吳 江， 李炎軍， 張萬(wàn)棟， 韋龍貴， 任冠龍

(中海石油〈中國(guó)〉有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

南海西部高溫高壓小井眼水平井鉆完井儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)研究及應(yīng)用

吳 江， 李炎軍， 張萬(wàn)棟， 韋龍貴， 任冠龍

(中海石油〈中國(guó)〉有限公司湛江分公司，廣東 湛江 524057)

南海西部東方13-1氣田D7H井為國(guó)內(nèi)海上第一口高溫高壓水平井，儲(chǔ)層物性以中低滲為主，使用高固相含量的鉆井液易堵塞油氣泄流通道造成儲(chǔ)層傷害，加之海上完井方式制約，高密度鉆井液在井眼滯留時(shí)間達(dá)10 d以上，不可避免地會(huì)加劇儲(chǔ)層傷害程度。為充分保障該井儲(chǔ)層保護(hù)效果，室內(nèi)開展了大量的優(yōu)選評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選出適合海上高溫高壓小井眼水平井鉆完井儲(chǔ)層保護(hù)油基鉆井液，分析了高密度鉆井液污染儲(chǔ)層的機(jī)理，研究了返排壓差、返排時(shí)間與巖心滲透率恢復(fù)結(jié)果的關(guān)系，提出了增加返排壓差、延長(zhǎng)返排時(shí)間提高儲(chǔ)層保護(hù)效果的措施。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：高溫環(huán)境下高密度鉆井液污染巖心后，初始滲透率恢復(fù)值約85%，當(dāng)污染時(shí)間達(dá)到15 d時(shí)，滲透率恢復(fù)值驟降至30%，表明鉆井液在儲(chǔ)層滯留時(shí)間越長(zhǎng)儲(chǔ)層污染現(xiàn)象越嚴(yán)重；相同驅(qū)替條件下，滲透率恢復(fù)值隨時(shí)間的延長(zhǎng)而提高并趨于穩(wěn)定；增加巖心返排時(shí)的壓差有利于提高滲透率恢復(fù)值，返排壓差達(dá)到12 MPa時(shí)，鉆井液體系的滲透率恢復(fù)值可提高到80%以上。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，D7H井試井機(jī)械表皮系數(shù)為0，清噴產(chǎn)量6.0×105m3/d，超出配產(chǎn)產(chǎn)量近3倍，儲(chǔ)層保護(hù)效果良好，為后續(xù)海上高溫高壓氣田實(shí)施水平井進(jìn)行規(guī)?；_發(fā)提供了寶貴的借鑒意義。

高溫高壓；小井眼；水平井；氣田；儲(chǔ)層保護(hù)

0 引言

我國(guó)海上高溫高壓氣田多集中于南海的鶯歌海盆地，高溫高壓氣田開發(fā)具有投入費(fèi)用高、工藝技術(shù)復(fù)雜、作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)高三大特點(diǎn)，該種類型氣田的開發(fā)所面臨的技術(shù)難題有高密度鉆井液的固相傷害、窄密度窗口易漏失、鉆井液浸泡時(shí)間長(zhǎng)、低滲儲(chǔ)層易水鎖傷害等，且受技術(shù)手段的制約未有水平井鉆井的先例。國(guó)內(nèi)陸地油田多以高溫井或高壓井為主，高溫、高壓雙重因素同時(shí)存在的井較少，對(duì)于高溫高壓環(huán)境下鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的傷害機(jī)理研究較少。本文針對(duì)海上首口高溫高壓水平井的儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)問題，開展了室內(nèi)優(yōu)選評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選出一套適用于高溫高壓小井眼水平井的油基鉆井液體系，揭示了高密度鉆井液在高溫環(huán)境下對(duì)儲(chǔ)層的傷害程度，提出了降低海上高溫高壓水平井儲(chǔ)層傷害程度的方法，并通過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐形成了配套的工藝措施。

1 儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)難點(diǎn)

1.1 儲(chǔ)層地質(zhì)特征

東方13-1氣田位于南海西部的鶯歌海盆地，主要儲(chǔ)層為中深層的黃流組一段，屬于濱淺海相的臨濱砂壩和灘砂沉積，自下而上由濱海逐漸過渡為外陸架沉積環(huán)境，為大型泥底辟構(gòu)造特征，儲(chǔ)集空間以粒間孔和鑄?？诪橹鳎螢榱?nèi)溶孔。儲(chǔ)層上部巖性為巨厚層狀灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖，下部地層以灰色細(xì)砂巖、泥質(zhì)粉砂巖為主，夾灰色泥巖，儲(chǔ)層巖性及粘土礦物含量見表1。黃流組一段取心段孔隙度為6.6%～23%，平均為17.3%，滲透率在0.01～23.27 mD，平均為3.77 mD，孔滲相關(guān)性一般，相關(guān)系數(shù)為0.605。儲(chǔ)層段孔隙度為15.0%～23.0%，集中分布在18.0%～20.0%間，平均為18.8%，滲透率為0.11～23.27 mD，集中分布在2.50～20.50 mD間，平均為4.96 mD，為中孔低滲儲(chǔ)層。儲(chǔ)層溫度梯度4.17 ℃/100 m，儲(chǔ)層平均溫度為151 ℃。中深層黃流組壓力系數(shù)1.91～1.97，壓力系統(tǒng)復(fù)雜，變化范圍大。

1.2 儲(chǔ)層傷害因素分析

由于海上高溫高壓氣田開發(fā)水平井鉆井作業(yè)處于探索階段，結(jié)合文獻(xiàn)資料調(diào)研以及前期探井鉆井實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，高溫高壓小井眼水平井儲(chǔ)層傷害因素主要有如下幾個(gè)。

表1 D7H井儲(chǔ)層巖性及粘土礦物含量

(1)敏感性傷害分析。東方13-1氣田主力儲(chǔ)層黃流組粘土礦物以伊利石為主，高嶺石、綠泥石和伊/蒙混層相對(duì)含量低，混層間介于10%～15%，水敏性中等偏強(qiáng)。

(2)潛在水鎖損害。黃流組儲(chǔ)層以粒間孔隙為主，對(duì)滲透率具有貢獻(xiàn)的孔隙吼道尺寸分布在0.4～4.4 μm之間，孔喉尺寸較小，毛細(xì)管效應(yīng)顯著，有潛在的水鎖損害。

(3)水平井裸眼完井，鉆井液固相含量高，污染時(shí)間長(zhǎng)，儲(chǔ)層傷害大。由于氣藏異常高壓，無(wú)法在裸眼內(nèi)替入低密度、低固相壓井液，完井期間需繼續(xù)沿用鉆井液，高密度鉆井液因長(zhǎng)時(shí)間滯留在裸眼內(nèi)，將加重儲(chǔ)層污染程度。

(4)安全作業(yè)壓力窗口窄，易漏失。氣田儲(chǔ)層段孔隙壓力和破裂壓力僅相差2.4 MPa，鉆井液密度高達(dá)1.95 g/cm3，鉆井期間產(chǎn)生的“激動(dòng)”壓力達(dá)1.0～2.0 MPa，極易壓漏地層，造成儲(chǔ)層污染。

2 儲(chǔ)層保護(hù)關(guān)鍵技術(shù)

針對(duì)高溫、高壓、中低滲的儲(chǔ)層特征，考慮水平井鉆完井工藝要求，開展了抗高溫鉆井液體系評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選出合適的鉆井液體系，模擬了高密度鉆井液在高溫高壓工況下的儲(chǔ)層傷害特征，提出了降低儲(chǔ)層傷害程度的技術(shù)方法，同時(shí)通過精細(xì)控制井底循環(huán)壓耗的工程措施，避免井漏等復(fù)雜情況，減少鉆完井作業(yè)期間儲(chǔ)層污染的機(jī)會(huì)，綜合達(dá)到精細(xì)儲(chǔ)層保護(hù)效果。

2.1 鉆井液體系評(píng)價(jià)及優(yōu)選

南海西部地區(qū)高溫高壓直井以及井斜<45°的定向井一直使用水基鉆井液體系，但考慮水平井摩阻大的特點(diǎn)，為此室內(nèi)構(gòu)建了一套新型抗溫高密度油基鉆井液，并通過實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了水基鉆井液的適用性，常用水基鉆井液和新型油基鉆井液配方如下。

抗高溫高密度水基鉆井液配方1：海水+0.25%NaOH+0.2%Na2CO3+2.0%抗高溫降濾失劑+1.5%抑制劑+3.0%聚合醇+0.7%流型調(diào)節(jié)劑+0.7%抗高溫穩(wěn)定劑+3%超細(xì)碳酸鈣+6%甲酸鉀+重晶石，密度加重至2.0 g/cm3。

抗高溫高密度油基鉆井液配方：5號(hào)白油85/15油水比+4.28%乳化/潤(rùn)濕劑+0.285%降失水劑+2.85%石灰+1.5%有機(jī)土+2%抗高溫降失水劑+水相(26%CaCl2溶液)+重晶石，密度加重至2.0 g/cm3。

2.1.1 鉆井液流變性能評(píng)價(jià)

與常規(guī)鉆井相比，高溫高壓鉆井作業(yè)要求鉆井液在高溫高密度條件下具有良好的流變性。室內(nèi)測(cè)試了經(jīng)150 ℃高溫老化后，上述鉆井液的基本性能，測(cè)試條件為：150 ℃老化16 h后，并在65 ℃溫度條件下測(cè)試其性能，測(cè)試結(jié)果見表2。

根據(jù)評(píng)價(jià)結(jié)果，3種鉆井液體系在150 ℃溫度條件下流變性能均較穩(wěn)定，2種水基鉆井液體系性能較接近，油基鉆井液濾失量較水基鉆井液小。

2.1.2 鉆井液抑制性能評(píng)價(jià)

由于儲(chǔ)層上部地層中含有泥巖，已鉆井經(jīng)驗(yàn)表明鉆該地層時(shí)容易出現(xiàn)起球現(xiàn)象，根據(jù)儲(chǔ)層敏感性分析結(jié)果，儲(chǔ)層巖性具有中等偏強(qiáng)的水敏性，鉆井液濾液的侵入會(huì)加劇儲(chǔ)層污染，因此要求鉆井液具有較好的抑制性，在水基鉆井液中加入聚合醇和甲酸鉀增強(qiáng)抑制性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 鉆井液體系抑制性評(píng)價(jià)結(jié)果

由評(píng)價(jià)結(jié)果可以看出，3種鉆井液體系均具有較強(qiáng)的抑制性，防膨脹率和滾動(dòng)回收率均在90%以上，其中油基鉆井液體系抑制性最優(yōu)。

2.1.3 沉降穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

重晶石沉降是高密度鉆井液常見的問題，對(duì)比分析了3種鉆井液體系在常溫和高溫條件下的沉降穩(wěn)定性，通過計(jì)算沉降系數(shù)評(píng)價(jià)沉降穩(wěn)定性的好壞，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表4 鉆井液沉降穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，配方1鉆井液體系沉降穩(wěn)定性較差，配方2鉆井液體系沉降穩(wěn)定性較好，抗高溫高密度油基鉆井液體系沉降穩(wěn)定性最好。

2.1.4 鉆井液潤(rùn)滑性能評(píng)價(jià)

水平井鉆井要求鉆井液具有良好的潤(rùn)滑性，以降低鉆具在井眼活動(dòng)的摩阻。通常情況下油基鉆井液體系潤(rùn)滑性能要好于水基鉆井液，由于2套高密度水基鉆井液只在直井中及井斜<45°的定向井中應(yīng)用，沒有在水平井中應(yīng)用的先例，因此，室內(nèi)評(píng)價(jià)了2種水基鉆井液體系的潤(rùn)滑性能，并比較了水基鉆井液和油基鉆井液潤(rùn)滑性，具體結(jié)果見表5。

表5 鉆井液潤(rùn)滑性能評(píng)價(jià)結(jié)果

鉆井液潤(rùn)滑性好壞是影響鉆井過程中鉆具扭矩大小的關(guān)鍵因素，實(shí)踐表明同樣條件下高溫高壓井鉆井扭矩較常規(guī)井嚴(yán)重，對(duì)于?149.2 mm井眼水平井高溫高壓鉆井而言，扭矩顯得尤為突出，鉆井液潤(rùn)滑性直接決定了鉆井液體系的選擇。表3實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，2套水基鉆井液潤(rùn)滑性較油基鉆井液次之，但性能接近。為判斷水基鉆井液能否滿足現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)要求，根據(jù)本區(qū)塊鄰井鉆進(jìn)時(shí)的扭矩反算出實(shí)際的摩阻，利用wellplan水力計(jì)算軟件分析了水基鉆井液和油基鉆井液鉆進(jìn)時(shí)的扭矩，發(fā)現(xiàn)水基鉆井液接近?88.9 mm鉆桿極限上扣扭矩。

2.1.5 鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)

按照石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評(píng)價(jià)方法》(SY/T 6540—2002)，室內(nèi)選取目標(biāo)地層的天然巖心，在壓差3.5 MPa、溫度80 ℃條件下對(duì)3種鉆井液體系進(jìn)行了儲(chǔ)層保護(hù)性能評(píng)價(jià)[10]，結(jié)果見表6。

表6 鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)效果

從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，鉆井液污染天然巖心后直接反排滲透率恢復(fù)值均>80%，但污染15 d后，再進(jìn)行直接反排，3套體系的滲透率恢復(fù)值在30%以下，巖心受到的污染傷害程度較嚴(yán)重，表明污染時(shí)間增長(zhǎng)會(huì)加重儲(chǔ)層巖心的傷害程度。

2.1.6 反排工藝參數(shù)研究

為了降低儲(chǔ)層傷害程度，室內(nèi)分別研究了反排壓差和反排時(shí)間對(duì)巖心滲透率的影響規(guī)律，為確定反排工藝參數(shù)提供依據(jù)，不同反排時(shí)間對(duì)儲(chǔ)層巖心滲透率恢復(fù)值的影響結(jié)果見圖1和圖2。

在低壓力驅(qū)替條件下，隨著時(shí)間的增加，滲透率恢復(fù)值逐漸增大，驅(qū)替10 h后2套體系在3.5 MPa壓力下污染的巖心滲透率恢復(fù)值均達(dá)到了80%，隨著污染壓差的增大，反排趨于穩(wěn)定的時(shí)間也會(huì)增加。在7MPa壓力下污染的巖心通過36 h驅(qū)替后滲透率恢復(fù)值趨于平緩，達(dá)到80%左右。

圖1 油基鉆井液隨不同驅(qū)替時(shí)間滲透率恢復(fù)值的變化

圖2 水基鉆井液隨不同驅(qū)替時(shí)間滲透率恢復(fù)值的變化

在不同反排壓差對(duì)儲(chǔ)層巖心滲透率恢復(fù)值的影響結(jié)果見圖3和圖4。

圖3 不同驅(qū)替壓力下油基鉆井液滲透率恢復(fù)值

圖4 不同驅(qū)替壓力下水基鉆井液滲透率恢復(fù)值

根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，隨著反排壓差的增大，2套體系污染后的巖心滲透率恢復(fù)值逐漸增大，在反排壓差達(dá)到12 MPa時(shí)，油基鉆井液與水基鉆井液的恢復(fù)值均可達(dá)到80%以上。

2.2 高溫高壓小井眼水平井鉆井儲(chǔ)層保護(hù)配套措施

2.2.1 定量壓差控制鉆井技術(shù)

海上高溫高壓鉆井期間為了平衡地層壓力，一般采用過平衡的鉆井的方式，鉆井液密度控制不當(dāng)是造成儲(chǔ)層保護(hù)效果不佳的重要因素，嚴(yán)重時(shí)會(huì)壓漏地層，造成嚴(yán)重的儲(chǔ)層污染問題。高溫高壓小井眼鉆井由于鉆具與井眼間距小，且水平段安全密度窗口窄，加劇了井漏的風(fēng)險(xiǎn)。綜合區(qū)域地震數(shù)據(jù)、測(cè)井資料、探井資料，建立目標(biāo)區(qū)域地層壓力三維精細(xì)壓力模型，以高精度模型為基礎(chǔ)，運(yùn)用有限差分法對(duì)單井點(diǎn)進(jìn)行壓力預(yù)測(cè)，以儲(chǔ)層壓力三維精細(xì)描述為基礎(chǔ)，針對(duì)不同的地層壓力的井選用合適的鉆井液密度，儲(chǔ)層鉆井作業(yè)中全過程實(shí)施井底壓力ECD定量控制，控制當(dāng)量鉆井液密度比儲(chǔ)層壓力系數(shù)≯0.07 g/cm3，正壓差控制在2 MPa以內(nèi)，既保證高溫高壓鉆井作業(yè)安全，同時(shí)提升儲(chǔ)層保護(hù)效果。

2.2.2 控制濾失，提高封堵效果

鉆入產(chǎn)層前，向鉆井液中預(yù)先加入Carb10/40等超細(xì)顆粒的封堵材料，保證鉆井液具有較強(qiáng)的封堵性；進(jìn)入產(chǎn)層后，邊鉆邊緩慢向循環(huán)系統(tǒng)補(bǔ)充粗顆粒的封堵材料(40目與250目混合超細(xì)碳酸鈣、單封等)的膠液，提高鉆井液的封堵性，嚴(yán)格控制鉆井液的高溫高壓失水量<3.0 mL，提高泥餅的致密性減小濾液對(duì)產(chǎn)層的侵入，控制鉆井液中低固相含量<4%，以減少劣質(zhì)固相對(duì)儲(chǔ)層的污染。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

優(yōu)選的新型抗高溫高密度油基鉆井液在鶯歌海盆地東方某高溫高壓氣田進(jìn)行了應(yīng)用，高溫高壓儲(chǔ)層段鉆井作業(yè)整體順利，沒有發(fā)生因井漏引起的儲(chǔ)層污染問題，井徑規(guī)則保證了后期生產(chǎn)管柱的安全下入到位。定向井完井射孔液采用隱形酸完井液體系，封隔液采用有機(jī)磷酸鹽體系，水平井采用裸眼方式，不破膠。使用海水清洗劑配方進(jìn)行洗井，負(fù)壓測(cè)試，在刮管后射孔段上下20 m替成射孔液，上部替成封隔液，完井液相對(duì)密度控制在1.35～1.46 g/cm3(負(fù)壓值14.2 MPa)，射孔液配方為：1.45 g/cm3甲酸鉀鹽水+3% PF-HCS(粘土穩(wěn)定劑)+0.8%PF-HTA(隱形酸鰲合劑)+2% PF-JC1(緩蝕劑)+0.6% PF-SATRO-1(防水鎖劑)。水平井完井期間使用原油基鉆井液，中部完井管柱下入井后，井筒內(nèi)替入密度1.45 g/cm3完井液進(jìn)行負(fù)壓測(cè)試(負(fù)壓值14.2 MPa)及洗井。氣田平均清噴時(shí)間14.05 h，較預(yù)計(jì)時(shí)間提前45%，氣井投產(chǎn)后表皮系數(shù)0～0.79，清噴產(chǎn)量達(dá)到配產(chǎn)要求的1.75倍，其中F7h井清噴產(chǎn)量達(dá)到6×105m3/d，是配產(chǎn)產(chǎn)量的2.5倍，實(shí)現(xiàn)了良好的儲(chǔ)層保護(hù)效果。

4 結(jié)論

(1)高溫高壓水平井鉆井液體系選擇是儲(chǔ)層保護(hù)效果的關(guān)鍵，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，與水基鉆井液相比，油基鉆井液體系更適合高溫高壓水平井作業(yè)需求。

(2)隨著污染時(shí)間的增長(zhǎng)，高密度鉆井液體系會(huì)加重儲(chǔ)層的污染程度，采用直接反排的方法無(wú)法降低儲(chǔ)層的污染程度，通過提高反排壓差和延長(zhǎng)反排時(shí)間，是改善儲(chǔ)層保護(hù)效果的有效措施。

(3)海上高溫高壓水平井鉆井作業(yè)經(jīng)驗(yàn)較少，由于受地質(zhì)特征和井控風(fēng)險(xiǎn)的制約，需要在鉆完井全過程中綜合考慮影響因素，并制定有效措施，從而降低儲(chǔ)層傷害程度，東方X井順利投產(chǎn)且達(dá)到了良好的儲(chǔ)層保護(hù)效果，為鶯歌海盆地高溫高壓氣田群的開發(fā)提供了寶貴的借鑒意義。

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ResearchandPracticeofReservoirProtectionTechnologyinHighTemperatureandHighPressureSlimHorizontalWellDrillingandCompletioninWesternSouthChinaSea/

WUJiang,LIYan-jun,ZHANGWan-dong,WEILong-gui,RENGuan-long

(Zhanjiang Branch of CNOOC Ltd., Zhanjiang Guangdong 524057, China)

D7H well of Dongfang 13-1 of gas field in Western South China sea is the first offshore high temperature and high pressure slim horizontal well in China, its reservoir physical property is mainly of medium to low permeability, the drainage passage is easy to be blocked due to the use of the drilling fluid with high solid content, which causes reservoir damage; and being restricted by offshore completion method and up to 10 days retention time of drilling fluid in borehole, the extent of reservoir damage will inevitably be exacerbate. In view of this, a lot of indoor optimization evaluations were carried out, oil-based drilling fluid suitable for reservoir protection in offshore high temperature and high pressure slim horizontal well drilling and completion has been optimized. The pollution mechanism of high density drilling fluid is analyzed, the relationship among flow back pressure difference, flow back time and core permeability recovery results are studied and the measures to improve reservoir protection effect by flow back pressure difference increasing and flow back time prolonging are put forward. The experiment results show that after the core is contaminated by high density drilling fluid under high temperature, the initial permeability recovery value is about 85%, when the polluting time is up to 15 days, the permeability recovery value plunged to 30%, which shows that the longer the residence time of the drilling fluid in the reservoir, the more serious the pollution is; in the same displacement condition; along with the time prolonging, the permeability recovery value increases and becomes stable; the pressure difference increasing in flowback is conducive to increasing permeability recovery value, when flowback pressure difference reaches 12MPa, the permeability recovery value of drilling fluid system may be increased to more than 80%. The field application results show that the skin factor is zero in D7H well testing, production is 6.0×105m3/d, exceding proraton produciton nearly 3 times, good reservoir protection effects is

, which provides important reference for subsequent large-scale development of offshore high temperature and high pressure horizontal well.

high temperature and high pressure; slim hole; horizontal well; gas field; reservoir protection

TE24

：A

：1672-7428(2017)08-0018-05

2017-02-20；

：2017-05-11

國(guó)家科技重大專項(xiàng)課題“鶯瓊盆地高溫高壓鉆井液及固井技術(shù)研究”(編號(hào)：2016ZX05024-005-006)

吳江，男，漢族，1983年生，油氣井工程專業(yè)，碩士，從事海上鉆井工程及儲(chǔ)層保護(hù)研究工作，廣東省湛江市坡頭區(qū)南油二區(qū)研究院副樓六樓，wujiang2@cnooc.com.cn。