鄂尔多斯下古碳酸盐岩气井绒囊修井液稳气控水技术

刘锋 张晓飞 胡维首 王思凡 任晓宇 蔡楠

刘锋,张晓飞,胡维首,王思凡,任晓宇,蔡楠. 鄂尔多斯下古碳酸盐岩气井绒囊修井液稳气控水技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(3):1-5
引用本文: 刘锋,张晓飞,胡维首,王思凡,任晓宇,蔡楠. 鄂尔多斯下古碳酸盐岩气井绒囊修井液稳气控水技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(3):1-5
LIU Feng, ZHANG Xiaofei, HU Weishou, WANG Sifan, REN Xiaoyu, CAI Nan. Fuzzy-ball workover fluid based gas stabilization and water control technology for the gas wells in the Lower Paleozoic carbonate reservoirs of the Ordos Basin[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 1-5
Citation: LIU Feng, ZHANG Xiaofei, HU Weishou, WANG Sifan, REN Xiaoyu, CAI Nan. Fuzzy-ball workover fluid based gas stabilization and water control technology for the gas wells in the Lower Paleozoic carbonate reservoirs of the Ordos Basin[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 1-5

鄂尔多斯下古碳酸盐岩气井绒囊修井液稳气控水技术

基金项目: 国家科技重大专项“多气合采钻完井技术和储层保护”(编号:2016ZX05066002-001)
详细信息
    作者简介:

    刘锋(1987-),2013年毕业于中国石油大学(华东)石油与天然气工程专业,现主要从事天然气井井下作业研究,工程师。通讯地址:(710016)陕西省西安市经开区凤城四路北侧苏里格大厦。电话:029-86506672。E-mail:liufeng01_cq@petrochina.com.cn

    通讯作者:

    张晓飞(1985-),2008年毕业于中国石油大学(北京)地质工程专业,现主要从事天然气开发技术研究,工程师。通讯地址:(719000)陕西省榆林市高新技术产业园区沙河路北侧。电话:029-86976233。E-mail:zxfei_cq@petrochina.com.cn

  • 中图分类号: TE358+.3

Fuzzy-ball workover fluid based gas stabilization and water control technology for the gas wells in the Lower Paleozoic carbonate reservoirs of the Ordos Basin

  • 摘要: 鄂尔多斯盆地下古碳酸盐岩气井投产后地层压力系数降低,修井时地层气体上窜与井筒流体漏失多发,需封堵地层实现安全作业;部分地层产水损害产气能力,同时具有控水需求。利用封堵性绒囊修井液携带可增大气、水流动阻力差的表面活性剂进入低压气层,将传统伤害控制转换为地层稳气控水。实验压制直径38 mm、长30~100 cm的填砂管模拟下古碳酸盐岩地层,测定注入绒囊修井液至出口返出时驱压4.59~16.18 MPa,重复注入清水驱压增幅7.04~18.22 MPa,与绒囊修井液充填半径成正比。4种长度填砂管中注入破胶剂加速返排后,相同驱压注入氮气180 min后渗透率恢复率较地层水高2.02%~6.07%,且恢复率差值与充填半径成正比。现场4口气井地层中绒囊修井液充填半径2.12 m升至8.97 m,地层承压强度从17 MPa升至21 MPa,作业前后90 d内日产水降幅与日产气降幅的差值由18.68%升至62.90%。结果表明,下古碳酸盐岩气层中绒囊修井液暂堵强度与控水效果均与流体充填半径成正比,可实现修井暂堵与稳气控水再利用。
  • 图  1  绒囊修井液封堵及控水性能评价流程图

    Figure  1.  Flow chart of evaluating the plugging and water control performance of fuzzy-ball fluid

    图  2  绒囊修井液封堵强度与提高地层承压强度分布

    Figure  2.  Distribution of plugging strength and increased formation bearing strength of fuzzy-ball fluid

    图  3  气井日产气量与日产水量降幅的差值随充填半径变化

    Figure  3.  Relationship of difference between daily water production decrease ratio and daily gas production decrease ratio of gas well vs. filling radius

    表  1  填砂管中绒囊修井液封堵后气、水渗透率恢复速度

    Table  1.   Recovery rate of gas and water permeability after the plugging of fuzzy-ball workover fluid in the sand packed tube

    填砂管
    编号
    长度/
    cm
    流体
    相态
    初始渗透率/
    10−3μm2
    不同时间渗透率/10−3μm2
    0 min30 min60 min120 min180 min
    1#3059.270.001.092.043.583.81
    2#30483.100.1611.2921.3637.8640.84
    3#5051.940.000.841.522.192.37
    4#50397.780.128.5117.3431.2133.07
    5#8036.270.000.550.981.541.57
    6#80329.470.096.2010.7525.2026.65
    7#10023.950.000.320.470.650.84
    8#100217.880.063.976.8911.4517.36
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出版历程
  • 修回日期:  2021-03-21
  • 网络出版日期:  2021-08-11

鄂尔多斯下古碳酸盐岩气井绒囊修井液稳气控水技术

    基金项目:  国家科技重大专项“多气合采钻完井技术和储层保护”(编号:2016ZX05066002-001)
    作者简介:

    刘锋(1987-),2013年毕业于中国石油大学(华东)石油与天然气工程专业,现主要从事天然气井井下作业研究,工程师。通讯地址:(710016)陕西省西安市经开区凤城四路北侧苏里格大厦。电话:029-86506672。E-mail:liufeng01_cq@petrochina.com.cn

    通讯作者: 张晓飞(1985-),2008年毕业于中国石油大学(北京)地质工程专业,现主要从事天然气开发技术研究,工程师。通讯地址:(719000)陕西省榆林市高新技术产业园区沙河路北侧。电话:029-86976233。E-mail:zxfei_cq@petrochina.com.cn
  • 中图分类号: TE358+.3

摘要: 鄂尔多斯盆地下古碳酸盐岩气井投产后地层压力系数降低,修井时地层气体上窜与井筒流体漏失多发,需封堵地层实现安全作业;部分地层产水损害产气能力,同时具有控水需求。利用封堵性绒囊修井液携带可增大气、水流动阻力差的表面活性剂进入低压气层,将传统伤害控制转换为地层稳气控水。实验压制直径38 mm、长30~100 cm的填砂管模拟下古碳酸盐岩地层,测定注入绒囊修井液至出口返出时驱压4.59~16.18 MPa,重复注入清水驱压增幅7.04~18.22 MPa,与绒囊修井液充填半径成正比。4种长度填砂管中注入破胶剂加速返排后,相同驱压注入氮气180 min后渗透率恢复率较地层水高2.02%~6.07%,且恢复率差值与充填半径成正比。现场4口气井地层中绒囊修井液充填半径2.12 m升至8.97 m,地层承压强度从17 MPa升至21 MPa,作业前后90 d内日产水降幅与日产气降幅的差值由18.68%升至62.90%。结果表明,下古碳酸盐岩气层中绒囊修井液暂堵强度与控水效果均与流体充填半径成正比,可实现修井暂堵与稳气控水再利用。

English Abstract

刘锋,张晓飞,胡维首,王思凡,任晓宇,蔡楠. 鄂尔多斯下古碳酸盐岩气井绒囊修井液稳气控水技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(3):1-5
引用本文: 刘锋,张晓飞,胡维首,王思凡,任晓宇,蔡楠. 鄂尔多斯下古碳酸盐岩气井绒囊修井液稳气控水技术[J]. 石油钻采工艺,2021,43(3):1-5
LIU Feng, ZHANG Xiaofei, HU Weishou, WANG Sifan, REN Xiaoyu, CAI Nan. Fuzzy-ball workover fluid based gas stabilization and water control technology for the gas wells in the Lower Paleozoic carbonate reservoirs of the Ordos Basin[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 1-5
Citation: LIU Feng, ZHANG Xiaofei, HU Weishou, WANG Sifan, REN Xiaoyu, CAI Nan. Fuzzy-ball workover fluid based gas stabilization and water control technology for the gas wells in the Lower Paleozoic carbonate reservoirs of the Ordos Basin[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2021, 43(3): 1-5
  • 鄂尔多斯盆地发育下古生界的碳酸盐岩烃源岩。天然气成藏后长期岩溶作用导致气水同层分布,气井产水现象常见[1]。作为破碎性储层[2],下古碳酸盐岩常通过酸化改造形成人工裂缝,提高单井产量[3]

    区域内下古碳酸盐岩气井投产至中后期,需开展修井作业[4]。由于气层压力系数变低,地层漏失通道尺度较大,井筒充满流体后与地层间存在较大压差,引发漏失。若漏失控制不当,增大作业风险[5]。目前,以固化水体系[6]、吸水型体系[7]等为代表的暂堵体系已满足部分地层暂堵需求。与此同时,低压气井控水方法同样取得一定进展,凝胶体系、冻胶体系、润湿反转剂、微乳液体系等化学控水手段[8-9],也解决了部分同层产水气井控水需求。区域内低压气井常规修井暂堵中,为降低堵剂伤害储层程度,严格控制堵剂用量,降低堵剂存留时间,往往导致封堵性能损失。从控水角度来看,若修井液可携带控水组分进入地层,兼容暂堵与控水目标,就可增加用量,既提高用量保证了封堵性能,又能够解决储层伤害。

    绒囊流体先后应用于煤层气井钻井防漏堵漏[10]、深部碳酸盐岩转向压裂暂堵等领域[11]。近年来开发低压气井修井液体系,配套井筒活塞压井工艺、不放压压井工艺[12]等,应用效果良好。优化绒囊结构中“层”与“膜”结构携带可调整水相流动阻力组分[13],暂堵地层后,存留地层实现控水,理论可行。为此,实验评价下古碳酸盐岩地层中绒囊修井液封堵性能、控水性能与流体充填半径间关系,结合现场应用效果,提出绒囊修井液控水增产技术。

    • 室内配制2.2%囊层剂(羧甲基纤维素钠、黄原胶等)+1.5%绒毛剂(羧甲基淀粉、羧乙基淀粉等)+0.4%囊核剂(十二烷基苯磺酸钠、十二酰异丙醇胺等)+1.0%囊膜剂(聚乙二醇、甜菜碱等)+0.1%氢氧化钠的绒囊修井液。实地研磨40~120目碎屑,压制直径38 mm,长度30 cm (编号1#、2#)、50 cm (编号3#、4#)、80 cm (编号5#、6#)、100 cm (编号7#、8#)的填砂管。绒囊修井液封堵效果评价设备见图1,填砂管入口注入清水、绒囊修井液、地层水和氮气,分别模拟现场清水修井液漏失、绒囊修井液封堵、地层水和气体产量恢复过程。以绒囊修井液注入驱压与初始清水驱压的差值表征流体封堵强度,以清水前后两次注入驱压的差值表征提高地层承压强度,评价绒囊修井液封堵性能。以封堵前后地层水渗透率与氮气渗透率降幅的差值表征流体控水性能。

      图  1  绒囊修井液封堵及控水性能评价流程图

      Figure 1.  Flow chart of evaluating the plugging and water control performance of fuzzy-ball fluid

    • 测定清水以恒定流速5 mL/min正向注入填砂管时稳定驱压,相同流速注入绒囊修井液至出口返液时记录驱压,重复恒流速5 mL/min连续注入清水180 min后测定驱压。实验中,绒囊修井液封堵强度和提高地层承压强度分布如图2,可以看出,绒囊修井液封堵强度4.59~16.18 MPa,提高地层承压强度7.04~18.22 MPa,承压效果良好。

      图  2  绒囊修井液封堵强度与提高地层承压强度分布

      Figure 2.  Distribution of plugging strength and increased formation bearing strength of fuzzy-ball fluid

    • 清水恒流速5 mL/min正向注入填砂管至出口流量稳定后,相同流速注入绒囊修井液至出口无液体返出,实现封堵;反向注入破胶液(破胶剂加量比1%) 0.5 PV后静置60 min;最后,分别恒定驱压5 MPa注入氮气和地层水(8%KCl溶液),间隔30 min测定两种流体渗透率,单次实验连续测定180 min,实验结果见表1。可以看出,0时刻两种流体渗透率仅0~0.16 mD,绒囊修井液封堵效果明显;气、液渗透率随时间延长逐渐恢复,至180 min时,氮气渗透率恢复至(17.36~40.84)×10−3 μm2,明显高于地层水。

      表 1  填砂管中绒囊修井液封堵后气、水渗透率恢复速度

      Table 1.  Recovery rate of gas and water permeability after the plugging of fuzzy-ball workover fluid in the sand packed tube

      填砂管
      编号
      长度/
      cm
      流体
      相态
      初始渗透率/
      10−3μm2
      不同时间渗透率/10−3μm2
      0 min30 min60 min120 min180 min
      1#3059.270.001.092.043.583.81
      2#30483.100.1611.2921.3637.8640.84
      3#5051.940.000.841.522.192.37
      4#50397.780.128.5117.3431.2133.07
      5#8036.270.000.550.981.541.57
      6#80329.470.096.2010.7525.2026.65
      7#10023.950.000.320.470.650.84
      8#100217.880.063.976.8911.4517.36
    • 先后于鄂尔多斯盆地GX-12井、S18X井、GX-18井、S2X井等4口低压气井试验绒囊修井液稳气控水技术。

      GX-12气层中深3 153.4 m。换管柱修井作业前,地层压力系数0.69,日产气1.08×104 m3/d,日产水0.36 m3/d。累计注入绒囊修井液84 m3后,井筒流体漏速小于0.25 m3/h,暂堵成功。作业结束后,气举返排2 d后气井恢复生产,90 d内平均日产气量1.06×104 m3/d,日产水量0.25 m3/d。

      S18X井是一口储气库井,气层中深3 536.35 m。修井作业前地层压力系数0.26,日产气2.66×104 m3/d,日产水1.27 m3/d。累计注入绒囊修井液185 m3后,测定漏速小于0.25 m3/h,暂堵成功。作业结束后,气举返排2 d后气井恢复生产,90 d内平均日产气3.47×104 m3/d,日产水0.91 m3/d。

      GX-18井气层中深3 128.05 m。管柱损伤修井作业,地层压力系数0.62,日产气3.09×104 m3/d,日产水0.06 m3/d。累计注入绒囊修井液70 m3后,测定漏速小于0.20 m3/h,暂堵成功。修井作业结束后,气举返排恢复生产,90 d内平均日产气2.98×104 m3/d,日产水0.04 m3/d。

      S2X井气层中深3 243.15 m。更换油管作业,修井前地层压力系数0.65,日产气量1.01×104 m3/d,日产水0.07 m3/d。累计注入绒囊修井液37 m3后,漏速小于0.30 m3/h,暂堵成功。作业结束后,气举返排2 d恢复生产,90 d内平均日产气量0.95×104 m3/d,日产水量0.03 m3/d。

    • 以填砂管长度表征绒囊修井液充填半径,对比实验中,绒囊修井液充填半径从30 cm升至100 cm,流体封堵强度升高2.27倍,地层承压强度增幅1.32倍。拟合封堵强度、提高地层承压强度与充填半径间定量关系为

      $$\Delta {p_{\rm{f}}} = 8.1732\ln L - 23.278$$ (1)
      $$\Delta {p_{\rm{c}}} = 5.7375\ln L$$ (2)

      式中,∆pf为封堵强度,MPa;∆pc为提高地层承压强度,MPa;L为地层中流体充填半径,cm。

      上式中,绒囊修井液封堵强度、提高地层承压强度均与流体充填半径成正比。流体中单个绒囊结构受压后提供阻力稳定时,地层中流体充填半径增大,绒囊结构数量增多,多个绒囊结构变形后提供总阻力升高,封堵强度和提高地层承压强度更大。

      现场施工时绒囊修井液充填半径计算公式为

      $$L = \sqrt {\frac{V}{{h\varphi {\rm{\pi }}}} + {R^2}} - R$$ (3)

      绒囊修井液提高地层承压强度

      $$\Delta {p_{\rm{c}}} = {p_{\rm{f}}} - {p_{\rm{r}}} + {p_{\rm{b}}}$$ (4)

      式中,V为地层中流体体积,m3h为射孔高度,m;$\varphi$为地层孔隙度,%;R为井筒外径,m;pf为井筒液柱压力,MPa;pr为地层压力,MPa;pb为井口泵压,MPa。

      计算现场4口气井中绒囊修井液充填半径2.21~8.97 m,提高地层承压强度13.35~29.17 MPa,两者间拟合关系为

      $$\Delta {p_{\rm{c}}} = 9.4441{{\rm{e}}^{0.1212L}}$$ (5)

      式(5)中,绒囊修井液提高地层承压强度与地层中绒囊修井液充填半径成正比,与室内实验结果一致。

    • 以同一时间点上,填砂管中气、水渗透率恢复率的差值表征流体稳气控水强度。实验中,4种长度填砂管内稳气控水强度逐渐升高。

      以气体渗透率恢复率达90%且液体渗透率恢复率低于90%时,认为稳气控水起效;以液体渗透率恢复率达90%时,认为稳气控水失效;以两者差值评价稳气控水起效周期。实验中,4种长度填砂管内稳气控水起效周期11.98~37.30 h,拟合其与流体充填半径定量关系为

      $$\Delta {T_{\rm{q}}} = 8.4152{{\rm{e}}^{0.0137L}}$$ (6)

      式中,∆Tq为稳气控水起效周期,h;L为绒囊修井液充填半径,cm。

      以气井现场作业后90 d内日均产水量与作业前90 d内日均产水量的降幅表征绒囊修井液控水效果。以作业后90 d内日均产气量与作业前90 d内日均产气量的降幅表征绒囊修井液稳气效果。以日均产水量降幅与日均产气量降幅的差值表征稳气控水效果,差值越大,稳气控水效果越明显。现场4口气井差值分布对比见图3

      图  3  气井日产气量与日产水量降幅的差值随充填半径变化

      Figure 3.  Relationship of difference between daily water production decrease ratio and daily gas production decrease ratio of gas well vs. filling radius

      图3中,绒囊修井液充填半径从2.1 m增至8.97 m,气井作业前后90 d内日均产水与产气的增幅差值由18.68%升至62.90%。两者间拟合关系为

      $$\Delta {Q_{\rm{q}}} = - 0.305\ln L + 0.0205$$ (7)

      式中,∆Qq为日均产水与产气降幅的差值,1%。

      式(6)中绒囊修井液稳气控水周期与充填半径成正比,式(7)中气井稳气控水效果与充填半径成正比,两者结果一致。

      这些现象,是由于地层中大量绒囊结构逐渐降解后,结构中表面活性剂组分释放后存留地层通道,提高通道中水相流动阻力。同时,组分对通道中气体流动能力影响较弱。最终,修井结束后,气井复产过程表现出产水缓慢恢复、产气快速恢复的效果。

      绒囊修井液封堵性能、控水性能均与地层中流体充填半径成正比,通过增大地层中流体充填半径,同步提升封堵效果和控水效果,实现修井稳气控水。

    • (1)鄂尔多斯下古碳酸盐岩低压气井修井时,绒囊修井液封堵地层漏失通道,作业后,促使地层产气能力恢复速度远高于产水能力,实现修井作业中稳气控水效果。

      (2)绒囊修井液封堵性能与控水性能均与地层中流体充填半径正相关。通过调整绒囊修井液充填半径,可改善流体修井封堵效果与稳气控水效果,但目前只是经验公式,并不适合所有地区。

      (3)绒囊修井液应用深部低压气井修井实现暂堵与稳气控水两种目标的兼顾,为封堵技术的延伸和发展提供了可借鉴的思路。下一步,通过体系配方与配套工艺优化,调整体系封堵性能与控水性能强度分布,更好地满足不同区域、不同类型修井与控水需求。

参考文献 (13)

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