张伟国， 许明标， 由福昌

直接返排钻井完井液储层保护机理分析

张伟国1， 许明标2， 由福昌2

（1.中海石油深圳分公司深水工程技术中心，广东深圳 518067；2.长江大学非常规油气湖北省协同创新中心，武汉430100）

张伟国，许明标，由福昌.直接返排钻井完井液储层保护机理分析[J].钻井液与完井液，2017，34（1）：87-91.

ZHANG Weiguo, XU Mingbiao, YOU Fuchang.Analysis of reservoir protection mechanism by direct drilling fl uid fl owback[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：87-91.

水平井裸眼完井是一种最大限度提高储层开采能力的方式，海上油田常采用无固相钻井完井液并辅以破胶完井的方式来完成钻完井作业。直接返排钻井完井液是在此基础上开发的，对其在参数设计、材料选择、完井工艺等方面进行了分析与评价，并分析了其储层保护机理。该体系基本组成为海水+纯碱/烧碱+流型调节剂VIS+淀粉降滤失剂STARFLO+可溶盐+高纯粒径匹配碳酸钙MBA，3种功能材料均能够被0.3%HTA隐形酸螯合剂溶液液化，液化后无任何残留，使井筒内及近井地带的泥饼全部转化为清洁盐水，MBA由5种不同粒径的碳酸钙复配而成，且和淀粉可以达到互相“镶嵌”的作用，使泥饼更加致密。通过实验评价，该钻井完井液的低剪切速率黏度控制在30 000 mPa·s左右，具有最佳防止污染和返排的能力， 且渗透率恢复值最高，可抗15%左右钻屑污染， 渗透率恢复值大于80%。该体系在南海东部3个油田、 1个气田已应用12口井， 井底最高温度为60～130 ℃， 密度最高为1.20 g/cm3， 3口井属于低孔渗油藏，9口井属于中、 高孔渗油藏，钻井过程顺利。该技术简化了完井方式， 节省了作业时间与费用， 并具有较好的储层保护效果。

钻井完井液；防止储层损害；水平井；裸眼完井；海上钻井

目前海上常用的钻井完井液为PRD无固相弱凝胶钻井完井液体系，该体系在近年来的应用过程中取得了较好的效果[1-5]，但该体系需辅以破胶完井的方式来达到保护储层的目的，工艺复杂、作业成本高。直接返排钻井完井液是在其基础上由最初的泥饼可液化钻井完井液技术发展而来的新一代钻井完井液[6]，即直接采用钻井完井液作为完井液使用，无需后续再使用任何完井液与完井措施，就可以满足储层保护的要求，更进一步地节省了作业时间，提高了生产效率。

1 直接返排钻井完井液组成及特点

直接返排钻井完井液基本组成为海水+纯碱/烧碱+流型调节剂VIS+淀粉降滤失剂STARFLO+可溶盐（泥页岩抑制剂或加重）+高纯粒径匹配碳酸钙MBA，并辅以聚合醇提高润滑性能。其中，VIS、STARFLO、MBA均为针对该钻井完井液特点而改性得到的。该钻井完井液具有以下特点。①流变性的特殊性。将钻井完井液的流变性与储层保护相关联，提出了最佳储层保护的流变性参数范围，达到直接返排的目的。②功能材料特殊性。上述3种功能材料均能被简易隐形酸液化，液化后无任何残留，使井筒内及近井地带的泥饼全部转化为清洁盐水，保护储层；基于此种材料功能，才能够实现直接返排而不留下伤害储层的隐患。③粒径匹配新思路。选用的MBA经过合理的粒径级配，使其既达到了钻井过程中阻止胶液及固相进入储层孔喉的目的，又满足在试采返排过程中具有及时“脱落”的功能，实现直接返排的特点。④简化的完井工艺。直接返排钻井完井液体系在钻完储层后，可以直接作为完井液进行完井作业，无需替入任何液体与附加任何工艺措施，即可满足储层保护的要求。

2 直接返排钻井完井液储层保护机理

2.1 功能材料对储层保护的影响

2.1.1 功能材料的可液化性能

直接返排钻井完井液是以泥饼可液化钻井完井液进一步优化而来的，所有添加剂延续了可以液化的功能特点，即该钻井完井液的泥饼仍然可以达到被简易隐形酸液化的功能。实验室对直接返排钻井完井液使用的功能材料与常见改性淀粉降滤失剂进行了对比，结果见表1。从表1可知，该体系的3种功能材料液化率均大于99%，且液化后的完井液清澈透明，浊度较小；而常规改性淀粉无法液化，呈现浑浊与悬浮状态。分析认为，所选材料尤其是淀粉，遇隐形酸后分解为小分子，呈现出液化特点；而常规改性淀粉由于对淀粉进行了接枝或改性所用的基团不具备以上特性，无法达到液化的效果。

表1 功能材料液化性能对比

2.1.2 淀粉对储层保护的影响

在既定配方中评价了淀粉STARFLO和常规淀粉对储层保护的影响。结果表明，STARFLO具有较好的渗透率恢复值，而常规淀粉的渗透率恢复值最高的仅为56%，见表2。实验表明，只有当淀粉具有极好的液化率，其才能够达到直接返排的效果。

表2 不同淀粉的储层保护效果

2.1.3 碳酸钙对储层保护的影响

直接返排钻井完井液体系另一个关键技术在于高纯碳酸钙的选型及粒径的选择，匹配粒径越合适，钻井液对地层伤害越小；如粒径选择不当， 滤液中“胶液”、“固相颗粒”侵入则较深，将严重伤害储层。

Abrams[7]认为架桥颗粒的粒度中值（D50）应该等于或略大于1/3平均孔隙直径；20世纪90年代，罗向东对1/3架桥理论进行了改进，提出了“屏蔽暂堵”技术；王建华[8]等提出了理想充填暂堵钻井液；邱正松[9]依据“隔层堆积”理论，提出了“多级孔隙最优充填”暂堵方法。魏裕森[10]等在室内对碳酸钙粒径匹配进行研究与实验，对5种不同粒径的碳酸钙进行了系统的评价，选取了粗细结合的复配组合，渗透率恢复值达到90%以上。

碳酸钙与淀粉是具有协调效应的2种材料，碳酸钙不止需要本身的粒径匹配，更需要与淀粉之间进行粒径匹配，才能够最终达到较好的暂堵效果。从图1～图3可以看出，淀粉和碳酸钙的粒径可以达到互相“镶嵌”的作用，使形成的泥饼更加致密，达到封堵的效果。由表3可知，碳酸钙的加入能够明显提高直接返排钻井完井液的渗透率恢复值。

图1 碳酸钙粒径分布

图2 淀粉STARFLO粒径分布

2.2 低剪切速率黏度对储层保护的影响

低剪切速率黏度高，钻井完井液进入地层的几率就小，但是反过来，一旦钻井完井液中的聚合物进入地层中，再返排出来的难度也将急剧增大。LSRV对返排能力的影响见图4。从图4可知，无论是污染的突破压力，还是返排的突破压力，均有一个拐点，而且拐点非常接近，这个拐点就是钻井完井液保护油气层的最佳点。因此，钻井完井液的低剪切速率黏度控制在30 000 mPa·s左右为宜。

图3 碳酸钙与淀粉加量比为2∶1时的粒径分布

表3 碳酸钙MBA对储层保护的影响

图4 LSRV对返排能力的影响

低剪切速率黏度在影响返排能力的同时，也影响着储层保护效果，分别从2个方面评价了低剪切速率黏度对储层保护的影响，见图5。图5结果表明，渗透率恢复值随着低剪切速率黏度的增大呈现先增大后减小，在低剪切速率黏度为30 000 mPa·s左右出现了一个峰值，与前面低剪切速率黏度对返排能力的影响相互印证。需要说明一下，单独流型调节剂VIS，由于未添加任何降滤失与封堵材料，渗透率恢复值较低，但规律明显。

图5 LSRV对渗透率恢复值的影响

2.3 外来污染对储层保护的影响

室内评价了外来污染对储层保护的影响，结果表明，随着外来污染的增加，渗透率恢复值逐渐下降，但即使15%的钻屑或露头土污染，渗透率恢复值依然能够超过80%，说明该体系具有较好的储层保护效果，见图6。

图6 外来污染对渗透率恢复值的影响

2.4 完井工艺对储层保护的影响

对直接返排钻井完井液在不同完井工艺下的储层保护影响进行了评价[11-12]，并与常见的钻井液体系进行了对比分析，见图7。

图7 完井工艺对渗透率恢复值的影响

从图7可知，采用直接返排的完井工艺时，只有直接返排钻井完井液的渗透率恢复值大于85%，其余2种钻井液非常低；采用破胶完井之后，PRD体系和直接返排钻井完井液均具有较好的储层保护效果，并且直接返排钻井完井液的渗透率恢复值达到100%；采用射孔完井的方式，3个体系的渗透率恢复值均大于85%。

3 现场应用

直接返排钻井完井液体系在南海东部3个油田、1个气田已成功应用12口井，井底最高温度范围为60～130 ℃，密度最高为1.20 g/cm3，3口井属于低孔渗油藏，9口井属于中、高孔渗油藏，钻井过程中顺利。成功应用的12口井目前生产情况良好，产量均达到或超过预期。直接返排钻井完井液现场应用过程中性能稳定，以A5H、28H井为例，测定直接返排钻井完井液现场性能，见图8、图9。由图8、图9可以看出，钻井完井液漏斗黏度随井深变化稳定，低剪切速率黏度LSRV随井深变化稳定，并维持在25 000～30 000 mPa·s之间。

图8 直接返排钻井完井液的漏斗黏度

图9 直接返排钻井完井液的低剪切速率黏度

钻进过程中用VIS-B调整钻井液黏度，如果黏度太低，可在水中加入15～25 kg/m3VIS-B配成胶液补充到井浆中；而黏度太高，可在水中加入10～20 kg/m3STARFLO配成胶液补充到井浆中。

钻进过程中利用固控设备清除非破胶钻井液中的无用固相，用孔径不大于0.105 mm的细筛布，钻至完钻井深后，将振动筛更换为更细的孔径不大于0.095 mm的筛布，循环时间不少于2个循环周。替入新配制的直接返排钻井完井液（海水+ 0.5%VIS+2.5%STARFLO），顶替至上层套管鞋以上50～100 m，起钻至井口转入完井作业，直接返排钻井完井液保留在裸眼段，直至下入生产管柱。

4 结论与认识

1.流变性对钻井完井液的储层保护效果具有较大影响，直接返排钻井完井液的低剪切速率黏度控制在30 000 mPa·s左右时，其具有最佳的防止污染的能力和返排能力，并且渗透率恢复值最高。

2.可溶盐和高纯碳酸钙2种加重方式对储层保护效果影响不大，这使得直接返排钻井完井液具有钻探更高密度储层的能力。

3.钻屑对直接返排钻井完井液的储层保护效果影响较小，即使侵入15%左右，渗透率恢复值依然能够大于80%。

4.直接返排钻井完井液体系具有更佳的完井方式选择，现场应用结果表明，其能够节省作业时间与费用，并且具有较好的储层保护效果。

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Analysis of Reservoir Protection Mechanism by Direct Drilling Fluid Flowback

ZHANG Weiguo1, XU Mingbiao2, YOU Fuchang2
(1. Technical Center of Deepwater Engineering, Shenzhen Branch Comnpany, CNOOC, Shenzhen, Guangdong 518067; 2. Hubei Cooperative Innovation Center of Unconventional Oil and Gas, Yangtz University, Wuhan, Hubei 430100)

Horizontal well open hole completion is a way of well completion to maximize well production rate. In offshore drilling, well completion is generally done with solids-free drill-in fl uid, supplemented with gel-breaking well completion. Direct fl owback of drill-in fl uid is a technology developed on the basis of this way of well completion. In this paper, parameter design, additive selection and well completion technique were systematically analyzed and evaluated, and the mechanism of reservoir protection of this technology was also analyzed. The composition of the drill-in fl uid is as follows: seawater + soda ash/caustic soda + rheology modif i er VIS + starch fi lter loss reducer STARFLO + soluble salt (shale inhibition and mud weight) + high purity sized calcium carbonate MBA. The three functional additives of the formulation can all be liquef i ed by 0.3% HTA (a chelating agent) solution. The liquefaction of the additives left no residue and the mud cakes in the wellbore and near the borehole wall were all converted to clear saltwater. MBA is a mixture of calcium carbonate powders with fi ve particle sizes. The particles of MBA can be “inter-inserted” with starch to form a mud cake that is much denser. Laboratory experiment has shown that the drill-in fl uid had low-shear-rate viscosity of around 30,000 mPa·s, optimum contamination-resistance and fl owback ability, and the highest permeability return. After contaminated with 15% drill cuttings, the drill-in fl uid still had permeability return of more than 80%. This drill-in fl uid was used in twelve wells in three oil fi elds and one gas fi eld in the east of South China Sea. The maximum temperature at the hole bottom was 60-130 ℃, and the highest mud density was 1.20 g/cm3. Three of the twelve wells penetrated low porosity low permeability reservoirs and the rest nine wells penetrated reservoirs with medium to high porosity and permeability. The drilling operation was successful. The use of this technology simplif i ed the process ofwell completion, saved operational time and cost, and protected the reservoirs from being damaged.

Drill-in fl uid; Prevent reservoir damage; Horizontal well; Open hole completion; Offshore drilling

TE254.3

A

1001-5620（2017）01-0087-05

2016-11-3；HGF=1605M12；编辑 马倩芸）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.016

中国海洋石油总公司重大科研专项 （CNOOC-KJ125ZDXM07LTD）资助。

张伟国，高级工程师，现在主要从事海上钻完井技术管理工作。电话（0755）26022229 ；E-mail：zhangwg@cnooc.com.cn。