强封堵油基钻井液钻遇储层解堵技术

第３０卷第２期　２０１３年３月　钻井液与完井液　Ｖｂ１．３０　ＮＯ．２　Ｍａｒ．２０１３　ＤＲＩＬＬＩＮＧ　ＦＬＵＩＤ＆Ｃ０ＭＰＬＥＴＩＯＮ　ＦＬＵＩＤ　【理论研究与应用技术】　强封堵油基钻井液钻遇储层解堵技术　Ｉ、继勇，　谢克姜，　胡文军，　程玉生，　陈胜文　（中海油田服务股份有限公司油田化学事业部，广东湛江）　Ｊ、继勇等．强封堵油基钻井液钻遇储层解堵技术［Ｊ］．钻井液与完井液，２０１３，３０（２）：３７．３９．　摘要南海北部湾盆地涠西南凹陷的ＷＺ油田群，由于存在稳定性极差的Ｗ２段灰色泥岩，采用强封堵油基　钻井液钻进解决了井壁稳定问题，但是对储层保护也提出了新的挑战。通过对该钻井液可能造成的储层伤害原因　分析，研究出了针对性强的解堵液和解堵工艺。室内评价结果表明，强封堵油基钻井液解堵液与地层流体和完井　液配伍性好，泥饼清除率达９０％，解堵液对油基钻井液污染后的岩心有较好的解除效果，渗透率恢复值在９０％以上。　ＷＺ１１－１Ｎ—Ａ１２Ｓａ的现场应用情况表明，油井产量从作业前的７０ｍ　／ｄ增加到作业后的２６０ｍ　／ｄ，效果显著。　关键词　强封堵油基钻井液；解堵；增产措施；防止地层损害　中图分类号：ＴＥ２８２　文献标识码：Ａ　文章编号　南海北部湾盆地涠西南凹陷的ＷＺ油田群存在　稳定性极差的Ｗ２段灰色泥岩，经过多年的研究和　实践，采用强封堵油基钻井液钻进使得井壁稳定问　题得到了很好的解决　］。位于ＷＺ油田群的ＷＺ１１．　率为２　０５０×１０～　ｍ　和４　３２３×１０　ｇｍ　，储层物性　较好，属于高孔、高渗储层；储层岩性为浅灰色细　砂岩、含砾中砂岩与杂色泥岩不等厚互层，黏土矿　物以伊蒙混层为主，其次为高岭石、伊利石，基本　１Ｎ．Ａ１２井钻遇地层自上往下依次为ＤＬ组、Ｊｗ　组、ＸＹ组、Ｗ２段、Ｗ３段和Ｌ１段，其中Ｗ２段　地层稳定性极差，在Ｗ３段和Ｌ１段有２套含油层　系，采用四段式井身结构。但在实钻期间发现预期　的油层不够理想，决定在　２４４．４　ｍｍ套管内开窗　不含蒙脱石；敏感性评价结果表明，储层以水敏、　盐敏、酸敏为主；储层温压系统正常，压力系数为　１．０，井底温度为８９℃；油品分析数据显示，该井　原油品质较好，胶质含量中等、含蜡量高。　２）伤害原因分析。根据ＷＺ１　１．１Ｎ—Ａ１２Ｓａ物性，　计算理论采液指数为１　０００　ｍ　／（ｄ・ＭＰａ），而生产　测试采液指数仅为１９．７１　ｍ　／（ｄ・ＭＰａ），相差较大；　油藏配产为２００　ｍ　／ｄ，而实际产液量仅为１１７　ｍ　／ｄ；　测试的表皮系数为５８．７，表明储层近井地带污染严　侧钻ＷＺ１　１．１Ｎ．Ａ１２Ｓａ井，使用强封堵油基钻井液，　作业过程非常顺利，同时新发现了Ｗ３Ⅱ、Ｗ３Ⅲ　及Ｗ３　Ｖ油层。该井正式投产后产能离配产要求　差距很大，生产测井结果表明，物性较好的Ｗ３Ⅱ　和Ｗ３Ⅲ油组对产能的贡献弱。通过对强封堵油基　钻井液可能造成的储层伤害原因分析，研究出了针　对性强的解堵液和解堵工艺。从现场应用情况看，　重。该井目的层段采用强封堵油基钻井液钻进，为　合理实施对Ｗ２段灰色泥岩的封堵，确保工程安全，　各沥青类防塌封堵添加剂累计加量达１００　ｋｇ／ｍ　。　综合分析认为造成ＷＺ１　１—１Ｎ—Ａ１２Ｓａ井储层伤害　的主要因素如下　。］：①油基钻井液井筒残余物堵塞。　目的层段固井结束后套管内壁仍可能黏附有部分油　基钻井液，当用水基完井液进行完井时，黏附的油　基钻井液不易被彻底清除，完井期间被刮落随压井　液进入射孔段从而堵塞地层；②有机垢堵塞。油基　ＷＺ１　ｌ一１Ｎ—Ａ１２Ｓａ井产量从作业前的７０　ｍ　／ｄ增加到　作业后的２６０　ｍ　／ｄ，效果显著［２－４］ｏ　１　储层伤害原因分析及解堵机理　１）储层特性。ＷＺ１ｌ一１Ｎ—Ａ１２Ｓａ井Ｗ３Ⅱ、Ｗ３Ⅲ　油组储层孔隙度分别为２２．６％和２９．３％，测井渗透　第一作者简介：Ｊ、继勇，工程师，２００４年毕业于西南石油大学应用化学专业获硕士学位，现在从事钻完井液技术研究　与应用工作。地址：广东省湛江市坡头区２３号信箱；邮政编码５２４０５７；电话（０７５９）３９１１６７３；Ｅ　ｍａｉｌ：ｐｕｊｙ＠ｃｏｓ１．ｃｏｒｎ．ｃｎ。