文23储气库储层段钻井液及储层保护技术_张强.pdf
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1、第30卷第3期文 23 储气库储层段钻井液及储层保护技术张强(中国石化石油工程技术服务股份有限公司,北京100008)基金项目:中国石化中原油田分公司重点科技攻关项目“建库工程技术优化研究”(GC2108-02)摘要针对中原油田文23储气库储层段施工过程中地层压力系数低、分布紊乱,水敏性强,储层保护要求高等特点,研发出抗温120、密度0.851.00 g/cm3的可调防漏型微泡钻井液,以及屏蔽暂堵和非渗透弹韧性水泥浆等关键技术,从而减少钻井液漏失,提高固井质量,保护油气层;同时,通过加强预封堵、强化微泡钻井液密度控制、做好固井前地层承压等工作,进一步完善了现场施工工艺。相关技术在文23储气库储
2、层段应用66口井,漏失发生率仅为13.6%,储层段固井质量优良率达98.5%;后期注气作业中,单井平均注气速率达50104m3/d,超预测值1510420104m3/d的1.52.0倍,且储层保护效果明显。关键词微泡钻井液;防漏;储层保护;文23储气库中图分类号:TE25文献标志码:ADrilling fluid and reservoir protection technology of reservoir sections in Wen 23gas storageZHANG Qiang(SINOPEC Oilfield Service Corporation,Beijing 100008,
3、China)Abstract:In view of the characteristics of low formation pressure coefficient,disordered distribution,strong water sensitivity andhigh requirements for reservoir protection during the reservoir sections construction of Wen 23 gas storage in Zhongyuan Oilfield,adjustable leak-proof microfoam dr
4、illing fluid with temperature resistance of 120 and density of 0.85-1.00 g/cm3,as well as thekey technologies such as shielding temporary plugging and non-permeable cement slurry with elasticity and toughness aredeveloped to reduce the loss of drilling fluid,improve the cementing quality and protect
5、 the oil and gas reservoir.At the same time,the field construction technology is further improved by strengthening the pre-plugging,enhancing the density control of microfoamdrilling fluid and doing well in the formation pressure before cementing.The related technologies have been applied to 66 well
6、s inthe reservoir section of Wen 23 gas storage,the leakage rate is only 13.6%,and the excellent rate of cementing quality in thereservoir section is 98.5%.In the later gas injection operation,the average gas injection rate of a single well is 50104m3/d,1.5-2.0times higher than the predicted value(1
7、5104-20104m3/d),and the reservoir protection effect is obvious.Key words:microfoam drilling fluid;leak proof;reservoir protection;Wen 23 gas storage作为国家能源储备战略,建设地下储气库在应急调峰和保障下游用户供气安全方面具有不可替代的作用和优势1-3。文23储气库位于中原油田东濮凹陷中央隆起带北部,设计库容104.2108m3,建成后将对保障华北地区供气管网平衡供气、调峰具有非常重要的战略意义4-5。储气库建设过程中,储层段钻井液及储层保护技术至关
8、重要。目前,国内枯竭低压油气藏改建储气库工程储层段施工中,主要采用有利于储层保护的相关技术如水包油、无土相复合盐、硅基防塌等钻井液体系,屏蔽暂堵技术,可增加水泥石柔性形变能力的增韧水泥浆体系等,从而强化储层保护效果6-9。本文针对文23储气库储层段施工过程中遇到的技术难题,在钻完井液方面开展研究,并将相关研究成果在文23储气库66口井应用,取得了良好效果。收稿日期:2022-10-08;改回日期:2023-03-06。第一作者:张强,男,1979年生,高级工程师,公司生产运行部经理,主要从事石油与天然气工程技术管理与生产运行管理。E-mail:。引用格式:张强.文23储气库储层段钻井液及储层保
9、护技术J.断块油气田,2023,30(3):517-522.ZHANG Qiang.Drilling fluid and reservoir protection technology of reservoir sections in Wen 23 gas storageJ.Fault-Block Oil&Gas Field,2023,30(3):517-522.断块油气田FAULT-BLOCK OIL GAS FIELDdoi:10.6056/dkyqt2023030212023年5月断块油气田2023年5月1技术难点文23气田储层段位于古近系沙河街组四段,埋藏深度在2 7603 120 m
10、,为具有块状特征的层状砂岩干气藏10-13,原始地层压力系数为1.251.35,储层孔隙度为8.8013.86,渗透率为0.2710-317.1010-3m2,地温梯度为3.05/100 m。储层段施工主要有以下难点:1)地层压力系数分布紊乱,给储气库安全钻井施工带来了极大的挑战。表1为文23储气库各平台储层压力系数预测情况。由表1可知,储层段地层压力系数从上到下大致呈高低高的趋势。2)气层压力系数低(最低仅为0.10.3),采用常规水基钻井液极易发生恶性漏失,影响井下施工安全。3)孔隙度低,孔喉半径小(平均1.03 m),S44S45层段岩心盐敏、酸敏、水敏性强,储层极易因井漏或钻井液滤液侵
11、入造成水锁伤害。4)水泥浆密度高,易发生井漏,不仅污染储层,也严重影响固井质量及储气库后续长期稳定运行。表1文23储气库储层段地层压力系数预测Table 1Prediction of formation pressure coefficient of reservoir sections inWen 23 gas storage2储层段钻完井技术针对文23储气库储层段钻完井施工技术难点,通过分析储层段地质特点及施工要求,研发出具有良好防漏性能的低密度微泡钻井液及配套的储层屏蔽暂堵技术,有效降低井漏发生概率,减少储层污染,确保后期储气库运行期间天然气“注得进、采得出”。2.1储层特性分析2.1.
12、1盐敏性岩心渗透率受盐溶液质量浓度影响较大,为此,室内对文23-33井储层段12个岩样进行盐敏性分析。图1为文23-33井岩心盐度敏感性曲线。由图可知,文23储气库储层段岩心渗透率随盐水矿化度下降而下降,储层渗透率受盐敏影响较强,临界盐水矿化度均为16104mg/L。因此,储气库注气投产应避免盐敏伤害。图1文23-33井岩心盐敏性Fig.1Core salt sensitivity of Well Wen 23-332.1.2水敏性黏土矿物水化膨胀、分散后,可随流体在孔隙中运移,在喉道处产生堵塞,导致岩心渗透率下降(见表2)。由表可知:S44层段2个岩心样品的水敏指数分别为44%,47%,水敏
13、损害程度属于中等偏弱;S45层段13个岩心样品中有11个样品的水敏指数在30%47%,水敏损害程度属于中等偏弱,有2个样品的水敏指数分别为53%,63%,水敏损害程度属于中等偏强。因此,储气库注气投产时应避免水敏伤害。表2文23-33井岩心水敏性Table 2Core water sensitivity of Well Wen 23-332.2微泡钻井液及其性能评价微泡钻井液是近年来开发的一种适用于低压易漏层段S41S42S43S46S47S48各平台预测地层压力系数2#0.41.00.10.31.01.23#0.61.20.10.60.41.24#0.40.60.10.31.01.25#0.
14、40.60.10.30.41.26#0.40.60.10.37#0.40.60.10.31.01.28#11#0.40.6 0.40.60.10.3 0.10.30.31.2 0.30.5345678910111213141512序号S45S44层段4377891441731782022292542702923023101824岩样号0.0410.4100.0430.5450.0310.0341.1801.00017.8003.4301.46011.2000.6850.0660.459不同矿化度水侵岩样渗透率/10-3m2标准盐水0.0320.3470.0340.5390.0240.0271.
15、0300.91316.0003.0801.1609.8900.5860.0530.431次标准盐水0.022470.225450.025440.304440.017460.019460.832300.634376.520632.190360.842425.250530.376450.037440.24547水敏指数/%蒸馏水?518第30卷第3期地层的新型低密度钻井液,具有有效防止低压破碎、高渗透率砂岩及裂缝性地层钻进时的漏失,保护油气层等优势14-20。本文基于自主研制的适用于微泡钻井液的阴离子型黏弹性表面活性剂VES-1及配套的泡沫增强剂FSA-1,形成了抗高温120、密度0.851.00
16、 g/cm3可调的微泡钻井液体系配方:3%5%膨润土+0.5%1.2%发泡剂VES-1+0.2%0.4%黄原胶+2%3%降滤失剂+1%2%磺化酚醛树脂+1%2%磺化褐煤+0.2%0.6%泡沫增强剂FSA-1+0.3%1.0%聚胺抑制剂+1%2%纤维封堵剂+0.1%0.3%杀菌剂。2.2.1高温稳定性将配制的微泡钻井液在120 下老化16 h后测定钻井液性能,结果如表3所示。从表3可以看出,微泡钻井液经高温老化后体系表观黏度、动切力有一定程度下降,但钻井液密度在高温老化前后差别不大,且滤失量控制在5 mL以内,表现出良好的抗温性能。表3微泡钻井液抗温性能评价Table 3Evaluation o
17、f temperature resistance performance of microfoamdrilling fluid2.2.2抗压缩性配制不同密度的微泡钻井液,利用PVT测试仪对密度随压力的变化进行测定,结果如图2所示。图2不同密度微泡钻井液的抗压缩性Fig.2Compression resistance performance of microfoam drilling fluid withdifferent densities由图2可以看出,室温下(老化前)抗高温微泡钻井液在30MPa下密度从0.85g/cm3升至0.93g/cm3,表现出较强的抗压缩性,有利于在井底高压条件下保
18、持稳定,增强钻井液防漏性能。2.2.3承压封堵性以不同筛目的砂床模拟漏层,考察120 高温下密度0.85 g/cm3微泡钻井液的防漏性能,结果如图3所示。从图3可以看出,微泡钻井液在4060目砂床中的承压封堵能力可达15 MPa以上,表现出良好的防漏性能。图3微泡钻井液承压封堵性Fig.3Pressure bearing plugging performance of microfoam drilling fluid2.2.4抑制性在微泡钻井液中加入部分页岩岩屑,考察微泡钻井液对页岩岩屑的抑制性能。页岩岩屑回收率与钻井液的抑制性能成正比。实验结果表明:页岩岩屑在清水中的回收率仅为8.1%;而在
19、微泡钻井液中的一次页岩岩屑回收率达到93.4%,二次页岩岩屑回收率达到88.7%,页岩岩屑相对回收率达到了95.2%。说明微泡钻井液具有较好的抑制性能。2.3屏蔽暂堵技术屏蔽暂堵21是以理想充填、无渗透理论为基础开发的一种多元储层保护技术,主要由自主研制的可酸溶球状凝胶配合其他可酸溶封堵材料组成。它与微泡钻井液具有良好的配伍性,可实现对储层的屏蔽暂堵,降低对储层的伤害。2.3.1酸溶率称取2 g屏蔽暂堵材料加入300 mL加量为15%的盐酸溶液中,静置24 h后取出并用清水洗涤数次,烘干称重,测定屏蔽暂堵材料酸溶率,结果如表4所示。从表4可以看出,屏蔽暂堵材料平均酸溶率大于75%,具有较高的酸
20、溶率。表观黏度/(mPas)67.564.065.063.5塑性黏度/(mPas)36353535动切力/Pa31.529.030.028.5滤失量/mL密度/(gcm-3)4.20.854.20.894.20.924.00.94钻井液代号实验条件A老化前120 C,16 hB老化前120 C,16 h张强.文23储气库储层段钻井液及储层保护技术519断块油气田2023年5月序号123平均称取质量/g222酸溶烘干后质量/g酸溶率/%1.5175.51.4974.51.5276.075.3钻井液体系岩心号原始渗透率恢复率/%污染后微泡钻井液微泡钻井液+屏蔽暂堵材料A8-1A29-11.611.
21、801.321.7281.995.6岩心渗透率/10-3m2密度/(gcm-3)1.89实验条件80,45 MPa90,50 MPaAPI失水量/mL2627稠化时间/min96105SPN1.771.86表4屏蔽暂堵材料酸溶率Table 4Acid solubility of shielding temporary plugging material2.3.2储层保护性能利用岩心渗透率测定仪考察屏蔽暂堵材料对岩心渗透率恢复率的影响,结果如表5所示。从表5可以看出,加入屏蔽暂堵材料后的微泡钻井液岩心渗透率恢复率由81.9%提高至95.6%,储层保护效果明显提高。表5屏蔽暂堵材料对岩心渗透率恢复
22、率的影响Table 5Influence of shielding temporary plugging material on corepermeability recovery rate2.4非渗透弹韧性水泥浆体系周期性强注强采是储气库的主要特点,因此,固井水泥环必须具备井下长期良好的力学性能和密封完整性。改善水泥性能、增加水泥石的柔性形变能力,对延长储气库井的寿命有着重要的意义,但普通硅酸盐水泥石为脆性材料,抗拉强度低,抗破坏性能较差。室内以自主研制的AMPS聚合物降失水剂为基础,配合弹性剂、增韧剂等其他材料,形成了低失水非渗透弹韧性水泥浆体系配方:铜川G级水泥+0.5%0.8%分散剂+
23、6%8%降失水剂+4%6%弹性剂+1%2%膨胀剂+0.1%0.2%纤维增韧剂+0.3%0.8%促凝剂+0.2%0.3%消泡剂。2.4.1失水及稠化性能利用稠化仪对非渗透弹韧性水泥浆稠化(初始稠度均为22 Bc)及失水性能进行评价,结果如表6(SPN为防窜系数)所示。表6水泥浆失水及稠化性能评价Table6Evaluationofwaterlossandthickeningperformanceofcementslurry从表6中可以看出:水泥浆API滤失量在30 mL以内,可有效降低滤液进入对储层造成的伤害,且水泥浆稠化时间在110 min以内,在保证固井安全施工时间基础上,促进水泥水化反应,
24、尽快形成强度,保护油气层。2.4.2弹韧性将非渗透弹韧性水泥浆和常规水泥浆在120、21 MPa下养护7 d,利用GTM-1弹性模量测试仪测量水泥石的弹性模量。结果表明,非渗透弹韧性水泥浆形成的水泥石硬脆性得到明显改善,水泥石弹性模量仅5.76 GPa,较常规水泥石降低约40%,表现出良好的弹韧性能。2.4.3渗透性水泥颗粒非均质,水泥水化反应后形成的水泥石也存在微孔隙,地层流体通过后易造成水泥石腐蚀,影响水泥石密封性。室内考察非渗透弹韧性水泥石抵抗流体渗透能力,结果表明,在温度80 C、进口压力3.3MPa条件下,测试42 min时,水泥石气体渗透率仅0.0310-3m2。这说明非渗透弹韧性
25、水泥石具有良好的防流体渗透能力,更有利于保护油气层。3现场施工工艺3.1随钻封堵微泡钻井液具有良好的防漏性能,对直径较小的孔隙或微裂缝具有良好的封堵效果,但其防漏性能也存在极限,当钻遇一些较大裂缝(或孔隙)也会发生漏失。如:文23储2-11井钻至2 977 m时发生失返性漏失,静止堵漏10 h后可建立循环,但仍有漏失;加入随钻封堵材料,静止堵漏15 h,后续无漏失发生,顺利完钻。在后期施工中,钻遇储层段易漏失层位前,加入1%2%随钻封堵材料,加强预封堵,有效减少了井漏发生。3.2微泡钻井液密度控制针对储层段地层压力系数分布紊乱的特点,加强施工过程中微泡钻井液密度控制在确保安全施工的前提下,尽可
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