油基钻井完井液对页岩储层保护能力评价

在中国,页岩气储层长水平井段钻进中普遍采用油基钻井完井液,钻进过程中时常发生井壁垮塌和漏失,不得不频繁处理井下事故,导致页岩段钻井速度慢,浸泡时间长,引发严重的储层损害问题。为了探究油基钻井完井液对页岩储层的损害机理及防治策略,以四川盆地志留系龙马溪组和寒武系牛蹄塘组页岩为研究对象,开展了页岩储层敏感性评价、油基钻井完井液静态和动态损害评价系列实验。结果表明,油基钻井完井液滤液对裂缝岩样的损害率为63.5%～99.9%,体系动态损害率为49.0%～87.2%,综合损害程度为中等-强。结论认为：固相侵入、油相圈闭损害、碱敏损害、流-固耦合强化的应力敏感损害是主要的损害方式;及时高效封堵裂缝、降低滤失量、控制合理的pH值和正压差,并与井眼轨迹优化设计相结合既是强化页岩井壁稳定的技术对策,也是提高油基钻井完井液保护页岩气储层能力的重要途径。     

页岩气藏自然返排缓解水相圈闭损害实验研究

水平井分段压裂是页岩气藏开发的主要技术手段。然而,页岩纳米孔与微裂缝的毛管自吸作用往往导致压裂液返排困难,滞留压裂液对页岩气解吸—扩散—渗流过程潜在损害严重。为深化页岩气藏压裂液返排与及其水相圈闭损害动态变化的认识,利用川东龙马溪组页岩样品,在岩心柱尺度上实验模拟增产改造时压裂液自吸—返排过程,讨论了孔隙结构、裂缝发育情况、返排压差及时间影响自吸—返排效果的机理。结果表明:孔隙半径越小,毛管力越大,页岩自吸速率越大,水相返排效果越差;自吸诱发页岩产生裂缝,增大了气相渗流通道,促进了滞留水相返排;返排压差、返排时间与水相返排效果呈正相关关系,在返排压差0.2MPa和1.0MPa条件下先后各返排12h,水相最大返排率约为46%,最大渗透率恢复率约为67%。分析表明:页岩气藏潜在水相圈闭损害严重,滞留水相的返排有利于增强页岩气渗流能力。     

致密砂岩气藏损害特征及评价技术

致密砂岩气藏具有孔喉细小、 裂缝发育、 超低初始含水饱和度等特点, 在勘探开发过程中易受到损害, 其中水锁和应力敏感是最致命的损害方式。利用毛细管力自吸 －离心法、 Ｄ Ｐ Ｔ指数法和自研实验装置评价了致密砂岩气藏在过平衡和欠平衡条件下的水锁损害程度; 利用毛细管流动孔隙结构仪、 Ｃ Ｔ扫描等手段评价了致密砂岩气藏的应力敏感性。结果表明, 致密砂岩气藏有很强的水锁损害潜力, 即使在欠平衡条件下水相自吸对气藏仍然有一定程度的损害, 过低的欠压值不能达到有效保护储层的目的。随着有效应力的增加, 致密砂岩储层基块孔径明显减小, 裂缝渗透率大幅度降低; 在应力加载初期裂缝闭合程度较大, 后期减缓。在水基欠平衡钻井过程中,水锁和应力敏感的叠加效应使储层损害程度大幅度地增加。储层原始地层条件的真实模拟以及将室内评价实验结果与现场工程设计紧密结合是下步研究工作的重点。     

裂缝-孔隙型致密砂岩气藏水相圈闭损害模式

裂缝一孔隙型致密砂岩气藏具有低孔低渗、高毛管压力、裂缝发育、水湿性、高束缚水饱和度等地质特征.在钻井完井、增产改造及气藏开发过程中,滤液和边底水等侵入会导致气井近井地带舍水饱和度上升,气相渗透率下降,致使发生水相圈闭损害.针对裂缝-孔隙型致密砂岩气藏的地质特征,对裂缝-孔隙网络系统在钻井和开发过程中不同的水相圈闭损害模式进行了研究,探讨了基块和裂缝系统中工作液和边底水侵入导致水相圈闭损害的形成过程和损害机理,提出在钻井、完井、修井、增产改造及开采过程中.通过屏蔽暂堵及欠平衡等技术减少工作液侵入量、优化工作液、增大返排压差、减少界面张力、蒸发或加热降低含水饱和度以及排水采气、均衡开发等措施防治水相圈闭损害.     

裂缝性低渗砂岩气藏水基钻井液欠平衡钻井储层保护

采用水基钻井液欠平衡钻进裂缝性低渗砂岩气层时,裂缝面和基质孔隙内同时存在指向地层的毛细管力,欠平衡压差并不能完全抵消该力,因而为钻井液侵入提供了驱动力。评价水基钻井液欠平衡钻井是否对裂缝性低渗砂岩储层造成损害的相关研究较少,为此,设计了一套试验装置模拟水基钻井液欠平衡钻井条件,研究了裂缝性低渗砂岩气藏在水基钻井液欠平衡钻井过程中的损害情况及其机理。研究结果表明:水基钻井液欠平衡钻井过程中逆流自吸效应以及伴随的钻井液吸附是造成储层损害的主要原因,但损害程度低,侵入深度浅;如果欠压状态不稳定,钻井液会迅速侵入裂缝,影响其渗流能力,并且这种影响随裂缝宽度的增大而增强。     

富有机质页岩储层热激致裂增渗的有利条件

页岩气藏的经济开发成为了当前非常规天然气开发关注的焦点。页岩气藏开发方式以"水平井+水力压裂"为核心技术,水力压裂过程中存在"大量压裂液滞留储层,难以返排,形成水相圈闭损害,阻碍气体产出"的工程难题。此外,水力压裂能形成大规模复杂缝网,沟通了微米级裂缝,而基块纳米级孔隙中气体仍然难以进入裂缝。从室内实验和矿场试验两方面概述了储层高温热处理的研究进展,提出了与水力压裂技术协调的富有机质页岩储层热激致裂的方法,从页岩储层地质特征与工程实际分析了页岩储层适合热激增渗的有利条件。研究认为,热激条件下有机质生烃增压、丰富多样的矿物组分差异热膨胀、微米-纳米级孔隙压力仓作用是页岩热致裂的有利地质条件;基于页岩气井体积改造形成的裂缝网络,滞留压裂液不仅能提高页岩导热能力,且在热激条件下水热增压、热液溶蚀作用可为页岩致裂增渗提供重要的工程条件。充分利用页岩储层独特的地质优势和有利的工程条件,包括热液作用、矿物组分非均匀膨胀致裂和热促吸附气解吸的热激法对压裂后的页岩储层进行改造,能够有效缓解甚至解除水相圈闭等储层损害,促使水力裂缝或天然裂缝两侧基质岩石热致裂,改善裂缝网络,增强页岩储层基质-天然缝-人工缝多尺度传质能力,同时实现压裂液的回收再利用,这将是一种环境友好型的有效开发页岩气藏的新方法。     

关于液体欠平衡钻井的储层损害评价

对液体欠平衡钻井中的储层损害因素进行了分析，得出其主要损害方式为自吸损害、非连续欠平衡钻井产生的侵入损害、岩石表面釉化损害、水平井中大裂缝重力作用下的侵入损害等。建立了液体欠平衡钻井储层损害评价实验模拟的方法，并进行了液体欠平衡钻井和短时间过平衡钻井对储层的伤害实验。结果表明，持续负压状态完钻的井可获得较高的渗透率恢复率，短时间过平衡压差钻井可能会严重损害储层。     

泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术

泸州区块深层页岩气储层龙马溪组页岩埋藏深、温度高,钻井过程中面临井漏频发、难钻地层机械钻速低、旋转导向仪器高温下的故障率高和钻井周期长等技术难点。为此,在分析钻遇地层特征和钻井技术难点的基础上,进行了井身结构和井眼轨道优化、高效钻头优选、堵漏技术措施优化、油基钻井液地面降温技术和欠平衡钻井技术研究,形成了泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术。该技术在泸州区块34口页岩气水平井进行了应用,应用井平均完钻井深5 760 m,平均水平段长1 890 m,平均机械钻速由5.61 m/h提高至7.03 m/h,创造了造斜段+水平段一趟钻完钻、单趟钻进尺2 330 m等纪录。泸州区块深层页岩气水平井优快钻井技术支撑了该区块深层页岩气安全钻井和钻井提速提效,对其他地区深层页岩气水平井钻井提速具有一定的借鉴价值。      

海陆过渡相页岩孔隙结构表征及页岩气渗流规律模拟

鄂尔多斯盆地大宁-吉县区块海陆过渡相页岩储层非均质性强,碳质页岩和纯页岩的孔隙结构特征及页岩气渗流规律具有明显的差异,然而目前针对不同岩性孔隙结构下的页岩气渗流规律研究较为缺乏。文中以这2种岩性页岩为研究对象,基于CT扫描、扫描电镜物理实验技术,测定了二者的基质孔隙和层理缝特征参数,对比了二者的孔隙结构差异,构建了考虑吸附效应和滑脱效应的格子玻尔兹曼数值模拟方法,分析了二者孔隙结构对页岩气渗流规律的影响。研究结果表明：1）碳质页岩裂缝呈空间网状结构,纯页岩裂缝为平行层理方向裂缝。与纯页岩相比,碳质页岩孔隙尺度较大,但孔隙数量较少,孔隙度更低。2）页岩孔隙中存在明显的滑脱效应。滑脱效应提高了气相流动速度,页岩气从孔隙壁面解吸减缓了孔隙压力降低速率,延长了生产时间。建议在开发纯页岩层段时,适当降低生产压差,增强小孔隙中的滑脱效应;在开发碳质页岩层段时,适当增加生产压差,通过解吸作用提高页岩气产量。     

页岩气水平井分段压裂裂缝参数对产能影响数值模拟研究

页岩气是赋存于页岩裂隙、微细孔隙及层面内的非常规天然气。储气方式以游离气和吸附气为主,气体在页岩储层中的流动主要经历三个过程:(1)在压降作用下,裂缝系统中的页岩气流向生产井底同时吸附在基质表面的页岩气开始解析。(2)在浓度差的作用下,基质中的页岩气向裂缝系统扩散。(3)在势的作用下,裂缝系统(天然裂缝和压裂诱导裂缝)中的自由气以渗流的方式流向井底。     

低渗透气藏水锁损害定量评价模型

为了定量评价低渗透气藏潜在的水锁损害,基于相对渗透率和启动压力梯度模型,建立了低渗透气藏水锁损害定量评价模型,分析了水锁损害深度、启动压力梯度和应力敏感对水锁损害程度的影响。分析发现,该模型的预测结果与致密砂岩水锁损害实验结果吻合较好;水锁损害深度越大,潜在的水锁损害程度越严重;流体启动压力梯度越大,液相越难以返排,添加表面活性剂能够提高流体返排效率;高返排压差有利于液相返排,但应力敏感可能导致水锁损害程度增大,在启动压力梯度较低时影响尤其明显。研究结果表明,水锁损害是水相滞留引起的气相相对渗透率降低与应力敏感导致的绝对渗透率降低协同作用的结果,确定合理的返排压差能够减轻水锁对低渗透气藏的损害。      

下寺湾油田长7油层组页岩气储层敏感性实验

由于延长组长7油层组页岩气储层微裂缝页理发育,且基质型页岩与裂缝型页岩并存,所以在开发过程中储层易受到伤害。敏感性评价实验是研究储层伤害的重要手段之一,但这一实验目前主要针对基质型页岩进行研究。考虑到页岩储层往往需要进行压裂才能生产,且基质型页岩与裂缝型页岩的伤害机理有所不同,所以将裂缝型页岩的岩心流动实验和基质型页岩的压力脉冲衰减法实验相结合,来研究长7油层组页岩气储层的敏感性伤害机理。结果表明：该页岩储层具有强应力敏感、中等强度碱敏、中等偏弱水敏和中等偏弱速敏等特征。对比发现：在除应力敏感性评价实验外的其他各项实验中,裂缝型页岩的伤害程度均高于基质型页岩,主要是由于裂缝的存在使外来流体与地层的作用面积增大,从而造成更大的伤害;在应力敏感性评价实验中,基质型页岩应力敏感性强于微裂缝型页岩,但略低于裂缝型页岩。该研究成果可为页岩气的高效开发提供依据。     

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水锁损害广泛存在于低渗透致密砂岩油气藏，是低渗透致密砂岩油气藏的主要损害类型之一，这严重地影响着油气藏的勘探开发效果。文章在改进现有水锁损害室内评价方法的基础上，以川西致密砂岩气藏为研究对象，采用模拟地层水对致密砂岩气藏由于自吸作用造成的水锁损害，以及作用压力对水锁损害的影响进行了实验研究。结果表明，与水敏损害不同，即使是采用与地层配伍的模拟地层水与岩心接触，水锁损害仍然存在，且水锁损害程度可以超过80%。对于低渗透气藏，即使不存在压差，或采用负压作业，只要作业流体中包含有水相，那么在自吸作用下，水溶液都将进入地层，造成水锁损害，且损害程度随接触时间及作用压力增加而增加。因此，对低渗透致密砂岩油气藏应尽可能采用负压作业，尽可能减少与水相作业流体接触的机会。     

低渗透致密砂岩气藏保护技术研究与应用

分析了低渗致密气藏的损害机理与保护措施,认为低渗透致密砂岩气藏在钻井过程中的损害因素主要是水敏损害和水锁损害,其次为固相颗粒堵塞损害。为此,针对试验区块提出了“合理的屏蔽暂堵-强抑制-防水锁” 保护气层技术思路,进行了水锁损害机理与预防方法研究;以自行研制的气层专用保护剂为主剂,研制出了保护气层的钻井完井液配方,并进行了现场试验。实验表明,岩样被水侵之后,渗透率明显降低。因此,对于低渗透岩样,在钻井过程中,尽量避免滤液侵入储层;研制的保护气层钻井完井液配方抑制性强（页岩回收率为97.8%）,岩样气体渗透率恢复率高（大于80%）,能有效减小钻井液对气层的水敏和水锁损害。现场试验表明,该钻井完井液体系抑制能力强,气层保护效果较好。     

考虑接触面积与压差的致密砂岩气藏水相自吸行为

钻完井过程中,水相通过毛管自吸和正压差进入储层,会引起致密砂岩气藏水相圈闭损害,导致储层测井解释错判为水层,阻碍致密砂岩气藏的及时发现和准确评价。为了揭示致密砂岩气藏水相自吸行为,选取典型致密砂岩气藏柱塞岩样,分别模拟了钻开储层时水相接触岩石的岩样端面自吸、裂缝水淹后的岩样浸泡自吸和正压差下的毛管强制渗吸实验,分析了接触面积与压差对致密砂岩水相毛管自吸的影响。结果表明:自吸速率受到渗吸面积与裂缝发育程度的影响,裂缝越发育,接触面积越大,渗吸速率越快,渗吸越易达到平稳阶段;正压差促进岩石毛管渗吸作用,但受岩石物性影响明显,当岩石物性低到一定程度时,渗吸作用主要受到毛管力的控制;裂缝的存在既增加渗吸接触面积,又进一步强化正压差作用,使渗吸能力显著增加。结合实验研究认为,在钻完井过程中,预防致密砂岩气藏水相侵入应以封堵裂缝、控制压差来减少水岩接触面积和水相侵入量为主。      

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鄂尔多斯北部塔巴庙地区的气藏是典型的低压低渗裂缝性砂岩气藏。该区储层具有孔隙度低、渗透率低或致密、储层压力低、毛细管压力高、有效应力高以及储层不均质性强、裂缝和微裂缝发育等特征，简称“三低两高一强”。储层损害机理以储层液锁损害、应力敏感损害以及水敏、盐敏损害等为主。文章在分析储层特征及其损害机理的基础上，研究出了适合塔巴庙地区储层特征的屏蔽暂堵钻井完井液技术。该技术在鄂尔多斯北部塔巴庙、杭锦旗等地区10多口探井、评价井及开发井中进行了现场试验，在储层保护和提高天然气单井产量等方面取得了显著效果。     

深层脆性页岩井钻井液漏失机理及主控因素

四川长宁区块页岩气资源丰富,但在水平井钻井中钻井液漏失问题突出,制约了长宁区块页岩气资源勘探开发进程。基于单井测井数据与地震解释数据,建立了长宁区块页岩气地层裂缝、地应力及地层压力展布模型,研究了三者与钻井液漏失情况的响应关系。结果表明：长宁区块构造背斜高部位裂缝密度大,地层埋藏浅地应力小,闭合裂缝的开启临界压力与裂缝延伸临界压力都较小,地层孔隙压力低,钻井液漏失情况严重;构造向斜低部位裂缝密度相对于构造高部位小,地层埋藏较深地应力大,闭合裂缝的开启临界压力与裂缝延伸临界压力都较大,地层孔隙压力高,钻井液漏失情况不突出。长宁区块断层裂缝发育,钻井液漏失主要为压差性漏失和闭合裂缝扩展性漏失。研究结果揭示了长宁区块深层页岩钻井液漏失机理,明确了其主要影响因素,可为长宁区块页岩储层防漏及效益化开发提供科学依据。     

渗吸效应对页岩气赋存状态的影响规律

目前对于渗吸效应改变页岩气赋存状态的定量化认识尚未形成,对页岩储层中压裂液大量滞留所引起的气水动态置换规律也不明确。为此,开展了气水置换实验以模拟水力压裂后近井区域页岩含水状态的变化情况,借助于含氢流体低场核磁共振谱分析技术(1H-NMR)动态监测页岩储层中甲烷的赋存状态,并计算不同赋存状态下的甲烷气量,进而研究了渗吸效应对页岩气赋存状态的影响规律。研究结果表明:①页岩饱和甲烷的过程分为吸附主导阶段和孔隙填充阶段,吸附作用和压力梯度作用在页岩饱和甲烷的过程中同时发挥作用;②页岩饱和甲烷过程前期阶段优先饱和吸附气,游离态甲烷作为外部甲烷转换为吸附态甲烷的中间状态在页岩孔隙中赋存,吸附气达到饱和状态后,甲烷在压力梯度作用下填充页岩孔隙直至孔隙内外压力平衡;③渗吸效应使页岩发生气水置换作用,吸附态甲烷部分解吸为游离态甲烷,吸附气占比降低,渗吸时间达到80 h时吸附气占比由63.58%降低至45.87%,而游离气量增加使页岩孔隙压力升高,同时水分占据部分孔隙体积,压缩游离气赋存空间,部分游离气被排出页岩孔隙,储层含气性降低,页岩样品含气量由渗吸开始前的7.91 mL/g下降至7.34 mL/g;④水力压裂过程中,压裂液的大量滞留使页岩储层近井区域处于富含水状态,渗吸效应引发的气水置换作用和排替作用使得页岩孔隙及井筒等外部空间中甲烷游离气量升高,孔隙压力升高使得地层压力上升,在一定程度上有利于页岩气的开采。