顺北一区裂缝性碳酸盐岩储层抗高温可酸溶暂堵技术

方俊伟 张翼 李双贵 于培志 李银婷

方俊伟, 张翼, 李双贵, 于培志, 李银婷. 顺北一区裂缝性碳酸盐岩储层抗高温可酸溶暂堵技术[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(2): 17-22. doi: 10.11911/syztjs.2020006
引用本文: 方俊伟, 张翼, 李双贵, 于培志, 李银婷. 顺北一区裂缝性碳酸盐岩储层抗高温可酸溶暂堵技术[J]. 石油钻探技术, 2020, 48(2): 17-22. doi: 10.11911/syztjs.2020006
FANG Junwei, ZHANG Yi, LI Shuanggui, YU Peizhi, LI Yinting. Acid-Soluble Temporary Plugging Technology for Ultra-Deep Fractured Carbonate Reservoirs in Block 1 of the Shunbei Area[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(2): 17-22. doi: 10.11911/syztjs.2020006
Citation: FANG Junwei, ZHANG Yi, LI Shuanggui, YU Peizhi, LI Yinting. Acid-Soluble Temporary Plugging Technology for Ultra-Deep Fractured Carbonate Reservoirs in Block 1 of the Shunbei Area[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(2): 17-22. doi: 10.11911/syztjs.2020006

顺北一区裂缝性碳酸盐岩储层抗高温可酸溶暂堵技术

doi: 10.11911/syztjs.2020006
基金项目: 

国家科技重大专项课题“塔里木盆地碳酸盐岩油气田提高采收率关键技术示范工程”(编号:2016ZX05053-014)和中国石油化工股份有限公司重大科技项目群“顺北油气田一区优快钻井技术研究”(编号:P18021-4)部分研究内容

详细信息
    作者简介:

    方俊伟(1986—),男,河南平顶山人,2008年毕业于西南石油大学信息与计算科学专业,2011年获西南石油大学海洋油气工程专业硕士学位,副研究员,主要从事钻井完井液、储层保护技术方面的研究工作。E-mail:fangjunwei555@126.com

  • 中图分类号: TE254+.3

Acid-Soluble Temporary Plugging Technology for Ultra-Deep Fractured Carbonate Reservoirs in Block 1 of the Shunbei Area

  • 摘要: 顺北油气田一区超深裂缝性碳酸盐岩储层具有高温、高压和天然裂缝发育的特点,钻井过程中易发生漏失。为了解决地层漏失及漏失后带来的储层损害问题,基于岩石矿物组成、微观结构特征和损害因素等研究,提出了“钻井液性能控制+可酸溶暂堵体系”的储层保护对策,研制了主要由可酸溶纤维、可酸溶填充材料及弹性石墨组成的抗高温可酸溶暂堵体系。试验结果表明,该暂堵体系抗温180 ℃,酸溶率大于85.0%,渗透率恢复率大于87.0%,适用于缝宽1.0 mm以下的裂缝性储层。SHB1-10H井的现场试验表明,其目的层钻进中采用抗高温可酸溶暂堵技术后,储层保护效果明显,投产后产油量达到90.0 m3/d,较邻井产油量大幅提高,实现了“堵得住、解得开”,为类似油田的裂缝性储层高效钻进提供了一种新的技术途径。
  • 图  1  不同压力下的钻井液滤失量

    Figure  1.  Filtration of drilling fluid under different pressure

    表  1  顺北一区储层损害机理及保护对策

    Table  1.   Reservoir damage mechanism and protection measures in Block 1 of the Shunbei Oil and Gas Field

    主要损害损害机理预防对策储层保护方向
    固相堵塞裂缝、微裂缝1)降低固相含量,防止堵塞裂缝
    2)降低压差,减小漏失量
    3)选用酸溶性加重材料,实现酸化解堵
    4)采用暂堵技术
     控制钻井液性能
    (固相含量、pH值、
    密度和滤失量等)+
    可酸溶暂堵体系
    水相圈闭毛管自吸,滤液侵入造成液相滞留1)降低正压差
    2)在储层表面快速形成致密滤饼
    3)添加表面活性剂,减弱毛细管作用产生的自吸作用
    碱敏OH离子与岩石裂缝金属离子结垢1)控制pH值在11以下
    2)减少滤液侵入
    强应力敏感应力降低,裂缝闭合1)选择合适的钻井液密度,以控制液柱压力
    2)降低正压差,采用微过平衡钻进
    3)采用高强度弹性材料支撑裂缝
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    表  2  纤维酸溶率试验结果

    Table  2.   Test results of acid solubility for fiber

    纤维类型酸溶前质量/g酸溶后质量/g酸溶率,%
    超细碳酸钙1.000.0991.0
    XWB-1纤维1.000.2377.0
    石棉纤维1.000.6327.0
    可酸溶纤维1.000.1090.0
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    表  3  不同粒级填充暂堵剂粒径及酸溶率试验结果

    Table  3.   Test results of acid solubility of temporary plugging agents with different sizes

    刚性材料粒径范围/μmD90/μm平均粒径/μm酸溶率,%
    10.34~116.1057.029.389.0
    21.16~147.9088.360.492.0
    316.70~207.40170.4 120.7 91.0
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    表  4  不同弹性封堵材料承压能力测试结果

    Table  4.   Test results of pressure-bearing capacity of various elastic plugging materials

    封堵材料及加量砂床承压
    能力/MPa
    岩心承压
    能力/MPa
    测试温度/
    1%单向压力屏蔽剂3.25.8180
    1%C型弹性石墨4.26.6180
    1% Rebound5.99.3180
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    表  5  可酸溶暂堵剂封堵效果评价试验结果

    Table  5.   Plugging effect evaluation results of acid-soluble temporary plugging agents

    编号配制比例塑性黏度/
    (mPa·s)
    侵入深度/
    cm
    酸溶纤维刚性填充暂堵剂弹性石墨
    100016全失
    2811285.6
    3721255.2
    4712235.4
    5631235.3
    6622235.1
    7541245.3
    8532225.4
    9451205.1
    10442235.3
    11361205.4
    12352195.7
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    表  6  可酸溶暂堵剂对钻井液流变性的影响

    Table  6.   Evaluation of the influence of acid-soluble temporary plugging agent on the rheology of drilling fluid

    配方表观黏度/(mPa·s)塑性黏度/(mPa·s)动切力/Pa动塑比滤失量/mL
    API高温高压
    基浆6449150.293.610.4
    基浆+5.0%可酸溶暂堵剂6044160.343.2 8.2
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    表  7  储层动态损害评价试验结果

    Table  7.   Evaluation results of reservoir dynamic damage

    岩心编号岩心直径/cm岩心长度/cm损害前渗透率/mD损害后渗透率/mD渗透率恢复率,%
    12.55.16.575.9991.2
    22.54.78.347.5690.6
    32.55.410.13 9.3592.3
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出版历程
  • 收稿日期:  2019-07-03
  • 修回日期:  2020-02-11
  • 网络出版日期:  2020-03-04
  • 刊出日期:  2020-03-01

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