沙特高温高压低渗凝析气井全过程欠平衡设计与应用

 沙特B区块属于高温高压低渗凝析气田,储层为致密砂岩地层,在前期的勘探作业中,钻井中显示良好而测试时产量不高,室内实验表明油锁和水锁是引起储层伤害的主要原因.为了解决这个问题,本文采用一种新型全过程欠平衡设计方法,在设计时充分考虑了井控安全、油锁、水锁、井壁稳定对井底负压值的影响、在水力参数计算过程中高温高压对钻井液密度和黏度的影响;在施工过程中考虑了在钻进、接立柱、取心、起下钻等整个作业过程中保持井底负压所需要的设备和工艺.通过现场M-0001井试验表明,该方法能有效释放油气井产能,避免储层伤害,测试后显示该井表皮系数为-3.44,钻井过程中储层没有污染.     

超低渗砂岩储层钻井液损害机理研究分析及解决方法---以库车北部构造带吐格尔明段为例

超低渗储层物性较差,在钻井过程中极易发生损害,致使储层渗透率下降。为深入剖析超低渗储层的钻井液损害情况,以塔里木油田吐格尔明段超低渗储层位研究对象,进行了钻井液损害机理的研究以及解决方案的设计。该层段钻井液损害值在54%~64%左右,对储层伤害较为严重。将钻井液损害细分为固相损害和液相损害两种方式,采用了扫描电镜对污染端岩心切片进行比较观测,利用恒速压汞等手段方法定性定量分析不同损害类型对储层的影响的程度。结果表明：液相侵入为主要损害方式,所占比重约80%,固相侵入为次要损害方式,所占比重约20%。测定了固相侵入深度约为25~30mm。设计对照实验,提出了添加胶束封堵剂HSM、抑制剂HAS以及防水锁剂HAR-D等措施来解决液相侵入损害的问题,发现滤液损害降低了20%,水敏损害降低60%,水锁损害降低40%以上,数据证明了所提出的方案能够有效的降低钻井液对超低渗储层的伤害。     

大牛地气田致密砂岩气藏水锁伤害特征分析

大牛地气田致密砂岩气藏具有非均性强、开发难度大的特点,储集层沉积环境变化快,沉积微相类型多,岩石胶结成分种类多、含量差异大、致密化成岩作用强;孔隙小、喉道窄,储集层渗透率低;气、水两相流动的通道小,渗流阻力大,水、气界面的表面张力大,水锁效应明显。特别是水平井压裂液规模大,一般是3 000~5 000 m~3。大量的压裂液在较高的工作压力下进入地层中,进一步加大了水锁伤害程度。通过对致密砂岩储层的伤害实验、理论计算及实际压后特征的统计分析,明确了致密砂岩气藏的孔隙度、渗透率及压裂液侵入时间对压裂水平井水锁伤害的影响,分析了3种不同的水锁伤害类型特征,并提出了降低水锁伤害的建议。     

超低渗砂岩储层钻井液损害机理分析及解决方法——以库车北部构造带吐格尔明段为例

超低渗储层物性较差,在钻井过程中极易发生损害,致使储层渗透率下降。为深入剖析超低渗储层的钻井液损害情况,以塔里木油田吐格尔明段超低渗储层位研究对象,进行了钻井液损害机理的研究以及解决方案的设计。该层段钻井液损害值为54%～64%,对储层伤害较为严重。将钻井液损害细分为固相损害和液相损害两种方式,采用扫描电镜对污染端岩心切片进行比较观测,利用恒速压汞等手段方法定性定量分析不同损害类型对储层的影响的程度。结果表明:液相侵入为主要损害方式,所占比重约80%,固相侵入为次要损害方式,所占比重约20%。测定了固相侵入深度为25～30 mm。设计对照实验,提出了添加胶束封堵剂HSM、抑制剂HAS以及防水锁剂HAR-D等措施来解决液相侵入损害的问题,发现滤液损害降低了20%,水敏损害降低60%,水锁损害降低40%以上,数据证明了所提出的方案能够有效地降低钻井液对超低渗储层的伤害。     

钻井液对海相储层伤害及产能的影响

为系统研究钻井液污染对海相低渗气藏储层伤害,采用室内试验评价手段,选用 目标储层天然岩心在精确模拟地层条件下,开展了钻井液污染实验分析,并量化了其对产能的影响.研究表明:钻井污染后,在相同驱替压差下,渗透率伤害率随原始渗透率的增加而减小,对于达到致密级别的岩心,渗透率几乎全部丧失;提高压差进一步加重了被污染岩心的渗透率...     

致密砂岩油藏增产过程中储层伤害机理

以鄂尔多斯盆地泾河油田致密砂岩油藏为研究对象,在常规分析方法基础上,分别对基质和裂缝性岩心进行了储层伤害实验,同时结合同位扫描电镜方法从微观角度对增产过程中的伤害机理进行了分析,找出了入井液侵入储层引起储层伤害的主要、次要原因,为该区块后续配方体系的改善提供了基础。研究结果表明,入井液侵入储层,黏土膨胀和水锁伤害是引起储层伤害的主要原因,结垢是次要原因;酸化过程中,酸液与酸敏性矿物反应产生二次沉淀及酸化后释放地层微粒是该储层酸敏性伤害的主要原因;压裂过程中,压裂液伤害的主要原因在于水锁伤害,而破胶不彻底产生的残渣伤害也是造成压裂液伤害的另一原因。     

裂缝性致密储层钻井完井液漏失损害带模拟

裂缝性致密储层钻井完井时,钻井完井液固相及其滤液极易侵入储层,使近井地带渗透率下降,影响油气井 产能。以九龙山构造珍珠冲组致密砾岩储层为研究对象,基于双重连续介质模型,建立了钻井完井液在裂缝网络中的 径向溶质运移数学模型,通过有限差分法求解,确定了不同时间下距离井筒不同位置的钻井完井液无因次浓度分布剖 面,定量评价了钻井完井液的漏失损害程度,并通过压力恢复试井解释以及钻井完井液动态损害评价实验对模拟结果 进行了验证。模拟结果表明：钻井完井液的侵入深度随井漏时间的增加而增加;漏失损害带半径约为17 m,表皮系数 为7.50,试井解释及室内实验结果同数值模拟结果的相对误差均小于10%,证明了模型的可靠性。     

钻井工程中沥青与钻井液动态置换规律实验研究

钻井工程中钻遇活跃沥青层时,涌漏并发等恶性事故严重影响钻井作业的正常进行。针对中东Y油田沥青层钻井面临的严重钻井液漏失与沥青侵入问题,首先分析了沥青层特征和钻井液漏失特点,发现沥青与钻井液间的重力置换是钻井液漏失和沥青侵入的主要原因。研制了可视化沥青-钻井液动态置换模拟实验装置,分别在钻井液循环和静止状态下,模拟研究了钻井工程中钻井液与沥青的动态置换过程,分析了钻井液密度和黏度、地层裂缝宽度以及沥青黏度对置换过程的影响规律。结果表明,随着钻井液密度增加,沥青置换量呈对数增大趋势;随着地层裂缝宽度增加,置换量呈线性增大趋势;随着沥青黏度增加,置换量呈对数减小趋势;而钻井液黏度与置换量呈负相关关系。因此,钻井作业中,需合理控制钻井液密度以平衡地层压力;适当提高钻井液黏度;重点加强钻井液随钻堵漏作用,有效封堵地层裂缝,减少和堵塞钻井液漏失与沥青侵入井筒的通道。结合控压钻井技术,在该方法的指导下后续钻井作业中顺利钻穿沥青层。     

深井不同钻井完井液对渗流能力影响评价及预防对策

在深井钻完井过程中,钻井完井液损害造成渗流能力降低是储层最重要的损害机理。选用深井钻井现用钻井液、优化钻井液对储层天然岩样、人造裂缝岩样的损害实验,以及钻井完井液侵入评价实验共同揭示研究区块储层损害特征。分析两类固相堵塞,固-液、液-液配伍性,毛管现象及工程因素对于储层渗流能力的影响;并提出多级架桥暂堵技术、调整钻井液配伍性能等对策提高地层渗流能力,为钻井完井决策提供参考。     

钻井液在致密砂岩中裂缝的侵入深度模型

克深井区储层的孔隙结构与裂缝特征造成钻井过程中钻井液大量漏失,其中的固相颗粒会堵塞裂缝,使得部分生产井在完井后产量偏低甚至无产量,现场主要是通过酸压来解决这类问题。对于裂缝性气藏的酸压而言,需要知道钻井液在裂缝中的侵入深度变化,以便于设计施工参数,评价酸压效果。针对这一问题,根据牛顿流体在裂缝中的流动机理,裂缝宽度的变化以及裂缝壁面的滤失等,建立了钻井液在单一裂缝中的漏失动力模型,根据裂缝内钻井液压力的分布来定量描述钻井液的侵入深度,考虑并分析了该模型的侵入深度与侵入时间,压差和裂缝宽度之间的相互关系。最后,利用该模型计算了克深井区获得增产效果的酸压井中钻井液的侵入深度和酸液的侵入深度,通过增产井中二者之间的关系,从而间接证明了该模型。     

东海油气田深部泥页岩特性及钻井液技术研究

针对东海油气田从玉泉组到平湖组钻井过程经常出现剥落掉块导致蹩钻、蹩扭矩、起下钻遇阻等问题，开展了东海油气田泥页岩特性及钻井液技术研究，研究中采用了X射线衍射、理化性能测试、扫描电镜以及高压压汞分析了东海地区泥页岩井壁失稳的机理，提出了纳微米微孔封堵和活度平衡的钻井液技术对策，获得了一套适合于东海油气田深层泥页岩井壁稳定的海上反渗透型钻井液技术并开展了室内评价和现场应用，应用井与邻井相比，12(1/4)"井段划眼时间从137.75 h减少到39.50 h，循环时间从56.75 h减少到35.75 h，单井划眼和循环时间节约近5 d。     

ASS－1屏蔽暂堵钻井完井液体系的实验研究

根据现场实际钻井过程,在实验室模拟ASS-1钻井完井液体系对储层岩芯进行动、静态伤害,岩芯渗透率平均恢复率可达到89%,经高压气体反向驱排之后恢复率可以提高到93%,滤饼的脱落压力小于1.0MPa,表明该体系只对储层产生轻微伤害,暂堵颗粒与储层孔隙直径相匹配,变形材料与暂堵剂、储层等配伍性良好,还可以通过储层自身压力实现解堵;岩芯从伤害端切除长约1cm后,岩芯渗透率的恢复率大幅度上升,平均可达137%,表明钻井液对岩芯的伤害深度在1cm以内;最后对岩芯不同部位通过电镜扫描,发现岩芯内部孔隙或喉道内没有任何固相颗粒侵入,进一步证明ASS-1体系的暂堵保护只发生在岩芯表面。研究认为,ASS-1钻井完井液体系选用适当粒度级别的碳酸钙作为暂堵剂是合理的,暂堵只是在井壁表面,达到了保护储层的目的,并且进一步拓宽了ASS-1体系的使用范围。     

南海流花海域钻井安全钻井液密度窗口计算分析

为了准确确定安全钻井液密度窗口,并维持钻井过程的井壁稳定成为制约南海海上油气开发目前所面临的重要问题。针对该问题,基于流花海域LH20-2油田各已开发井的声波时差及其他测井数据,利用Eaton法对该构造的孔隙压力分布规律进行了预测。此外,对该地区地层的破裂压力和坍塌压力随井斜角和方位角的分布规律进行了定量分析,最终得到了各井段安全钻井液密度窗口。结果表明,油田孔隙压力分布范围在0. 98～1. 05 g/cm~3,处于正常压力系统内。并且得出,拟开发井直井段和水平段安全钻井液密度窗口依次是1. 07～1. 10 g/cm~3和1. 22～1. 25 g/cm~3。此研究可以为南海LH20-2油田拟开发井钻井液设计提供依据和参考。     

油基钻井液侵入对核磁共振测井响应影响的实验研究

油基钻井液可有效降低施工成本，缩短钻井周期，在大斜度定向井、水平井及各种复杂地层钻探施工中应用广泛。然而，油基钻井液侵入会改变井周地层的岩石物理性质，给储层流体识别、测井精细评价带来极大挑战。为了明确油基钻井液侵入对核磁共振测井响应的影响，本文选取新疆准噶尔盆地南缘超深井致密砂砾岩储层岩心，围绕岩石物性、钻井液成分、油水比、流体性质、钻井液侵入时间、温度等六个方面分别开展油基钻井液成分、油基钻井液驱替和油基钻井液渗吸三组岩石物理实验，并分析实验过程中核磁共振T2谱变化特征。结果表明，油基钻井液中的基液组分既能在正向压差作用下侵入井周地层，也可通过浮力和毛管力的作用渗吸进入地层。当地层含水/油时，油基钻井液基液侵入会引起微小孔隙T2谱（＜10ms）横向驰豫时间和谱峰值减小，谱峰逐渐左移；而中孔隙T2谱峰（＞100ms）右移且面积增大；上述T2谱变化速率主要受到地层渗透率、侵入时间和温度影响，钻井液类型、油水比等因素影响有限。     

水泥浆对地层损害的研究

本文是在模拟井下实验的基础上,研究了泥浆与水泥浆对地层的损害问题。研究表明泥浆对地层的损害比水泥浆严重得多。泥浆形成的内外泥饼及岩心的渗滤特性,限制了水泥颗粒及滤液进入地层的数量,降低了水泥浆对地层的损害。在井壁1 ~ 2 cm内,主要是水泥颗粒堵塞造成的损害,而2 cm以外的地层则是水泥浆滤液中的沉淀物造成的损害。文章还深入地分析了水泥浆的污染深度,滤液中的成分,沉淀物的数量及析出的先后次序等问题。     

PEM钻井液体系性能评价与应用

北黄海海域LHIV地区油藏为低孔、低渗砂岩储层,油层易受到钻井液伤害.为保护油气层,优选了适用于该油层的低伤害PEM钻井液体系,室内试验表明PEM钻井液体系具有滤失量低、流变性、热稳定性好、具有一定抗污染能力,抑制性好等特点.PEM钻井液体系成功地应用于LHIV18-3-1井钻进,未出现明显井塌、井漏事故,取得了良好的效果.     

致密砂岩气藏钻完井关键技术研究进展

 从20世纪70年代开始,美国致密砂岩气藏的广泛开发受到了普遍关注,在致密砂岩气藏钻、完井等方面形成了一系列成熟的先进技术,井型设计从最初的单一直井发展到水平井、丛式水平井,最长水平段超过3000m;布井方式也从单口井钻井转变为工厂化钻井,提高了施工效率;钻井提速采用欠平衡钻井、控压钻井、优质钻井液等技术,实现了长水平段水平井安全、快速钻井;完井技术由常规酸化发展为大型分段压裂技术,改造级数最多超过60级,单井产量提高45%以上,实现了致密砂岩气藏低成本、高效益开发。根据中国致密砂岩气藏储层特征,先后在长庆、吉林等油田进行了丛式水平井工厂化钻井和长水平段加砂分段压裂改造技术的试验应用,钻井最长水平段为2800m,改造级数最多已超过25级,单井成本节约100万元以上,产量是直井的3～10倍,取得了显著的应用效果。这些配套技术的形成推动了中国致密砂岩气藏钻完井技术的进步,对加快中国致密砂岩气藏开发步伐具有重要的指导意义。     

深层致密砂岩气藏有效储层的分类评价方法

深层致密砂岩有效储层的分类评价是致密砂岩气藏评价的重要环节.致密砂岩由于孔渗极低,且资料的品质难以保证,利用物性参数评价储层品质存在着一定的局限性.依据油气藏充注理论,结合储盖组合关系,利用研究区毛管压力资料,结合地层有效应力数据,建立了目的层的砂、泥孔喉半径计算模型,在此基础上利用聚类分析和正态统计方法,建立了有效储...     

临兴致密气压裂液全过程渗吸伤害规律

致密砂岩气作为重要的非常规天然气资源,需经过压裂改造才能实现有效开发。压裂施工中由于毛管力作用压裂液的渗吸现象会造成储层渗透率降低,从而降低采收率,因此开展压裂过程中压裂液渗吸伤害机理研究对储层保护和提高压后产能具有深刻意义。以临兴致密气区块为研究对象,通过室内渗吸实验模拟从压裂到返排整个过程中压裂液与储层之间的渗吸作用机理,探究了渗吸液相、压裂液黏度、岩心渗透率以及渗吸时间四种因素影响下的压裂液渗吸伤害规律,并利用灰色关联法量化分析各因素对渗吸伤害的影响程度。研究结果表明:压裂液黏度和压后焖井时间与储层伤害率呈正相关关系,与返排率呈负相关关系;岩心渗透率与伤害率呈负相关关系,与返排率呈正相关关系;压裂液渗吸对储层的伤害率较地层水大,返排率则低于地层水;各因素对致密砂岩气储层渗吸伤害的影响程度大小排序为:压裂液黏度压裂液渗吸时间岩心渗透率。研究结果为压裂施工现场的压裂液体系优选及焖井时间控制提供参考。     

车古区块钻井液技术研究及应用

车古区块是富台油田新的产油区,油气埋藏较深．先期使用普通聚磺钻井液体系进行油层井段钻进,机械钻速低;砂岩易形成虚厚泥饼,造成起下钻阻卡及渗透性漏失的复杂情况;由于普通聚磺体系固相含量高,油层易受污染．通过改用低固相钻井液体系施工,保证了施工顺利,无复杂事故发生;保护了油气层;提高了机械钻速．低固相钻井液体系的成功应用表明该体系适应本区块地层特点,有助于本区块的进一步勘探开发．