南海西部高溫高壓小井眼水平井鉆完井儲層保護技術研究及應用

吳 江， 李炎軍， 張萬棟， 韋龍貴， 任冠龍

(中海石油〈中國〉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層保護技術研究及應用

吳 江， 李炎軍， 張萬棟， 韋龍貴， 任冠龍

(中海石油〈中國〉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井為國內海上第一口高溫高壓水平井，儲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間達10 d以上，不可避免地會加劇儲層傷害程度。為充分保障該井儲層保護效果，室內開展了大量的優(yōu)選評價實驗，優(yōu)選出適合海上高溫高壓小井眼水平井鉆完井儲層保護油基鉆井液，分析了高密度鉆井液污染儲層的機理，研究了返排壓差、返排時間與巖心滲透率恢復結果的關系，提出了增加返排壓差、延長返排時間提高儲層保護效果的措施。實驗結果表明：高溫環(huán)境下高密度鉆井液污染巖心后，初始滲透率恢復值約85%，當污染時間達到15 d時，滲透率恢復值驟降至30%，表明鉆井液在儲層滯留時間越長儲層污染現象越嚴重；相同驅替條件下，滲透率恢復值隨時間的延長而提高并趨于穩(wěn)定；增加巖心返排時的壓差有利于提高滲透率恢復值，返排壓差達到12 MPa時，鉆井液體系的滲透率恢復值可提高到80%以上?，F場應用表明，D7H井試井機械表皮系數為0，清噴產量6.0×105m3/d，超出配產產量近3倍，儲層保護效果良好，為后續(xù)海上高溫高壓氣田實施水平井進行規(guī)模化開發(fā)提供了寶貴的借鑒意義。

高溫高壓；小井眼；水平井；氣田；儲層保護

0 引言

我國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)具有投入費用高、工藝技術復雜、作業(yè)風險高三大特點，該種類型氣田的開發(fā)所面臨的技術難題有高密度鉆井液的固相傷害、窄密度窗口易漏失、鉆井液浸泡時間長、低滲儲層易水鎖傷害等，且受技術手段的制約未有水平井鉆井的先例。國內陸地油田多以高溫井或高壓井為主，高溫、高壓雙重因素同時存在的井較少，對于高溫高壓環(huán)境下鉆井液對儲層的傷害機理研究較少。本文針對海上首口高溫高壓水平井的儲層保護技術問題，開展了室內優(yōu)選評價實驗，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)境下對儲層的傷害程度，提出了降低海上高溫高壓水平井儲層傷害程度的方法，并通過現場實踐形成了配套的工藝措施。

1 儲層保護技術難點

1.1 儲層地質特征

東方13-1氣田位于南海西部的鶯歌海盆地，主要儲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，為大型泥底辟構造特征，儲集空間以粒間孔和鑄?？诪橹鳎螢榱热芸?。儲層上部巖性為巨厚層狀灰色泥巖、粉砂質泥巖，下部地層以灰色細砂巖、泥質粉砂巖為主，夾灰色泥巖，儲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，孔滲相關性一般，相關系數為0.605。儲層段孔隙度為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，為中孔低滲儲層。儲層溫度梯度4.17 ℃/100 m，儲層平均溫度為151 ℃。中深層黃流組壓力系數1.91～1.97，壓力系統(tǒng)復雜，變化范圍大。

1.2 儲層傷害因素分析

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，結合文獻資料調研以及前期探井鉆井實踐經驗，高溫高壓小井眼水平井儲層傷害因素主要有如下幾個。

表1 D7H井儲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/蒙混層相對含量低，混層間介于10%～15%，水敏性中等偏強。

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

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

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

2 儲層保護關鍵技術

針對高溫、高壓、中低滲的儲層特征，考慮水平井鉆完井工藝要求，開展了抗高溫鉆井液體系評價實驗，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層傷害特征，提出了降低儲層傷害程度的技術方法，同時通過精細控制井底循環(huán)壓耗的工程措施，避免井漏等復雜情況，減少鉆完井作業(yè)期間儲層污染的機會，綜合達到精細儲層保護效果。

2.1 鉆井液體系評價及優(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，為此室內構建了一套新型抗溫高密度油基鉆井液，并通過實驗評價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%流型調節(jié)劑+0.7%抗高溫穩(wěn)定劑+3%超細碳酸鈣+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號白油85/15油水比+4.28%乳化/潤濕劑+0.285%降失水劑+2.85%石灰+1.5%有機土+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 鉆井液流變性能評價

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。室內測試了經150 ℃高溫老化后，上述鉆井液的基本性能，測試條件為：150 ℃老化16 h后，并在65 ℃溫度條件下測試其性能，測試結果見表2。

根據評價結果，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 鉆井液抑制性能評價

由于儲層上部地層中含有泥巖，已鉆井經驗表明鉆該地層時容易出現起球現象，根據儲層敏感性分析結果，儲層巖性具有中等偏強的水敏性，鉆井液濾液的侵入會加劇儲層污染，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抑制性，實驗結果見表3。

表3 鉆井液體系抑制性評價結果

由評價結果可以看出，3種鉆井液體系均具有較強的抑制性，防膨脹率和滾動回收率均在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)定性評價

重晶石沉降是高密度鉆井液常見的問題，對比分析了3種鉆井液體系在常溫和高溫條件下的沉降穩(wěn)定性，通過計算沉降系數評價沉降穩(wěn)定性的好壞，實驗結果見表4。

表4 鉆井液沉降穩(wěn)定性評價

由實驗結果可知，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 鉆井液潤滑性能評價

水平井鉆井要求鉆井液具有良好的潤滑性，以降低鉆具在井眼活動的摩阻。通常情況下油基鉆井液體系潤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°的定向井中應用，沒有在水平井中應用的先例，因此，室內評價了2種水基鉆井液體系的潤滑性能，并比較了水基鉆井液和油基鉆井液潤滑性，具體結果見表5。

表5 鉆井液潤滑性能評價結果

鉆井液潤滑性好壞是影響鉆井過程中鉆具扭矩大小的關鍵因素，實踐表明同樣條件下高溫高壓井鉆井扭矩較常規(guī)井嚴重，對于?149.2 mm井眼水平井高溫高壓鉆井而言，扭矩顯得尤為突出，鉆井液潤滑性直接決定了鉆井液體系的選擇。表3實驗結果表明，2套水基鉆井液潤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場作業(yè)要求，根據本區(qū)塊鄰井鉆進時的扭矩反算出實際的摩阻，利用wellplan水力計算軟件分析了水基鉆井液和油基鉆井液鉆進時的扭矩，發(fā)現水基鉆井液接近?88.9 mm鉆桿極限上扣扭矩。

2.1.5 鉆井液儲層保護性能評價

按照石油行業(yè)標準《鉆井液完井液損害油層室內評價方法》(SY/T 6540—2002)，室內選取目標地層的天然巖心，在壓差3.5 MPa、溫度80 ℃條件下對3種鉆井液體系進行了儲層保護性能評價[10]，結果見表6。

表6 鉆井液儲層保護效果

從實驗結果可以看出，鉆井液污染天然巖心后直接反排滲透率恢復值均>80%，但污染15 d后，再進行直接反排，3套體系的滲透率恢復值在30%以下，巖心受到的污染傷害程度較嚴重，表明污染時間增長會加重儲層巖心的傷害程度。

2.1.6 反排工藝參數研究

為了降低儲層傷害程度，室內分別研究了反排壓差和反排時間對巖心滲透率的影響規(guī)律，為確定反排工藝參數提供依據，不同反排時間對儲層巖心滲透率恢復值的影響結果見圖1和圖2。

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

圖1 油基鉆井液隨不同驅替時間滲透率恢復值的變化

圖2 水基鉆井液隨不同驅替時間滲透率恢復值的變化

在不同反排壓差對儲層巖心滲透率恢復值的影響結果見圖3和圖4。

圖3 不同驅替壓力下油基鉆井液滲透率恢復值

圖4 不同驅替壓力下水基鉆井液滲透率恢復值

根據實驗結果，隨著反排壓差的增大，2套體系污染后的巖心滲透率恢復值逐漸增大，在反排壓差達到12 MPa時，油基鉆井液與水基鉆井液的恢復值均可達到80%以上。

2.2 高溫高壓小井眼水平井鉆井儲層保護配套措施

2.2.1 定量壓差控制鉆井技術

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是造成儲層保護效果不佳的重要因素，嚴重時會壓漏地層，造成嚴重的儲層污染問題。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，加劇了井漏的風險。綜合區(qū)域地震數據、測井資料、探井資料，建立目標區(qū)域地層壓力三維精細壓力模型，以高精度模型為基礎，運用有限差分法對單井點進行壓力預測，以儲層壓力三維精細描述為基礎，針對不同的地層壓力的井選用合適的鉆井液密度，儲層鉆井作業(yè)中全過程實施井底壓力ECD定量控制，控制當量鉆井液密度比儲層壓力系數≯0.07 g/cm3，正壓差控制在2 MPa以內，既保證高溫高壓鉆井作業(yè)安全，同時提升儲層保護效果。

2.2.2 控制濾失，提高封堵效果

鉆入產層前，向鉆井液中預先加入Carb10/40等超細顆粒的封堵材料，保證鉆井液具有較強的封堵性；進入產層后，邊鉆邊緩慢向循環(huán)系統(tǒng)補充粗顆粒的封堵材料(40目與250目混合超細碳酸鈣、單封等)的膠液，提高鉆井液的封堵性，嚴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產層的侵入，控制鉆井液中低固相含量<4%，以減少劣質固相對儲層的污染。

3 現場應用

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行了應用，高溫高壓儲層段鉆井作業(yè)整體順利，沒有發(fā)生因井漏引起的儲層污染問題，井徑規(guī)則保證了后期生產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行洗井，負壓測試，在刮管后射孔段上下20 m替成射孔液，上部替成封隔液，完井液相對密度控制在1.35～1.46 g/cm3(負壓值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，井筒內替入密度1.45 g/cm3完井液進行負壓測試(負壓值14.2 MPa)及洗井。氣田平均清噴時間14.05 h，較預計時間提前45%，氣井投產后表皮系數0～0.79，清噴產量達到配產要求的1.75倍，其中F7h井清噴產量達到6×105m3/d，是配產產量的2.5倍，實現了良好的儲層保護效果。

4 結論

(1)高溫高壓水平井鉆井液體系選擇是儲層保護效果的關鍵，室內實驗結果表明，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)隨著污染時間的增長，高密度鉆井液體系會加重儲層的污染程度，采用直接反排的方法無法降低儲層的污染程度，通過提高反排壓差和延長反排時間，是改善儲層保護效果的有效措施。

(3)海上高溫高壓水平井鉆井作業(yè)經驗較少，由于受地質特征和井控風險的制約，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，從而降低儲層傷害程度，東方X井順利投產且達到了良好的儲層保護效果，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

國家科技重大專項課題“鶯瓊盆地高溫高壓鉆井液及固井技術研究”(編號：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層保護研究工作，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。