温西三区块储层暂堵方案优化设计

温西三区块储层暂堵方案优化设计

长期以来，图汉田采用了暂时屏蔽技术，并对存储层进行了保护。根据存储层的平均孔距，选择暂时密封剂的大小。为临时封锁方案，对存储层实施临时封锁。当储层孔隙结构均质性较强时这种方法比较有效,而许多储层孔隙结构具有很强的非均质性,孔喉尺寸基本呈正态分布,较大尺寸孔喉数量少,但对渗透率的贡献大,数量较多的小孔喉对渗透率贡献很小,则应用传统方案将难以有效封堵对油气层渗透率贡献很大的这部分大尺寸孔喉,达不到理想的油气层保护效果。为了更好地保护储层,特别是使中、高渗透性储层达到理想的暂堵效果,在屏蔽暂堵技术的基础上,依据理想充填理论和d90规则建立了优选钻井液暂堵剂颗粒尺寸的新方法。这种技术充分考虑了储层的非均质性,通过将几种不同粒度分布的暂堵剂颗粒按一定比例混合,形成与目标储层孔喉尺寸分布相匹配的理想充填暂堵颗粒组合。根据吐哈油田温米区块主力储层的孔喉分布特点,利用理想充填暂堵技术优选暂堵方案,优化粒度分布指标,开发了针对温米区块主力储层的复合油层保护剂,并对其保护储层的效果进行室内评价和现场应用,为该技术的推广和理论完善提供依据。1充填时应适当足够充填于承载力理想充填理论是根据孔喉尺寸加入具有连续粒径序列分布的暂堵剂颗粒来有效地封堵储层中大小不等的各种孔喉以及暂堵颗粒之间形成的孔隙,只有形成这种合理的粒径序列分布,才能确保形成滤失量极低的致密泥饼,进而更有效地保护储层。研究表明,钻井液中暂堵剂颗粒的累计体积分数与粒径的平方根(即d1/2)之间呈线性关系时,颗粒堆积效率最高;采用单一暂堵剂颗粒不能达到理想充填,须采用复配的方式;若采用2～3种暂堵剂复配,较细颗粒的数量应恰好足够充填于紧密排列较大颗粒构成的空隙中,此时充填效果最佳。建立在颗粒紧密堆积理论基础上的理想充填理论可应用于钻井液暂堵剂最佳粒径分布的优选,优选出的暂堵剂能够形成有效的致密泥饼,阻止固相颗粒以及滤液的侵入地层,达到保护油气层的目的。Hands等人依据“理想充填”理论,进一步提出了便于现场实施的d90规则,即当暂堵剂颗粒在其粒径累积分布曲线上的d90值(指90%的颗粒粒径小于该值)与储层的最大孔喉直径或最大裂缝宽度相等时,可取得理想的暂堵效果。根据理想充填理论研究结果,开发出一套科学、简便暂堵方案优化设计软件,利用该软件能够准确快速优选出暂堵剂的粒度和复配比例。理想充填新方法的建立:①选用具有代表性岩样进行柱体薄片分析或压汞实验,测出储层最大孔喉直径(即d90),d90也可从孔喉尺寸累计分布曲线上读出。②若无法得到最大孔喉直径(如探井),则可用储层渗透率上限值进行估算,即d90≈kmax1/2;若已知储层平均渗透率,可先确定d50,即d50≈k平均1/2,然后将d501/2与坐标原点的连线延长,可外推出d90,经验公式为d90=3.24×d50。③在暂堵剂颗粒的累计体积百分数与粒径的平方根坐标图上,将d901/2与原点之间的连线作为目标线,优化设计的暂堵剂颗粒粒径的累计分布曲线越接近于目标线,则颗粒的堆积效率越高,所形成泥饼的暂堵效果越好。考虑到暂堵剂在环空的剪切磨损,复配暂堵剂的最优粒度分布曲线可略靠储层目标线的右侧。2为保护存储层钻头的临时封锁方案和室内评估2.1储层岩性及储集空间温西三区块位于温吉桑—米登构造带马红断层上盘,主要目的层为中侏罗统三间房组(J2s),油藏埋深2300m～2600m。储层平均孔隙度为16.4%,平均渗透率为51mD,属低孔、中-低渗储层,局部发育中高渗储层,层内和平面非均质性较强。储层岩性为中细粒长石岩屑砂岩,粘土矿物以高岭石和绿泥石为主,二者相对含量大于80%。储集空间以次生孔隙为主,占60%以上,以微细-细喉为主,分选性差,小于1μm的孔隙占53%。润湿性为弱亲水,具有较强的盐敏。2.2充填料粒径分布及相组成结合温西三区块储层孔渗特性及近三年钻井中实施油层保护前钻井液固相平均粒度分布,利用理想充填暂堵方案优化软件,对温西三区块主要目的层进行了暂堵剂颗粒尺寸的匹配优化设计,形成了该区块的暂堵剂匹配方案。温西三区块J2s组储层平均渗透率为51mD,用经验公式算得d90=3.24×d50=3.24×k平均1/2=23.14μm,d901/2=(23.14μm)1/2=4.81μm1/2,根据确定出的d901/2值利用暂堵方案优化设计软件绘制出油保基线(图1),输入温西三块钻井进入油层前钻井液固相的粒度分布数据(表1)和平均固相含量等基本参数,选择粗、细两种暂堵颗粒分别得到两种暂堵剂累积分布曲线。结果表明,具有某种粒度分布特征的单一暂堵剂难以与油保基线重合,须将几种不同粒度分布的暂堵剂按比例混合后才能使累积分布曲线与基线有较好的重合性。因此根据油保基线位置,应用软件计算出粗、细两种CaCO3暂堵剂最佳混合比为a∶b(a+b=100),在钻井液中总加量为3%,复配暂堵剂的粒径分布曲线(图1中优化曲线)与油保基线比较贴近(稍比油保基线靠左)。考虑到暂堵剂在环空的损失,适当增加了粗颗粒比例,使粒度分布曲线略微偏右,形成最终的调整曲线(图2),同时确定粗、细两种暂堵剂的混合比为c:d(c>a,d<b,c+d=100),以此作为温西三区块J2s组储层的理想充填暂堵方案。2.3储层保护钻井液性能评价(1)充填方案确定取温西3-5694井现场钻井液,实施暂堵方案前井深为2162m,地层J2s,加入暂堵剂实施理想充填暂堵方案充分循环后井深为2235m,层位J2s。分别测试实施前和实施后钻井液的粒度分布,并和最终确定的暂堵方案对比(图3)。图3显示,与最终优化的暂堵方案相比,实施后固相分布较实施前明显左移,更接近于最终优化的调整曲线,依据理想充填暂堵理论,实施后钻井液经过性能优化能够更有效减少储层伤害。(2)室内实验评价确定温西三区块J2s组储层的理想充填暂堵方案后,在暂堵方案的基础上加入1.5%可变形粒子(软化点70℃～80℃),加强钻井液封堵孔喉效果。取温西三区块现场钻井液进行室内评价实验,分别在聚合物和聚磺钻井液中加入优选出的暂堵方案配方,对方案实施前后钻井液样品以及高温热滚后的性能进行评价,实验结果如表2。实验结果表明:实施理想充填储层保护暂堵方案后,聚合物、聚磺钻井液粘度、切力均有所上升,而中压失水和高温高压失水均大幅度下降,降失水效果非常明显,高温热滚后,钻井液粘度、切力均有下降,中压失水和高温高压失水则升高,但仍然比暂堵前略低,说明新暂堵方案能够帮助钻井液形成致密泥饼,加强储层保护效果。(3)试验结果为检验理想充填暂堵方法的储层保护效果,按文献中的方法,分别对未加入暂堵剂、实施传统暂堵方案及理想充填暂堵方案的钻井液用DW-Ⅱ型高温高压动态污染仪进行了损害程度评价,试验结果见表3。实验结果表明,不加入暂堵剂渗透率恢复率仅有40%左右,应用传统暂堵方案技术可提高到70%以上,而应用理想充填暂堵方案可将渗透率恢复率提高至82%以上,可以有效降低油层污染程度。3日产量前30天2010年,理想充填储层保护技术在吐哈油田温西三区块J2s组储层应用共40井次,其中34口油井(其余6口井为注水井),平均初期产量(前30天平均值)最低的井日产量为1.52t,最高日产量18.94t,平均为8.51t/d,邻井有12口,均为2009年以前开发的井,采用屏蔽暂堵技术,投产后平均初期产量为7.50t/d,理想充填暂堵新技术产量同比提高了13.46%,储层保护效果明显提高,说明新暂堵技术能够改善钻井液性能,大大降低钻井液对储层的损害。4充填暂堵新方法的应用效果(1)理想充填理论及应用该理论建立的暂堵新方法可应用于钻井过程中的储层保护中,能够实现钻井液中暂堵颗粒的紧密堆积,在相同钻井条件下达到最佳的储层保护效果。(2)通过使用暂堵方案优化设计软件针对储层孔喉尺寸分布进行暂堵方案优选,能够科学、合理地设计出最佳