无固相甲酸盐聚合醇保护油层钻井液技术在冀东油田的应用

无固相甲酸盐聚合醇保护油层钻井液技术在冀东油田的应用

1高孔高渗储层2006年，东部油田的水平井主要集中在尚高堡和老爷庙地区。高尚堡地区的高104-5区块目的层为馆陶组,高九区块目的层为沙河街组。储层特征为层状构造油藏,属于普通稠油油藏。油层黏土矿物含量较高,渗透率空间分布很不均匀,流动孔喉半径为1.7～75μm,平均为4.5μm;储层岩心实测有效孔隙度一般为25%～35%,平均为32%;渗透率为12.9×10-3～24721×10-3μm2,平均为1900×10-3μm2,属于高孔高渗型储层。馆陶组底部灰黑色玄武岩、杂色砂砾岩易发生坍塌、漏失。储层裂缝孔隙不均一,疏松多孔、致密坚硬、松软岩石交互出现,易发生掉块、划眼等复杂情况。东营组、沙河街组地层黏土矿物以伊蒙无序间层和伊利石为主,遇水后易造成局部膨胀,致使岩石受压不均,易出现掉块坍塌。沙三段以下地层泥岩有层理和微裂缝,若钻井液防塌性能差,易造成井壁剥落掉块引起复杂情况,若钻井液滤液侵入微裂缝,会降低泥岩胶结强度,使井壁失稳,加剧坍塌速度。此外,井壁不稳定极易导致固相的增加进而对油层造成伤害。庙101断块位于老爷庙油田庙北背斜的主体部位油源断层的上升盘,为该油田主力开发区块之一。其主要目的层是明化镇组下段和馆陶组二段。明化镇组下段储层岩心实测孔隙度为17.5%～32.6%,渗透率为636×10-3～4869×10-3μm2;馆陶组储层岩心实测孔隙度为17.5%～32.6%,渗透率为636×10-3～4869×10-3μm2;属于中-高孔渗储层,外来固相进入部分储层孔隙,堵塞喉道,导致油层损害。为此,针对不同区块地层特征,优选保护油层钻井液的工作极为重要。2储层专打技术高尚堡和老爷庙地区开发水平井均采用三开井身结构。为了确保地质、钻井施工安全,要求钻井液具有良好的流变性、井壁稳定性和润滑防卡能力,最大限度地减少钻井液对储层的污染。针对冀东高尚堡、老爷庙油田地层特性,使用甲酸盐/聚合醇钻井液实施储层专打技术,现场应用43口井。应用效果表明,钻井液性能稳定,施工顺利,事故复杂发生率为零。其中2006年完钻的23口井平均完钻井深为2376.3m,最大井斜为94.1°,平均位移为735.37m,平均水平段长259.85m,平均机械钻速为16.1m/h,最高机械钻速为33.14m/h。3无膨润土地层用改性技术甲酸盐/聚合醇钻井液的基本组成为:甲酸盐、降滤失剂、增黏剂、流型调节剂、聚合醇及油层保护剂,辅助抑制剂提高体系的抑制和防塌性能,用于定向井时混入5%～8%原油或加入润滑剂以改善体系的润滑性能。该钻井液在保护储层方面具有以下几种作用机理:①甲酸盐与地层流体接触不会产生伤害性沉淀,体系本身具有较强的防塌能力,可以在低密度下安全钻进,减小了渗透动力,由于其矿化度远远高于地层水,也不会引起黏土的水化分散,减小了滤液对储层的损害。②用甲酸盐钻井液钻进,地层水向体系中反渗透,从而减少体系中水向地层渗透,即使少量滤液进入地层,渗透距离也会小于一般钻井液。③甲酸盐离子能大量地侵入岩屑表面的水化层,压缩水化膜的厚度,阻止岩屑的水化膨胀分散,有利于岩屑的清除,并能适度改善岩屑或井壁的表面性能,提高体系的抑制防塌性。④体系无膨润土,不会因固相颗粒而伤害油气层。⑤聚合醇的浊点效应使其形态随井下温度发生变化,能在井壁、钻屑和钻具上形成憎水性分子膜,阻止泥页岩水化分散,通过稳定井壁、抑制钻屑水化分散而达到稳定钻井液性能、降低钻具扭矩、保护油气层的目的。4无固相苯甲酸盐/聚合醇钻井液基本配方的确定高尚堡、老爷庙油田部分浅层水平井目的层为馆陶组,储集层属高孔高渗油层,常规钻井液中粘土颗粒直径小于2μm,钻屑颗粒直径多数小于20μm,钻进过程会使大量钻井液固相颗粒侵入油层,造成孔喉堵塞。依据储层特征,根据目前钻井液添加剂的使用情况,对体系配方的抗温稳定性及保护油气层效果进行了评价,最终通过室内优选确定无固相甲酸盐/聚合醇钻井液基本配方如下。清水+(0.3%～0.4%)增黏剂+1.5%降滤失剂+2%聚合醇+(0.2%～0.3%)流型调节剂+3%抗盐抗高温降滤失剂+2%油层保护剂GN-YBJ-Ⅰ+(5%～7%)甲酸盐4.1抗温稳定性无固相甲酸盐/聚合醇的抗温稳定性评价结果见表1。由表1可以看出,该体系抗温可达100℃。4.2不同渗流体的运行效果实验结果表明,甲酸盐/聚合醇钻井液在70℃、2.5MPa条件下的动滤失量为5.4mL,渗透率恢复值为85.83%,能够保护油气层,见表2和表3。5控制钻井液使用自2006年下半年至今,甲酸盐/聚合醇钻井液在冀东油田不同区块水平井、水平分支井三开井段成功应用了43口井。应用井三开(钻头尺寸为215.9mm)井段均为水平段,位移较大,关键技术为确保井壁稳定,并提高钻井液携岩能力、降低摩阻、减小扭矩,防止托压,其主要技术措施如下。1)三开前放掉地面全部钻井液并清洗循环罐,然后用清水替出井筒中的钻井液并放掉,通过混合漏斗依次按配方加入相应的处理剂,用甲酸盐调整钻井液密度。2)钻进过程中按钻井进尺和钻井液消耗情况补充原油、SAS等辅助处理剂,确保其有效含量,调整流变参数,提高钻井液低剪切速率下的结构黏度,确保井眼净化效果。控制钻井液摩阻系数小于0.06,使滑动钻进过程中无托压现象。加强一级固控,使用孔径小于0.154mm的筛网,使用率达到100%。离心机处理量在60m3/h以上,使用率为100%,控制含砂量小于0.3%,膨润土含量小于10g/L。充分使用四级净化设备,保证总固相含量小于5%。控制API滤失量小于5mL,加入2%聚合醇和2%GN-YBJ-Ⅰ,做好油气层保护工作。下筛管前通井时,混入6～8m3原油,起钻前配油层保护液,封闭主井眼裸眼井段。3)三开分支井(钻头尺寸为152.4mm)继续使用主井眼钻井液,将钻井液进行净化处理。4)施工分支井时提高钻井液润滑性能,补充NaCOOH,提高体系的抑制防塌性能,控制钻井液密度在1.08g/cm3左右,加入抗盐抗高温降滤失剂,控制钻井液高温高压滤失量小于12mL。5)分支井段完钻后充分洗井,用水泥车替入无固相油层保护液,其配方如下。0.2%流型调节剂+0.3%降滤失剂+0.1%增黏剂+2%主降黏剂+2%KCl+8%NaCOOH+3%油溶暂堵剂+3%密度调节剂+1%聚合醇+0.1%杀菌剂+清水主井眼钻井液密度为1.08～1.10g/cm3,漏斗黏度为50～60s,滤失量为5.0～6.0mL,高温高压滤失量为10～12mL,pH值为9.0～10,摩阻系数为0.05,静切力为1.0～3.0/3.0～7.0Pa/Pa,塑性黏度为15～20mPa·s,动切力为10～15Pa,固相含量为3.5%～5.0%,膨润土含量为8～10g/L。分支井眼钻井液密度为1.08～1.09g/cm3,漏斗黏度为58～62s,滤失量为5.0～6.0mL,高温高压滤失量为10～12mL,pH值为9.0～10,摩阻系数为0.05,静切力为2.0～2.5/3.0～5.0Pa/Pa,塑性黏度为21～27mPa·s,动切力为12～16Pa,固相含量为3.5%～5.0%,膨润土含量为8～10g/L。6水平井结构情况无固相甲酸盐/聚合醇钻井液减少了有害固相对高渗透储层的损害,且其滤液与地层流体配伍性好,有利于发现和保护油气层,应用井现场钻井液膨润土含量小于10g/L,总固相含量小于5%,平均渗透率恢复值达到86.92%。该体系密度低,平均为1.09g/cm3,比应用其它钻井液降低0.07g/cm3,说明甲酸盐/聚合醇钻井液能满足冀东油田水平井安全施工的要求,为钻井提速创造了有利条件。该体系的井壁稳定、润滑防卡、井眼净化和保护油气层性能得到广泛认可。而且,体系中加入了2%GN-YBJ-I和2%聚合醇油保剂,提高了保护油层效果。其中的浅层水平井G104-5P56井目前产油量为73t/d,含水率为61.9%。该井所在东营组12小层曾有116口井生产,目前还有87口井在生产,平均单井产油量为10.9t/d,综合含水率为92.7%,其中G190X1井初期产量为5.8t/d,含水率为80.2%。2007年高尚堡区块应用甲酸盐/聚合醇钻井液投产的4口井,平均单井产油量为74.1t/d,其中G104-5P70井自投产至今,产油量为165.8t/d;老爷庙区块投产的6口井,平均单井产油量为47.6t/d。表4是相同区块不同钻井液体系投产情况对比分析。由表4可以看出,与邻井采油结果对比,应用甲酸盐/聚合醇钻井液的井产油量提高了240.9%。7甲酸盐/聚合醇钻井液1.甲酸盐/聚合醇保护油层钻井液具有很强的抑制防塌性,密度低,解决了井壁稳定与油气层保护之间的矛盾,油层保护效果好,适宜在冀东油田浅层水平井、大位移井目的层井段实施储层专打技术。2.甲酸盐/聚合醇钻井液滤液总矿化度高,能有效地抑制黏土矿物水化分散和造浆,用于冀东油田馆陶组高孔高渗透性油层,减少因滤液侵