小井眼开窗侧钻井储层堵漏技术的研究及应用

2022-09-10

小井眼套管开窗侧钻已经成为投资小、见效快的老油区主要开发手段, 在各大油田老区广泛应用。中原油田地层构造是一个复杂的断块油气田构造, 断层多、产层亏空严重、压力系数低, 经过长期注水开采, 地层压力系统紊乱, 复杂漏失严重。现场常用桥塞堵漏或采用MTC技术、化学堵漏技术、胶质水泥堵漏[1、2], 一方面限于堵漏材料的粒径级配和较低的地层压力, 难于形成高强度密实封堵层, 另一方面堵漏材料的不可酸溶性, 不利于储层保护。

针对上述问题, 研究出具有吸水膨胀变形封堵作用的酸溶性凝胶堵漏剂NFJ-III, 提高桥塞堵漏密实性的同时保护储层, 酸溶率大于86%。

一、小井眼侧钻井漏失机理分析

造成井漏的主要原因有三个方面的因素:地质因素, 工程因素和钻井液封堵性能。

地质因素:主要是指钻进地层压力系数低, 且存在孔隙裂缝。中原油田断裂十分发育, 断层多, 断块小, 断层破碎带胶结性差, 裂缝孔洞发育, 形成复杂丰富的漏失通道;同时常年开采, 产层亏空严重, 地层压力系数极低[3、4]。

工程因素:由于小井眼套管开窗侧钻井眼与钻具、尾管的间隙小、环空压耗大易井漏, 同时限制堵漏材料粒径的选择。

钻井液的封堵性能:在钻遇高低压地层交错, 孔隙裂缝发育的地层时, 由于泥页岩水化膨胀, 局部地层压力过大, 造成地层岩石流动及蠕变, 地层岩石胶结性差而发生井漏。

二、现场堵漏技术应用分析

小井眼侧钻井钻进漏速≦10m3/h时, 常采用随钻堵漏, 漏速>10m3/h时, 则需要进行停钻堵漏, 现场一般采用桥塞堵漏或水泥浆堵漏。

1. 桥塞堵漏

现场往往限于材料种类及漏失通道的复杂性, 很难形成针对性较强的堵漏剂配方, 而堵漏剂入井后要么不能形成架桥封堵, 要么形成封堵层不致密, 仍具有较强的渗透性。

2. 水泥浆堵漏

水泥堵漏浆是处理小井眼侧钻井处理复杂井漏常用的方法。由于地层压力系数低, 密度相对较高的水泥浆在低压漏失通道的驻留性差, 现场常常需要配制大量水泥堵漏浆入井才能形成封堵层。

三、室内实验

1. NFJ-III凝胶合成

配制一定摩尔浓度的AMPS、AM水溶液, 氢氧化钠中和后无机填充材料搅拌均匀, 依次加入交联剂、引发剂, 搅拌均匀后40~50℃静置反应30min, 得到粘弹性块状凝胶, 剪切造粒、烘干, 即得产品。

2. 性能评价

(1) 吸液能力:NFJ-III凝胶在室温下吸液倍率最大为1.8~6倍, 130℃最高吸液12.2倍, 具有良好的变形封堵能力, 提高堵剂对漏失通道的适应性。

(2) 酸溶性:NFJ-III凝胶在15%浓度盐酸中酸溶率>86%。

(3) 封堵能力:在5~10目石英沙床中封堵实验实验结果见表1。结果表明, 加入NFJ-III后, 漏失量大幅降低, 封堵强度16MPa, 封堵层致密性大大提高, 封堵层清水承压达5MPa。

注:封堵层清水承压指的是形成封堵层后将封堵层上部堵漏浆换成清水, 再次进行挤注承压。

四、在卫81井的应用

1. 基本情况:

卫81井是位于东濮卫城构造一口开窗侧钻井, 设计井深3044m;φ139.7mm套管内2443m开窗侧钻, 钻头尺寸为118mm。钻至2637m、2747m发生两次失返性漏失, 采用桥塞堵漏浆封堵漏层, 顺利钻至设计井深3044m。循环电测后通井循环过程中发生失返性漏失, 采用桥塞堵漏浆堵漏无效。

2. 情况分析:

钻进中仅2637m、2747m两处发生漏失, 虽采用桥塞堵漏材料封住漏层, 但封堵层不致密, 一旦停泵挤注压力由5MPa迅速降到0, 通井循环后前期封堵层被揭开, 发生重复漏失。漏失段为原井开采层, 地层亏空, 压力系数降低严重。较小的环空间隙限制堵漏材料的选择、粒径级配和浓度配比, 常规桥塞堵漏不适合该类亏空漏失。

3. 堵漏施工:

堵漏浆配方:16m3钻井液+1.0t复合堵漏剂FD-2+1.0t随钻堵漏剂 (粗) +2t随钻堵漏剂+0.5t凝胶;挤注量计算:按1000m计, 27/8″钻杆内容积 (2.34m3/1000m×2428m) 5.68m3;118mm井眼容积 (13.5m3/1000m×616m) 8.32m3;因此, 累积挤注5.68m3+8.32m3=14m3可将堵剂挤入漏层。堵漏施工:入井堵漏浆16.5m3, 挤入地层8m3, 套管压力5.2MPa, 停泵套压4.5MPa。后期下钻通井循环不漏失, 堵漏成功。