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屏蔽暂堵完井液技术在鄂北塔巴庙低压低渗气藏的应用
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内容提示：鄂北塔巴庙低压气藏是典型的低孔低渗地层（致密砂岩），储层的主要流动通道为裂缝，对该区块储层岩心进行了钻井液损害实验评价，钻井完井液固相和滤液将造成储层三个方面的损害(1)钻井完井液固相堵塞
【摘 要】鄂北塔巴庙低压气藏是典型的低孔低渗地层（致密砂岩），储层的主要流动通道为裂缝，对该区块储层岩心进行了钻井液损害实验评价，钻井完井液固相和滤液将造成储层三个方面的损害：(1)钻井完井液固相堵塞储层裂缝和微裂缝；(2)钻井完井液滤液造成储层基块水锁、敏感性损害等；(3)钻井完井液造成储层孔——缝界面损害，破坏储层的有效连通性。开展屏蔽暂堵技术实验研究，对大牛地气田施工的一些生产井、探井进行屏蔽暂堵技术的试验及应用，并对实施效果进行分析评价。
【关键词】塔巴庙 屏蔽暂堵 完井液 油气保护
1 概述
鄂尔多斯北部地区已进入气田开发阶段。为了减轻钻井过程中对气层造成的伤害，从2002年开始进行屏蔽暂堵保护气层的技术试验。在研究鄂北塔巴庙气藏储层低压低渗砂岩气层损害机理的基础上，对该区块储层岩心进行了钻井液损害实验评价，然后开展屏蔽暂堵技术实验研究，总结各井的试验效果，进一步优化配方，以形成保护低压低渗砂岩气层的屏蔽暂堵钻井完井液技术方案。通过实施屏蔽暂堵技术，减轻了钻井作业期间对储层的伤害。同时，井眼稳定，目的层井径规则，总结了一套实施屏蔽暂堵技术的方法和经验。
2 鄂北工区储层特性及地层损害分析
2.1储层特性
通过对地层孔渗特征分析，上古生界储层平均孔隙半径20~30μm，最大孔隙可达到90μm，储层砂岩最大连通孔喉半径0.79~6.3μm，平均孔喉半径0.32~0.88μm之间。分段物性见表2-1，下古生界碳酸盐岩气藏为定容弹性驱动，无边底水地层——岩性气藏，属低压低渗气层，储层岩心平均空气渗透率为0.31×10-3μm2，孔隙度为3.6-5.49%；杭锦旗区块上古生界砂岩气藏为定容弹性驱动，构造岩性复合气藏，属低压低渗气层，储层岩心平均空气渗透率为1.6×10-3μm2，孔隙度一般为3.54-22.5%，平均为13.4%。
根据已完钻多口井试气资料，经计算鄂北气藏地层上古生界压力梯度为0.0088~0.0097MPa/m。下古生界储层压力系数0.84-0.85。总之，鄂北工区气藏属于低压、低孔、低渗的储集层。
2.2地层损害机理
研究表明，塔巴庙气藏地层损害机理主要为：①储层液锁（水锁）损害，②储层应力敏感性损害，③储层裂缝和微裂缝损害，④储层水敏盐敏损害等。从入井流体上分主要为不适当的钻井液完井液、射孔液与压井液等造成的地层损害。其中钻井完井液的损害不仅仅发生于近井带(如多数孔隙性储层那样)，而且可能会波及到整个储层。
在室内分别进行了钻井液滤液和钻井液动态污染实验，实验结果表明在动态条件下考虑固相损害后，损害率在77.6(94.7%之间，平均为84.38%，比滤液的单一损害增加30%左右，而且返排困难。这说明原钻井液体系中固相颗粒与储层裂缝、孔喉大小分布不匹配，会形成深度较大的内泥饼，加上大量滤液的侵入，必然造成气层的严重损害。
从钻井液对气层的损害的室内实验研究结果可知，鄂北大牛地区块原用钻井液对油气层的损害是存在的，其损害程度是严重的，地层损害的基本原因是钻井完井液中大量固相和液相的侵入，造成地层裂缝堵塞和基块水锁损害等。大牛地区块储层敏感性总体上为中等，其中应力敏感性、碱敏性和HF酸敏性较强，而储层速敏性、水敏性、盐敏性和HCl酸敏性为中等偏弱。
3 屏蔽暂堵工艺技术分析
3.1屏蔽暂堵技术机理
屏蔽暂堵技术的机理是，按照屏蔽暂堵钻井完井液技术方案，在钻进液中加入一些与油气层孔喉相匹配的架桥粒子、填充粒子和可变形的封堵粒子，利用钻井液压力与储层压力之间的正压差，使这些粒子快速地（10分钟以内）进入储层，堵塞储层孔隙喉道，在井壁周围5cm以内形成有效的、渗透率极低的屏蔽环，阻止钻井液中的固相和液相进一步侵入储层，从而消除或减少钻井液和固井时水泥浆对油气层的伤害。由于形成的低渗透屏蔽带很薄（一般小于5cm），很容易被射孔弹射穿，同时也可通过流体返排或其它解堵技术解决屏蔽堵塞问题，因而这种堵塞是暂时性的，不会对此后的流体产出带来不利影响。
3.2屏蔽暂堵技术要点
3.2.1暂堵粒子
按照粒子物理性质可分为刚性粒子、变形粒子和纤维状粒子，前者主要为超细的碳酸钙颗粒，变形粒子常用磺化沥青、氧化沥青、石蜡和树脂等材料；后者主要为石棉短纤维。
按照粒子的作用可分为架桥粒子和填充粒子。架桥粒子的粒径较大，其作用是堵住孔隙喉道，将大的喉道分割为直径更小的通道；填充粒子是架桥粒子的下一级粒子，其作用是堵住由大喉道分割而成的次级小喉道。变形粒子的作用较为复杂，它既可以堵塞填充粒子未堵住的更次一级的微小喉道，也可与其它粒子一起堵塞较大的孔隙喉道。而纤维状粒子的主要作用是堵塞孔径较大的裂缝。
3.2.2暂堵粒子粒径的选择原则
对于孔隙性储层，通常按最大连通孔喉直径的1/2～2/3选择架桥粒子（常用刚性粒子，即细目的CaCO3）的粒径，并使这种颗粒在钻井液中的含量大于3%。
通常选择粒径大约为最大连通孔喉直径的1/4的刚性粒子作为填充粒子，其加量应大于1.5%。
可变形颗粒一般选用粒径与填充粒子相当、软化点与油气层温度相适应的可变形颗粒，加量通常为1～2%。
若储层存在裂缝或宽度较大的微裂缝，则架桥材料中还应加入纤维状暂堵材料，用以封堵裂缝，纤维长度应根据裂缝宽度而定。
3.2.3屏蔽暂堵现场实施的工艺技术要求
(1)合理的井底正压差
根据理论分析和室内试验证明，在一定压差范围内,压差增大，屏蔽堵塞效果增强，鄂北屏蔽暂堵的施工，以3.5Mpa作为最小正压差。
(2)钻井过程中环空上返速度的制定和实施
研究表明：进入孔喉的粒子大小与剪切速率（即环空返速）成反比，所以要实现对储层的理想暂堵，就必须确定针对该储层的最大上返速度，经理论分析、室内和现场试验结果表明，要保证试验区的屏蔽暂堵效果，进入气层后，钻铤外环空返速应小于1.6m/s。
(3)暂堵剂粒子粒度与钻井液粒度的控制
钻井液粒度的控制是屏蔽式暂堵技术成败的关键，刚性暂堵剂颗粒尺寸分布必须与所选区块的储层孔喉分布匹配，其酸不溶物的含量必须低于5%；可变形油溶性暂堵剂的软化点应与储层温度匹配，油溶性暂堵剂必须在水基钻井液中完全分散，并达到油溶性的技术指标。
3.3屏蔽暂堵配方的确定
储层存在平均直径50μm以上的裂缝，考虑裂缝上限160μm，泥浆中应有直径为60~120μm的架桥粒子；储层的孔喉直径分布不均，最大连通孔吼是主要封堵对象，大牛地区块储层最大连通孔喉半径大多集中在0.5～5μm，极少数达到25～37μm，中值孔喉半径小于0.2μm。因此泥浆中颗粒粒径主要考虑是4～10μm左右的颗粒，兼顾10～25μm的颗粒。
储层温度在90℃左右，在泥浆中加入软化点75~100℃的可变形软化粒子，泥浆中粒度分布应较好地覆盖各类储层孔喉分布区间。通过对相关研究项目的总结和分析，进行适量的实验评价分析，优化出了大牛地储层屏蔽暂堵钻井完井液体系配方，其基本配方为：
a.下石盒子组：
原钻井液 ( D中=12～30(m) 5～6%复合暂堵剂FH 1～2% ( D中=4～15(m) 屏蔽暂堵剂PD-1 2～3%油溶性暂堵剂WZD-2 稀胶液 b.山西组：
原钻井液 ( D中=8～20(m) 4～5%复合暂堵剂FH 0～1% ( D中=4～8(m) 屏蔽暂堵剂PD-1 2～3%油溶性暂堵剂WZD-2 稀胶液
c.太原组：
原钻井液 ( D中=10～25(m) 4～5%复合暂堵剂FH 0～1% ( D中=4～10(m) 屏蔽暂堵剂PD-1 2～3%油溶性暂堵剂WZD-2 稀胶液
由于大牛地储层各区块、各储层物性差异较小，大牛地屏蔽暂堵钻井完井液体系的基本配方总体变化不大。具体应用中应根据储层孔喉特征及其原钻井液颗粒粒度分布情况确定各区块各储层屏蔽暂堵钻井完井液体系配方。
4 实施效果
4.1屏蔽暂堵技术对测试效果的影响
为便于评价屏蔽暂堵效果，对塔巴庙和杭锦旗的实施蔽暂堵的五口井7层次测试结果，与未采用屏蔽暂堵技术的井，进行压前地层测试对比如下：
(1)表皮系数
表皮系数是衡量储层是否受到污染以及污染程度的一项重要指标。从对比看出差异并不明显。塔巴庙区块各层段的平均表皮系数由26.27降为22.35；其中盒3下降幅度最大，由22.67下降为1.49。其余层段如山1、山2和太原组的表皮系数变化不大，甚至出现表皮系数增大现象。杭锦旗地区各层段的平均表皮系数由4.22降为1.49，下降较为明显。
【关键词】塔巴庙 屏蔽暂堵 完井液 油气保护
1 概述
鄂尔多斯北部地区已进入气田开发阶段。为了减轻钻井过程中对气层造成的伤害，从2002年开始进行屏蔽暂堵保护气层的技术试验。在研究鄂北塔巴庙气藏储层低压低渗砂岩气层损害机理的基础上，对该区块储层岩心进行了钻井液损害实验评价，然后开展屏蔽暂堵技术实验研究，总结各井的试验效果，进一步优化配方，以形成保护低压低渗砂岩气层的屏蔽暂堵钻井完井液技术方案。通过实施屏蔽暂堵技术，减轻了钻井作业期间对储层的伤害。同时，井眼稳定，目的层井径规则，总结了一套实施屏蔽暂堵技术的方法和经验。
2 鄂北工区储层特性及地层损害分析
2.1储层特性
通过对地层孔渗特征分析，上古生界储层平均孔隙半径20~30μm，最大孔隙可达到90μm，储层砂岩最大连通孔喉半径0.79~6.3μm，平均孔喉半径0.32~0.88μm之间。分段物性见表2-1，下古生界碳酸盐岩气藏为定容弹性驱动，无边底水地层——岩性气藏，属低压低渗气层，储层岩心平均空气渗透率为0.31×10-3μm2，孔隙度为3.6-5.49%；杭锦旗区块上古生界砂岩气藏为定容弹性驱动，构造岩性复合气藏，属低压低渗气层，储层岩心平均空气渗透率为1.6×10-3μm2，孔隙度一般为3.54-22.5%，平均为13.4%。
根据已完钻多口井试气资料，经计算鄂北气藏地层上古生界压力梯度为0.0088~0.0097MPa/m。下古生界储层压力系数0.84-0.85。总之，鄂北工区气藏属于低压、低孔、低渗的储集层。
2.2地层损害机理
研究表明，塔巴庙气藏地层损害机理主要为：①储层液锁（水锁）损害，②储层应力敏感性损害，③储层裂缝和微裂缝损害，④储层水敏盐敏损害等。从入井流体上分主要为不适当的钻井液完井液、射孔液与压井液等造成的地层损害。其中钻井完井液的损害不仅仅发生于近井带(如多数孔隙性储层那样)，而且可能会波及到整个储层。
在室内分别进行了钻井液滤液和钻井液动态污染实验，实验结果表明在动态条件下考虑固相损害后，损害率在77.6(94.7%之间，平均为84.38%，比滤液的单一损害增加30%左右，而且返排困难。这说明原钻井液体系中固相颗粒与储层裂缝、孔喉大小分布不匹配，会形成深度较大的内泥饼，加上大量滤液的侵入，必然造成气层的严重损害。
从钻井液对气层的损害的室内实验研究结果可知，鄂北大牛地区块原用钻井液对油气层的损害是存在的，其损害程度是严重的，地层损害的基本原因是钻井完井液中大量固相和液相的侵入，造成地层裂缝堵塞和基块水锁损害等。大牛地区块储层敏感性总体上为中等，其中应力敏感性、碱敏性和HF酸敏性较强，而储层速敏性、水敏性、盐敏性和HCl酸敏性为中等偏弱。
3 屏蔽暂堵工艺技术分析
3.1屏蔽暂堵技术机理
屏蔽暂堵技术的机理是，按照屏蔽暂堵钻井完井液技术方案，在钻进液中加入一些与油气层孔喉相匹配的架桥粒子、填充粒子和可变形的封堵粒子，利用钻井液压力与储层压力之间的正压差，使这些粒子快速地（10分钟以内）进入储层，堵塞储层孔隙喉道，在井壁周围5cm以内形成有效的、渗透率极低的屏蔽环，阻止钻井液中的固相和液相进一步侵入储层，从而消除或减少钻井液和固井时水泥浆对油气层的伤害。由于形成的低渗透屏蔽带很薄（一般小于5cm），很容易被射孔弹射穿，同时也可通过流体返排或其它解堵技术解决屏蔽堵塞问题，因而这种堵塞是暂时性的，不会对此后的流体产出带来不利影响。
3.2屏蔽暂堵技术要点
3.2.1暂堵粒子
按照粒子物理性质可分为刚性粒子、变形粒子和纤维状粒子，前者主要为超细的碳酸钙颗粒，变形粒子常用磺化沥青、氧化沥青、石蜡和树脂等材料；后者主要为石棉短纤维。
按照粒子的作用可分为架桥粒子和填充粒子。架桥粒子的粒径较大，其作用是堵住孔隙喉道，将大的喉道分割为直径更小的通道；填充粒子是架桥粒子的下一级粒子，其作用是堵住由大喉道分割而成的次级小喉道。变形粒子的作用较为复杂，它既可以堵塞填充粒子未堵住的更次一级的微小喉道，也可与其它粒子一起堵塞较大的孔隙喉道。而纤维状粒子的主要作用是堵塞孔径较大的裂缝。
3.2.2暂堵粒子粒径的选择原则
对于孔隙性储层，通常按最大连通孔喉直径的1/2～2/3选择架桥粒子（常用刚性粒子，即细目的CaCO3）的粒径，并使这种颗粒在钻井液中的含量大于3%。
通常选择粒径大约为最大连通孔喉直径的1/4的刚性粒子作为填充粒子，其加量应大于1.5%。
可变形颗粒一般选用粒径与填充粒子相当、软化点与油气层温度相适应的可变形颗粒，加量通常为1～2%。
若储层存在裂缝或宽度较大的微裂缝，则架桥材料中还应加入纤维状暂堵材料，用以封堵裂缝，纤维长度应根据裂缝宽度而定。
3.2.3屏蔽暂堵现场实施的工艺技术要求
(1)合理的井底正压差
根据理论分析和室内试验证明，在一定压差范围内,压差增大，屏蔽堵塞效果增强，鄂北屏蔽暂堵的施工，以3.5Mpa作为最小正压差。
(2)钻井过程中环空上返速度的制定和实施
研究表明：进入孔喉的粒子大小与剪切速率（即环空返速）成反比，所以要实现对储层的理想暂堵，就必须确定针对该储层的最大上返速度，经理论分析、室内和现场试验结果表明，要保证试验区的屏蔽暂堵效果，进入气层后，钻铤外环空返速应小于1.6m/s。
(3)暂堵剂粒子粒度与钻井液粒度的控制
钻井液粒度的控制是屏蔽式暂堵技术成败的关键，刚性暂堵剂颗粒尺寸分布必须与所选区块的储层孔喉分布匹配，其酸不溶物的含量必须低于5%；可变形油溶性暂堵剂的软化点应与储层温度匹配，油溶性暂堵剂必须在水基钻井液中完全分散，并达到油溶性的技术指标。
3.3屏蔽暂堵配方的确定
储层存在平均直径50μm以上的裂缝，考虑裂缝上限160μm，泥浆中应有直径为60~120μm的架桥粒子；储层的孔喉直径分布不均，最大连通孔吼是主要封堵对象，大牛地区块储层最大连通孔喉半径大多集中在0.5～5μm，极少数达到25～37μm，中值孔喉半径小于0.2μm。因此泥浆中颗粒粒径主要考虑是4～10μm左右的颗粒，兼顾10～25μm的颗粒。
储层温度在90℃左右，在泥浆中加入软化点75~100℃的可变形软化粒子，泥浆中粒度分布应较好地覆盖各类储层孔喉分布区间。通过对相关研究项目的总结和分析，进行适量的实验评价分析，优化出了大牛地储层屏蔽暂堵钻井完井液体系配方，其基本配方为：
a.下石盒子组：
原钻井液 ( D中=12～30(m) 5～6%复合暂堵剂FH 1～2% ( D中=4～15(m) 屏蔽暂堵剂PD-1 2～3%油溶性暂堵剂WZD-2 稀胶液 b.山西组：
原钻井液 ( D中=8～20(m) 4～5%复合暂堵剂FH 0～1% ( D中=4～8(m) 屏蔽暂堵剂PD-1 2～3%油溶性暂堵剂WZD-2 稀胶液
c.太原组：
原钻井液 ( D中=10～25(m) 4～5%复合暂堵剂FH 0～1% ( D中=4～10(m) 屏蔽暂堵剂PD-1 2～3%油溶性暂堵剂WZD-2 稀胶液
由于大牛地储层各区块、各储层物性差异较小，大牛地屏蔽暂堵钻井完井液体系的基本配方总体变化不大。具体应用中应根据储层孔喉特征及其原钻井液颗粒粒度分布情况确定各区块各储层屏蔽暂堵钻井完井液体系配方。
4 实施效果
4.1屏蔽暂堵技术对测试效果的影响
为便于评价屏蔽暂堵效果，对塔巴庙和杭锦旗的实施蔽暂堵的五口井7层次测试结果，与未采用屏蔽暂堵技术的井，进行压前地层测试对比如下：
(1)表皮系数
表皮系数是衡量储层是否受到污染以及污染程度的一项重要指标。从对比看出差异并不明显。塔巴庙区块各层段的平均表皮系数由26.27降为22.35；其中盒3下降幅度最大，由22.67下降为1.49。其余层段如山1、山2和太原组的表皮系数变化不大，甚至出现表皮系数增大现象。杭锦旗地区各层段的平均表皮系数由4.22降为1.49，下降较为明显。
原文网址：http://www.pipcn.com/research/200910/14022.htm
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