致密/頁巖油氣儲層損害機(jī)理與保護(hù)技術(shù)研究進(jìn)展及發(fā)展建議

孫金聲， 許成元， 康毅力， 張 潔

（1. 中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司，北京 102206；2. 油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（西南石油大學(xué)），四川成都610500；3. 中國石油大學(xué)（華東），山東青島 266580）

隨著全球能源消費(fèi)持續(xù)增加，常規(guī)油氣資源已無法滿足日益增長的能源需求，非常規(guī)油氣已成為全球油氣產(chǎn)量增長的重要組成部分和必然選擇。2018年，全球原油產(chǎn)量為44.5×108t，其中非常規(guī)原油占14%；天然氣產(chǎn)量為3.97×1012m3，其中非常規(guī)天然氣占25%[1]。我國非常規(guī)油氣經(jīng)過10年的探索與發(fā)展，產(chǎn)量快速攀升。2018年，我國非常規(guī)原油占原油總產(chǎn)量的10%，非常規(guī)天然氣占天然氣總產(chǎn)量的34%[1]。致密油氣及頁巖油氣是非常規(guī)油氣資源的重要組成部分，其高效開發(fā)對保障我國能源安全、優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)具有重要意義[2]。國內(nèi)外油氣勘探開發(fā)實(shí)踐表明，防止儲層損害的觀念及工程作業(yè)全過程儲層保護(hù)的理念、系列儲層保護(hù)新技術(shù)新方法已滲透到油氣井工程作業(yè)各環(huán)節(jié)之中[3]，儲層保護(hù)技術(shù)已成為油氣勘探開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)之一。與常規(guī)油氣儲層相比，致密/頁巖油氣儲層地質(zhì)條件特殊（高溫、高壓、高應(yīng)力和天然裂縫發(fā)育），工程作業(yè)環(huán)節(jié)多、程序復(fù)雜、安全風(fēng)險(xiǎn)高，建井及開發(fā)生產(chǎn)階段更易遭受嚴(yán)重的儲層損害[4–5]。近年來，致密/頁巖油氣儲層損害問題已成為國內(nèi)外專家學(xué)者研究的重點(diǎn)和熱點(diǎn)。為此，本文在分析致密/頁巖油氣儲層損害特點(diǎn)的基礎(chǔ)上，總結(jié)了致密/頁巖油氣鉆井完井、增產(chǎn)改造和開發(fā)生產(chǎn)過程中儲層損害的主要機(jī)理，結(jié)合現(xiàn)場應(yīng)用的典型案例，介紹了現(xiàn)有致密/頁巖油氣儲層保護(hù)技術(shù)及其應(yīng)用效果，明確了儲層保護(hù)對于及時(shí)發(fā)現(xiàn)、準(zhǔn)確評價(jià)和高效開發(fā)致密/頁巖油氣資源的重要作用，并就如何降低致密/頁巖油氣儲層完井投產(chǎn)及開發(fā)生產(chǎn)過程的儲層損害、提高單井產(chǎn)量、實(shí)現(xiàn)致密/頁巖油氣資源經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)等目前亟待解決的問題，以及致密/頁巖油氣儲層保護(hù)技術(shù)發(fā)展方向提出了建議。

1 致密/頁巖油氣儲層損害特點(diǎn)

儲層損害是指在油氣鉆井、完井、生產(chǎn)、增產(chǎn)和提高采收率等作業(yè)環(huán)節(jié)中發(fā)生（或?qū)е拢┝黧w產(chǎn)出或注入能力顯著下降的現(xiàn)象或作用[6]。致密/頁巖油氣儲層地質(zhì)條件特殊、作業(yè)施工程序復(fù)雜，建井及開發(fā)生產(chǎn)階段極易遭受嚴(yán)重的儲層損害，與常規(guī)油氣儲層相比，具有損害潛力和損害程度更高及損害更難解除的特點(diǎn)。

1）損害潛力更高。致密/頁巖油氣儲層具有基質(zhì)孔喉細(xì)小、滲透率極低、黏土礦物豐富、多尺度天然裂縫發(fā)育、超低含水飽和度、潤濕性分布復(fù)雜和傳質(zhì)過程復(fù)雜等特點(diǎn)[7–8]，儲層損害具有多尺度特點(diǎn)，且可發(fā)生在任一作業(yè)環(huán)節(jié)、空間尺度和傳質(zhì)階段，潛在損害因素多樣，損害潛力較常規(guī)油氣儲層更高。

2）損害程度更高。致密/頁巖油氣儲層損害貫穿鉆井、完井和開發(fā)等多個(gè)環(huán)節(jié)，跨越基質(zhì)孔喉、天然裂縫和人工裂縫等多個(gè)尺度，阻礙解吸、擴(kuò)散、滲流等傳質(zhì)階段，降低油氣井產(chǎn)量或縮短穩(wěn)產(chǎn)周期，油氣損害程度較常規(guī)油氣儲層更高。

3）損害更難以解除。致密/頁巖油氣儲層發(fā)生工作液侵入時(shí)，在高毛細(xì)管力和天然裂縫條件下，液相和固相侵入儲層深度更深，且鉆井、完井和開發(fā)過程中儲層損害相疊加[9–11]，導(dǎo)致儲層損害更加嚴(yán)重且范圍廣，損害解除難度極大。

2 不同過程的儲層損害機(jī)理

致密/頁巖油氣井投產(chǎn)后均面臨初期產(chǎn)量低、產(chǎn)量遞減的問題，一方面是致密/頁巖油氣的產(chǎn)出機(jī)制復(fù)雜，滲流阻力大。例如，頁巖氣井采用“水平井+分段壓裂”方式投產(chǎn)后，頁巖氣產(chǎn)出需跨越基質(zhì)孔喉、天然裂縫和人工裂縫，經(jīng)歷解吸、擴(kuò)散和滲流階段，游離氣通過滲流從人工裂縫中快速產(chǎn)出，而吸附氣解吸、擴(kuò)散的速度相對較慢[12–13]。另一方面，致密/頁巖油氣儲層損害也是一個(gè)重要原因[14–17]。為此，基于致密/頁巖油氣儲層損害的時(shí)間和空間多尺度特點(diǎn)，對鉆井完井、增產(chǎn)改造和開發(fā)生產(chǎn)過程中的儲層損害機(jī)理進(jìn)行詳細(xì)闡述。

2.1 鉆井完井過程

致密/頁巖油氣儲層多發(fā)育天然裂縫，既是油氣滲流通道，又是工作液漏失通道[18–19]。工作液漏失是鉆井完井階段最嚴(yán)重的儲層損害行為，表現(xiàn)為漏失損害程度高和損害帶范圍廣。圖1為四川盆地和鄂爾多斯盆地致密油氣藏鉆井完井過程中油氣儲層鉆開液漏失量和油氣井測試產(chǎn)量的統(tǒng)計(jì)結(jié)果。由圖1可以看出，油氣井產(chǎn)量隨油氣儲層鉆開液漏失量增加而急劇降低。工作液漏失導(dǎo)致固相和液相大量侵入儲層，極易誘發(fā)固相堵塞損害、液相敏感損害、應(yīng)力敏感損害和液相圈閉損害[20–23]，而且隨著工作液漏失量增加，損害帶范圍急劇增大，并與后續(xù)作業(yè)造成的儲層損害相疊加，使儲層損害更加嚴(yán)重，也更難解除。

圖 1 油氣井產(chǎn)量與油氣儲層鉆開液漏失量的統(tǒng)計(jì)結(jié)果Fig.1 Statistical results of drill-in fluid loss volume and well production

2.2 增產(chǎn)改造過程

致密/頁巖油氣儲層壓裂作業(yè)時(shí)，壓裂液返排率通常較低，如頁巖氣井壓裂作業(yè)中壓裂液返排率普遍低于30%[24]。大量現(xiàn)場統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，壓裂液返排率較低的井初期產(chǎn)量往往相對較高。研究認(rèn)為，壓裂液水力能量充分造縫使縫網(wǎng)復(fù)雜程度增大是初期產(chǎn)量較大的重要原因之一[25–26]，但滯留在儲層中的壓裂液會持續(xù)與儲層巖石、地層水相互作用，誘發(fā)液相圈閉損害，使壓裂液中的固相含量和礦化度不斷增大，導(dǎo)致壓裂液返排過程中產(chǎn)生各種儲層損害[27–29]。

2.2.1 壓裂液水相圈閉損害

致密/頁巖油氣儲層孔喉細(xì)小、毛細(xì)管壓力高、局部含水飽和度超低，與工作液接觸時(shí)液相極易通過毛細(xì)管自吸進(jìn)入儲層?！八骄?分段壓裂”是致密/頁巖油氣開發(fā)的主要方式，壓裂液實(shí)際用量大且返排率低，且致密/頁巖油氣儲層巖石具有水相潤濕性、黏土礦物含量高等特征，導(dǎo)致嚴(yán)重的潛在水相圈閉損害[30–31]。水相圈閉損害試驗(yàn)結(jié)果表明，頁巖和致密砂巖巖樣與水相作用后，裂縫導(dǎo)流能力均大幅降低（見圖2和圖3）。對于頁巖氣儲層，雖然壓裂液返排率低是水力能量充分造縫的表現(xiàn)，但大量壓裂液滯留會誘發(fā)嚴(yán)重的水相圈閉損害[32–36]。

圖 2 美國Barnett頁巖水相圈閉損害評價(jià)結(jié)果[30]Fig.2 Evaluation results of water traps in Barnett shale in the United States[30]

圖 3 美國Berea致密砂巖水相圈閉損害評價(jià)結(jié)果[31]Fig.3 Evaluation results of water traps in Berea tight sandstone in the United States[31]

2.2.2 壓裂返排液損害

頁巖儲層壓裂返排液具有固相含量高、礦化度高的特點(diǎn)，遠(yuǎn)高于壓裂液入井前的固相含量和礦化度[37–38]。文獻(xiàn)[39]的研究結(jié)果表明，壓裂返排液驅(qū)替后的頁巖裂縫表面可明顯觀察到殘留固相與結(jié)晶鹽（如圖4）。壓裂返排液高固相含量來源于壓裂液殘?jiān)?、頁巖巖粉和破碎的支撐劑，高礦化度主要源于頁巖中可溶鹽和高礦化度地層水[39–40]。頁巖儲層壓裂液返排周期長，固相堵塞、結(jié)垢、鹽析、微粒運(yùn)移伴隨壓裂液返排全過程，從而嚴(yán)重影響了人工裂縫的導(dǎo)流能力。

圖 4 壓裂返排液驅(qū)替后巖樣裂縫面殘留固相與結(jié)晶鹽[39]Fig.4 Residual solid phase and crystalline salt on the fracture surface of rock sample after post-fracturing cleanup[39]

2.3 開發(fā)生產(chǎn)過程

2.3.1 應(yīng)力敏感與巖石長期蠕變損害

致密/頁巖油氣開發(fā)生產(chǎn)過程中，如果生產(chǎn)制度不合理，會導(dǎo)致儲層有效應(yīng)力快速增大，誘發(fā)應(yīng)力敏感損害[41]。國內(nèi)外頁巖儲層應(yīng)力敏感性統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，隨著有效應(yīng)力增大，頁巖儲層巖樣滲透率均呈顯著下降趨勢（見圖5）[42]。儲層巖石與鉆井液濾液、壓裂液及酸液等外來液體作用后，巖石彈性模量、硬度及強(qiáng)度顯著降低，進(jìn)而導(dǎo)致頁巖長期蠕變，引起支撐劑嵌入與人工裂縫導(dǎo)流能力急劇下降，進(jìn)一步加劇儲層應(yīng)力敏感性損害[42–45]，如圖6所示。

2.3.2 鹽析損害

隨著致密/頁巖油氣勘探開發(fā)向深層、超深層發(fā)展，儲層高溫、高礦化度特征愈加突出，如塔里木盆地克深區(qū)塊超深致密砂巖儲層地層水的礦化度高達(dá)200 000～210 000 mg/L。生產(chǎn)過程中，地層高溫、高鹽條件與井筒附近壓降、地層水蒸發(fā)作用易誘發(fā)鹽析，導(dǎo)致儲層孔隙度、滲透率和巖石力學(xué)強(qiáng)度降低，誘發(fā)嚴(yán)重的儲層損害（見圖7）[46]。

圖 5 國內(nèi)外頁巖儲層巖樣應(yīng)力敏感性統(tǒng)計(jì)結(jié)果[42]Fig.5 Statistics on the stress sensitivity of shale reservoir samples at home and abroad[42]

圖 6 壓裂液浸泡時(shí)間對頁巖強(qiáng)度的影響[42]Fig.6 Impact of fracturing fluid immersion time on shale strength[42]

3 致密/頁巖油氣儲層保護(hù)技術(shù)

3.1 物理顆粒暫堵技術(shù)

物理顆粒暫堵技術(shù)是指通過架橋、填充和變形材料相結(jié)合，在井壁和近井帶裂縫中形成暫堵帶，阻止鉆井完井液中的固相和液相侵入儲層，從而起到保護(hù)儲層的目的，而暫堵帶在油氣井投產(chǎn)前可通過酸溶、油溶或自然解堵等辦法解除。物理顆粒暫堵技術(shù)經(jīng)過多年發(fā)展，先后形成了孔隙型儲層暫堵技術(shù)（酸溶性暫堵技術(shù)、油溶性暫堵技術(shù)）[47–48]、廣譜暫堵技術(shù)[49]、理想充填技術(shù)[50–51]、自適應(yīng)暫堵技術(shù)[52]、裂縫暫堵技術(shù)和暫堵性堵漏技術(shù)[53–54]等，并在致密/頁巖油氣儲層保護(hù)中起到了重要作用。

3.1.1 鄂爾多斯盆地大牛地氣田致密砂巖氣藏

大牛地氣田致密砂巖氣藏埋深2 300～2 900 m，溫度79.0～91.6 ℃，平均壓力系數(shù)0.92，儲層有效滲透率小于0.5 mD，基質(zhì)滲透率小于0.1 mD，平均孔喉半徑0.31 μm。儲層具有孔喉細(xì)小、天然裂縫發(fā)育、含水飽和度超低和毛細(xì)管力高等特點(diǎn)。該氣田前期氣井試井?dāng)?shù)據(jù)表明，完鉆后表皮系數(shù)4.28～52.23，平均17.5。儲層損害的主要原因是鉆井液固相和液相侵入導(dǎo)致的固相堵塞損害、水相圈閉損害和液體敏感損害。為此，該氣田后期氣井鉆井完井時(shí)應(yīng)用了酸溶性裂縫暫堵技術(shù)，有效保護(hù)了儲層（見圖8），促進(jìn)了致密氣藏的及時(shí)發(fā)現(xiàn)與準(zhǔn)確評價(jià)：發(fā)現(xiàn)了盒2段、盒3段致密砂巖高產(chǎn)氣層，該氣層前期由于儲層損害，解釋為差氣層或水層，試驗(yàn)井產(chǎn)氣量較非試驗(yàn)井大幅度提高（見表1）[34]。2005年7月，大牛地氣田建成10×108m3/年的產(chǎn)能。

70 孔隙度滲透率60 Sw=10% Sw=20% Sw=40%Sw=60%Sw=100%50 40 30 20 10 0 KS1-23 KS1-17 KS5-15 KS5-13平均 平均 平均KS5-14 KS5-l2平均KS4-1KS6-7 KS3-4KS3-9平均KS5-4KS5-5降低幅度, %

圖 7 不同初始含水飽和度下致密砂巖鹽析前后孔隙度/滲透率降幅[46]Fig.7 Porosity/permeability decreases before and after salting out of tight sandstone at different initial water saturations[46]

圖 8 大牛地氣田儲層保護(hù)前后氣層測井解釋結(jié)果對比Fig.8 Comparison of logging interpretation results in Daniudi Gas Field before and after reservoir protection

表 1 大牛地致密砂巖氣藏儲層保護(hù)效果[34]Table 1 Protection effect in Daniudi tight sandstone gas reservoir[34]

3.1.2 塔里木盆地克深區(qū)塊超深致密砂巖氣藏

塔里木盆地克深區(qū)塊致密砂巖氣藏埋深6 500～8 000 m，溫度140～180 ℃，壓力系數(shù)1.65～1.76，測井孔隙度平均為4.97%，滲透率平均為0.060 mD；室內(nèi)測試孔隙度平均為3.10%，滲透率平均為0.014 mD，具有典型的超致密儲層特征?？缀戆霃匠蕟畏宸植?，主峰介于0.09～0.66 μm，滲透率貢獻(xiàn)最大孔喉半徑介于0.16～0.63 μm，平均為0.21 μm。儲層天然裂縫發(fā)育，裂縫線密度0.70～1.47 條/m，裂縫寬度0.1～1.2 mm。由于儲層裂縫發(fā)育，導(dǎo)致鉆井完井液漏失頻繁，造成儲層發(fā)生嚴(yán)重的固相堵塞、流體敏感性損害和相圈閉損害。為此，該區(qū)塊超深井鉆井完井作業(yè)時(shí)，根據(jù)裂縫暫堵與暫堵性堵漏相結(jié)合的技術(shù)思路及全酸溶儲層保護(hù)的理念，以保護(hù)裂縫為重點(diǎn)，兼顧基質(zhì)，應(yīng)用了可酸溶處理劑、可酸溶堵漏材料等，有效控制了鉆井液漏失，降低了固相和液相侵入損害，實(shí)現(xiàn)了儲層的有效保護(hù)，試驗(yàn)井產(chǎn)氣量顯著提高（見表2）[55–56]，促進(jìn)了超深致密氣藏的高效開發(fā)。例如，克深2-1-6井小型酸化后產(chǎn)氣量達(dá)74×104m3/d，較酸化前（59×104m3/d）提高25%，且油壓也升高，說明酸溶效果明顯，儲層保護(hù)效果顯著。大北9井采用了高密度酸溶性加重劑和可酸溶纖維封堵劑實(shí)施儲層暫堵保護(hù)，酸化壓裂后，其測試產(chǎn)氣量與鄰井平均產(chǎn)氣量（未采用全酸溶材料）相比提高了78%。

表 2 塔里木盆地克深區(qū)塊超深致密砂巖氣藏儲層保護(hù)效果[55]Table 2 Protection effect of ultra-deep tight sandstone gas reservoirs in Keshen Block, Tarim Basin[55]

3.2 化學(xué)成膜暫堵技術(shù)

化學(xué)成膜暫堵技術(shù)是通過在井壁上形成膜狀物，最大限度地阻止固相和液相侵入油氣層，實(shí)現(xiàn)從物理暫堵向化學(xué)成膜暫堵的轉(zhuǎn)變，先后形成了油膜暫堵技術(shù)[57]、成膜鉆井液技術(shù)[58–60]和仿生生物膜暫堵技術(shù)[61]等，在國內(nèi)外均得到了廣泛應(yīng)用，并取得顯著的儲層保護(hù)效果。

北美威利斯頓盆地致密碳酸鹽巖/頁巖油藏鉆井完井過程中，應(yīng)用了由酸溶性暫堵劑、微乳液生成劑和高溫高壓成膜降濾失劑等配制的新型化學(xué)膜保護(hù)儲層水基鉆井液，與原始油基鉆井液相比，鉆井液漏失量降低90.6%，顯著提高了致密油藏產(chǎn)量與產(chǎn)能指數(shù)[62]。分析認(rèn)為主要原因是：原始油基鉆井液侵入儲層后易與地層水作用形成微乳液，產(chǎn)生乳化堵塞損害；而化學(xué)膜保護(hù)儲層水基鉆井液中加入了成膜降濾失劑、黏土穩(wěn)定劑、膨脹抑制劑和酸溶性暫堵劑，在保證水基鉆井液與油基鉆井液性能相當(dāng)?shù)耐瑫r(shí)，大幅降低了鉆井液漏失量，有效保護(hù)了儲層。應(yīng)用化學(xué)膜保護(hù)儲層水基鉆井液的試驗(yàn)井，日產(chǎn)油量提高了1.7倍[62]。

化學(xué)成膜暫堵技術(shù)與物理顆粒暫堵技術(shù)相結(jié)合，可起到協(xié)同增效保護(hù)儲層的效果。通過采用物理顆粒暫堵技術(shù)，將儲層偏大孔喉暫堵為微細(xì)孔喉，然后利用化學(xué)成膜技術(shù)在微細(xì)孔喉表面形成高質(zhì)量膜，從而達(dá)到更好地保護(hù)儲層的目的[63–65]。該技術(shù)在四川盆地中壩區(qū)塊等中滲–高滲油氣藏和低滲–致密油氣藏鉆井完井中進(jìn)行了應(yīng)用，均取得了良好的儲層保護(hù)效果（見表3）。

表 3 化學(xué)成膜與物理暫堵技術(shù)協(xié)同保護(hù)儲層效果[65]Table 3 The reservoir protection effects of chemical filming and physical temporary plugging technologies[65]

3.3 欠平衡鉆井完井技術(shù)

欠平衡鉆井完井技術(shù)通過保持井筒液柱壓力小于地層壓力，抑制鉆井完井液侵入儲層，控制鉆井完井液漏失量，達(dá)到保護(hù)儲層的目的[5]。欠平衡鉆井完井技術(shù)與物理/化學(xué)暫堵技術(shù)作為儲層保護(hù)的兩條路徑，互為補(bǔ)充，欠平衡鉆井技術(shù)從部分過程欠平衡逐步發(fā)展到全過程欠平衡，在致密油氣藏儲層保護(hù)中發(fā)揮了重要作用[66]。

3.3.1 四川盆地邛西構(gòu)造須2段致密砂巖氣藏

四川盆地邛西構(gòu)造須2段致密砂巖氣藏埋深3 241～3 912 m，氣藏中深處溫度平均為101 ℃，壓力系數(shù)1.10～1.24，儲層基質(zhì)滲透率平均為0.036 mD，孔隙度平均為3.44%。儲層孔喉分布頻帶較寬，分選較差，以小于0.2 μm的孔喉為主；微裂縫發(fā)育，屬于裂縫–孔隙型儲層。儲層致密基質(zhì)潛在損害以水相圈閉損害、水敏損害為主，其次為速敏、堿敏、酸敏和鹽敏損害；對于天然裂縫，以應(yīng)力敏感損害為主。該構(gòu)造氣井初期采用傳統(tǒng)的過平衡鉆井方法，未能有效保護(hù)儲層，氣井產(chǎn)量均不高。例如，邛西1井產(chǎn)氣量僅700 m3/d，邛西2井微量產(chǎn)氣，經(jīng)美國德士古公司加砂壓裂后產(chǎn)氣量僅5 200 m3/d。為此，在邛西3井和邛西4井應(yīng)用了全過程欠平衡鉆井技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了儲層的有效保護(hù)，2口井的產(chǎn)氣量均遠(yuǎn)高于邛西1井和邛西2井（見表4）。之后連續(xù)10多口氣井均應(yīng)用了全過程欠平衡鉆井技術(shù)，產(chǎn)氣量（50～100）×104m3/d，實(shí)現(xiàn)了邛西構(gòu)造須2段致密氣砂巖藏的高效開發(fā)。

表 4 四川盆地邛西構(gòu)造須2段致密砂巖氣藏儲層保護(hù)效果Table 4 Protection effect of Xu 2 tight sandstone gas reservoir in Qiongxi structure, Sichuan Basin

3.3.2 加拿大Bakken盆地致密油氣藏

加拿大Bakken盆地致密油氣藏埋深2 745～3 230 m，儲層溫度110～120 ℃，壓力系數(shù)1.12～1.56，滲透率0.05～0.50 mD，孔隙度4%～8%，平均孔喉直徑19.57 nm。該盆地氣井鉆井過程中的儲層損害主要是鉆井液固相和液相侵入導(dǎo)致的固相堵塞、水相圈閉和流體敏感性損害。為有效保護(hù)儲層，部分井應(yīng)用了全過程欠平衡鉆井技術(shù)，與采用常規(guī)過平衡鉆井技術(shù)的油氣井相比，年產(chǎn)油量提高19.0倍，年產(chǎn)氣量提高12.8倍（見圖9）[67–68]。

圖 9 加拿大Bakken盆地致密油氣藏欠平衡鉆井儲層保護(hù)試驗(yàn)井與非試驗(yàn)井對比[68]Fig.9 Comparison of underbalanced drilling reservoir protection test wells and non-test wells in tight oil and gas reservoirs of Bakken Basin, Canada[68]

3.4 界面修飾技術(shù)

巖石表面潤濕性與表面能和表面結(jié)構(gòu)相關(guān)，通過改變巖石表面能或表面形貌調(diào)整巖石表面潤濕性的技術(shù)稱為界面修飾技術(shù)[69]。該技術(shù)拓展了暫堵技術(shù)與欠平衡鉆井技術(shù)在保護(hù)致密儲層中的應(yīng)用，與之形成優(yōu)勢互補(bǔ)，是解除液相圈閉損害、改善微–納米孔喉滲流通道的有效技術(shù)途徑。界面修飾技術(shù)主要通過吸附表面活性物質(zhì)和納米粒子實(shí)現(xiàn)，在鉆井完井、增產(chǎn)改造作業(yè)中起到了重要的儲層保護(hù)作用。

美國Barnett盆地頁巖氣藏埋深2 170～2 830 m，總厚度80～100 m，溫度71～93 ℃，儲層壓力20.7～27.6 MPa，壓力系數(shù)0.99～1.02，儲層滲透率0.1～10 nD，孔隙度2.0%～6.0%，平均孔喉半徑小于0.5 μm。近幾年，Barnett盆地頁巖氣井絕大多數(shù)為水平井（通常為20～40口的叢式井組），水平段長度為1 000～2 000 m，壓裂級數(shù)為4～15級。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，該盆地頁巖氣井投產(chǎn)1年后，單井產(chǎn)氣量大約遞減了55%～60%，在沒有新井的情況下，整個(gè)氣田產(chǎn)量會減少30%～35%。分析認(rèn)為，頁巖氣井壓裂完成后壓裂液返排率低，壓裂液滯留易誘發(fā)水相圈閉損害，極大降低了裂縫導(dǎo)流能力，導(dǎo)致氣井產(chǎn)量遞減速度很快。研究表明，Barnett頁巖與2%KCl溶液和蒸餾水作用后，裂縫導(dǎo)流能力分別降低97%和99%；Berea致密砂巖與2%KCl溶液作用后，裂縫導(dǎo)流能力降低80%。為此，依據(jù)接觸角、界面張力和毛細(xì)管力等指標(biāo)優(yōu)選了表面活性劑，并進(jìn)行了重復(fù)壓裂，頁巖氣井穩(wěn)定產(chǎn)量提高約3倍，穩(wěn)產(chǎn)期大于2年（見圖10）[28]。

圖 10 儲層保護(hù)壓裂液體系提高氣井產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)期[28]Fig.10 Production increase and stabilize production period of reservoir protection fracturing fluid system[28]

我國在界面修飾儲層保護(hù)技術(shù)方面也開展了大量的基礎(chǔ)性工作和現(xiàn)場試驗(yàn)。氟表面活性劑和超雙疏表面活性劑等處理劑的研發(fā)及應(yīng)用，有效降低了鉆井完井液濾液侵入損害，提高了儲層保護(hù)效果[70–71]。中國石油工程技術(shù)研究院研發(fā)了一種聚合物防液鎖劑，致密氣巖心束縛水飽和度可降低6%，氣相相對滲透率提高20%，井壁表面能可降至原來的10%，甲烷氣的黏附力降至原來的0.4%。該聚合物防液鎖劑已在塔里木盆地致密氣藏成功應(yīng)用，與鄰井相比，平均產(chǎn)量至少提高37.5%。

4 致密/頁巖油氣儲層保護(hù)技術(shù)發(fā)展建議

儲層保護(hù)理論與技術(shù)經(jīng)過半個(gè)多世紀(jì)的發(fā)展，已基本滿足了常規(guī)油氣儲層損害防控治理的需求。由于致密/頁巖油氣藏具有賦存地質(zhì)條件獨(dú)特、儲滲品質(zhì)極端劣化和儲滲空間多尺度結(jié)構(gòu)特征等特點(diǎn)，現(xiàn)有儲層保護(hù)技術(shù)仍不能完全滿足其勘探開發(fā)需求，再加上降低作業(yè)成本、增產(chǎn)提效、提高油氣采收率等要求，亟待發(fā)展和升級儲層保護(hù)能力。為此，建議開展以下技術(shù)攻關(guān)研究。

1）著力打造致密/頁巖油氣儲層損害預(yù)測與診斷專家系統(tǒng)。非常規(guī)油氣儲層保護(hù)應(yīng)以預(yù)防為主，防治結(jié)合。儲層損害機(jī)理與保護(hù)技術(shù)的針對性很強(qiáng)，不同地區(qū)、不同類型油氣層的損害機(jī)理與最佳保護(hù)措施存在很大差異，對儲層損害機(jī)理的認(rèn)識是建立良好油氣層保護(hù)技術(shù)的基礎(chǔ)。未來需充分利用儲層地質(zhì)、工程和生產(chǎn)資料，基于大數(shù)據(jù)分析方法，建立致密/頁巖油氣儲層損害智能預(yù)測與診斷方法，形成儲層損害預(yù)測與診斷專家系統(tǒng)，利用儲層現(xiàn)有資料和數(shù)據(jù)，快速、準(zhǔn)確、高效、實(shí)時(shí)診斷與評估油氣層保護(hù)技術(shù)的有效性，以便及時(shí)確定油氣層保護(hù)方案和調(diào)整油氣層保護(hù)措施，提高油氣層保護(hù)效果，為儲層保護(hù)技術(shù)的高效實(shí)施奠定基礎(chǔ)。

2）升級完善致密/頁巖油氣儲層多尺度損害評價(jià)方法。致密/頁巖油氣儲層多尺度損害評價(jià)方法是認(rèn)識、預(yù)防和控制儲層損害的關(guān)鍵。目前，針對常規(guī)油氣儲層損害，國內(nèi)外雖然形成了系列評價(jià)方法并研制了相關(guān)評價(jià)儀器，但多以滲透率為評價(jià)指標(biāo)，多針對單一儲滲空間、傳質(zhì)階段和作業(yè)環(huán)節(jié)。因此，未來需要以儲層產(chǎn)能指數(shù)為指標(biāo)，建立考慮非常規(guī)儲層低孔/低滲特點(diǎn)和傳質(zhì)特征的儲層損害評價(jià)方法，并研發(fā)相關(guān)評價(jià)儀器。

3）加快研發(fā)適應(yīng)致密/頁巖油氣儲層的智能型儲層保護(hù)材料。傳統(tǒng)暫堵材料多需要通過射孔、化學(xué)溶解、返排等措施進(jìn)行解除，不但增加了作業(yè)成本，也在一定程度上影響了儲層保護(hù)效果。因此，未來需要研發(fā)智能型儲層保護(hù)材料，如自降解型暫堵材料、原位反應(yīng)型儲層保護(hù)材料（如原位生成酸液、氧化液，原位生熱等）等，進(jìn)而形成暫堵帶自動解除技術(shù)，提高儲層損害預(yù)防與解除的效果。

4）重點(diǎn)突破致密/頁巖油氣儲層液相圈閉損害防治關(guān)鍵技術(shù)。針對頁巖氣儲層孔隙通道潤濕性分布復(fù)雜，油相、水相圈閉損害嚴(yán)重的問題，研發(fā)含氟、含硅的油水雙憎高效防液鎖劑，將儲層巖石表面潤濕性調(diào)整為氣潤濕，降低天然氣、油、水與儲層孔喉的黏附力及殘余油氣飽和度，恢復(fù)儲層的能量以提高產(chǎn)量。同時(shí)，開展注入高溫氣體、地層微波加熱等技術(shù)的現(xiàn)場試驗(yàn)，解除致密/頁巖油氣儲層的液相圈閉損害，提高液相圈閉損害的防治效果。

5）高度重視儲層保護(hù)–漏失控制–增滲改造一體化技術(shù)研究。鉆井完井儲層保護(hù)與工作液漏失損害控制的發(fā)展主要經(jīng)歷了3個(gè)階段，第1階段主要通過減小鉆進(jìn)正壓差、采用無固相工作液等來避免或降低漏失損害，但安全和成本方面的因素限制了該類技術(shù)的應(yīng)用；第2階段通過允許固相顆粒侵入到井周較淺的位置，形成物理和化學(xué)暫堵帶來控制工作液漏失造成的損害，如酸溶/油溶性暫堵技術(shù)和“暫堵性堵漏”技術(shù)，但固相常沿裂縫侵入到儲層深處，損害范圍大且難以有效解除；第3階段仍處于萌芽之中，探索允許架橋支撐顆粒進(jìn)入裂縫較深處，使該部分顆粒既可在漏失過程中與可溶填充顆粒協(xié)同起到封堵裂縫的作用，又可在生產(chǎn)過程中起到支撐裂縫、保持裂縫導(dǎo)流能力的作用，即儲層保護(hù)–漏失控制–增滲改造一體化。

5 結(jié) 論

1）非常規(guī)油氣儲層損害貫穿鉆井、完井、生產(chǎn)及提高采收率等多個(gè)環(huán)節(jié)，跨越基質(zhì)孔喉、天然裂縫、人工裂縫等多個(gè)尺度，具有損害潛力高、損害嚴(yán)重和損害難解除的特點(diǎn)。

2）鉆井完井過程中的工作液漏失，增產(chǎn)改造過程中的壓裂液滯留與延遲返排，生產(chǎn)過程中的應(yīng)力敏感、巖石長期蠕變、鹽析等是導(dǎo)致致密/頁巖儲層損害的主要原因，亟待深刻揭示損害機(jī)理，探索有效的防護(hù)治理技術(shù)。

3）物理顆粒暫堵技術(shù)、化學(xué)成膜暫堵技術(shù)、欠平衡鉆井完井技術(shù)、界面修飾技術(shù)等儲層保護(hù)技術(shù)，已在致密/頁巖油氣勘探開發(fā)中發(fā)揮了重要作用，但仍需進(jìn)一步完善，形成配套技術(shù)系列。

4）儲層損害預(yù)測與診斷專家系統(tǒng)、儲層多尺度損害評價(jià)方法、智能型儲層保護(hù)材料、液相圈閉損害防治技術(shù)、儲層保護(hù)–漏失控制–增滲改造一體化技術(shù)是致密/頁巖油氣儲層保護(hù)技術(shù)的重要發(fā)展方向。