常规钻井液钻井技术勘探开发低效原因剖析

  1.过平衡钻井液钻井.

 

  过平衡钻井液钻井井筒液柱压力高于地层孔隙流体压力。在正压差的驱动下,钻井液中的固相和液相均会向地层孔隙和裂缝中侵入,引起损害。但不同性质的钻井液引起的储层损害特征不同。

 

  (1)常规水基钻井液。常规水基钻井液固相对致密砂岩基块的侵入堵塞深度较浅,但可对裂缝和裂缝网络形成严重堵塞引起近井裂缝网络失去产能,并很难被解除。更重要的是,在钻井正压差和毛细管力的驱动下,可在基块和沿裂缝表面区域形成液相侵入带,产生敏感性损害和严重的水锁损害。

 

  相比于固相堵塞,液相侵入更深,侵入速度更快,损害更严重,解除更困难。另外,钻井液中的高分子聚合物还可在孔道壁形成附着层。

 

  (2)无固相清洁盐水钻井液。采用无固相清洁盐水的目的是为了避免固相侵入损害和防止黏土膨胀引起的敏感性损害。实际上,钻井地层微粒的混入使得清洁盐水并不/清洁0。在固相堵塞和敏感性损害减轻的情况下,液相可在裂缝面和基块孔隙形成的水锁损害不可避免,甚至更严重。

 

  (3)油基钻井液。油基钻井液避免了黏土矿物的水化膨胀和自吸毛细管力对液相的驱动作用。但是在正压差的作用下,油基钻井液的固、液相侵入仍不可避免,产生固相堵塞、润湿性反转、乳化堵塞和有机垢堵塞等损害类型。

 

  (4)屏蔽暂堵钻井液。在常规油气层的过平衡钻井中,经过良好设计的屏蔽暂堵钻井液可有效地减小固相侵入深度和液相滤失量。致密砂岩孔隙结构的非均质性强,孔径分布频带宽,很难利用粒子架桥理论设计出合理的粒子级配实现有效封堵。尤其对裂缝进行屏蔽暂堵非常困难。室内实验表明,对宽度大于100Lm的微缝,现有的屏蔽暂堵技术难以将其封堵,在正压差作用下钻井液会快速侵入裂缝;对较小的微缝,封堵所需时间长(一般在10 min以上),在建立封堵过程中,固液相沿微缝长驱直入,侵入很深,并沿裂缝表面形成水锁损害带,使裂缝成为无供气能力的死缝,很难被解除。

 

  2.欠平衡钻井液钻井.

 

  由于正压差是过平衡钻井液钻井储层损害的最重要诱因,对该类气藏开发低效是该种钻井方式的必然结果。欠平衡钻井液钻井克服了正压差的作用,钻进过程地层流体可有控制地流入井筒,克服了固相侵入损害和正压差在液相侵入中的驱动作用。

 

  如采用油基钻井液的欠平衡钻井,可较为有效地保护致密砂岩气藏。如采用水基钻井液,仍可存在一定程度的逆流自吸效应,引起钻进过程气相渗透率的降低。对于渗透率相对较高的孔隙性砂岩气藏和裂缝性密砂岩气藏,科学设计的水基欠平衡钻井可实现一定程度的产能保护;但对于裂缝欠发育的情况,逆流自吸效应可引起严重的水锁损害,难以实现有效的产能保护。

 

  而非连续欠平衡条件造成的储层损害则是导致常规欠平衡钻井技术在该类气藏开发低效的根本原因。在欠平衡钻进过程中,由于接单根、更换钻头起下钻、局部衰竭效应、摩擦流动效应、静液柱效应、不同压力层系共存、气藏压力预测不准等因素,会导致间歇的过平衡压力波动。另外欠平衡钻井过程中的各种中途测试,以及在后欠平衡钻井过程中采用的各种过平衡作业,如压井、固井等作业也可造成非连续欠平衡条件。由于井壁缺少滤饼的保护,后期间歇或连续的过平衡条件会导致钻井液的严重漏失,造成严重的固液相侵入损害。这种损害甚至超过了常规的、设计良好的过平衡钻井液体系所造成的损害。