朱寨子油區(qū)低壓低滲儲層鉆井液保護技術(shù)研究

邵心敏， 屈策計， 趙妮霞， 李 春， 宜海友

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安710065；2.延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安717600）

朱寨子油區(qū)處于吳起油田北部，儲層物性差，非均質(zhì)嚴(yán)重，具有典型的低孔、低滲、低壓、低產(chǎn)等特征。在以往的鉆井過程中，目的層段井漏現(xiàn)象常有發(fā)生，大量鉆井液的漏失造成儲層滲透率降低，導(dǎo)致嚴(yán)重的儲層污染和損害，而且一旦受到損害，恢復(fù)比較困難，極大地影響了儲層開發(fā)效果。目前該油區(qū)的油井大部分地產(chǎn)低效，開發(fā)效益不理想，油區(qū)穩(wěn)產(chǎn)形勢嚴(yán)峻。通過對朱寨子油區(qū)的儲層特征和鉆井過程中造成地層傷害的因素進行研究，制定出了全面系統(tǒng)的油氣層保護措施，探索出一套針對朱寨子油區(qū)儲層的鉆井液保護技術(shù)，對朱寨子油區(qū)的進一步高效開發(fā)具有重要意義。

1 儲層物性

1.1 儲層巖心礦物分析

根據(jù)本區(qū)延9～長9油組的薄片資料，砂巖儲層中的石英含量平均為25.1%；長石＋巖屑含量平均為58.3%，填隙物包括雜基和膠結(jié)物，雜基成分主要為綠泥石、伊利石、泥鐵質(zhì)等；膠結(jié)物成分主要為方解石、白云石、石英質(zhì)、長石質(zhì)，常見菱鐵礦、黃鐵礦、瀝青質(zhì)。瀝青質(zhì)常充填微裂縫，并大量浸染片狀礦物（如伊利石、綠泥石、云母等），并浸染隱晶巖等巖屑。

1.2 巖心孔隙度和滲透率

從各油組的砂巖物性來看，Y10油組的物性最好，孔隙度為12.8%，滲透率為71.44mD；其次是C2、Y9油組，其孔隙度為8.1%～15.8%，滲透率為1.22～1.26mD；其余幾個油組的物性較差，孔隙度為3.8%～8.0%，滲透率為0.18～0.45mD。因此該油區(qū)儲層屬于低孔低滲或特低滲儲層。

1.3 儲層非均質(zhì)性特征

通過巖心分析滲透率、測井解釋滲透率數(shù)值計算的Y9～C10油組各小層砂巖儲層非均質(zhì)性參數(shù)可以看出，無論是層內(nèi)還是層間，各小層均表現(xiàn)為“均質(zhì)～極不均質(zhì)”，整體評價為“不均質(zhì)”。

朱寨子油區(qū)儲層具地質(zhì)深度淺，目的儲層壓力系數(shù)和溫度較低，巖心孔隙度和滲透率低，礦物分析表明儲層含有少量敏感礦物，非均質(zhì)性強，屬于低滲或特低滲儲層類型，儲層保護難度大。

2 儲層傷害機理分析

（1）從巖心分析結(jié)果來看，巖石礦物以石英和斜長石為主，但仍含有一部分敏感性礦物（泥質(zhì)）?？赡艽嬖谳^嚴(yán)重的儲層敏感性傷害，巖石中含有一定量的綠泥石、鐵方解石，因此可能具有一定的鹽酸酸敏性和氫氟酸酸敏性。

（2）對于低滲和特低滲砂巖儲層，由于巖性非常致密，孔喉半徑很小，極易被固相顆粒堵塞。但通常鉆井液固相侵入程度較淺，后期酸化或壓裂措施可有效解除固相傷害。

（3）儲層巖心滲透率極低，大多數(shù)在0.1～2.0 mD，有的甚至更低?？缀沓叽缧?，毛管壓力高，儲層孔隙吸水趨勢明顯，嚴(yán)重降低井眼附近的油氣相對飽和度，大幅降低油氣滲流能力。因此水鎖是必須重點考慮的損害因素。

（4）該油區(qū)儲層壓力系數(shù)低，常規(guī)密度鉆井液可能因較高的液柱壓差加重儲層的固相和液相污染程度。

（5）儲層埋藏淺、溫度低，鉆井液中的高分子聚合物隨濾液浸入儲層深部，堵塞儲層孔隙并滯留其中，由于溫度較低，其降解難度較大，降解時間較長，影響開發(fā)效益。

3 低壓低滲儲層鉆井液保護技術(shù)

朱寨子油區(qū)儲層油氣藏滲透率大多數(shù)在0.1～2.0mD，其具有壓力系數(shù)低、物性差、滲流能力低、孔喉微細、比表面積大和泥質(zhì)含量高等特點，容易受到固相、液相、聚合物吸附、礦物敏感性等一系列傷害，使得該油區(qū)的低滲油氣藏難以得到有效的開發(fā)利用。通過形成鉆井完井全過程油氣層保護系統(tǒng)配套技術(shù)和措施，可以提高此類油氣藏的開發(fā)效益。

3.1 鉆井液污染壓差對滲透率恢復(fù)率的影響

朱寨子油區(qū)儲層壓力系數(shù)低，常規(guī)密度鉆井液可能因較高的液柱壓差加重儲層的固相和液相污染程度，根據(jù)吳起油田鉆井液設(shè)計，選用無固相聚合物鉆井液打開儲層，基本配方為（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）：（80%～90%）淡水＋（0.1%～0.2%）KPAM＋（0.1%～0.2%）FA367?，F(xiàn)場鉆井過程中，不可避免的進入一定含量的黏土，使其轉(zhuǎn)變?yōu)楹幸欢ü滔嗪团驖櫷恋某Ｒ?guī)鉆井液。因此根據(jù)現(xiàn)場鉆井液性能要求，將其配方作適當(dāng)調(diào)整，基漿配方如下（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）：4%膨潤土＋0.15%AMZ＋2%LFT－70＋1.5% 銨鹽＋0.2%LV－CMC。儲層保護鉆井液是在基漿的基礎(chǔ)上進行優(yōu)化，其配方如下（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）：基漿＋4%復(fù)合暫堵劑＋0.2%復(fù)合表面活性劑；分別在不同污染壓力下用鉆井液對巖性進行污染，結(jié)果見表1。

由表1可知，普通基漿污染巖心，隨著污染壓力的提高，巖心滲透率恢復(fù)率呈下降趨勢，1.5MPa時的滲透率恢復(fù)率只有60.9%，說明即使是較低的壓差，普通鉆井液對儲層的傷害也是很嚴(yán)重的。污染壓力繼續(xù)提高至2.5、3.5、4.5MPa時，巖心滲透率恢復(fù)率繼續(xù)下降，但基本穩(wěn)定在40%～50%，說明壓力提高，加劇了鉆井液固相進入巖心的深度，加劇儲層傷害。但并不是污染壓差越大，儲層傷害越嚴(yán)重。污染壓差大于2.5MPa后，巖心污染程度變化不大，表明普通鉆井液中的細固相進入巖心的深度基本一致，隨壓差變化不明顯。改造后的儲層保護鉆井液在各種壓差作用下，巖心滲透率恢復(fù)率均大于85%。變化規(guī)律依然是壓差越大，巖心滲透率恢復(fù)率越低，但變化幅度很小，說明該鉆井液具有充足的儲層保護粒子，可以在巖心表面形成致密的內(nèi)泥餅，固相粒子侵入深度較淺，容易返排。因此在開展儲層保護的條件下，可以適當(dāng)放寬鉆井液密度限制，且適當(dāng)?shù)膲翰钣欣诟鞣N儲層保護劑實施緊密 堆積，有效保護儲層。

表1 壓差對儲層污染的影響Table1 Effect of differential pressure to reservoir pollution

因此，對于朱寨子油區(qū)低壓、低滲儲層，在有效實施儲層保護技術(shù)的情況下，可以減輕由于鉆井液壓差造成的儲層傷害程度，適當(dāng)放寬鉆井液密度要求。

3.2 提高鉆井液濾液抑制性

儲層屬于低孔低滲儲層，巖心填充物中含有一定量的黏土類礦物，并吸附、伴生一定量的礦物微粒。在鉆井液濾液壓力作用下進入地層深部，容易引起儲層中易水化分散礦物的運移、分散、膨脹等問題，造成儲層孔隙堵塞，降低儲層滲透率。因此針對儲層特點，開展提高鉆井液濾液抑制性研究，減少鉆井液濾液對儲層的敏感性傷害。

對各種防塌抑制劑 AMZ、KCl、聚合醇、LWJ－1、FFR成膜樹脂等開展高溫高壓膨脹性實驗。試驗方法如下：稱取30g黏土，放入巖心杯中，在壓力機上加壓至10MPa，保持10min，裝入JHPZ－高溫高壓智能膨脹性測試儀中，在溫度為150℃，壓力為3MPa下測試各種防塌抑制劑的抑制黏土膨脹的性能，實驗結(jié)果見表2。

由表2可知，清水巖心膨脹率高達8.88%，表明抑制黏土分散的能力很弱。當(dāng)加入各種型號的防塌抑制劑后，巖心膨脹率都有不同程度的下降，其中AMZ、KCl、聚合醇和CMJ－2防塌抑制性較好。由于AMZ是一種金屬弱凝膠聚合物鉆井液處理劑，因此具有較強的抑制頁巖、黏土分散和保持井壁穩(wěn)定的能力；KCl可有效抑制黏土微粒的膨脹，達到穩(wěn)定儲層中的黏土礦物的目的。因此，將AMZ和KCl復(fù)配使用效果更好，實驗驗表明，清水＋0.3%AMZ＋6%KCl的巖心膨脹率僅為1.83%。巖屑滾動回收率實驗表明AMZ的頁巖回收率達95%以上，抑制效果明顯，與KCl配合使用可有效提高鉆井液濾液抑制性。

表2 防塌抑制劑性能評價實驗Table2 Prevent collapse inhibitor performance evaluation experiment

3.3 低滲、特低滲儲層暫堵保護劑

朱寨子油區(qū)I級孔隙結(jié)構(gòu)為低排驅(qū)壓力—較細喉道類型。儲層排驅(qū)壓力一般小于0.8MPa，喉道中值半徑一般大于0.22μm，喉峰一般位于0.63～2.50μm，孔喉分布約占45%。此類儲層具有較好的滲透率，其滲透率一般大于1×10－3mD，II級孔隙喉道中值半徑在0.10～0.22μm，喉峰一般位于0.25～0.63μm；滲透率一般介于（0.1～1.0）×10－3mD。

根據(jù)儲層巖心孔隙特征，選擇喉峰一般位于0.63～2.50μm的I級孔隙作為儲層保護的重點。使用Winner3001型固相顆粒激光粒度分析儀對目前較為常見的暫堵劑產(chǎn)品的粒度分布進行了評價。評價實驗結(jié)果見表3。

表3 各種暫堵劑顆粒體積累積分布測定結(jié)果Table3 Cumulative distribution determination results of various temporary plugging agent particle size

根據(jù)粒度分析結(jié)果和對成本的控制，擬采用超細碳酸鈣和ST－3柔性樹脂作為低滲儲層的暫堵劑，其中超細碳酸鈣作為剛性粒子，ST－3柔性樹脂作為變形充填粒子，復(fù)配使用以提高泥餅的致密性，有效封堵微細孔，防止鉆井液中固相和濾液的進一步侵入。超細碳酸鈣的粒徑分布雖然大于儲層孔喉的分布，但考慮到其鉆井液中的反復(fù)研磨，粒徑會逐漸變小，可以達到粒徑級配要求。作為充填和可變形顆粒的ST－3的顆粒粒度中值為0.82μm。具有較低的軟化點和較好的變形效果，可以有效擠入各類微小孔隙中，提高泥餅封堵效果，適合朱寨子油區(qū)儲層孔隙大小。

利用質(zhì)量分?jǐn)?shù)1%ST－3的水溶液做巖心封堵實驗。相對于清水，其封堵率達到99.3%，明顯減少清水的濾失速度。觀察巖心表面，無任何物質(zhì)殘留，表明ST－3可以變形進入巖心，并在孔喉處堆積，減少濾液侵入量。

3.4 液相返排技術(shù)

在鉆井過程中，當(dāng)鉆開儲層以后，在正壓差作用下鉆井液等外來流體將不可避免地侵入儲層，可將油氣推向離井筒較遠處，并在井壁周圍孔道中形成一個水相段塞，并在油－水或水－氣界面產(chǎn)生毛細管壓力。此時由于毛細管力的滯留作用，地層驅(qū)動壓力不能將外來流體排出地層，就會降低油、氣相滲透率。一般認(rèn)為外來流體在地層中的毛細管力越高，水鎖效應(yīng)越強，油氣產(chǎn)量越低。要想讓油氣流向井筒，就必須克服這一附加的阻力。若儲層能量不足以克服這一附加壓力，就不能將水驅(qū)走，最終會影響儲層的滲透率。由于水鎖效應(yīng)是可以疊加的，當(dāng)一串液滴同時出現(xiàn)在一連串的毛管時，油氣流的流動阻力會大幅增加，從而使油氣相的滲透率就會大幅降低。

減輕水鎖堵塞的主要措施有降低濾失總量、提高鉆井液濾液與地層的配伍性、降低濾液的表面張力和液氣的界面張力。在鉆井液中加入適宜的經(jīng)篩選的表面活性劑是克服毛管阻力引起水鎖損害的有效途徑。如果表面活性劑與地層不配伍（或加量過大），將會造成油氣層的潤濕反轉(zhuǎn)、油氣流動阻力增大以及儲層相對滲透率降低等一系列問題。因此要優(yōu)選出適宜的表面活性劑，做到與儲層表面電性、潤濕性以及鉆井液的配伍，提高儲層液相返排能力。選取表面活性劑OP－10、HFR（兩種表面活性劑復(fù)配）、PP＋、十六烷基氯化吡啶、SP－80進行對比，分別測其在不同質(zhì)量濃度下溶液的表面張力，結(jié)果見圖1。

圖1 表面活性劑表面張力與質(zhì)量濃度關(guān)系Fig.1 Surfactant surface tension and mass concentration diagram

由圖1可知，表面活性劑質(zhì)量濃度為0.5mg／L時，HFR降低溶液表面張力的效果最明顯，質(zhì)量濃度大于0.1mg／L之后保持穩(wěn)定。將該液相返排劑配成水溶液并飽和巖心，用煤油驅(qū)替，觀察驅(qū)替效果，并與清水作對比實驗，實驗溫度60℃，煤油驅(qū)替排量1mL／min，實驗結(jié)果見表4。

表4 水鎖傷害對應(yīng)表Table4 Water locking damage correspondence table

由表4可知，巖心氣測滲透率基本相當(dāng)?shù)膸r心，分別經(jīng)過蒸餾水和表面活性劑溶解飽和后，在相同的實驗條件下開展煤油驅(qū)替實驗，驅(qū)替壓力及其對應(yīng)的時間存在明顯的差異。經(jīng)表面活性劑溶液飽和的巖心，其流出第一滴煤油時的驅(qū)替壓差明顯小于經(jīng)蒸餾水飽和的巖心，且時間更短，說明經(jīng)表面活性劑溶液由于具有較低的表面張力和界面張力，更易被煤油驅(qū)替出來，因此降低了水相的最低排驅(qū)啟動壓力。隨著煤油繼續(xù)驅(qū)替，最高驅(qū)替壓差和所用的時間基本相當(dāng)，表明此階段巖心處于相對穩(wěn)定的排驅(qū)階段，巖心飽和方式對其影響不大。繼續(xù)驅(qū)替，隨著巖心水相飽和度的不斷降低，油相滲透率相應(yīng)提高，表現(xiàn)為驅(qū)替壓力逐步下降。比較最終達到穩(wěn)定時的驅(qū)替壓力，經(jīng)表面活性劑溶液飽和的巖心驅(qū)替壓力相對稍小于蒸餾水飽和的巖心驅(qū)替壓力，表明經(jīng)表面活性劑溶液飽和的巖心中的水相被煤油驅(qū)替的更為完全，有利于更好的改善巖心的滲流能力。液相返排劑HFR具有較低的氣液表面張力、油水界面張力，返排啟動壓力降低40%，易返排，滲透率恢復(fù)率提高20%。

3.5 儲層保護鉆井完井液配方

針對地質(zhì)特點及鉆井液要求，提供了兩種鉆井液體系（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）：無固相鉆井液體系和低膨潤土聚合物鉆井液體系。

1＃：（無固相鉆井液）：（80%～90%）淡水＋（0.1%～0.2%）KPAM＋（0.1%～0.2%）FA367；

2＃：1＃＋（2%～3%）鹽類抑制劑＋（2%～4%）復(fù)合暫堵劑＋0.2%液相返排劑；

3＃：（低膨潤土聚合物鉆井液）：4%膨潤土＋0.15%AMZ＋6%KCl＋2%LFT－70＋1.5% 胺鹽＋0.2%LV－CMC；

4＃：3＃＋4%復(fù)合暫堵劑；

5＃：4＃＋0.2%液相返排劑。

其中復(fù)合暫堵劑由經(jīng)過粒徑優(yōu)化的架橋粒子和可軟化變形的ST－3按一定比例復(fù)配而成，鉆井液經(jīng)60℃、16h熱滾老化后所測得的常規(guī)性能見表5。

表5 鉆井液性能實驗Table5 Drilling fluid performance experiment table

由表5可以看出，改造后無固相鉆井液與基漿在流變性方面差別不大，密度增加幅度很小，中壓失水由148.0mL降為48.4mL，表明形成的暫堵層可以有效降低無固相鉆井液的失水，減少鉆井液濾液進入儲層的總量和深度。但由于無固相鉆井液難易在井壁形成致密的泥餅，因此失水量較大，濾液容易進入儲層引起水鎖傷害。為此提供低膨潤土聚合物鉆井液開展泥漿性能和儲層保護評價，該鉆井液體系改造前后性能變化不大，失水略有下降，可以滿足現(xiàn)場施工要求。

巖心流動實驗見表6，巖心為吳37井C9淺灰色細砂巖巖心，實驗條件：JHDS－2高溫高壓動態(tài)污染儀，剪切速率100r／min，污染5h，溫度60℃；巖心流動裝置：巖心長度2.54cm，驅(qū)替排量0.2mL／min，溫度60℃。

表6 巖心流動評價實驗Table6 Experiment of core flow evaluation

由表6可知，無固相鉆井液（1＃）的滲透率恢復(fù)率只有46.7%，且有濾液中巖心滲出，表明聚合物已進入巖心內(nèi)部，在孔隙及吼道中發(fā)生吸附、沉淀，降低了巖心滲流能力。返排過程中聚合物難易有效清除，導(dǎo)致巖心滲透率恢復(fù)率較低。改造后的儲層保護無固相鉆井液（2＃），滲透率恢復(fù)率明顯提高，達到82.1%，無濾液滲出，說明封堵層有效阻止了鉆井液固相和液相侵入儲層。液相返排劑的加入有效提高了濾液返排效果，較低的返排壓力即可實現(xiàn)巖心返排解堵，有利于快速有效的恢復(fù)儲層的滲流能力。

低膨潤土聚合物鉆井液（3＃）基漿的滲透率恢復(fù)率只有40.9%，表明巖心污染端面的泥餅進入巖心較多，且致密度較差，返排更困難。在基漿的基礎(chǔ)上加入復(fù)合暫堵劑（4＃）后，滲透率恢復(fù)率明顯提高，達到84%，說明封堵層薄且致密，有效阻止了鉆井液固相和液相的進一步入侵，且容易返排解堵。再在此基礎(chǔ)上加入0.5%復(fù)合表面活性劑（5＃）后，滲透率恢復(fù)率基本保持在86.2%，說明鉆井液固相進入巖心的程度與前者基本一致，封堵層薄且致密，只需要較低的返排壓力即可實現(xiàn)巖心返排解堵，有利于快速有效的恢復(fù)儲層的滲流能力。

4 結(jié)論

（1）對于低滲儲層，常規(guī)泥漿將對儲層產(chǎn)生較為嚴(yán)重的污染，而保護儲層暫堵型鉆井液可有效控制濾失量，減輕由于鉆井液壓差造成的儲層傷害程度，適當(dāng)放寬鉆井液密度要求；

（2）在鉆井液中加入一定量的聚合物抑制劑和無機鹽抑制劑可有效防止儲層中的敏感礦物因濾液入侵而引起的敏感性傷害；

（3）復(fù)合暫堵劑由經(jīng)過粒徑優(yōu)化的架橋粒子和可軟化變形的ST－3按一定比例復(fù)配而成，可以形成致密的泥餅以減少鉆井液的侵入量和侵入深度；

（4）由兩種表面活性劑復(fù)配組成的HFR可有效降低油／水界面張力而顯著降低儲層水鎖損害的程度。有助于將侵入儲層的液相返排出來，提高油相飽和度和滲透率，改善儲層的滲流能力；

（5）經(jīng)實驗優(yōu)選提供兩套儲層保護鉆井液技術(shù)方案：

（a）淡水＋（0.1%～0.2%）KPAM＋（0.1%～0.2%）FA367＋（2%～3%）鹽類抑制劑＋（2%～4%）復(fù)合暫堵劑＋0.2%液相返排劑；

（b）4%膨潤土＋0.15%AMZ＋6%KCl＋2%LFT－70＋1.5% 銨鹽＋0.2%LV－CMC＋4%復(fù)合暫堵劑＋0.2%液相返排劑。

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