一种基于高温高压气藏特征的钻井液损害程度评价方法技术

本发明专利技术公开了一种基于高温高压气藏特征的钻井液损害程度评价方法，属石油天然气钻井液工程技术领域。与原行业标准SY/T6450‑2002相比，本发明专利技术的不同之处在于：岩心驱替介质由煤油变更为气体；测定岩心渗透率用夹持器由常温型设计为高温高压型；钻井液由新配浆变为现场浆；岩心污染过程由单一的动态污染改变为动态污染和静态污染双重污染；驱替介质压力加载方式由恒流速改变为恒压力。与原行业标准相比，该评价方法更适合高温高压气藏，与实际钻井液污染储层过程更加一致，所得评价结果更加真实、合理。

A method for evaluating damage degree of drilling fluid based on characteristics of high temperature and high pressure gas reservoirs

The invention discloses a method for evaluating the damage degree of drilling fluid based on the characteristics of high temperature and high pressure gas reservoirs, which belongs to the technical field of oil and gas drilling fluid engineering. Compared with the original industry standard SY/T6450 2002, the present invention is different in that the core displacement medium is changed from kerosene to gas; the clamp used for measuring core permeability is designed from normal temperature to high temperature and pressure; the drilling fluid is changed from new grouting to in-situ grouting; and the process of core pollution is changed from single dynamic pollution to dynamic pollution and dynamic pollution. The static load is double polluted, and the pressure loading mode of the displacement medium is changed from constant flow velocity to constant pressure. Compared with the original industry standard, the evaluation method is more suitable for high temperature and high pressure gas reservoirs, more consistent with the actual process of drilling fluid contamination of reservoirs, and the evaluation results are more real and reasonable.

【技术实现步骤摘要】
一种基于高温高压气藏特征的钻井液损害程度评价方法
本专利技术涉及石油天然气钻井液
，尤其涉及一种基于高温高压气藏特征的钻井液损害程度评价方法。
技术介绍
随着我国对油气资源的需要越来越大，深井、超深井和异常高温高压井不断增多，如我国南海的莺琼盆地、新疆地区和川东地区。一般将井底地层温度超过150℃、地层孔隙压力当量密度超过1.80g/cm3称之为高温高压井。目前我国南海的莺琼盆地、川东北等地区高温高压储层以气藏为主，高温高压钻井具有技术要求高、资金投入大和安全风险高的特点。在钻高温高压井时为平衡地层压力需要使用高密度钻井液，而高密度钻井液由于固相含量高，易对储层造成堵塞伤害，严重时会影响气田的勘探发现。因此，如何在模拟气田地层温度和压力工况下，准确评价高温高密度钻井液对储层的损害程度是优选钻井液体系的重要标准。目前，评价钻井液损害储层的方法主要是依据石油天然气行业标准：钻井液完井液损害油层室内评价方法SY/T6540-2002，对于常规油气井而言，该标准评价钻井液等入井流体对储层损害评价方法被广泛应用与采纳，但对于高温高压气藏，该标准存在以下不足：（1）标准规定驱替介质采用煤油，与气藏特性不符；（2）标准中所用钻井液一般为现配钻井液，与实际现场使用钻井液性能差异较大，尤其是现场钻井液经过各种钻屑、地层水和可溶性盐等污染后性能与新配浆差异比较明显；（3）标准中规定钻井液动态污染时间为125min，静态污染时间为120min，而且两种过程互不关联。实际钻井过程中钻井液对储层既有动态污染（钻进），又有静态污染（如起下钻、下套管、更换钻头、事故处理、避台风等），应将两种过程一并考虑。（4）标准中岩心在动态污染前后渗透率测定中均为常温常压环境，与储层高温高压环境不符。（5）标准中岩心的渗透率测定条件是以驱替介质恒流条件进行的，而高温高压气藏生产中以恒生产压差进行，标准与气藏实际生产不符。
技术实现思路
本专利技术提供了一种基于高温高压气藏特征的钻井液损害程度评价方法，该方法充分考虑了高温高压气藏特性、钻井过程储层污染实际工况和生产特点，用此方法所得到的评价结果更符合高温高压气藏井下钻井实际情况。为解决上述技术问题，本专利技术提供了一种基于高温高压气藏特征的钻井液损害程度评价方法，包括以下步骤：S1、钻取气藏储层岩心，岩心清洗、烘干和空气渗透率测定；S2、岩心抽空、饱和及孔隙体积测定；S3、岩心原始气测渗透率Ko测定；根据气藏生产压差，采用气体驱替压力，测定岩心在含水饱和度下的气测渗透率Ko；S4、取现场所用钻井液10L用100目筛过滤后待用；S5、钻井液损害气藏储层的动态模拟评价实验根据气藏储层温度，利用JHDS高温高压动失水仪或性能相当的类似仪器进行现场钻井液动态污染岩心实验，实验参数：压差3.5MPa或者根据现场实际使用的钻井液液柱压力与孔隙压力差确定，温度为储层实际温度；剪切速率300s-1；流程参照SY/T6540执行；S6、钻井液损害气藏储层的静态模拟评价实验将动态污染后的岩心取出放入高温高压反应釜，在压差3.5MPa或者根据现场实际使用的钻井液液柱压力与孔隙压力差情况，加热至储层温度后放置24h；S7、钻井液污染后岩心的气测渗透率Kd测定利用高温高压岩心夹持器，在储层温度下和实际生产压差下，测定岩心污染后的、恒驱替压力下的气体渗透率Kd，并计算岩心的渗透率恢复值Kd/Ko。本申请实施例中提供的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：充分考虑了高温高压气藏特性、钻井过程储层污染实际工况和生产特点，用此方法所得到的评价结果更符合高温高压气藏井下钻井实际情况。具体实施方式实施例1：一种基于高温高压气藏特征的钻井液损害程度评价方法，假设气藏温度180℃，压力系数2.0，埋深2500m，钻井液密度2.15g/cm3，钻井液液柱与储层压差为3.68MPa，气藏生产压差3.0MPa，则本实施例的钻井液损害气藏储层，依次包括如下步骤：步骤1）钻取气藏储层岩心。步骤2）岩心清洗、烘干后测量其直径、长度和质量。步骤3）测量干岩心空气渗透率。步骤4）将岩心饱和地层水后老化24h待用。步骤5）将岩心放入高温高压夹持器中，在温度180℃、用不同流速氮气（低于临界流速）造含水饱和度，并测定岩心的气-液两相的氮气渗透率Ko。步骤6）将岩心放入JHDS高温高压动失水仪，在180℃、3.75MPa压差、环压5.0MPa、速梯300S-1、污染时间125min对岩心进行动态污染，并记录不同时间时侵入岩心的滤失量。步骤7）将岩心从动失水仪取出，放入盛有钻井液的高温高压反应釜，温度180℃、釜内压力控制在3.75MPa条件下放置24小时。步骤8）将岩心取出，参照步骤5利用高温高压夹持器在恒压差3.0MPa条件下测定污染后岩心的氮气渗透率Kd。步骤9）计算岩心污染前后的渗透率恢复值Kd/Ko，并清洗JHDS岩心动失水仪、高温高压反应釜和高温高压岩心夹持器，实验结束。实施例2：一种基于高温高压气藏特征的钻井液损害程度评价方法，假设气藏温度150℃，压力系数1.8，气藏储层埋深3000m，钻井液密度1.90g/cm3，则钻井液静液柱与储层压差为2.9MPa，气藏生产压差2.0MPa，则本实施例的钻井液损害气藏储层评价方法，依次包括如下步骤：步骤1）钻取气藏储层岩心。步骤2）岩心清洗、烘干后测量其直径、长度和质量。步骤3）测量干岩心空气渗透率。步骤4）将岩心饱和地层水后老化24h后测定其孔隙度。步骤5）将岩心放入高温高压夹持器中，在温度150℃、用不同流速空气造含水饱和度，并测定岩心的气-液两相的气测渗透率Ko。步骤6）将岩心放入JHDS高温高压动失水仪，在150℃、3.0MPa压差、环压4.5MPa、速梯300S-1、污染时间125min对岩心进行动态污染，并记录不同时间时侵入岩心的滤失量。步骤7）将岩心从动失水仪取出，放入盛有钻井液的高温高压反应釜，温度150℃、釜内压力控制在3.0MPa条件下放置24小时。步骤8）将岩心取出，参照步骤5利用高温高压夹持器在恒压差2.0MPa条件下测定污染后岩心的空气渗透率Kd。步骤9）计算岩心污染前后的渗透率恢复值Kd/Ko，并清洗JHDS岩心动失水仪、高温高压反应釜和高温高压岩心夹持器，实验结束。实施例3：一种基于高温高压气藏特征的钻井液损害程度评价方法，假设气藏温度200℃，压力系数1.9，气藏储层埋深3500m，钻井液密度2.00g/cm3，则钻井液静液柱与储层压差为3.4MPa，气藏生产压差4.0MPa，气藏含二氧化碳，则本实施例的钻井液损害气藏储层评价方法，依次包括如下步骤：步骤1）钻取气藏储层岩心。步骤2）岩心清洗、烘干后测量其直径、长度和质量。步骤3）测量干岩心空气渗透率。步骤4）将岩心饱和地层水后老化24h后测定其孔隙度。步骤5）将岩心放入高温高压夹持器中，在温度200℃、用不同流速二氧化碳造含水饱和度，并测定岩心的气-液两相的二氧化碳渗透率Ko。步骤6）将岩心放入JHDS高温高压动失水仪，在200℃、3.5MPa压差、环压5.0MPa、速梯300S-1、污染时间125min对岩心进行动态污染，并记录不同时间时侵入岩心的滤失量。步骤7）将岩心从动失水仪取出，放入盛有钻井液的高温高本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种基于高温高压气藏特征的钻井液损害程度评价方法，其特征在于，包括以下步骤：S1、钻取气藏储层岩心，岩心清洗、烘干和空气渗透率测定；S2、岩心抽空、饱和及孔隙体积测定；S3、岩心原始气测渗透率Ko测定；根据气藏生产压差，采用气体驱替压力，测定岩心在含水饱和度下的气测渗透率Ko；S4、取现场所用钻井液10L用100目筛过滤后待用；S5、钻井液损害气藏储层的动态模拟评价实验根据气藏储层温度，利用JHDS高温高压动失水仪或性能相当的类似仪器进行现场钻井液动态污染岩心实验，实验参数：压差3.5MPa或者根据现场实际使用的钻井液液柱压力与孔隙压力差确定，温度为储层实际温度；剪切速率300s‑1；流程参照SY/T6540执行；S6、钻井液损害气藏储层的静态模拟评价实验将动态污染后的岩心取出放入高温高压反应釜，在压差3.5MPa或者根据现场实际使用的钻井液液柱压力与孔隙压力差条件，加热至储层温度后放置24h；S7、钻井液污染后岩心的气测渗透率Kd测定利用高温高压岩心夹持器，在储层温度下和实际生产压差下，测定岩心污染后的、恒驱替压力下的气体渗透率Kd，并计算岩心的渗透率恢复值Kd/Ko。

【技术特征摘要】
1.一种基于高温高压气藏特征的钻井液损害程度评价方法，其特征在于，包括以下步骤：S1、钻取气藏储层岩心，岩心清洗、烘干和空气渗透率测定；S2、岩心抽空、饱和及孔隙体积测定；S3、岩心原始气测渗透率Ko测定；根据气藏生产压差，采用气体驱替压力，测定岩心在含水饱和度下的气测渗透率Ko；S4、取现场所用钻井液10L用100目筛过滤后待用；S5、钻井液损害气藏储层的动态模拟评价实验根据气藏储层温度，利用JHDS高温高压动失水仪或性能相当的类似仪器进行现场钻井液动态污染岩心实验，实验参数：压差3.5...

【专利技术属性】
技术研发人员：李炎军，吴江，张万栋，杨玉豪，张超，岳前升，胡友林，胡伟，
申请(专利权)人：中国海洋石油集团有限公司，中海石油中国有限公司湛江分公司，
类型：发明
国别省市：北京,11