储气库压储层水平井液技术

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1、储气库压储层水平井液技术ok3左右,在长期开采后,目的层压力极低(压力系数0.4~0.6),且采用水平井及筛管完井方式进行,使得钻井施工存在诸多技术难题[1-2]。仅就钻井液完井液技术而言,目前储气库井建设中存在的问题包括:①水平井段设计1500~2000m,属于长水平段范畴,润滑减阻与井眼净化问题突出;②极低压力地层易导致水平井段施工发生漏失,影响钻井施工和储层保护效果;③长庆气田储层特有的砂体连片性差,钻遇泥岩将会发生井眼不稳定稳定;④筛管完井方式决定了钻井液完井液必须具有非常好的暂堵效果。针对以上

2、问题,借鉴长北天然气项目水平井施工经验[3],对无土相低伤害暂堵钻井液完井液体系进行技术改进和提升[4-6],研究出了岩心伤害恢复率在85%以上、抑制性强、摩阻系数小于0.05、密度可调的无土相复合盐低伤害暂堵钻井液完井液体系,分别在Y37-1H、Y37-2H井进行了现场试验应用,其中Y37-1H井水平段成功穿越了70m纯泥岩,井眼152.4mm,水平段长1062m;Y37-2H井水平段共钻遇5段泥岩,泥岩段累计长度134m,井眼215.9mm,水平段长1819m,创该尺寸井眼长庆施工记录。1室内评

3、价实验1.1基本配方选择了能生物降解的组分,进行常温、高温条件下的一系列的配方优选试验,最后得出了该体系的基本配方如下:2%~3%酸溶降失水剂G301-SJS+2%~5%酸溶暂堵剂G302-SZD+0.3%~0.5%提黏提切剂G310-DQT+3%~6%无机盐抑制剂G312-3,复配使用无机盐就可以提高体系的抑制性,以满足防塌的要求。另外辅以G302-SZD等即可形成具有较好封堵作用的滤饼,进一步提高体?57系的防塌效果。从表2中可知,该体系使用了可溶性有机、无机盐类,从而具有较低的固相、较高的矿化度和

4、强的抑制性,有效克服了泥岩的水化分散,一次回收率高达93.06%;同时降滤失剂和暂堵剂提供的可变形粒子和刚性粒子,在正压差的作用下形成薄而致密泥饼,能够有效地保护储层、降低PDC钻头泥包,有利于提高机械钻速。1.3体系润滑性评价实验储气库水平井的水平段长度设计为2000m,润滑减阻是一个不容忽视的问题。为此对水基、油基以及固体润滑剂等进行综合评价试验,结果表明0.3%的水基润滑剂RT888可将润滑系数降低80.21%,0.3%的油基润滑剂DL-1也可将润滑系数降低95.35%,固体润滑剂GR-1可将润滑

5、系数降低59.76%。综合实验结果表明,水基润滑剂和油基润滑剂复配使用,润滑系数降低最好,再配以适量的固体润滑剂,润滑系数降低值维持时间更长,对起下钻及下套管等更有利。1.4储层保护伤害评价实验储气库山23砂岩储层黏土含量高,水敏速敏性强,孔喉细微,毛细管压力高,水锁严重,压力敏感效应明显。钻井(完井)液滤液的侵入是引起该气层严重伤害的主要诱因,水对气层可引起不易克服的严重伤害。因此,严格控制滤液进入或改变滤液性质、增强抑制性是保护该气层的主要途径之一。从表3中实验数据可以看出,对比的几种常用钻井液完井

6、液体系中,无土相低伤害暂堵钻井液完井液体系的静态伤害率最小,小于10%,属于较轻度伤害。1.5防漏堵漏评价实验由于长期开采,储气库井的储层压力系数极低,只有0.4~0.6,在施工过程中容易发生漏失问题。对山23储层的研究表明,平均孔隙度为6.2%,渗透率为8.865mD;压汞实验表明储层喉道粗大,部分可达20.5μm,平均为2.03~6.24μm。由图1可以看出,封堵剂G302-SZD的最大粒径在13μm,主要粒径分布在2~5μm,根据“~”的架桥规则和d90规则,可以选作封堵漏失喉道[7-8]

7、,形成防漏堵漏体系。2现场试验及其效果长庆气田储气库井位于榆林气田,目的层为山西组山23砂岩段,埋藏深度约2920m,Y37-1H和Y37-2H水平井段均使用无土相低伤害复合盐暂堵钻井液完井液体系,其中Y37-1H井水平段为152.4mm井眼,现场施工中,由于地层变化,进入太原组石灰岩134m后完钻,完钻井深4426.1m,水平段长1062.1m,纯砂岩段长466m,泥岩、砂质泥岩段长462m,114.3mm筛管一次性下到预定位置,试气无阻流量20×104m3/d。Y37-2H井水平段为215.9

8、mm井眼,完钻井深5044m,其水平段长1819m,创长庆气田水平段215.9mm井眼的施工记录,并获得无阻流量100×104m3/d的高产气流,139.7mm筛管一次性下到预定位置。2.1防漏堵漏效果明显现场施工中,严格控制封堵剂G302-SZD的加量在3%,并结合使用易酸溶可变形粒子,不仅增强了封堵能力,提高地层的承压能力,而且钻遇泥岩以及碳质泥岩后,为了稳定井壁,适当提高了钻井液完井液密度,其中Y37-1H井达到1.18g/cm3