复杂压力系统薄互层致密油藏水平井钻井关键技术.pdf
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1、DOI:10.12358/j.issn.1001-5620.2024.01.004复杂压力系统薄互层致密油藏水平井钻井关键技术吴晓红,李云峰,周岩,阚艳娜,李然,罗成(中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司,河北唐山063004)吴晓红,李云峰,周岩,等.复杂压力系统薄互层致密油藏水平井钻井关键技术 J.钻井液与完井液,2024,41(1):45-52.WUXiaohong,LIYunfeng,ZHOUYan,etal.Keytechnologiesfordrillinghorizontalwellsinthininterbeddedtightreservoirswithcomplexpre
2、ssuresystemsJ.Drilling Fluid&Completion Fluid,2024,41(1):45-52.摘要南堡凹陷高柳区块沙三3段 V 油组属于典型的砂泥薄互层致密油藏,因多年压裂注水开发导致地层压力系统复杂、人工缝网分布密集,水平井钻井过程中井漏、油水侵与井壁垮塌复杂情况同时存在、矛盾突出。结合高柳区块地层特征阐述了水平井安全钻井技术难点,明确了钻井液漏失、井壁垮塌原因,优选纳微米级乳化防塌剂、石墨微球与微米级柔性封堵剂、超细钙构建了封堵承压井壁稳定油基钻井液体系,该体系有效降低滤液对泥岩地层的侵入,对泥岩强度保持能力提高 5 倍以上,使中高渗砂岩封堵承压能力达到 1
3、8MPa;针对油基钻井液漏失问题提出了油基桥接堵漏技术与油基固化堵漏技术。现场试验解决了高柳区块复杂压力系统致密油藏水平井安全钻井难题,十余口应用井无井壁垮塌情况发生,漏失井堵漏后漏失层承压能力提高 5.4MPa,满足后续钻井施工要求。关键词致密油藏;复杂压力系统;水平井;坍塌;井漏;油水侵中图分类号:TE254TE282文献标识码:A文章编号:1001-5620(2024)01-0045-08KeyTechnologiesforDrillingHorizontalWellsinThinInterbeddedTightReservoirswithComplexPressureSystemsWU
4、Xiaohong,LIYunfeng,ZHOUYan,KANYanna,LIRan,LUOCheng(Jidong Oilfield Company of PetroChina,Tangshan,Hebei 063004)AbstractTheSha-3memberVreservoirintheGaoliublock,Nanpusagisatypicalinterlayeredthinsandstoneandthinclaystonetightreservoirwithcomplexformationpressuresystemsanddenselydistributedartificialf
5、racturesresultedfrommanyyearsoffracturingandinjectionoperations.Horizontaldrillinginthisareaisfacedwithproblemssuchasmudlosses,oilandwaterkicksaswellascollapseofboreholewalls.Thispaperdescribes,basedontheformationcharacteristicsoftheGaoliublock,thetechnicaldifficultiesinhorizontaldrilling,andpointso
6、utthecausesofmudlossesandboreholewallcollapse.Tosolvetheseproblems,anoilbaseddrillingfluidwasformulatedwithananometer/micrometersizedemulsifiedboreholewallcollapsepreventingagent,graphitemicrospheres,amicrometerflexiblepluggingagentandcalciumcarbonateofultrafineparticles,whichrenderthedrillingfluidc
7、apacitiessuchasplugging,highpressurebearingandboreholewallstabilizing.Theoilbaseddrillingfluidhaslowfiltrationrateandhastheabilityofmaintainingthestrengthsoftheclaystonesthatis5timeshigherthanotherdrillingfluids.Withthisdrillingfluid,thepressurebearingcapacityofthesandstonesofmediumandhighpermeabili
8、tycanbeincreasedto18MPa.Bridgingandsolidificationmudlosscontroltechniqueswereusedtocontrolmudlosses.Usingthisdrillingfluid,horizontaldrillingthroughthetightreservoirsintheGaoliublockwassafelyperformedandnoboreholewallcollapsewasencounteredduringdrillinginmorethantenwells.Informationswheremudlosseswe
9、reencountered,themudlosseswerecontrolledandthepressurebearingcapacityoftheformationwasincreasedby5.4MPa,satisfyingtherequirementofsubsequentdrilling.KeywordsTightreservoir;Complexpressuresystem;Horizontalwell;Collapse;Mudloss;Oilandwaterkick基金项目:中石油重大科技专项“低渗/致密油藏大幅度提高采收率关键技术研究”(2023ZZ17);冀东油田公司重大项目“
10、高深北区高 5 断块油组致密油效益开发关键技术研究与矿场试验”(KF2022A02)。第一作者简介:吴晓红,高级工程师,1982 年生,毕业于东北石油大学石油工程专业,现在从事钻井液技术研究工作。电话13513338493;E-mail:。第41卷第1期钻井液与完井液Vol.41No.12024年1月DRILLINGFLUID&COMPLETIONFLUIDJan.20240引言随着能源需求的不断增大,非常规油气资源日益成为我国油气增储上产的主战场。目前我国已发现了鄂尔多斯、准噶尔和松辽等多个致密油规模储量区,在四川盆地、柴达木盆地扎哈泉区块、渤海湾盆地冀中坳陷等地区也取得了重要发现13。南堡
11、凹陷是渤海湾盆地黄骅坳陷北部一个典型的富油气凹陷,其高柳地区沙三3亚段与下部优质烃源岩形成良好配置关系,资源潜力巨大,是冀东油田新区储量、产能接替的重要领域。尤其高柳地区沙三3段油组紧邻优质烃源岩,砂体叠加连片、大面积分布,为近源高压致密砂岩油藏。高柳地区油组属于典型砂、泥岩薄互层致密油藏,自 2013 年进入整体压裂注水开发,上部、油组常规油藏自 2005 年开始注水开发,多年高效开发导致目前压力系统极为复杂,钻井过程中井漏、油水侵与水平段井壁垮塌问题频繁发生,钻井费用显著增加。为实现高柳地区油组致密油藏水平井效益开发,笔者结合高柳区块地层特征阐述了水平井安全钻井技术难点,明确了钻井液漏失、
12、井壁垮塌原因,构建了封堵承压井壁稳定油基钻井液体系,并针对油基钻井液漏失问题提出了油基桥接堵漏技术与油基固化堵漏技术。在高柳地区十余口水平井上进行了现场应用,应用井钻井周期由 65d 缩短至 40d,成功应对了高柳地区复杂压力系统薄互层致密油藏水平井安全钻井技术难题。1高柳地区致密油藏水平井钻井难点高柳地区沙三3亚段油组致密油藏埋深38004400m,纵向上薄层发育、叠置连片,油藏温度为 125135、原始地层压力为 5662MPa,属于异常高压油藏,因多年压裂注水开发导致地层高低压并存、人工缝网分布密集,同时受上覆注水开发层系地层能量亏空影响,井漏、井塌及油水侵同时存在,给安全钻井带来极大挑
13、战。1.1水平段砂泥薄互层井壁失稳严重如图 1 所示,沙三3亚段油组 9-18 小层为主要致密油含油层系,以砂泥薄夹层为主,甜点段砂体平均厚度为 6.418.0m,泥岩隔夹层厚度为6.012.0m。致密油水平井水平段交替钻穿砂岩与泥岩互层,泥岩具有亲水-强亲水性,层理与纳微米级孔缝发育、岩石破碎(见图 2),毛细现象导致水相沿泥岩层理、微裂缝快速侵入地层深处,降低岩石胶结强度,加速层理面与裂缝起裂、扩展延伸,是导致井壁失稳的主要因素;同时泥岩黏土矿物总量较高,平均为 48.4%,以伊/蒙混层、伊利石为主,平均含量分别为 45.4%、43.3%,遇水易发生黏土矿物水化,造成岩石强度降低、地层坍塌
14、压力升高,是诱发水平段井壁失稳的另一主要因素。先导试验水平井 GP2 采用钾盐抗高温水基钻井液实施水平段钻进,因存在掉块现象,密度由1.45g/cm3逐渐提高至 1.56g/cm3,自井深 4852m 钻至 5135m 用时 5d 即发生严重井壁坍塌,导致 283m 水平段进尺报废。35厚度/m最大值最小值平均值30252015V9-10V10-11V11-12V12-13V13-14V14-15V17-181V181-1821050V 油组甜点段隔夹层3.92.34.73.53.04.617.725.4图1沙三3亚段 V 油组甜点段隔夹层厚度统计图图2沙三3亚段泥岩岩心和扫描电镜图1.2亏空
15、地层钻井液漏失与异常高压地层溢流矛盾突出沙三3亚段油组致密油层孔喉细小、连通性差,平均渗透率为 0.9mD,喉道半径峰值集中在0.20.8m,原始地层压力系数为 1.321.53,因多年压裂注水开发导致局部注水受效区与未受效区高低压并存,目前地层压力系数为 0.81.71,同时人工压裂缝网分布密集,水平井段若钻遇邻近低46钻井液与完井液2024年1月压亏空区或沟通人工裂缝网络存在严重的漏失风险,若钻遇注水受效高压区则存在油水侵和溢流风险。沙三3亚段、油组为正常压力系统常规油藏,孔隙度为 18.4%24.2%,渗透率为 133426mD,平均孔喉半径为 0.494.68m,储层物性高、连通性好,
16、采出程度高,导致地层亏空严重,目前地层压力系数为 0.681.08,钻进过程中若明显提高钻井液密度极易压漏、油组地层。已实施多口井在、油组采用 1.351.38g/cm3密度发生了漏失,在油组采用 1.381.40g/cm3密度出现了油水侵与溢流现象,需要将密度提高至1.421.45g/cm3才能压稳,却更加剧了、油组的漏失问题,导致钻井周期延长,钻井费用增加。2关键技术对策2.1封堵承压井壁稳定油基钻井液技术2.1.1油基钻井液井壁稳定技术优化针对油组破碎性泥岩夹层水化坍塌难题,借鉴国内非常规油藏水平井钻井井壁稳定技术49,确定采用油基钻井液,基础配方如下。该配方在150 老化 16h 后,
17、破乳电压大于 1000V,150、3.5MPa 条件下的高温高压滤失量与 0.25mD砂盘 PPA 滤失量分别为 5.6、5.8mL。1#(3#白油25%CaCl2盐水=8515)+3%主乳化剂 OPE+2%辅乳化剂 OSE+3%有机土+2%降滤失剂 OFL+2%生石灰高 8H 井为该区第一口试验井,该井采用 1#配方(密度为 1.50g/cm3)在三开钻井初期出现了泥岩掉块现象。根据薄互层致密油层井壁失稳因素分析,提高井壁稳定的关键是采用合适的防塌封堵剂对泥岩孔缝进行封堵,维持泥岩原始强度。针对泥岩微纳米级孔缝特征,利用“刚性支撑+柔性填充”的思路,研究优选了具有纳微米尺寸的石墨微球 OS-
18、1 与乳化防塌剂 MORLF,2 者粒度分布见表 1。石墨微球作为刚性颗粒进入泥岩微孔缝,提高岩石强度、强化井周应力,MORLF 具有柔性变形特征,对泥岩微孔缝实现进一步填充,提高封堵效果。优化形成井壁稳定油基钻井液 2#配方如下。该 配 方 破 乳 电 压 为 1024 V,150、3.5MPa 高温高压滤失量与 0.25mD,砂盘 PPA 滤失量分别为 2.2mL 与 1.9mL。2#1#+2%MORLF+0.8%OS-1表1纳微米乳液防塌剂粒径分布封堵剂D10/mD50/mD90/mMORLF0.821.293.97OS-10.110.140.35利用泥岩压力传递实验测试 2#配方对沙三
19、3亚段泥岩孔缝的封堵效果,选取裂缝渗透率为 1.45D 的泥岩岩心,在岩心上游端面加压循环钻井液,保持恒定压力 4.2MPa,测试岩心下游端出口压力,结果见图 3。从图 3 可知,2#配方下游端压力4h 左右即增加到 1.52MPa 并达到平衡,压力增幅最小,说明优选的纳微米封堵剂与泥岩孔缝匹配度高,能够快速在泥岩孔缝中形成致密封堵层,减缓钻井液在泥岩微裂缝中的压力传递,降低滤液进一步侵入泥岩深部破坏岩石强度。01234051015下游端压力/MPat/h1#1#+1%MORLF1#+2%MORLF1#+0.5%OS-12#图3不同钻井液配方对沙三3亚段泥岩孔缝的封堵效果利用钻井液浸泡后泥岩三
20、轴抗压强度测试2#配方对沙三3亚段泥岩强度的保持能力,结果见图 4。从图 4 可知,2#配方在 150 浸泡 48h后,泥岩三轴抗压强度较 1#配方提高 33.1%,较钾盐抗高温水基钻井液提高 5 倍以上,说明 2#配方更能保持沙三3亚段泥岩强度,维护井壁稳定。2.1.2油基钻井液封堵承压技术优化对于、油组亏空地层漏失风险高的问题,以 2#配方为实验配方,采用高温动态封堵与承压实验开展油基钻井液对、油组中高渗砂岩封堵承压能力的测试与优化,结果见表 2。由表 2 可知,2#配方对中高渗岩心的封堵承压能力不足。为此,根据、油组孔喉尺寸和理想充填理论,第41卷第1期吴晓红等:复杂压力系统薄互层致密油
21、藏水平井钻井关键技术47以 2#配方为实验配方,优选 2000 目600 目=73 超细钙作为刚性封堵剂(D10=0.25m、D50=6.42m、D90=11.97m)以及柔性封堵剂 HFR(D10=0.21m、D50=8.47m、D90=24.93m),优化后体系动态滤失量降低至 0.8mL,封堵后岩心承压能力达到 18MPa,说明 HFR 与超细钙能够滞留于中高渗砂岩孔隙中并形成致密封堵带。由此,优化构建了适合于高柳地区致密油水平井的封堵承压井壁稳定油基钻井液体系,配方如下。油基钻井液(3#白油25%CaCl2盐水=8515)+3%主乳化剂 OPE+2%辅乳化剂 OSE+3%有机土+3%降
22、滤失剂 OFL+2%生石灰+2%MORLF+0.8%OS-1+2%HFR+3%超细钙+重晶石77.4190.4585.52020406080100120140GX8 沙三泥岩 G39 沙三泥岩 G74 沙三泥岩三轴抗压强度/MPa原岩钾基抗高温体系浸泡1#配方浸泡2#配方浸泡图4油基钻井液对泥岩强度保持能力优化表2油基钻井液对岩心封堵承压实验结果岩心渗透率/mD钻井液配方FL封堵/mL承压能力/MPaFL承压/mL254.62#4.37.78.3247.52#+2%HFR2.1121.5258.12#+2%HFR+3%超细钙0.8181.02.2油基钻井液防漏堵漏技术高柳地区亏空地层与人工缝网
23、分布密集区漏失风险极高,一旦发生漏失若不能对漏失层实施快速、有效的封堵,油基钻井液成本将难以承受。而油基钻井液配套堵漏材料缺乏,堵漏难度大1014,长期漏失易诱发井壁失稳等复杂问题15。为此,提出了适合于高柳地区致密油藏的油基钻井液堵漏技术:漏失后首选油基桥接堵漏技术,利用油分散纤维、弹性封堵剂、油膨胀树脂搭配不同形状与尺寸的刚性桥接堵漏材料,在漏失通道内形成有效架桥封堵;对于多尺度裂缝型漏失堵漏难度大,同一漏点两次桥堵不成功或为了进一步提高地层承压能力防止重复漏失,采用油基固化堵漏技术,在前期架桥封堵基础上利用协同堵漏原理形成高强度固化体封堵层,解决复漏难题,提高堵漏成功率。2.2.1油基桥
24、接堵漏技术目前常规桥接堵漏技术存在桥堵材料与漏失通道匹配难度大、封堵层承压能力低的问题1618,因此研选油分散改性纤维 JDXW、弹性封堵剂JDTF 与油膨胀树脂 JDOP 三种油基桥堵材料。JDXW 能够在油基钻井液中充分分散,随钻井液进入孔隙或裂缝中并通过多点吸附、拉筋缠绕与刚性颗粒形成滤网式架桥,增加封堵层强度;JDTF 释放蓄积弹性能量,随孔缝结构变形进一步封堵剩余空间;JDOP 在油基钻井液中 130150下膨胀率可达 2.3 倍,通过扩张填充与紧密压实双重作用,提高封堵带岩石的抗压、抗张强度。三种油基钻井液桥堵材料搭配不同形状、尺寸刚性桥接堵漏材料(果壳、贝壳、细目钙、三角锥、矿物
25、纤维、云母等),利用刚柔相济、变形充填、弹性封堵、膨胀压实的作用机理,实现对多尺度孔隙、裂缝的自适应桥接封堵,提高堵漏成功率。确定油基桥接堵漏浆配方如下。油基桥接堵漏浆配方为:油基钻井液+(25%30%)桥接堵漏剂(1%2%)JDXW+(2%4%)JDTF+(3%4%)JDOP-+(1%3%)油膨胀树脂JDOP-+刚性桥接堵漏材料)。针对、油组孔隙型漏失通道,刚性桥接漏材料主要采用颗粒状堵漏材料,配方为:5%贝壳(13mm)+2%果壳(35mm)+3%复合堵漏剂+2%承压堵漏剂+5%细目钙(400600目)。针对油组裂缝型漏失通道,桥接堵漏材料采用颗粒状、片状与纤维状材料搭配,在裂缝中形成稳固
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