Acid-Soluble Temporary Plugging Technology for Ultra-Deep Fractured Carbonate Reservoirs in Block 1 of the Shunbei Area
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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。
Abstract:Ultra-deep fractured carbonate reservoir in Block 1 of the Shunbei Oil and Gas Field can be characterized by high temperatures, high pressure and developed natural fractures that is easy to cause mud loss in drilling. In order to solve the problem of circulation loss and formation damage after drilling fluid leakage, a high temperature resistant acid-soluble temporary plugging technology was developed. The technology mainly consists of high acid-soluble fiber, acid-soluble filling materials with different size and elastic graphite. Through the research on rock mineral composition, microstructure characteristics and damage factors, the reservoir protection strategy of “mud property control + acid-soluble temporary plugging” in Shunbei was put forward. The application results show that the temporary plugging system has a fairly good performance with temperature rating of 180℃, acid dissolution rate over 85.0% and permeability recovery rate over 87.0%, which is suitable for fractured reservoirs with fracture widths less than 1.0 mm. It is shown from field pilot of targeted formations in Well SHB1-10H that reservoir protection are apparently improved after the application of acid-soluble temporary plugging technology, and the oil production rate has been dramatically increased compared with offset wells, with oil production reaching 90.0 m3/d. It has achieved either plugging or breaking-down, which provides a new temporary plugging technique for efficient drilling in fractured reservoirs.
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近年来,随着国内外油气勘探力度不断加大,尾管悬挂固井工艺在实际生产中得到广泛应用。尾管固井作业过程中,井下管柱的密封完整性是整个固井作业顺利施工的基础[1-4]。一旦发生固井短路事故,若不能及时采取有效措施进行补救,将无法进行固井作业[5-7],严重时可能造成整口井报废。深井超深井短轻尾管作业过程中,受尾管长度、尾管下入深度和循环压力占比等因素影响,尾管短路常规测试方法的精准性较差,严重影响了现场正常作业[8-9]。为了研究一种具有现场可操作性的尾管短路测试方法,避免误判造成更严重的井下事故,笔者在尾管短路常规测试方法处理疑似短路问题的基础上,提出了变密度浆体循环压力曲线测试方法,现场应用后效果较好,具有现场推广应用价值。
1. 尾管短路常规测试方法
1.1 循环压力对比
均质钻井液以恒定排量在井下固有通道循环时,压力会保持恒定。尾管固井作业施工过程中,循环压力的变化可以反映井下循环条件发生了变化。这些变化有:循环通道改变(包括循环管柱短路与裸眼环空砂堵);裸眼地层漏失;循环钻井液密度不均匀;地层油、气和水入侵井筒。
循环压力对比法是通过对比邻井或本井相同条件下的循环压力,分析压力变化原因、初步分析井下情况、预判尾管短路风险。但由于循环压力变化受井下影响因素较多,该方法并不能准确判断是哪一种因素造成压力异常。另外,深井超深井短轻尾管固井作业时,循环压力消耗主要发生在钻杆内,尾管循环压耗在循环压力中占比小,发生短路时压力变化不明显,无法通过压力变化判断井下管柱是否发生短路。
1.2 环空反向憋压测试
环空反向憋压是验证井下管柱密封是否正常的一种测试方法。管柱中设置的单流阀组允许流体由管内向环空方向循环,反向则无法循环。利用该装置循环流通特点,可以通过环空反向憋压,验证井下管柱密封性能。憋压值要求小于地层破裂压力、且大于钻井液流动启动压力。反向憋压稳压,井口不返浆,表明井下管柱密封和单流阀密封均无问题;但若反向憋压失败,则无法判断是单流阀密封失效还是管柱短路。
1.3 循环迟到时间
迟到时间是综合录井的基本参数之一,是岩屑或岩屑中的气体从井底随钻井液上返至地面所需的时间。现场作业过程中,将指示物(通常使用瓷片或自身会轻微上浮的塑料片)泵入井内,循环监测记录指示物实际返出井口时间,并与理论井底循环时间进行对比,分析井下循环情况,判断是否存在循环短路,确定短路的具体位置[10]。
测试指示物循环迟到时间时,测试结果受井眼轨迹、钻井液密度和尾管长度影响较大。短尾管固井作业时,尾管短、套管段循环时间很短,测试结果存在很大偏差,仅根据迟到时间无法准确判断管柱是否短路。大斜度井、长水平段水平井所用钻井液密度与指示物密度差较大,实测循环迟到时间存在严重的失真,容易干扰短路判断。
西南地区10#井ϕ177.8 mm尾管固井作业时,尾管悬挂器坐挂过程中投球憋压无法稳压,反向憋压失败,出现疑似短路现象,循环迟到时间测试情况见表1。从表1可以看出,7次循环迟到时间测试结果都显示悬挂器位置短路。采用重浆循环迟到时间测试方法,根据返出口流体密度变化与时间关系分析结果,决定进行固井施工。最终该井替浆到量碰压13~17 MPa,管内稳压17 MPa无压降,管柱密封无短路点。
表 1 西南地区10#井ϕ177.8 mm尾管循环迟到时间测试结果Table 1. Test results of the circulation lag time of ϕ177.8 mm liner in Well 10# of Soutuwest Area序号 实测时间/
min泵冲 排量/
(L·s−1)指示物 返出情况 理论返出时间/min 从井底 从悬挂器 1 176 62 21.0 塑料条 107 min后出现第一片塑料条,109~116 min返出量增多 263 189 2 170 66 22.8 塑料条 153 min出现第一片塑料条,163~170 min返出量增多 242 174 3 120 93 30.0 塑料条、瓷片 120 min时见塑料条 172 123 4 107 93 30.0 瓜子、塑料条 64~77 min发现瓜子,107 min发现瓜子、塑料条;112~127 min返出物数量增多 172 123 5 131 90 29.0 塑料条、云母 109 min见第一片塑料片,121 min时共见22片;127 min见云母片,131 min见大量云母片,之后一直出 174 125 6 138 92 29.7 瓜子、塑料条 138 min见第一片塑料片;153 min时指示物增多,后零星出现瓜子和塑料条 173 125 7 167 93 30.0 密度1.80 kg/L
的重浆16 m3162~167 min 钻井液密度变化,167~189 min 钻井液密度变化明显 172 123 2. 变密度浆体循环压力曲线测试方法
尾管短路常规测试方法在直井、长尾管井的应用效果较好,但在一些复杂井,尤其是深井、超深井短轻尾管固井作业时的测试结果具有不确定性,很难判断尾管是否短路,需要研究一种简单有效的测试方法进行现场作业,降低施工风险。因此,在西南地区10#井疑似短路异常问题处理方法的基础上,提出了变密度浆体循环压力曲线测试方法。
2.1 测试原理
正常循环过程中,泵入与钻井液有一定密度差的一定量变密度浆体,浆体流经钻杆、套管和环空时,因每段线容积不同,变密度浆体高度不同,产生的静液柱压力也不同,反映在“循环压力–时间”曲线上,会出现拐点。循环排量恒定条件下,变密度浆体进入每段空间时的高度变化速率、压力变化速率会有明显的不同,在压力曲线上表现为不同斜率曲线与拐点。利用这一原理,绘制变密度浆体井底循环与尾管顶部循环2条理论“压力–时间”曲线,以及实测变密度浆体实际循环“压力–时间”曲线,通过对比分析实测与理论“压力–时间”曲线,可以直观、准确地判断井下管柱是否短路。测试原理如图1所示。
2.2 变密度浆体选择
选择变密度浆体时,要充分考虑浆体对原钻井液、地层特性和井壁稳定性等方面的影响。浆体优选与替入量优化过程中,遵循以下原则:
1)优选与原钻井液同配方的低密度/高密度钻井液,以确保在钻井液接触过程中对原钻井液性能无明显的影响,不改变原钻井液基本性能。
2)浆体黏度与原钻井液相近或相等,变密度浆体进入尾管裸眼环空后对井壁、地层无不良影响,不会造成井壁掉块、坍塌,不会对产层造成污染。
3)选择合适的浆体替入量,保证变密度浆体进入尾管裸眼环空后的环空静液柱压力满足地层压稳与防漏要求,即不能引起井控与漏失风险。
2.3 测试流程
1)依据变密度浆体选择原则,选择变密度浆体,确定浆体密度、黏度等性能参数和替入量;
2)根据实际井况条件,邻井或本井正常循环排量作为测试排量,泵入原井浆循环,测试该排量下正常循环压力;
3)变密度浆体自开始泵入到全部进入尾管裸眼环空所用的时间t作为测试时间,根据管柱内容积计算测试时间t;
4)根据井身结构与管柱数据,计算变密度浆体在不同线容积段的静液柱压力变化与循环时间,制作循环测试压力控制表;
5)绘制理论循环压力曲线。依据循环测试压力控制表,绘制t时间段内浆体通过井底循环与通过尾管顶部循环的2条“压力–时间”曲线;
6)泵入变密度浆体,跟踪记录t时间段内各时间点的实际循环压力值,在步骤5)的坐标系中绘制实测循环“压力–时间”曲线;
7)将实测变密度循环压力曲线与2条理论循环压力曲线进行对比,判断尾管柱是否短路。
3. 现场应用
西南15#井在ϕ193.7 mm套管中下入ϕ139.7 mm尾管进行尾管固井作业,尾管悬挂器憋压坐挂过程中,管内憋压21 MPa无法稳压,同时井口返浆,疑似井下管串出现短路问题。多次对比循环压力和进行环空憋压测试均无法确定是否短路,因此进行变密度浆体循环测试。
3.1 基本数据
西南15#井完钻井深7 063.00 m,裸眼井段直径165.1 mm;ϕ193.7 mm套管壁厚为12.70 mm,下深6 237.00 m;ϕ139.7 mm尾管壁厚10.54 mm,线容积11.0 L/m,下深5 998.04~6 453.00 m。复合送入钻具:ϕ139.7 mm钻杆壁厚为10.54 mm,线容积11.0 L/m,下深0~3525.74 m;ϕ101.6 mm钻杆壁厚为9.65 mm,线容积5.4 L/m,下深3 525.74~5 998.04 m。
钻井液密度为1.55 kg/L,变密度浆体选取密度1.02 kg/L的胶液8.5 m3,循环排量8.0 L/s,实测循环压力7.5 MPa。根据管柱结构计算出管内总容积,再除以循环排量,即可得到变密度浆体自井口全部进入ϕ139.7 mm套管环空的时间t为136.7 min。
变密度浆体在不同井段循环,计算管柱内外静压差和与之对应的循环时间,制作循环测试压力控制表(见表2)。
表 2 变密度浆体循环测试压力控制表Table 2. Pressure control table for cyclic tests of variable density slurry循环井段 替入量/m3 内外静压差/MPa 循环压力/MPa 循环时间/min 变密度浆体循环控制点 钻杆内 0 0 7.50 0 开始进入ϕ139.7 mm钻杆 8.50 –4.09 11.59 17.7 全部进入ϕ139.7 mm钻杆 30.28 –4.09 11.59 80.8 开始进入ϕ101.6 mm钻杆 8.50 –8.34 15.84 98.5 全部进入ϕ101.6 mm钻杆 4.85 –8.34 15.84 108.6 开始进入ϕ139.7 mm套管 套管底进环空 5.00 –5.84 13.34 119.0 开始进入ϕ139.9 mm套管环空 1.31 –3.41 10.91 121.8 开始进入环空ϕ193.7 mm套管 1.65 –0.53 8.03 125.2 开始进入ϕ101.6 mm钻杆环空 0.54 0.20 7.30 126.3 全部进入ϕ139.9 mm套管 5.00 4.49 3.01 136.7 全部进入ϕ139.9 mm套管环空 尾管顶部短路进环空 8.50 3.18 4.32 126.3 经ϕ139.9 mm套管顶部全部进入钻套环空 3.2 压力曲线分析
井眼环空泵入变密度浆体进行循环,记录循环压力与对应的循环时间,绘制实测循环压力曲线。根据循环测试压力控制表,绘制尾管顶部循环压力预测曲线和井底循环压力预测曲线(见图2)。
对比图2中的变密度浆体循环压力实测与预测曲线可看出,实际压力曲线与尾管顶部循环压力预测曲线上的拐点和曲率变化高度吻合,确定井下通过尾管顶部进行循环,即尾管柱存在短路点。
现场起钻后发现,尾管胶塞传压孔明显发生刺漏,说明该处出现短路,根据测试结果判断的短路情况准确可靠。
4. 结 论
1)尾管短路常规测试方法可以用来检测尾管柱的完整性,检测结果正常时,可以确定尾管柱密封良好,无短路点;检测结果出现较大偏差时,由于影响因素较多,并不能判定井下尾管柱是否发生短路。实际作业过程中,一旦出现循环压力异常偏低、正反向憋压密封失效、循环迟到时间偏短现象,应对井下尾管柱进行进一步短路测试。
2)变密度浆体循环压力曲线测试方法利用变密度浆体在井下不同线容积空间循环时的静液柱压力不断发生变化的原理,在正常循环过程中泵入一定量的变密度浆体,进行循环压力实测与理论模拟,得出3条变密度浆体循环“压力–时间”变化曲线。通过曲线对比,即可精准判断尾管短路情况。
3)现场应用结果表明,变密度浆体循环压力变化曲线测试方法在深井超深井短轻尾管短路测试中具有良好的应用效果,相较于常规测试方法,测试准确度更高和操作便捷性更好。
4)变密度浆体循环压力变化曲线测试方法对变密度浆体体系选择有严格的要求,现场应用过程中,应谨慎设计注入浆体的密度与性能参数,以避免出现井控和井壁垮塌风险。
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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 1.00 0.09 91.0 XWB-1纤维 1.00 0.23 77.0 石棉纤维 1.00 0.63 27.0 可酸溶纤维 1.00 0.10 90.0 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/μm D90/μm 平均粒径/μm 酸溶率,% 1 0.34~116.10 57.0 29.3 89.0 2 1.16~147.90 88.3 60.4 92.0 3 16.70~207.40 170.4 120.7 91.0 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 3.2 5.8 180 1%C型弹性石墨 4.2 6.6 180 1% Rebound 5.9 9.3 180 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 1 0 0 0 16 全失 2 8 1 1 28 5.6 3 7 2 1 25 5.2 4 7 1 2 23 5.4 5 6 3 1 23 5.3 6 6 2 2 23 5.1 7 5 4 1 24 5.3 8 5 3 2 22 5.4 9 4 5 1 20 5.1 10 4 4 2 23 5.3 11 3 6 1 20 5.4 12 3 5 2 19 5.7 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 64 49 15 0.29 3.6 10.4 基浆+5.0%可酸溶暂堵剂 60 44 16 0.34 3.2 8.2 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,% 1 2.5 5.1 6.57 5.99 91.2 2 2.5 4.7 8.34 7.56 90.6 3 2.5 5.4 10.13 9.35 92.3 -
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