致密碳酸盐岩储层损害特征及钻井液保护技术

致密碳酸盐岩储层孔喉细小,渗透性差,非均质性严重,微孔微裂缝较为发育,储层易发生应力敏感性损害和水锁损害.结合英买2油田致密碳酸盐岩油气藏特征,系统分析了低渗碳酸盐岩储层的损害特征.评价结果表明,该油田储层应力敏感损害率达82.9％、水锁损害率为72.53％～91.22％是该储层的主要损害类型.在该区原用聚磺钻井液基础上,通过优选高性能处理剂和可有效降低油/水界面张力的表面活性剂,应用理想充填技术,优化设计出了保护储层低损害钻井液;通过开展配伍性、动态污染等实验对该钻井液的储层保护特性进行了评价.实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性与配伍性,天然岩心和不锈钢缝板岩心污染实验均表明,优化配方的渗透率恢复值均要高于现用配方,其储层保护效果显著.     

致密砂岩气藏损害特征及评价技术

致密砂岩气藏具有孔喉细小、 裂缝发育、 超低初始含水饱和度等特点, 在勘探开发过程中易受到损害, 其中水锁和应力敏感是最致命的损害方式。利用毛细管力自吸 －离心法、 Ｄ Ｐ Ｔ指数法和自研实验装置评价了致密砂岩气藏在过平衡和欠平衡条件下的水锁损害程度; 利用毛细管流动孔隙结构仪、 Ｃ Ｔ扫描等手段评价了致密砂岩气藏的应力敏感性。结果表明, 致密砂岩气藏有很强的水锁损害潜力, 即使在欠平衡条件下水相自吸对气藏仍然有一定程度的损害, 过低的欠压值不能达到有效保护储层的目的。随着有效应力的增加, 致密砂岩储层基块孔径明显减小, 裂缝渗透率大幅度降低; 在应力加载初期裂缝闭合程度较大, 后期减缓。在水基欠平衡钻井过程中,水锁和应力敏感的叠加效应使储层损害程度大幅度地增加。储层原始地层条件的真实模拟以及将室内评价实验结果与现场工程设计紧密结合是下步研究工作的重点。     

致密裂缝性砂岩储层保护钻井液技术研究

在系统分析油基钻井液对致密储层损害机理后,以西北A区致密低渗透砂岩为研究对象,确定了固相颗粒堵塞和水锁是油基钻井液对储层主要的损害,在此基础上,提出了储层保护钻井液的优化措施。     

低渗透凝析气藏储层损害特征及钻井液保护技术

低渗透凝析气藏储层孔喉细小,渗透性差,黏土含量高,非均质性严重,因而容易因各种入井工作液侵入储层造成水敏、水锁等损害,并经常发生其特有的反凝析损害。结合吐哈油田巴喀低渗透凝析气藏,系统分析了低渗透凝析气藏的储层损害特征。室内评价实验表明,水锁是该储层的主要损害因素之一,渗透率损害率为65.23% ~ 91.01%。在该区原用聚磺钻井液基础上,优选可有效降低油/水界面张力的表面活性剂,应用成膜技术与理想充填 “协同增效”的储层保护新方法,优化设计出保护储层低损害钻井液;通过开展配伍性、动态污染等实验对该钻井液的储层保护特性进行了评价。室内实验结果表明,该钻井液具有良好的流变性与配伍性,可使储层岩心的渗透率恢复值从63.2%增至84.7%,具有明显的储层保护效果。     

迪那3区块致密砂岩气藏损害机理及储层保护技术

迪那3区块致密砂岩气藏属于典型的低孔、特低渗碎屑岩储层,初始含水饱和度低,非均质性严重,裂缝发育,黏土矿物含量较高,该区块原用钾聚磺体系对迪那区块气藏造成一定的伤害,储层保护效果亟待提高。在分析迪那2及迪那3区块致密砂岩气藏特征及损害机理的基础上,确定钾聚磺体系损害气藏机理为水敏、应力敏感、漏失、毛管力效应及相圈闭损害。通过研制可酸化防漏堵漏材料及防水锁剂,对现用的钾聚磺体系进行改进,形成了一套保护致密砂岩气藏储层的钻井完井液体系,该体系流变性良好,滤失量明显降低,渗透率恢复值大幅提高,储层保护效果明显。     

沙特B区块致密砂岩气层保护技术研究

沙特B区块SAHRA储层孔隙度、渗透率低,平均孔喉中值半径小于0.1 μm,属于典型的致密砂岩气层.认清储层损害机理,设计合理的保护储层的钻井液体系是致密砂岩气藏高效开发的前提.敏感性实验研究结果表明,该储层存在中等偏弱速敏、中等偏弱的水敏和盐敏、以及弱的酸敏和碱敏,水锁程度为中等.针对储层损害特征,选用抗温、低滤失的无黏土KCl钻井液体系,为减轻水锁伤害,在钻井液体系中加入SPAN-80.室内实验结果表明,钻井液污染岩心后气测返排渗透率恢复值可达到75%以上.现场应用储层保护效果良好,ATNB-2井SARHA储层表皮系数为-2.     

宁东油田致密油储层损害机理与对策

鄂尔多斯盆地宁东油田致密油储层岩性复杂、低孔低渗、非均质性强,钻井过程中钻井液漏失情况多发,固相、液相侵入极易造成储层损害。为明确宁东油田致密油储层的微观特征与损害机理,降低钻完井对储层的损害,进行了SEM扫描、固液伤害性测试等试验研究,证实该油田致密油储层损害的主要原因为固相侵入、水锁及伴有的水敏感性和盐敏感性;明晰了该油田致密油储层的损害机理,发现钻井所用钾铵基聚合物钻井液对致密油储层的损害较大,采用隐形酸对储层进行处理时渗透率恢复率较低。针对该油田致密油储层损害机理和钻井所用钻井液的缺点,构建了低损害无固相钻井液,其黏度为45.5 mPa·s,API滤失量为3.5 mL,对储层损害较低,渗透率恢复率达85%以上,可满足宁东致密油储层保护需求。研究结果为鄂尔多斯盆地致密油储层保护技术措施的制定提供了依据。     

聚磺混油钻井液对深层裂缝性致密储层的保护能力评价

为了评价和优化塔里木盆地北部深层裂缝性致密砂岩油藏开发中使用的聚磺混油钻井液对储层的保护效果,进行了钻井液动/静态伤害、滤饼承压、流体敏感性、水相圈闭伤害和流体配伍性实验。分析了钻井液伤害的主要机理,探讨了钻井液保护效果评价方法,提出了聚磺混油钻井液优化策略。实验表明:储层钻井液动态伤害中—强,滤液静态伤害中—强,100μm及以下缝宽裂缝承压达10 MPa,流体敏感性伤害较弱,水相圈闭伤害强,滤液与地层流体配伍性差;水相圈闭、流体不配伍和固相侵入是钻井液伤害储层的主要方式;聚磺混油钻井液对储层大缝宽裂缝封堵较差、对小缝宽裂缝控滤失较差是造成储层伤害的主要原因。钻井液储层保护效果评价需综合分析钻井液伤害的主要因素,充分挖潜钻井液动态伤害实验数据,评价钻井液的固相磨蚀粒度降级率。提高钻井液屏蔽暂堵性能、改善钻井液与储层流体配伍性、加入表面活性剂将提升聚磺混油钻井液对深层裂缝性致密砂岩油藏的保护能力。     

2004年国外钻井液技术的新进展（I）

2004年国外出现了一批针对稳定井壁、防漏堵漏、环境保护和防止地层损害的新型钻井液技术：添加了粘土的新型微泡钻井液，能有效增加地层抗压裂强度的多功能钻井液，用甲酸铯盐水配制出的高密度低固相油基钻井液，具有较高钻井效率并且在环保、健康和安全方面取得很大进展的线型烯烃钻井液，可作为清洁完井液和封隔液的甲酸盐盐水，用新型加重材料——四氧化锰配制出的新型钻井液。同时介绍了在保护油气层方面的新技术：SudiAramc公司发现的最新的地层损害机理，包括结垢造成的地层损害，土酸酸化造成的地层损害和化学剂水锁造成的地层损害；评价钻井液造成地层损害的新方法；通过使用有代表性的岩心、储层温度和压力条件所完成的防止地层损害试验选择钻开油气层钻井液；适用于低压砂岩和碳酸盐岩储层的一种低密度水基钻井液，该钻进油层钻井液采用一种特制的聚合物一表面活性剂的复合物和桥堵材料作为稳定剂；专门用于保护疏松砂岩地层和裂缝性石灰岩地层的打开油层钻井液；作为射孔液的新型低固相油基钻井液。     

2004年国外钻井液技术的新进展(Ⅰ)

2004年国外出现了一批针对稳定井壁、防漏堵漏、环境保护和防止地层损害的新型钻井液技术:添加了粘土的新型微泡钻井液,能有效增加地层抗压裂强度的多功能钻井液,用甲酸铯盐水配制出的高密度低固相油基钻井液,具有较高钻井效率并且在环保、健康和安全方面取得很大进展的线型烯烃钻井液,可作为清洁完井液和封隔液的甲酸盐盐水,用新型加重材料--四氧化锰配制出的新型钻井液.同时介绍了在保护油气层方面的新技术: SudiAramc公司发现的最新的地层损害机理,包括结垢造成的地层损害, 土酸酸化造成的地层损害和化学剂水锁造成的地层损害; 评价钻井液造成地层损害的新方法;通过使用有代表性的岩心、储层温度和压力条件所完成的防止地层损害试验选择钻开油气层钻井液;适用于低压砂岩和碳酸盐岩储层的一种低密度水基钻井液,该钻进油层钻井液采用一种特制的聚合物-表面活性剂的复合物和桥堵材料作为稳定剂;专门用于保护疏松砂岩地层和裂缝性石灰岩地层的打开油层钻井液;作为射孔液的新型低固相油基钻井液.     

临兴区块致密砂岩气储层损害机理及钻井液优化

致密砂岩气储层钻井过程中,钻井液入侵将造成严重的储层伤害难题。通过岩心分析技术、岩心流动实验等系统分析了临兴区块致密砂岩气储层主要损害机理,统计并分析了现场钻井液存在的技术难题,并优化出具有良好性能的致密砂岩气储层保护钻井液。研究结果表明,临兴区块致密砂岩气储层岩石具有中-粗砂状结构,胶结致密,孔喉细小,含敏感性黏土矿物,储层潜在严重的水锁伤害与中等偏强的水敏性及应力敏感性损害（临界压力为7.0 MPa）,潜在中等偏弱的速敏性（临界流速为0.75 mL/min）、盐敏性（临界矿化度为7500 mg/L）、碱敏性（临界pH值为10.0）及土酸敏感性损害;临兴区块主要存在储层损害、钻井液漏失、井眼垮塌、摩阻扭矩大与井眼清洁等钻井液技术难题。优化出的钻井液封堵性能良好,滤液表面张力低（23.3 mN·m-1）,能减少固相侵入,削弱水锁效应,提高岩石渗透率恢复值至91.3%,具有良好的储层保护性能。现场应用结果表明,该储层保护钻井液完全满足复杂井段或水平井段钻进的钻井液技术要求。      

渤中19-6深部潜山高温气层保护钻井液技术

针对渤中19-6深部潜山高温气层特点,通过岩心分析和敏感性评价实验,分析了渤中19-6储层主要损害机理,并优化出了一套综合性能较好的抗高温水基钻井液配方。实验表明,该气层基质为典型的低孔低渗储层,黏土矿物含量较少,微裂缝较发育,具有强速敏性、中等偏弱应力敏感性,水敏性、盐敏性和碱敏性较弱,无酸敏性损害等。储层微裂缝发育易导致外来固相侵入损害,微裂缝内颗粒胶结疏松可促进速敏性损害,也存在水锁损害。优化钻井液的岩心渗透率恢复值达85.95%,水锁损害率为13.21%,其储层保护性能优异;可抗温210℃,也可抗10% NaCl、1% CaCl₂和8%劣质土的污染,满足渤中19-6区块深部潜山气层钻井工程及储层保护技术要求。      

海上低渗储层防水锁强封堵钻井液技术

南海西部北部湾盆地乌石区块低渗储层硬脆性页岩发育,孔隙喉道小,水敏性强。前期钻井过程中水锁伤害严重,表皮系数高,且井壁失稳问题突出,井眼扩径严重,钻井事故频发。在前期使用的钻井液基础上,通过优选氟碳防水锁剂,降低油水界面张力,使用成膜封堵剂及优化碳酸钙粒径配比,在加强井壁稳定的同时可显著降低钻井液滤液及固相颗粒侵入储层,进一步保护低渗储层。室内评价优化后的钻井液滤失量及砂床侵入深度得到显著降低,高温高压滤失实验滤液固相粒度分布显示固相侵入低,高温高压滤失实验泥饼表面扫描电镜观察显示致密光滑,水锁伤害率降低至17.5%,岩心渗透率恢复值大于80%。乌石区块现场应用表明,优化后的钻井液井壁稳定性好,井径扩大率仅为5.4%,储层保护效果较好,测试表皮系数仅为1.2。该钻井液技术对其他低渗储层钻井液设计有一定的借鉴意义。      

致密砂岩气藏水锁损害及解水锁实验研究

塔里木油田B区块目标层段为白垩系巴什基奇克组，井深大于6000m，储层岩性致密，孔隙度分布在1.0%~9.4%，渗透率分布在0.011×10-3~8.56×10-3μm2，孔隙度与渗透率关系较差，储层总体孔隙发育程度低，渗透率差，非均质性严重，微裂缝发育，毛细管力高，黏矿物含量高，在完井及压裂过程中极易受到水锁损害。基于该区块地质特征分析潜在水锁损害及水锁空间，发现毛细管水近乎占据了储集空间的一半，气相渗流极其困难。使用DSRT-II型低渗敏感性评价试验仪，应用岩心流动实验从宏观角度分析水锁损害，采用核磁共振T2谱测试，从微观角度定量分析水锁损害程度，结果表明该区块水锁损害使渗透率降低99%，液锁量90%以上，主要分布在微孔隙0.01~250nm中，水锁损害严重。结合水锁损害机理与室内实验研究，优选解水锁剂，借助毛细管自吸实验、核磁共振测试、渗透率损害率评价，进行解水锁实验研究。结果表明，优选的解水锁剂SATRO-1和HUL能有效降低毛细管力，减小自吸侵入深度，并有助于小孔喉液体返排。      

裂缝性致密砂岩气藏入井流体伤害规律

塔里木克深区块裂缝性致密砂岩储层具有埋藏深,孔隙度、渗透率低,裂缝发育,非均质性强等特征,不经过压裂增产措施难以达到工业开采价值。钻完井以及增产改造过程储层与工作液及其所携带的固体颗粒相接触,容易引起储层渗透率降低,从而导致产能降低。以人工劈缝的储层岩心为评价岩心,使用储层成像测井资料确定岩心裂缝宽度,对裂缝性致密砂岩储层钻井液/压裂液损害进行了评价。实验结果表明,在围压低于4.5 MPa的情况下,模拟裂缝岩心渗透率保持不变,模拟裂缝岩心渗透率与缝宽呈三次方关系;随着裂缝宽度的增加,压裂液伤害程度逐渐减小,但是钻井液伤害程度先增大后减小,存在一个伤害峰值;此外,一步酸可以显著提高裂缝渗透率,解除钻井液/压裂液伤害。该研究对低伤害新型工作液的研发以及储层保护措施的优化具有一定的指导意义。      

低渗透致密气藏水基欠平衡钻井损害评价技术

低渗致密砂岩气藏具有孔喉细小、强亲水、裂缝发育等特点,在作业过程中易于受到损害,即使在欠平衡条件下,仍然具有一定的损害可能.在水基欠平衡钻井条件下,低渗致密砂岩气藏主要的损害方式为水锁和应力敏感.利用裂缝可视化测试系统、毛管流动孔隙结构仪等分析测试手段评价了低渗致密气藏的水锁和应力敏感损害.研究表明,低渗致密气藏在欠平衡条件下仍有很强的水锁损害可能,初始渗透率越低,水锁损害程度越大;有效应力一定时,欠压值越小,水锁损害程度越大,过小的欠压值不能起到保护储集层的作用;欠压值一定时,有效应力越大,水锁损害程度越大.目前对欠平衡条件下的水锁损害评价还处于摸索阶段,下一步工作的重点是储集层原地作业条件的真实模拟以及将室内实验结果应用于现场工程设计.图7表6参13     

广谱暂堵技术在新疆陆9井区砂岩储层保护中的应用

针对新疆油田陆9井区的中、高渗砂岩油气藏的储层特点，在优选出钻井液基本配方的基础上，运用分形理论对储层孔喉和暂堵剂颗粒的尺寸与分布进行了分析。从而优选出颗粒尺寸及分布与储层孔喉尺寸及分布相匹配的暂堵剂，采用能起架桥作用和填充作用的颗粒状暂堵剂以及可变形的油溶性暂堵剂复配使用的广谱暂堵技术。实验结果表明，应用分形理论优选的暂堵配方具有较好的暂堵效果，可有效地避免储层受到严重损害；采用该优选方法能使岩心的渗透率恢复值明显提高，侵入深度明显降低，较好地解决了该地区高渗油气藏的储层保护问题；暂堵剂对钻井液性能有一定的影响，但只要加量适当，各项性能参数均能满足钻井工程的要求。     

东营北带砂砾岩体裂缝伤害与保护

东营北带砂砾岩体属特低孔、低渗储层,裂缝的发育程度是决定储层物性的主要因素.研究表明:裂缝易于被常规聚磺钻井液所污染,尤其是钻井液中的无机固相及不溶有机物颗粒,且堵塞后不易排出.采用无黏土漂珠钻井液可实现欠平衡或近平衡钻井,且消除了固相污染,其主处理剂可在岩石表面堆积成膜,漂珠可对裂缝起到支撑作用,从而较好地保护了裂缝,污染后渗透率恢复值可达85.43％.     

孤北油田低渗透砂岩储集层损害机理与保护措施

孤北油田属胜利油区开发难度大的油藏类型,主要原因是该油田低渗透砂岩储集层在不同演化阶段经历了错综复杂的成岩作用,造成原始储集层格架内孔隙体积的缩减,致使钻井过程中被入井液严重污染。为了认识孤北油田油层渗透性损害过程,采用岩石矿物鉴定、样品微区电镜扫描等技术,结合钻井施工过程中配置的入井液性能,对其低渗透砂岩储集层的岩性分布及成分、结构的不均衡性进行了分析,研究钻井过程中入井液的固相微粒迁移、钻井液滤液侵入和黏土矿物影响对储集层渗透性损害的机理。提出了孤北油田在钻井过程中保护低渗透砂岩储集层的措施:采用正电胶钻井液体系;钻井过程中进行钻井液密度动态调整,保证近平衡压力钻进;采用屏蔽暂堵技术阻止钻井液(尤其是其中的固相微粒)进入储集层。采用正电胶钻井液体系和屏蔽暂堵技术后,以往低效试产井区新钻的井试产获商业性油流,获得明显经济效益。表2参3(张守鹏摘)