呼图壁低压水敏储层保护钻井液技术

doi:10.3969/j.issn.1006-396X.2022.01.012

摘要/Abstract

摘要：

枯竭气藏型地下储气库地层压力系数低，钻完井中储层保护难度大。针对呼图壁储气库水平井大压差钻完井中井筒工作液深度侵入储层造成严重储层损害的难题，通过储层岩石的矿物组分分析和膨胀性、润湿性、自吸钻井液滤液的渗透率损害率测定，分析了呼图壁储气库储层损害的主要方式，即强水敏地层的黏土水化膨胀和致密储层的液锁损害；提出了强化抑制能力、弱化岩石表面液体润湿性、提高暂堵能力的技术对策，优选胺基抑制剂、ABSN等处理剂优化现场钻井液体系，同时基于“最优充填”桥堵理论优化暂堵颗粒粒级分布。室内评价和现场应用表明，优化后的钻井液能够有效抑制黏土膨胀，适用于射孔完井和筛管完井的渗透率恢复率大于90%，对枯竭气藏钻完井提高储层保护效果具有一定借鉴意义。

关键词: 储气库, 储层保护, 抑制性, 防水锁, 暂堵粒径

Abstract:

Formation damage control of Hutubi underground gas storage (UGS) presents a serious challenge due to low formation pressure coefficient and reservoir deep invasion of wellbore working fluid under large pressure difference during drilling and completion. Mineral composition analysis, expansion capacity, wettability and permeability reduction after spontaneous imbibition measurement of reservoir rocks were conducted to reveal formation damage mechanism of Hutubi UGS. That is the clay minerals hydrated swell and dispersion of water?sensitive formation and water?blocking effect of tight sand reservoir. Drilling fluid technical countermeasure of improving inhibition, weakening liquid wettability and enhancing temporary plugging was put forward. Amine inhibitor and surfactant ABSN were selected to optimize the current used drilling fluid. Temporary plugging particle size fraction distribution was determined based on the “optimal filling” bridging plugging theory. Laboratory and field evaluation show that the optimized drilling fluid is suitable for perforation and screen pipe completion with a permeability recovery more than 90% and effective inhibition of clay swell. The results provide reference for improving formation damage control effect of depleted gas reservoir drilling and completion.

Key words: Underground gas storage, Formation damage control, Inhibition, Water blocking proof, Temporary plugging

中图分类号:

TE258

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图/表 12

表1 呼图壁紫泥泉子储层全岩矿物和黏土矿物组成 (%)

Table 1 Whole rock mineral composition and clay mineral composition of Hutubi UGS reservoir

样号/层位	w（全岩矿物）								w（黏土矿物）
样号/层位	石英	钾长石	斜长石	菱铁矿	白云石	方解石	针铁矿	黏土矿物	伊蒙混层	伊利石	高岭石	绿泥石
1^#E1⁃2z2¹	28.8	8.4	27.5	0.4	0.7	4.4	0.6	29.1	86.0	9.0	3.0	2.0
2^#E1⁃2z2²	29.8	8.2	28.4	0.3	0.6	3.6	0.5	28.6	84.0	10.0	3.0	3.0

图1 储层岩样在不同液体介质中的膨胀率

Fig.1 Expansion rate of reservoir rock samples in different liquid media

图2 HUK18井储层不同深度岩心的速敏和水敏实验结果

Fig.2 Velocity?sensitivity and water?sensitivity test results of HUK18 well at different depths

表2 岩心逆向自吸不同钻井液实验结果

Table 2 Reversal imbibition test result of cores in different drilling fluids

样本	L/cm	D/cm	K_a/(10^-3μm²)	φ/%	自吸饱和度/%
1^#	6.08	2.52	5.638	2.67	84.27
2^#	5.74	2.50	6.724	3.04	78.36

图3 自吸后岩心气测渗透率恢复率

Fig.3 Gas permeability recovery curves of cores after imbibition in different fluids

图4 接触角测定中岩心表面液滴形态（a）蒸馏水（b）正十六烷

Fig.4 Shapes of liquid drops on cores during contact angle measurement

表3 岩心表面接触角和表面能测定结果

Table 3 Gas permeability recovery curves of cores after imbibition in different fluids

接触角/（°）		表面能/（mJ $⋅$ m^-2）
蒸馏水	正十六烷	色散力	极性力
17.5	12.0	27.60	42.57

表3 岩心表面接触角和表面能测定结果

Table 3 Gas permeability recovery curves of cores after imbibition in different fluids

接触角/（°）		表面能/（mJ $⋅$ m^-2）
蒸馏水	正十六烷	色散力	极性力
17.5	12.0	27.60	42.57

表4 不同表面活性剂处理后岩心的油水接触角和表面能

Table 4 Oil / water contact angle and surface energy of cores treated by different surfactants

测试介质	接触角/（°）		表面能/（mJ $⋅$ m^-2）
测试介质	蒸馏水	正十六烷	色散力	极性力
未处理岩心	17.50	12.00	27.60	42.57
ABSN	100.72	70.38	12.31	3.44
SPAN⁃80	81.23	54.53	17.23	9.99
OP⁃10	75.38	44.53	20.24	11.85

表4 不同表面活性剂处理后岩心的油水接触角和表面能

Table 4 Oil / water contact angle and surface energy of cores treated by different surfactants

测试介质	接触角/（°）		表面能/（mJ $⋅$ m^-2）
测试介质	蒸馏水	正十六烷	色散力	极性力
未处理岩心	17.50	12.00	27.60	42.57
ABSN	100.72	70.38	12.31	3.44
SPAN⁃80	81.23	54.53	17.23	9.99
OP⁃10	75.38	44.53	20.24	11.85

表5 泥页岩在不同抑制剂中的滚动回收率(120 ℃，16 h)

Table 5 Rolling recovery of mud shale in different inhibitor solutions (120 ℃，16 h)

样品（粒度6~10目）	滚动回收率（40目)/%
清水+泥页岩	43.05
1%胺基抑制剂SIAT溶液+泥页岩	84.04
1%小阳离子溶液+泥页岩	49.08
5%KCl溶液+泥页岩	54.04
1%有机硅溶液+泥页岩	77.62

图5 暂堵剂粒径分布

Fig.5 Particle size design of temporary plugging agent

表6 优化后的胺基钻井液性能

Table 6 Basic properties of optimized amine?based drilling fluid

表观黏度/

（mPa $⋅$ s）

塑性黏度/

（mPa $⋅$ s）

动切力/

动塑比

初切力/

终切力/

滤失量

/mL

高温高压滤失量/mL

ρ/

(g $⋅$ cm^-3)

表6 优化后的胺基钻井液性能

Table 6 Basic properties of optimized amine?based drilling fluid

表观黏度/

（mPa $⋅$ s）

塑性黏度/

（mPa $⋅$ s）

动切力/

动塑比

初切力/

终切力/

滤失量

/mL

高温高压滤失量/mL

ρ/

(g $⋅$ cm^-3)

30.5

17.374

0.327

1.0

2.5

7.2

9.0

1.25

表7 优化后胺基钻井液体系油层保护性能

Table 7 Formation damage control of optimized amine?based drilling fluid

岩心编号	测试条件	K/（10^-3μm²）		渗透率恢复率/%
岩心编号	测试条件	污染前	污染后	渗透率恢复率/%
HUK3	未切片未返排	16.78	14.31	85.27
HUK18	未切片未返排	26.14	22.60	86.45
HUK3	切端面0.5 cm	16.78	15.32	91.31
HUK18	切端面0.5 cm	26.14	24.06	92.06
HUK3	返排2 h	18.35	16.46	89.70
HUK18	返排2 h	25.15	22.95	91.25

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