文章编号:100125620(2009)0420004204减轻深层低渗储层水锁损害的钻井液研究与应用张洪霞1 鄢捷年1 吴彬2 薛玉志3 刘宝峰3(1.中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京;其它区块超深井钻井完井液的设计有一定借鉴意义。
关键词 低渗透油气藏;超深井;钻井完井液;多元醇;水锁;界面张力;理想充填理论中图分类号:TE254.3文献标识码:A 多元醇类处理剂是具有一定表面活性的非离子型高分子化合物,应用多元醇提高水基钻井液的防塌润滑性,主要是利用其胶束化和浊点行为[1]。
事实上,利用醇类物质降低滤液表/界面张力的特性减小毛细管压力,可以达到防止或减轻低渗储层水锁损害的目的。
在酸化/压裂液中使用醇类物质解除低渗储层液锁损害的研究始于20世纪60年代[225],研究及应用结果表明,醇类物质能显著地降低界面张力(使用浓度低时);提高工作液与储层流体之间的混相能力(使用浓度高时);可以解除近井壁带的液相堵塞,提高工作液的返排效率。
针对准噶尔盆地中部的深层低渗储层水锁损害问题,应用防液锁技术、理想充填理论及d 90规则研发了高性能多元醇钻井液。
室内研究及现场应用表明,该钻井液具有低侵入、防水锁、防塌能力强、润滑性好等特点,既能满足超深井安全快速钻井的需要,也有助于保护和发现深层低渗油气藏。
1 深层储层特征及潜在损害因素准噶尔盆地中部3区块永进油田主力储层西山窑组以中砂质、粉砂质细粒岩屑砂岩为主,岩屑含量为57%～86%,最大粒径为0.8mm ,一般为0.125～0.250mm ,颗粒分选中等,呈次圆2次棱角状。
储层矿物中石英含量为12%～40%,长石含量为4%～22%,含少量黏土矿物(1%～3%)。
该区储层埋深在5000m 以下,长期压实使得储层的原生孔隙几乎消失殆尽,孔隙度为5.3%～12.1%,渗透率为0.058×10-3～0.800×10-3μm 2,主要为粒间溶孔和粒内溶蚀孔,颗粒表面黏土化,局部形成黏土桥,绿泥石作衬垫式胶结,孔隙中绿泥石和长石晶体充填,孔隙连通性一般。
储层喉道以片状为主,部分为弯片状,以微细喉道为主。
储层裂缝发育,可以起一定的渗流通道作用,基本无储集能力,储集层类型仍以孔隙型为主,不具有双重孔隙介质特点。
储层压力系数为1.20～1.87,地温梯度为2.285℃/100m ,储层中部温度为135.6℃,属于典型的高温高压低孔低渗砂岩油气藏。
准噶尔盆地中部的深部油气层具有低渗储层的基本特征,表现为含水饱和度高、毛细管现象突出(毛细管压力高)及孔喉细小、孔隙度低、渗透性差、结构复杂、非均质严重、油气流动阻力大、常伴有天然裂缝等特点。
国内外研究结果表明[6211],水锁损 基金项目:国家863重大项目“先进钻井技术与装备”(2006AA06A109)之子课题“超深井钻井技术研究”的部分研究内容,并获863课题资助。
第一作者简介:张洪霞,1968年生,在读博士研究生,主要从事钻井液和油气层保护技术方面的研究。
地址:北京市昌平区府学路18号中国石油大学220#信箱;邮政编码102249;电话(010)89733893;E 2mail :zhanghongxia919@ 。
第26卷第4期 钻 井 液 与 完 井 液 Vol.26No.42009年7月 DRILL IN G FL U ID &COM PL ETION FL U ID J uly 2009害是低渗储层最主要、最严重的损害类型之一。
对于喉道半径小于10μm 的低渗储层,毛细管压力对油气的流动有很大影响,即水锁损害往往较为严重,损害率可高达70%～90%[8]。
采用压汞法分析了西山窑组储层微孔隙结构。
实验数据表明,埋深超过5500m 的西山窑组储层的最大连通半径为0.1～2μm ,因此在钻采过程中,且损害难以恢复。
岩心流动实验结果表明,度的速敏、水敏、碱敏(临界碱度为p H =10)(临界矿化度为45466mg/L )及中等～强的酸敏性损害;由水锁效应引起的渗透率损害率为49.3%89.2%,水锁损害将是该低渗透孔隙型砂岩储集层的主要损害因素之一。
2 高性能多元醇钻井液研究根据储层段(三开井段)的地质条件及潜在损害机理分析,确定低伤害钻井液的研制思路为:在上部井段聚磺钻井液的基础上,应用多元醇S YP 21,以提高钻井液的抑制性能和润滑性能,同时发挥醇类处理剂降低表/界面张力的作用,减轻油层的水锁损害;优选表面活性剂,有效地降低滤液的表面张力,弥补多元醇降低气2液表面张力的不足,防止气层水锁的损害;应用理想充填理论[12]、d 90规则[13]及其配套软件[14]优化超细碳酸钙的粒度分布,配合使用无荧光仿沥青,在储层井壁上形成低渗透性泥饼,阻止滤液侵入地层。
要求最终的高性能多元醇钻井液既能满足安全快速钻井的需要,又具有保护储层的优异性能。
2.1 多元醇降低滤液表/界面张力能力评价S YP 21是以低分子量醇为起始剂,由环氧乙烷(简称EO )和环氧丙烷(简称PO )共聚而成的聚醚多元醇,为白色或淡黄色黏稠液体。
通过室内实验,对多元醇S YP 21降低气2液表面张力及油2液界面张力的性能进行了评价,结果见表1。
表1 多元醇SYP 21降低表/界面张力的性能评价结果测试液σ气2液/(mN/m )室温60℃σ油2液/(mN/m )室温60℃清水66.463.049.647.83%SYP 2142.933.410.79.4 从表1可知,在清水中加入3%多元醇后,溶液气2液表面张力及油2液界面张力均降低,其中油2液界面张力下降幅度大,但气2液表面张力降低幅度则较低;随温度升高,表/界面张力有所降低,但幅度不大。
2.2 表面活性剂的优选采用高效表面活性剂可以有效降低滤液的表面张力,与多元醇协同作用,能够最大程度地减轻低渗,对,最终确定1。
从图1可界面张力的效果,在清水中的加量仅为0.2%时,就可以将气2液表面张力降低到20mN/m 。
考虑到钻井液固相对表面活性剂的消耗,HAR 的推荐加量为0.4%。
图1 防水锁剂HAR 降低表/界面张力的性能评价结果2.3 暂堵剂粒度分布的优化近井壁带水饱和度的增加是水锁损害的根源。
在钻井液体系中加入具有合理粒度分布的暂堵剂颗粒,有效地封堵储层中大小不等的孔喉以及暂堵剂颗粒之间形成的孔隙,在储层井壁上形成致密的泥饼,阻止滤液侵入储层,可以从根本上解决水锁问题。
根据西山窑组储层的孔喉及裂缝尺寸分布,应用理想充填理论[12]和d 90规则[13],确定具有最高堆积效率的暂堵颗粒的d 90值,并充分考虑暂堵颗粒在环空中的剪切磨损[14],最终确定的理想充填复合暂堵剂(不同粒径的碳酸钙,简称IP 2TBA )的组成为:粒径为28μm 的碳酸钙为30%,粒径为18μm 的碳酸钙为50%,粒径为13μm 的碳酸钙为20%,暂堵剂的粒度分布优化曲线见图2。
在聚磺钻井液中加入IP 2TBA ,通过测量钻井液性能(见表2)及动滤失量的变化(见图3)评价了暂堵剂的使用效果。
实验结果表明,钻井液的流变参数均在合理范围内,随着暂堵剂浓度的增大,A PI 滤失量进一步降低;加入4%IP 2TBA 后,钻井液5 第26卷第4期 张洪霞等:减轻深层低渗储层水锁损害的钻井液研究与应用 120min 的动滤失量由12mL 降至3mL ,特别是瞬时滤失得到大幅度降低,暂堵保护效果显著。
最终确定IP 2TBA 的推荐加量为4%。
图2 暂堵剂的粒度分布优化曲线表2 理想充填暂堵剂对钻井液性能的影响暂堵剂条件ρg/cm 3PVmPa ・s Y PPa GelPa/Pa FLmL p H 基浆室温 1.251812.0 1.5/5.07.69老化1.24178.50.5/4.08.493%IP 2TBA 室温1.252211.52.0/6.0 6.49老化1.252110.0 1.5/5.07.294%IP 2TBA 室温1.252413.52.0/8.0 5.49老化1.252213.02.0/7.05.895%IP 2TBA 室温1.252819.0 3.0/11.0 4.69老化1.252518.0 3.0/12.05.69 注:老化条件为150℃、16h 。
图3 加入理想充填暂堵剂后的钻井液动态滤失曲线2.4 高性能多元醇钻井液的典型配方及性能根据上述研究结果,确定高性能多元醇钻井液体系的典型配方如下,钻井液性能见表3。
4%钠膨润土+0.3%高分子包被剂CX 2144B +3%SM P 21+3%高温抗盐降滤失剂D H 250+3%S YP 21+2%无荧光仿沥青+4%IP 2TBA3 钻井液储层保护性能评价3.1 滤液与储层流体的配伍性实验将钻井液滤液与模拟地层水按不同比例混合,采用目测和絮凝法评价钻井液与地层水的配伍性。
当混合比例为1∶1时,未有化学反应发生和沉淀物生成;然后将滤液与储层原油样品按不同比例混合,在储层温度(135℃)下搅拌10min 后静置,在油、液相内、油2液界面以及容器底部未见渣状物或悬浮固相,表明滤液与储层流体的配伍性良好。
表3 高性能多元醇钻井液性能ρg/cm 3条件PV mPa ・s Y P Pa Gel Pa/Pa FL mL FL HTHPmLK f1.25常温34182/9 3.280.10131.24120℃/16h 31183/8 3.570.09411.24140℃/16h28202/74.290.0612 注:FL HTHP 的实验温度为140℃。
3.2 滤液表/界面张力的测试用滴重法测定了室温下滤液的表面张力及其与煤油间的界面张力。
结果显示。
与上部井段的聚磺钻井液相比,高性能多元醇钻井液滤液的表面张力、滤液与煤油间的界面张力都显著降低,其中,气2液表面张力由66.4mN/m 下降到16.7mN/m ,油2液界面张力由49.6mN/m 下降到7.0mN/m 。
3.3 钻井液的动态污染实验用J HMF 22型岩心动态损害污染实验仪,在模拟储层条件(135℃、3.5MPa 、150s -1)下,使用高性能多元醇钻井液对西山窑组储层岩心进行动态损害评价,结果见表4。
由表4可以看出,该钻井液具有良好的储层保护特性,渗透率恢复值达到了82.7%。
表4 高性能多元醇钻井液动态损害评价结果岩心K a10-3μm 2K o110-3μm 2K o210-3μm 2K o2/K o1%Y3220.7270.4260.34581.0Y3260.8030.6600.54682.7 注:K o1、K o2为污染前后的油相渗透率。
3.4 钻井液的水锁损害实验水锁损害评价实验[15]研究侵入岩心的滤液能否容易地从孔隙中被反排出来。