保护低压低渗气层屏蔽暂堵钻井完井液技术

1、保护低压低渗气层屏蔽暂堵钻井完井液技术发布：多吉利        来源：  减小字体 增大字体 保护低压低渗气层屏蔽暂堵钻井完井液技术 在研究鄂北塔巴庙山一气藏储层低压低渗砂岩气层损害机理的基础上，对该区块储层岩心进行了钻井液损害实验评价，然后开展屏蔽暂堵技术实验研究，总结大12、大15、大16井的试验效果，优化配方，以DK1、DK2、DP1井为具体研究对象，形成保护低压低渗砂岩气层的屏蔽暂堵钻井完井液技术方案。 一、现用钻井完井液体系评价 对该区块采用的非屏蔽暂堵型钻井完井液体系配方进行岩心损害实验评价

2、的目的在于：（1）研究钻井完井过程中钻井完井液体系配方造成地层损害的机理及其程度，（2）为研究适合于该区块的钻井完井液体系配方提供基础。 1、现用的钻井完井液体系配方及其性能 根据资料分析，大7、大8、大9等井采用的均是钾盐聚合物低固相钻井完井液体系，其设计目的是通过K+来抑制页岩的水化膨胀，一方面防止井径扩大，稳定井壁，另一方面减少储层水敏损害；在目的层段采用暂堵性钻井完井液，减少固相及其滤液向地层的滤失，保护低压低渗气层。 采用的K盐聚合物低固相钻井完井液体系配方的基本组成材料是：（1）钠土；（2）FA-367 / KPAM；（3）KPAN / NH

3、4PAN ；（4）烧碱；（5）无荧光防塌剂；（6）解卡剂；（7）屏蔽暂堵剂等。 钻井完井液体系的基本性能是：（1）密度1.011.05 g/cm3；（2）漏斗粘度2060 s；（3）失水812 ml；（4）PV 610；（5）YP 12 Pa；（6）PH 89。 2、钻井完井液损害机理概述 鄂北塔巴庙区块钻井完井液造成储层损害的机理主要表现在：（1）钻井完井液对储层裂缝的损害，这是研究区钻井完井液对储层损害的重要及主要机理；（2）钻井完井液对储层缝孔界面的损害，主要表现在钻井完井液固相颗粒和滤液对储层缝孔界面的的双

4、重损害；（3）钻井完井液滤液对储层基质渗透率的损害，主要表现在滤液造成的储层敏感性损害、毛细管附加阻力造成的低渗气藏储层的伤害、滤液中处理剂对储层微裂缝或基质的损害等。 3、钻井液损害模拟实验研究 为了评价和验证钻井过程中钻井液对油气层的损害，在室内分别进行了钻井液滤液和钻井液动态损害实验，实验所采用的钻井液配方是： 配方1：膨润土浆+FA-367+KAPN+其它，密度：5g/cm3 配方2：搬土浆+FA-367+PHP+K-PAN+Na2CO3+其它,  密度：g/cm3   (1) 钻井液滤液损害实验 为了评价钻井液滤液对储层裂缝和微裂、储

5、层缝孔界面和储层基质导流能力的影响，进行了钻井液滤液对储层岩心的损害实验。 滤液损害实验的实验方法是对收集的钻井液滤液进行过滤，然后反向注入实验岩心，并测量注入前后岩心渗透率的变化情况，由此分析钻井液滤液对储层渗透率的影响。其基本实验程序是： 测岩心克氏渗透率 K¥； 用地层水抽空饱和岩心测量岩心液测渗透率K0； 将2倍孔隙体系或裂缝体积的钻井液滤液反向注入岩心，关井2-2.5小时； 用地层水正向测量损害后的岩心渗透率Kw； 计算岩心损害程度Kw/K0。 滤液损害实验的评价标准为：当Kw/K0>70%时，表明钻井液对储层基本无损害，可以使用；当Kw/K0<70%

6、时，表明该钻井液对储层有损害，当Kw/K0<30%时，表明钻井液对储层损害严重。 表3-1  原钻井液滤液对岩心渗透率损害的评价 岩心号 渗透率（10-3mm2） 损害率 （%） 泥浆体系 Kµ K0 Kw D1-19-1 0.378 45.3 12.9 71.5 配方1 D1-123-1 0.0913 68.4 45.3 33.8 配方1 D1-8-2 0.2353 106 72.5 31.6 配方2 D1-4-2 0.0013 23.7 9.04 61.9 配方2 平均 49.7 备注 1.Kµ、K0、Kw分别表示克氏渗透率、地层水测渗透率、损

7、害后的地层水测渗透率 2.损害率=（K0-Kw）/K0*100% 实验结果见表3-1和图3-3。可以看出，两种体系配方对岩心渗透率均有损害，其岩心渗透率损害率分别为71.5%、33.8%和31.6%、%，平均为49.7%，损害程度中等。从实验结果可知，储层渗透率越低，滤液对储层综合导流能力的损害越大；相反，如果储层裂缝或微裂缝的导流能力越高，滤液对其导流能力的影响就越小。事实上，滤液对裂缝性储层岩心的损害程度要比实验的大得多，这是因为实验测出的岩心渗透率损害率仅仅是（或者基本是）储层裂缝或微裂缝的损害程度，由于储层基块的渗透率远远小于其裂缝渗透率，因此在实验结果上不能反映出来，但储层基块渗透率

8、保护的重要性是显而易见的，因此不管滤液对储层裂缝渗透率损害程度如何，滤失量越大，对低渗气层的损害程度越大，尤其对于低压气层。究其原因是由于滤液中高分子聚合物进入，一方面是粘度上升造成对低渗气层的水锁损害；另一方面是聚合物在孔喉表面的吸附降低了低渗油层的孔喉尺寸，加之滤液造成粘土矿物的水化膨胀，使岩心基块渗透率的大幅下降。  (2) 钻井液对岩心的动态损害实验 为了研究鄂北区块原钻井液在井下条件下对油层的损害原因及其程度，进行了钻井液对岩心的动态损害实验。实验选择了鄂北塔巴庙区块的岩心，使用前面的泥浆体系的配方，在岩心动态损害评价仪上，模拟井下工况对岩心进行了动态损害评价。这

9、种损害是泥浆固相和液相综合的损害结果。实验条件选择为压差3MPa，围压5Mpa，泥浆循环时间12个小时。 其基本程序是：气测岩心克氏渗透率 K¥；用地层水抽空饱和岩心测量岩心液测渗透率K0；用动态损害装置对岩心进行反向损害2-3小时；用地层水正向测量损害后的岩心渗透率Kw；计算岩心损害程度Kw/K0。 实验评价标准同前面的钻井液滤液损害评价标准。实验结果见表3-2和图3-4。从表3-2可见，在动态条件下考虑固相损害后，岩心损害程度进一步加大，损害率在77.694.7%之间，平均为84.38%，比滤液的单一损害增加30%左右，而且返排困难。这说明原钻井液体系中固相颗粒与储层裂

10、缝、孔喉大小分布不匹配，会形成深度较大的内泥饼，加上大量滤液的侵入，必然造成气层的严重损害。 表3-2  原钻井液体系对岩心的动态损害实验 岩心号 渗透率（10-3mm2） 损害率 (%) 压差 (Mpa) 时间 (h) 失水 (ml) Kµ K0 Kw D1-13-1 0.717 29.40 6.58 77.6 3 2 5.2 D1-104 0.1179 68.71 3.63 94.7 3 1.5 3.6 D10-102 0.081 124.2 12.6 89.9 3 2 3.7 D1-72 0.441 43.5 10.73 75.3 3 2 4.1 平均损害率

11、 84.38 备注 1、 Kµ、K0、Kw分别表示克氏渗透率、地层水测渗透率、伤害后的地层水测渗透率 2、损害率=（K0-Kw）/K0*100% 从钻井液对气层的损害的室内实验研究结果可知，鄂北塔巴庙区块原用钻井液对油气层的损害是存在的，其损害程度是严重的，地层损害的基本原因是钻井完井液中大量固相和液相的侵入，造成地层裂缝堵塞和基块水锁损害等。 二、 采用屏蔽暂堵技术的必要性及其特点 1、低压低渗气层保护技术的对比 鄂北塔巴庙区块是低压低渗气层，储层自然能量很低，目前针对低压裂缝型砂岩气藏在钻井完井过程的储层保护主要有二个技术方案可供选择：一是采用欠平衡钻井技术揭

12、开储层，再就是用屏蔽暂堵技术正压差打开气层。 如果采用负压钻井技术，即采用欠平衡钻井技术，则要求钻井液的密度低于g/cm3。在现有技术和装备水平的情况下，投资相对较大，而且由于地层存在漏失情况，负压钻井和完井技术同样可能造成储层损害；另外，固井过程中由于正压差的作用同样会造成地层损害，其程度甚至是严重的。在完井时为了地面操作人员的安全，一般需要压井，由于欠平衡作业在井壁没有泥饼形成，完井液的滤液会长驱直入而加剧液相的损害。 采用屏蔽暂堵技术正压差打开目的层，则钻井液在具备保护储层功能的同时，可以更好地满足防塌和安全钻进对钻井液的一系列要求，如钻井液的流变性、抑制性、造壁性、润滑性等。当然，屏蔽

13、暂堵技术的使用只有与有效的解堵措施相配套才能充分体现该技术的优越性。 对于低渗气层，由于液相所造成的损害往往比较严重，良好的屏蔽暂堵技术的实施，可以显著降低滤液侵入量及其侵入深度，尤其可以显著降低滤液对储层基块的损害，因此，实施后一个方案从技术上和经济上会更有利。     鄂北塔巴庙气层保护具低压气层具有以下特点： （1）气层压力低，储层自然能量低，要借助地层能量解除钻井液完井液侵入所造成的损害难度较大； （2）储层裂缝较发育，控制液相对裂缝地层的侵入比孔隙地层更加困难。 2、钻井过程中地层损害分析 鄂北即将进入气田开发阶段，但根据已完钻的多口探(评价)

14、井的测试求产结果来看，气层完井后基本无自然产能，压裂改造后，单井产量也普遍偏低，这说明都不同程度的存在油气层损害。从前面的钻井液损害模拟实验结果也可以看出，如果不采用适当的保护气层技术，储层受到的损害也是严重的。 3、应用屏蔽暂堵技术的必要性     根据对鄂北塔巴庙储层特征和敏感性评价的研究结果，该储层物性极差，又存在各类敏感性。因此要避免钻井完井过程中的地层损害，其最佳方案就是不让钻井完井液的固相和液相进入储层，这是因为：     （1）不可能用调整钻井液滤液的矿化度的办法来要避免水敏或盐敏损害；  

15、   （2）钻井液处理剂无法去掉，要满足井壁稳定的要求、保证泥浆的携屑等要求，就不可避免地要使用多种处理剂，它们对地层的损害也难以避免；     （3）只要使用膨润土钻井液就存在固相损害，特别是对储层主要渗流通道裂缝和微裂缝的损害；     （4）钻井液的滤液不可避免地会引起水锁损害；  正如前面所讨论的，控制钻井液进入储层的措施目前有两种：一是采用负压钻井，但该技术常受地层条件、设备、成本和技术限制，目前还不具备大面积推广使用的条件；再就是采用屏蔽暂堵技术改造钻井液，该技术

16、具有成本低、工艺简单、保护油层效果好，且易于推广使用等特点。并且还有利于复杂地层的井壁稳定，防止漏失对储层的损害。  4、屏蔽暂堵技术的特点 （1）屏蔽暂堵技术是利用钻井液中的固相颗粒，在一定的正压差作用下，在很短的时间内(小于10分钟)、在距井壁很近的距离内（小于5cm）、形成有效堵塞（渗透率为零）的屏蔽环。它能阻止钻井液中大量固相和液相进一步侵入储层，同时由于它有一定的承压能力。最后，利用一种经济合理的解堵方式解除屏蔽环，使储层的渗透率恢复到原始水平。 （2）屏蔽暂堵技术的关键在于钻井液中含有足够多的能与储层孔喉尺寸分布相匹配的各种架桥粒子及填充粒子，对于裂缝性储层，需要有相应的

17、非规则粒子。在进入储层前，按2/3架桥理论，根据储层的裂缝特点和钻井液中各种粒子的粒径及分布情况，只需加入一定量的架桥粒子，即可将一般钻井液改造成具有优良保护效果的钻井完井液，施工简单，维护方便，成本低。 （3）屏蔽暂堵技术只与钻井液中固相颗粒的粒径及分布、非规则粒子的尺寸大小及含量和储层孔喉大小及分布有关，而与钻井液体系和储层的矿物及各类敏感性无关。因此，可以在较复杂的储层条件下保护储层，易于大面积推广。 三、  屏蔽暂堵钻井完井液技术研究 1、架桥粒子大小的确定     根据储层地质特征研究，鄂北储层对渗透率有贡献的裂缝宽度总区间

18、为1050mm，考虑到储层可能的大裂缝的存在，加上现有裂缝性暂堵粒子的大小，可以将储层裂缝的保护范围扩大5160mm，实验采用的基浆如前述配方1、配方2所示。 2、暂堵剂的选择 实验选择了4种暂堵剂，分别是纤维状架桥粒子、填充粒子和可变形粒子以及复合暂堵粒子。它们的粒度分布分别如图3-5图3-8所示。可以看出，这4种粒子完全覆盖了储层的裂缝宽度范围。 采用原浆所做的实验结果表明，岩心渗透率损害率越大、颗粒侵入深度越大、滤失量越大，渗透率恢复率越低。用激光粒度仪分析原浆的粒径（图3-1），由图3-1 可知原浆中细颗粒太少，相对裂缝宽度的粗颗粒同样太少。因此，这种钻井液不能很好地实现屏蔽

19、暂堵，形成的泥饼渗透率高，造成的储层损害大。 图3-9是加入了适合于该区块储层的多种暂堵剂后的颗粒粒度分布。由图3-1、图3-5图3-10比较可知，改造后的钻井完井液颗粒粒度分布在1300微米和1500微米，中值直径分别为和微米，完全满足了屏蔽暂堵裂缝和微裂缝的需要。结果证实：按比例适当加入各种暂堵剂后，钻井完井液中颗粒粒度分布得到改善，不仅增加了粗颗粒，使颗粒直径的覆盖范围扩大到近300mm和近500mm，使架桥能很快实现，有利于泥饼的快速形成，且使形成的泥饼渗透率接近为零。 3、屏蔽暂堵实验结果 暂堵实验结果如表3-3所示，由实验结果可知，通过调整钻井完井液粒度后，钻井完井液可以在岩心前端

20、形成致密的桥堵带，从而防止钻井完井液固相和液相对储层岩心的进一步损害，同时降低滤液和固相颗粒的侵入深度，为返排解堵提供良好条件。由表3-3可知，实验进行的4块岩心中，岩心渗透率恢复率为76.9289.4%，平均为81.75%，达到了裂缝性储层保护的要求。 表3-3  屏蔽暂堵暂堵试验结果 岩 心 号 K¥ K0 Kw 恢复率 （%） 暂堵试验条件 实验 液体 （10-3mm2） 压差 MPa 时间 min 滤液 ml D1-13-2 0.2154 12.36 9.65 78.1 3.0 30 1.6 配方3 D10-13 0.078 54.48 48.73 89.

21、4 3.0 30 0.2 配方4 D1-121 0.087 12.61 9.70 76.92 3.0 30 <0.1 配方4 D1-22-2 0.4944 10.34 8.54 82.6 3.0 30 0.3 配方4 平均值 81.75 备注 1、Kµ、K0、Kw分别表示克氏渗透率、地层水测渗透率、伤害后的地层水测渗透率 2、损害率=（K0-Kw）/K0*100% 4、暂堵强度研究 根据钻井保护油层的要求，屏蔽环不但应能承受钻井过程中的压差，而且能在固井作业承受比重更大的压差而不致于破坏，从而有效地在这二个过程中防止固相和液相的损害，并不受浸泡时间的影响，同时提高泥浆抗渗透性漏

22、失的能力，有效地防止高pH值水泥浆滤液对产层产生的碱敏损害。     对不同类型的储层来讲，最担心的是高渗储层尤其是裂缝性储层的屏蔽环是否能承受较高的压差。在实验中分别选择了渗透率较高和较低的岩心进行了屏蔽环暂堵强度的评价。先用的压差在一定的剪切速率下对岩心进行屏蔽暂堵。然后将压差逐步提高到11Mpa，如果在10分钟内，失水没有突然增加则说明屏蔽环在此压差下稳定可靠，没有受到破坏。试验结果见表3-4。从表中可见，无论那种渗透率的岩心都至少能承受11Mpa的压差，可见屏蔽环的强度可以满足钻井完井作业的需要。 表3-4   暂堵

23、强度研究 岩心号 K¥ K0 k3.0 k5.0 K7.0 K9 K11 10-3mm2 D1-103 0.1009 23.5 <0.01 <0.01 <0.01 <0.01 <0.01 D10-4 0.089 4.78 <0.01 <0.01 <0.01 <0.01 <0.01 D10-10 0.084 23.4 <0.01 <0.01 <0.01 <0.01 <0.01 备 注 k3.0 、k5.0  、k7.0 、k9.0 、k11分别为暂

24、堵后在、压差下用地层水测得的渗透率。     四、暂堵剂加入后对钻井液性能的影响  在改造钻井液时，需要加入一定量的屏蔽暂堵剂，一般而言，暂堵剂加入对钻井液性能影响不大，但有些暂堵剂加入后对钻井液流变性能确有一定的影响，但对钻井液其它性质影响不大。表3-5是暂堵剂加入后对钻井完井液流变性能的影响。 表3-5  暂堵剂对钻井液流变性能的影响        性能 类型 PV AV 动切力       

25、        MPa S 改造前钻井液 21 47.5 2 改造后钻井液 30 54 3 表3-6是DK2井钻井液改造成屏蔽暂堵钻井完井液前后的性能对比。由此可以看出屏蔽暂堵剂加入钻井液后，钻井液性能基本没有变化。 表3-6  DK2井钻井液改造成屏蔽暂堵液前后性能对比            性能 类型 (g/m3) (s) B (ml) 1/10 (Pa/Pa) pH YP

26、 (Pa) PV (mPa.s) 改造前钻井液 1.08 34 6.5 3/5 9.0 6 11 改造后钻井液 1.10 36 5.0 2/5 9.0 4 11 五、保护气层屏蔽暂堵钻井完井液现场实施细则 屏蔽暂堵钻井完井液技术实施的成功与否，除做好细致的室内筛选工作外，应制定一整套配合该技术的实施细则，否则也难以使技术的应用准确到位，影响到鄂北气层保护的最终效果。根据鄂北塔巴庙区块的具体情况和室内评价的结果，推荐下述实施细则和技术要求。 （1）成立由项目负责人、钻井分公司、泥浆公司、测试公司和西南石油学院等有关管理人员、研究人员组成的现场实施小组，组长应由项目负责人担任，以确保各项工作的协调

27、和落实。     （2）试验井次确定后，试验所需药品应提前1-2周运抵井场，并进行样品抽样检测，对不合格的产品及时更换。     （3）试验前，应将现场试验技术方案即单井设计方案（原钻井泥浆的改造配方及要求）以文字形式通知井队钻井监督、泥浆技术员和其它有关人员。     （4）试验井泥浆在进行改造之前，应加够药品，维护好泥浆性能。进入油层前应使用好除砂器和除泥器，清除无用固相，比重控制在左右，失水应小于5ml，粘度40-60秒，泥饼厚度小于。   

28、0; （5）进入气层前泥浆改造，钻至距气层顶部30-50米井深时停钻，钻头提离井底循环处理泥浆，至少应在1-2个循环周内加入上述配方的屏蔽式暂堵材料，混合要均匀。然后循环二周，测定常规性能后开钻进入气层，改造后泥浆比重应在之间，以便给屏蔽环的形成提供足够的正压差。     （6）泥浆改造前，取泥浆样100ml，改造后取泥浆样100ml，由实施小组送样到有关单位，用激光粒度仪测定泥浆改造前后的粒度分布，以便按储层孔喉分布和实际泥浆中粒度分布修改配方。     （7）进入气层前泥浆改造过程，由实施小组成员监督进行，合格后由该组技术人员签字才可打开气层，无签字擅自打开油层的试验井不予验收。     （8）屏蔽环的形成与保护。进入气层后，由于该区块储