长庆气区储气库超低压储层水平井钻井液完井液技术_技术研究

摘要

鄂尔多斯盆地长庆气区储气库选择在榆林气田的山西组山23储层实施，由于该气层经过长期开采和储层压裂改造，导致水平段目的层压力极低(压力系数0.4～0.6)，成为诱发水平井段发生钻井液压差漏失的地质因素；

摘要 鄂尔多斯盆地长庆气区储气库选择在榆林气田的山西组山₂³储层实施，由于该气层经过长期开采和储层压裂改造，导致水平段目的层压力极低(压力系数0.4～0.6)，成为诱发水平井段发生钻井液压差漏失的地质因素；且采用筛管完井方式又要求钻井液完井液必须具有非常好的暂堵效果。针对上述技术难题，以室内预防井漏、储层保护研究为技术支撑，研制出了具有抑制性强、润滑性高、总固相少等特点的无土相复合盐低伤害暂堵钻井液完井液体系。现场应用两口井，其中Y37-2H完钻井深5 044 m，水平段长1 819 m，创长庆气田水平段ø215.9 mm井眼的施工记录，ø139.7 mm筛管一次性下到预定位置，并获得无阻流量100×10⁴ m³／d的高产气流。应用效果表明：该体系较好地保护了山₂³储层，钻完井施工作业安全顺利。

关键词 鄂尔多斯盆地长庆气区储气库超低压钻井液复合盐暂堵低伤害

鄂尔多斯盆地长庆气区储气库建设选用的榆林气田下二叠统山西组山₂³储层埋深在2800 m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1 500～2000 m，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70 m纯泥岩，井眼ø152.4mm，水平段长1062 m；Y37-2H井水平段共钻遇5段泥岩，泥岩段累计长度l34 m，井眼ø215.9 mm，水平段长l819 m，创该尺寸井眼长庆施工记录。

1 室内评价实验

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-WZJ+5％～20％有机盐抑制剂G313-YZJ+0.2％～0.5％pH值调节剂+适量防腐剂，基本配方性能见表l。

1．2体系抑制性防塌评价实验

考虑体系总固相含量控制的要求和强抑制性的需要，重点研究了可溶性有机盐、无机盐在提高液相密度和钻井液抑制性的作用，体系防塌实验结果见表2。有机盐溶液自身具有较高的密度，仅其水溶液密度就可超过1.25 9／cm³，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2000 m，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-l也可将润滑系数降低95.35％，固体润滑剂GR-1可将润滑系数降低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8.865 mD；压汞实验表明储层喉道粗大，部分可达20.5 µm，平均为2.03～6.24µm。

由图l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“½～²/₃”的架桥规则和d90规则，可以选作封堵漏失喉道^[7-8]，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2920 m，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øl52.4 mm井眼，现场施工中，由于地层变化，进入太原组石灰岩134 m后完钻，完钻井深4426.1 m，水平段长1062.1m，纯砂岩段长466 m，泥岩、砂质泥岩段长462 m，ø114.3 mm筛管一次性下到预定位置，试气无阻流量20×10⁴ m³／d。Y37-2H井水平段为ø215.9mm井眼，完钻井深5044m，其水平段长l819 m，创长庆气田水平段ø215.9 mm井眼的施工记录，并获得无阻流量100×10⁴ m³／d的高产气流，ø139.7 mm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1.18 g／cm³，Y37-2H井达到1.35 g／cm³，但均未发生漏失。

2．2润滑防卡效果显著

从表4中数据可以看出，现场固体和液体润滑剂复配使用后，润滑效果显著提高，钻井过程中，摩阻和扭矩得到有效控制，摩阻系数均在0.06以内，电测及下筛管均顺利。

2．3钻井液抑制性强，井眼稳定，净化效果好

两口井都先后钻遇了泥岩及碳质泥岩等复杂地层时，其中Y37-1H井钻遇泥岩、砂质泥岩达长462 m，Y37-2H井钻遇泥岩、砂质泥岩五段，累计长度134 m。为了稳定泥岩段井眼，提高井壁稳定性，现场通过采用复合盐提高密度的同时，也提高了抑制性，其中Y37-2H井将密度由1.09 g／cm³提高到1.35 g／cm³；Y37-1H井将密度由1.09 g／cm³提高到1.17 g／cm³，严格控制滤失量，API失水小于等于3 mL。，提高封堵性；保持环空返速均大于l.0 m／s。采取这些措施后，井下安全平稳，起下钻畅通，电测及下筛管等作业均顺利。