果优异无土粉和重晶石，通过封堵颗粒的合理匹配，形成致密性超低渗透率滤饼，减少固液相对储层的伤害。强剪切稀释性，高

16、剪切速率下有效破岩，低剪切速率下有效携岩岩屑最优化组合配方，形成特殊性泥饼，形成正向强封堵，反向易返排滤饼。较高的低剪切速率粘度有利于悬浮钻屑，提高井眼净化能力，有效防止大斜度段和水平井段岩屑床的形成。单向液体开关化学解堵自然返排二、研究成果-4.亏空储层单项开关射孔液研究汇报提纲研究背景主要研究成果现场应用情况推广价值旅大旅大10-110-1油田油田 压力衰竭储层钻完井液保护技术压力衰竭储层钻完井液保护技术三、现场应用及经济效益井名二开12-1/4或9-7/8”井深(m)密度(cm/g3)倒划眼速度(m/h)所用体系LD10-1C417621.14163.75改进型PECLD10-1C122

17、6071.16141.82改进型PECLD10-1C1634101.17174.47改进型PECLD10-1C1924121.14253.21改进型PEC1.由于泥饼韧性提高，以及在高封堵情况下，虚泥饼减少，倒划眼复杂情况较少，倒划眼效率提升30%，粗略计算节省费用4口井费用160万；2.储层保护效果良好，采用该钻井液体系后4口生产井全部超过配产，四口井产量超配产2.03倍；按照25年算超配产经济效益上亿元。目前渤海大部分调整井和综合调整井都存在不同程度的储层亏空：歧口18-1油田绥中36-1油田II期秦皇岛32-6油田锦州9-3油田渤中28/34油田群旅大10-1油田曹妃甸油田群蓬莱19-3油田海上调整井主要特点 注采速度高 不规