馮永超
(中國(guó)石油化工股份有限公司華北油氣分公司石油工程技術(shù)研究院,河南 鄭州 450006)
東勝氣田錦66井區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊盟北部隆起杭錦旗斷階帶北東段、泊爾江海子斷層西南處,主要開發(fā)目的層為二疊系下石盒子組盒2+3段砂巖巖性-構(gòu)造含水氣藏[1],整體表現(xiàn)出氣水關(guān)系復(fù)雜,壓裂改造易溝通下部水層造成含水率高[2-3],儲(chǔ)層物性好,具備完成鉆井作業(yè)后不通過(guò)人工造縫的壓裂改造工藝直接投產(chǎn)的自然建產(chǎn)能力。錦66井區(qū)現(xiàn)有的鉀氨基鉆井液泥餅酸溶率37%,鉆井過(guò)程中鉆井液濾液侵入砂巖儲(chǔ)層,存在明顯的水鎖損害及壓差損害,不能滿足自然建產(chǎn)的技術(shù)需求。本文以東勝氣田錦66井區(qū)盒2儲(chǔ)層為研究對(duì)象,開展儲(chǔ)層傷害影響因素分析,引入泥漿侵入深度計(jì)算,定量化評(píng)價(jià)儲(chǔ)層傷害程度,深化自然建產(chǎn)儲(chǔ)層損害機(jī)理及對(duì)策研究,以實(shí)現(xiàn)提高單井產(chǎn)量高效開發(fā)的目的。
東勝氣田錦66井區(qū)盒2儲(chǔ)層整體埋深在2730~2780m,儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng),發(fā)育淺灰、灰白色砂礫巖,含礫粗砂巖,中砂巖,泥質(zhì)粉砂巖與褐色泥巖呈等厚互層,泥巖厚度5~10 m。鉆井過(guò)程中揭開儲(chǔ)層存在砂巖儲(chǔ)層傷害和泥巖井壁失穩(wěn)的雙重挑戰(zhàn),鉆遇泥巖井壁失穩(wěn)造成儲(chǔ)層整體液柱壓力上升,加劇鉆井液對(duì)砂巖儲(chǔ)層的傷害程度。需同時(shí)開展砂巖傷害特征和泥巖井壁失穩(wěn)特征研究,明確儲(chǔ)層傷害影響因素,為儲(chǔ)層保護(hù)對(duì)策提供依據(jù)。
選取下石盒子組盒2砂巖巖心進(jìn)行孔隙度、氣體滲透率測(cè)試,實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。
表1 盒2儲(chǔ)層物性特征Table 1 Physical characteristics of He-2 reservoir
盒2段孔隙度分布區(qū)間為5.0%~16.97%,平均孔隙度為9.3%;滲透率分布區(qū)間為0.15~5.24 mD,平均滲透率為0.89 mD[4]。根據(jù)孔隙、滲透率分類標(biāo)準(zhǔn),目的層段儲(chǔ)層物性較好,總體屬于低-特低孔、低滲-超低滲儲(chǔ)集巖,為超低滲透儲(chǔ)層[5]。盒2儲(chǔ)層平均排驅(qū)壓力0.83 MPa,最大孔喉半徑1.7648 μm;儲(chǔ)層巖樣排驅(qū)壓力較大,巖樣的孔喉較小,滲透性較差。在此基礎(chǔ)上,采用盒2段砂巖巖心開展敏感性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2所示。盒2儲(chǔ)層整體敏感性較弱,但鹽敏和應(yīng)力敏感性較強(qiáng),鉆井過(guò)程中應(yīng)避免壓力波動(dòng)帶來(lái)的應(yīng)力傷害。
表2 盒2儲(chǔ)層敏感性特征Table 2 Sensitivity characteristics of He-2 reservoir
選取下石盒子組盒2段砂巖進(jìn)行鑄體薄片分析,實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖1、圖2。
圖1 錦62井3055.39 m處盒2段砂巖孔隙結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of sandstone pores in He-2 section at 3055.39m in Well Jin-62
圖2 錦62井盒2段砂巖加載巖石微觀圖像Fig.2 Microscopic image of loaded sandstone rocks in He-2 section in Well Jin-62
由實(shí)驗(yàn)測(cè)試可知:錦66井區(qū)盒2儲(chǔ)層段孔隙類型以原生粒間余孔和粒間溶孔為主,其次為粒內(nèi)溶孔和裂縫,裂縫連通粒間孔隙,是主要的油氣運(yùn)移通道。對(duì)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的鉀氨基鉆井液體系進(jìn)行固相粒徑分析,實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖3。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知,鉀氨基鉆井液粒徑分布在1~150 μm,其中D10=5.35 μm,D50=31.19 μm,D90=79.20 μm,按照D90規(guī)則做出鉆井液粒徑分布曲線,和不同開度的裂縫油保基線進(jìn)行對(duì)比,當(dāng)儲(chǔ)層微裂縫開度>100 μm時(shí),鉆井液中的固相顆粒會(huì)較大程度侵入儲(chǔ)層,造成固相堵塞,而鉆井液泥餅酸溶率62.8%,整體入井固相材料酸溶率較低,固相侵入解堵能力差,造成永久性傷害。
圖3 鉀氨基鉆井液粒徑分布Fig.3 Solid phase particle size distribution of potassium amino drilling fluid
選取盒2儲(chǔ)層巖心,利用XRD衍射實(shí)驗(yàn),進(jìn)行粘土礦物含量分析。盒2砂巖儲(chǔ)層以石英為主,粘土礦物平均20%,含量較少;其中粘土礦物中伊利石含量最高(平均38%),其次為綠泥石(平均26%);條狀帶狀的伊利石,隨著流體流速的增大而分散遷移,為速敏型礦物,在儲(chǔ)層流體的作用下,很容易運(yùn)移堵塞孔道;綠泥石能夠形成櫛殼構(gòu),這種結(jié)構(gòu)相對(duì)穩(wěn)定,但綠泥石酸敏性較強(qiáng),在酸的作用下,會(huì)發(fā)生溶蝕和運(yùn)移?;赟EM掃描實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖4。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知,外來(lái)流體侵入巖心后,巖心中的敏感性礦物在流體作用下水化膨脹,并順著微裂縫運(yùn)移,在巖石表面出現(xiàn)類似晶體的顆粒特征,端面、裂縫旁有生成物產(chǎn)生,部分裂縫底端或晶間孔周圍溶蝕較嚴(yán)重,產(chǎn)物增多,堵塞巖心微裂縫和孔隙,旁生物隨時(shí)間的增加而增加,降低儲(chǔ)層的滲透率,影響產(chǎn)能釋放。
圖4 巖心污染前后微裂縫產(chǎn)狀Fig.4 Microfracture occurrence before and after core contamination
盒2儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng),發(fā)育淺灰、灰白色砂礫巖,含礫粗砂巖,中砂巖,泥質(zhì)粉砂巖與褐色泥巖呈等厚互層,鉆井過(guò)程中鉆遇泥巖易引起井筒井壁失穩(wěn),造成儲(chǔ)層液柱壓力升高,增大井底壓差、復(fù)雜處理難度,延長(zhǎng)儲(chǔ)層浸泡時(shí)間,加劇儲(chǔ)層傷害程度,儲(chǔ)層保護(hù)需考慮泥巖夾層井壁失穩(wěn)問(wèn)題[6-10]。分別取JPH-xx1井和JPH-xx2井水平段泥巖的掉塊及巖屑進(jìn)行了全巖礦物和粘土礦物組分含量的X射線衍射分析。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3、表4。
表3 盒2儲(chǔ)層泥巖巖心全巖礦物分析Table 3 Whole rock mineral analysis of mudstone cores in He-2 reservoir
表4 盒2儲(chǔ)層泥巖巖心粘土礦物分析Table 4 Clay mineral analysis of mudstone cores in He-2 reservoir
由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知:JPH-xx1井下石盒子組盒2鉆屑巖樣粘土礦物總量為36.6%~38.1%,粘土礦物以伊蒙混層為主,含量高達(dá)65%~66%,其次為伊利石、高嶺石和綠泥石,屬于硬脆性泥巖,易水化剝落。JPH-xx2井下石盒子組盒2掉塊巖樣中深灰色細(xì)砂巖的粘土礦物總量為32.8%,紅褐色泥巖和灰色泥巖的粘土礦物總量高達(dá)48.7%和58.1%,粘土礦物均以伊/蒙混層發(fā)育為特點(diǎn),含量達(dá)到52%~78%,其次為伊利石、綠泥石和高嶺石,其含量分別在17%~24%、6%~9%及15%~18%。下石盒子組泥巖屬于硬脆性泥巖,易水化剝落。
為深入分析泥巖地層的微觀結(jié)構(gòu),對(duì)東勝氣田泥頁(yè)巖巖心制作切片進(jìn)行電鏡掃描,掃描照片如圖5所示。由掃描電鏡結(jié)果可見(jiàn):JPH-xx1井下石盒子組泥巖鉆屑樣品樣品較疏松,粒間縫長(zhǎng)約200 μm,粒間孔隙約10 μm,微裂縫較為發(fā)育。
圖5 盒2泥巖裂縫特征Fig.5 Fracture characteristics of mudstone in He-2
室內(nèi)對(duì)從JPH-xx1井現(xiàn)場(chǎng)收集的盒2灰褐色泥巖、灰色泥巖掉塊進(jìn)行了浸泡評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明:灰褐色泥巖易水化分散;灰色泥巖微裂縫發(fā)育易剝落。
綜上所述,盒2段泥巖掉塊樣品較致密,孔隙2~5 μm,泥質(zhì)中裂縫長(zhǎng)約20 μm,泥質(zhì)中裂縫寬約2 μm。盒2段泥巖灰褐色泥巖回收率52.45%,易水化分散;灰黑色、灰色泥巖微裂縫發(fā)育,遇水易剝落。儲(chǔ)層段泥巖井壁失穩(wěn)坍塌,造成鉆井復(fù)雜處理時(shí)間長(zhǎng),延長(zhǎng)儲(chǔ)層浸泡時(shí)間,同時(shí)復(fù)雜處理過(guò)程中為有效平衡泥巖坍塌壓力,提高鉆井液密度造成井筒液柱壓力高,進(jìn)一步增大外來(lái)流體侵入動(dòng)力,增加儲(chǔ)層傷害程度。
基于儲(chǔ)層影響因素分析,明確了水鎖傷害、應(yīng)力敏感性、固相傷害和泥巖井壁失穩(wěn)是造成盒2儲(chǔ)層傷害的主要影響因素,在此基礎(chǔ)上,開展儲(chǔ)層傷害機(jī)理分析。
2.1.1 巖心自吸能力評(píng)價(jià)
砂巖是油氣的儲(chǔ)存空間,鉆井過(guò)程中的儲(chǔ)層傷害主要表現(xiàn)形式為外來(lái)流體的侵入對(duì)砂巖的滲透率和導(dǎo)流能力造成傷害導(dǎo)致產(chǎn)能無(wú)法釋放[11-13]。為進(jìn)一步明確外來(lái)流體侵入程度對(duì)巖心的傷害程度的影響,選取錦93井盒2段目的層砂巖巖心,采用近平衡自吸裝置,繪制巖心質(zhì)量隨時(shí)間的變化曲線,并以侵入前后砂巖儲(chǔ)層滲透率變化的滲透率損害率判定巖心水鎖損害程度,實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖6。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知:盒2儲(chǔ)層巖心自吸能力強(qiáng),前5 h自吸率達(dá)到0.2 g/s,自吸速率在初始階段最高,后逐漸趨于平穩(wěn),自吸后滲透率損害率達(dá)到54.32%,鉆井液濾液在毛細(xì)管力的作用下使得儲(chǔ)層滲透率大幅降低。
圖6 盒2砂巖巖心自吸實(shí)驗(yàn)曲線Fig.6 Self-imbibition test curve of sandstone cores in He-2
2.1.2 鉆井液液相侵入能力分析
基于HTHP砂床濾失實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)泥餅形成過(guò)程的阻止水侵入能力,HTHP砂床滲透失實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)泥餅形成后的阻止水侵入能力。對(duì)鄂北工區(qū)現(xiàn)用鉆井液體系開展阻水侵入能力評(píng)價(jià),實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖7,由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知:現(xiàn)有的鉆井液體系泥餅承壓能力差,基于砂床滲透失水實(shí)驗(yàn),在泥餅形成后20~40目砂床滲透失水量17~23.4 mL,大量鉆井液濾液侵入砂巖儲(chǔ)層,造成水相傷害,且大量濾液侵入泥巖,造成泥巖應(yīng)力釋放,水化剝落,造成鉆井復(fù)雜,進(jìn)一步加劇儲(chǔ)層傷害程度[14-16]。
圖7 東勝氣田現(xiàn)有鉆井液體系性能評(píng)價(jià)Fig.7 Performance evaluation of existing drilling fluid systems in Dongsheng Gas Field
采用MFC-1型高溫高壓多功能水平井傷害評(píng)價(jià)儀,記錄單位巖樣長(zhǎng)度電阻和累積侵入量隨時(shí)間的變化情況,待各監(jiān)測(cè)段電阻不再明顯變化時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)溫度80℃,圍壓7 MPa。通過(guò)監(jiān)測(cè)單位長(zhǎng)度巖樣電阻(R)和累計(jì)侵入量(Q)隨侵入時(shí)間(t)的變化情況,繪制R-t和Q-t關(guān)系曲線。采用控制變量的方法分別計(jì)算不同侵入時(shí)間、不同壓差條件下鉆井液濾液的巖心單位面積濾失量和累計(jì)濾失量,利用物質(zhì)平衡原理求解鉆井液濾液的侵入深度。
通過(guò)記錄侵入巖心的鉆井液流量來(lái)評(píng)價(jià)鉆井液的侵入深度,根據(jù)質(zhì)量守恒定律,通過(guò)實(shí)驗(yàn)獲得鉆井液最大侵入量(Qmax),采用式(1)計(jì)算鉆井液侵入深度Lfmax。
式中:r——實(shí)驗(yàn)巖樣半徑,cm;Φ——孔隙度,%;Swo——初始含水飽和度,無(wú)因次。
根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù),為獲得鉆井液侵入穩(wěn)定時(shí)間(tmax),定義Qmax滿足式(2)時(shí),鉆井液侵入時(shí)間為穩(wěn)定時(shí)間,此時(shí)的侵入量為最大侵入量。
式中:tmax——鉆井液侵入穩(wěn)定時(shí)間,min;Qmax|tmax——tmax對(duì)應(yīng)的累計(jì)侵入量,mL;Q’max|tmax+10——tmax+10對(duì)應(yīng)的累計(jì)侵入量,mL。
由式(2)確定鉆井液侵入穩(wěn)定時(shí)間tmax后,可根據(jù)式(1)計(jì)算得出鉆井液侵入深度Lfmax。
由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知(見(jiàn)圖8):泥漿侵入深度和壓差、時(shí)間呈正相關(guān)關(guān)系,隨著壓差和時(shí)間的增加而增加,水相傷害程度增大;鉆井液濾液侵入儲(chǔ)層深度隨著時(shí)間、壓差增大而增大,壓差>20 MPa后趨于平緩,最大侵入深度76 cm;在壓差2~3.5 MPa條件下,壓差對(duì)鉆井液濾液侵入儲(chǔ)層敏感性最強(qiáng)。
圖8 泥漿侵入深度計(jì)算(鉀氨基聚合物)Fig.8 Drilling fluid intrusion depth curves
盒2儲(chǔ)層特征要求鉆井液具有良好的井壁穩(wěn)定性能和儲(chǔ)層保護(hù)性能。基于盒2儲(chǔ)層傷害,影響因素和損害機(jī)理,儲(chǔ)層保護(hù)鉆井液應(yīng)滿足以下技術(shù)要求[17-20]:
(1)無(wú)土相。盒2儲(chǔ)層發(fā)育隱形裂縫,是主要的油氣運(yùn)移和導(dǎo)流通道,鉆井液固相材料易侵入儲(chǔ)層造成堵塞,鉆井液體系需采用無(wú)土相,有效降低固相和坂土含量。
(2)低密度。盒2致密砂巖儲(chǔ)層存在強(qiáng)應(yīng)力敏感性,正壓差條件下造成應(yīng)力敏感傷害降低儲(chǔ)層滲透率,且增大外來(lái)流體侵入儲(chǔ)層的能力,加劇儲(chǔ)層傷害,需采用近平衡或平衡鉆井,降低液柱壓力,減少壓差傷害。
(3)低失水。液相傷害是造成致密砂巖儲(chǔ)層傷害的主要原因,鉆井液體系需進(jìn)一步降低外來(lái)液相的侵入能力,強(qiáng)化泥餅的阻水能力,采用潤(rùn)濕反轉(zhuǎn),降低巖心親水能力,減少泥漿侵入深度。
(4)強(qiáng)封堵。盒2儲(chǔ)層泥巖微裂縫發(fā)育,需針對(duì)性開展復(fù)合暫堵劑優(yōu)選,提高對(duì)微裂縫硬脆性泥巖的封堵能力,降低泥巖坍塌壓力,確保低密度井壁穩(wěn)定。
從水相圈閉的本質(zhì)來(lái)看,由于毛細(xì)管壓力而產(chǎn)生了一個(gè)附加的表皮壓降,它等于毛細(xì)管彎液面兩側(cè)非潤(rùn)濕相壓力與潤(rùn)濕相壓力之差,其大小可由任意曲界面的Laplace方程確定。當(dāng)儲(chǔ)層的潤(rùn)濕性為水潤(rùn)濕時(shí),毛細(xì)管壓力將阻礙地層油、氣向井筒內(nèi)流動(dòng),產(chǎn)生水鎖傷害。
式中:Pc——毛細(xì)管壓力,dyn/cm2;σ——油、氣-水界面張力,dyn/cm;R1、R2——兩曲界面半徑,cm;r——毛細(xì)管半徑,cm;θ——毛細(xì)管潤(rùn)濕角,(°)。
由毛細(xì)管壓力公式可知,σcosθ值越小,形成的毛細(xì)管力越小,造成水鎖損害程度越輕,降低表面張力,增大接觸角是降低毛細(xì)管力的主要手段。采用液滴形狀分析儀,進(jìn)行潤(rùn)濕性分析,實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知,潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑具有反向的σcosθ,基本消除了毛細(xì)管力,有利于防水鎖和儲(chǔ)層保護(hù)。潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑具有最大的接觸角91.9°,液相在泥巖表面不潤(rùn)濕,有利于井壁穩(wěn)定。
表5 防水鎖劑優(yōu)選實(shí)驗(yàn)Table 5 Optimization experiment on waterproof locking agents
根據(jù)架橋理論和理想充填理論[20],結(jié)合泥巖微裂縫尺寸,開展不同封堵劑壓力傳遞實(shí)驗(yàn)和復(fù)配實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖9。
圖9 不同封堵劑壓力傳遞實(shí)驗(yàn)Fig.9 Pressure transfer experiment on different plugging agents
由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知:納米封堵劑2 MPa壓力傳遞時(shí)間為12000 s,超細(xì)瀝青2 MPa壓力傳遞時(shí)間為8000 s,具有良好的微裂縫封堵效果,在此基礎(chǔ)上,開展復(fù)配研究,優(yōu)選出適用于上古生界泥巖的納米封堵材料(納米封堵劑∶超細(xì)瀝青=3∶2),綜合封堵率達(dá)到91.2%。依據(jù)D90規(guī)則[20]選擇600目超細(xì)碳酸鈣對(duì)較大裂縫進(jìn)行封堵,考慮到地層微裂縫分布的不均質(zhì)性,選用2000目和5000目的超細(xì)碳酸鈣對(duì)中小微裂縫進(jìn)行封堵,并依據(jù)濾失量對(duì)其配比進(jìn)行優(yōu)選,實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表6。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出,2.5%的鈉土漿的濾失量為31.6 mL,基于正交試驗(yàn)優(yōu)選不同粒度級(jí)配的超細(xì)碳酸鈣比例。確定鉆井液體系中5000目、2000目和600目超細(xì)碳酸鈣的推薦加量分別為0.5%、0.5%和1.0%。
表6 不同粒徑超細(xì)碳酸鈣正交實(shí)驗(yàn)Table 6 Orthogonal experiment on ultrafine calcium carbonate with different particle sizes
結(jié)合東勝氣田錦66井區(qū)地層特征及前期處理劑優(yōu)選結(jié)果,開展錦66井區(qū)鉆井液配方研究,形成無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液,在有效降低外來(lái)流體和固相侵入的同時(shí),可以在完井作業(yè)中進(jìn)行酸化作業(yè),進(jìn)一步解除固相堵塞帶來(lái)的儲(chǔ)層傷害。形成的鉆井液配方為:5%~6%氯化鉀+0.3%~0.5%低粘羧甲基纖維素+0.2%~0.3%黃原膠+0.3%~0.5%低粘聚陰離子纖維素+2%改性淀粉+1%胺基抑制劑+1%抗高溫微米封堵劑+1%納米可變性封堵劑+1%潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)劑+3%超細(xì)碳酸鈣(5000目∶2000目∶500目=1∶1∶2),在80、100℃條件下老化16、32 h,實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表7。老化后表觀粘度和塑性粘度等性能變化較小,API濾失量2.4~2.8 mL,粘附系數(shù)0.06~0.08,鉆井液體系保持較好的流變性能和較低的濾失性,滿足鉆井要求。
表7 鉆井液配方流變性能Table 7 Optimization of drilling fluid formula
3.4.1 抑制性評(píng)價(jià)
泥頁(yè)巖的水化膨脹和分散性能是宏觀評(píng)價(jià)泥巖井壁穩(wěn)定性的重要指標(biāo),選取盒2段泥巖進(jìn)行理化性能分析,結(jié)果如表8所示。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知,無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液16 h膨脹率僅16.5%,比鉀銨基鉆井液的20.15%低了3.65%,16 h后膨脹基本趨于穩(wěn)定,在有效保證儲(chǔ)層井壁穩(wěn)定的同時(shí),也可減少砂巖內(nèi)水敏泥巖的膨脹,保護(hù)儲(chǔ)層。
表8 不同鉆井液膨脹性評(píng)價(jià)Table 8 Expandability evaluation of different drilling fluids
3.4.2 儲(chǔ)層保護(hù)評(píng)價(jià)
選取盒2段砂巖巖心開展毛管力、滲透率恢復(fù)率、泥餅酸溶率和泥漿侵入深度對(duì)鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)能力進(jìn)行宏觀評(píng)價(jià),結(jié)果如表9所示。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果來(lái)看,土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液體系儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)值>90%,σcosθ值13.19 dyn/cm,儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)值可達(dá)91.11%,泥漿侵入深度降低至7.6 cm,具有較好的儲(chǔ)層保護(hù)性。
表9 不同鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)評(píng)價(jià)Table 9 Reservoir protection evaluation of different drilling fluids
(1)東勝氣田錦66井區(qū)推廣應(yīng)用無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液體系,儲(chǔ)層鉆井液性能參數(shù)明顯提升,鉆井液密度保持在1.06~1.08 g/cm3、API失水3.8~5 mL、固相含量≤4%,坂土含量≤20 g/L,見(jiàn)表10。降低目的層井底壓差7.53 MPa,鉆井成功率100%,著陸中靶率100%。單井成本較鉀銨基鉆井液增加6~8萬(wàn)元。
表10 Jxx-1井無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液指標(biāo)Table 10 Parameters of soil-free compound temporary plugging high acid soluble drilling fluid
(2)東勝氣田2021年應(yīng)用無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液體系7井次,平均單井產(chǎn)量1.4萬(wàn)m3/d,較2020年單井產(chǎn)量1.25萬(wàn)m3/d提高了12%;實(shí)現(xiàn)自然建產(chǎn)3井次,試氣1個(gè)月平均單井日產(chǎn)氣量2.2萬(wàn)m3/d,單井最高日產(chǎn)氣5.3萬(wàn)m3/d(見(jiàn)表11),單井節(jié)約壓裂費(fèi)用58萬(wàn)元,累計(jì)節(jié)約投資159萬(wàn)元,有效提升鉆井質(zhì)量,降低單井投資成本。
表11 2021年錦66井區(qū)自然建產(chǎn)井情況Table 11 Natural production wells in the Jin-66 area in 2021
(1)東勝氣田盒2儲(chǔ)層致密砂巖儲(chǔ)層鹽敏和應(yīng)力敏感性較強(qiáng),儲(chǔ)層微裂縫發(fā)育,含有綠泥石、伊利石等敏感性礦物,鉆井液液相和固相在正壓差條件下易造成嚴(yán)重的水鎖和堵塞傷害。
(2)東勝氣田盒2儲(chǔ)層泥巖以伊蒙混層和伊利石為主,屬于硬脆性泥巖,微裂縫發(fā)育,水化分散性較強(qiáng),鉆井過(guò)程中易引起井壁剝落掉塊失穩(wěn)。
(3)基于盒2儲(chǔ)層損害機(jī)理,優(yōu)化了無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液,該體系化學(xué)封堵抑制性強(qiáng),具有低密度、低固相、低失水和強(qiáng)抑制的特點(diǎn),濾液表面張力低,儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)值高,泥漿侵入深度10.8 cm,具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。
(4)優(yōu)化后的無(wú)土相復(fù)合暫堵高酸溶鉆井液能有效降低鉆井液水鎖和固相傷害,進(jìn)一步保護(hù)儲(chǔ)層,2021年杭錦旗實(shí)現(xiàn)3井自然建產(chǎn),試氣1個(gè)月平均單井日產(chǎn)氣量2.2萬(wàn)m3,單井節(jié)約壓裂費(fèi)用58萬(wàn)元,累計(jì)節(jié)約投資159萬(wàn)元。