乾安地区低渗透砂岩储层保护技术研究

孙玉学，姚 飞，张 顺

(1.东北石油大学，黑龙江 大庆 163318;2.中油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163413)

乾安地区低渗透砂岩储层保护技术研究

孙玉学1，姚 飞1，张 顺2

(1.东北石油大学，黑龙江 大庆 163318;2.中油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163413)

吉林油田在储层敏感性评价的基础上，室内进行了现场二开钻井液体系的损害评价实验。结果表明，现场二开钻井液体系对乾安地区低渗透砂岩储层的损害程度为34.52%，以液相损害为主，并且存在严重的水锁损害。因此，减轻低渗透砂岩储层的损害程度重点是控制钻井液滤液侵入。根据d90暂堵理论及防水锁技术对现场二开钻井液体系进行了优化，加入屏蔽暂堵剂后的钻井液对岩心的损害程度降低了16.25%，优选的新型防水锁剂可使钻井液对岩心损害程度减少5%左右，能够有效保护低渗透砂岩储层。

低渗透储层;钻井液滤液;屏蔽暂堵;防水锁;储层损害;吉林油田

引 言

吉林油田乾安地区储层为中低孔、低渗油藏。乾安地区位于松辽盆地南部中央坳陷，油层中部埋深为2 450 m，主力开发油层为泉四段扶余油层、青山口组及青三段高台子油层。储层岩性以粉砂岩为主，矿物类型主要包括:石英为32%，长石为33%，岩屑为26%，含泥质矿物为8%。孔隙式胶结，填充物为泥质和灰质。储层黏土矿物主要以伊蒙混层为主，另外含有绿泥石、伊利石和高岭石。地层水总矿化度平均为10 808.0 mg/L，水型为NaHCO3型，pH值为7。地层压力系数为0.96～1.01，地层温度为 83～100℃，平均孔隙度为11.7%，平均渗透率为 1.99×10－3μm2，属于中低孔、低渗储层。在以往钻井过程中，目的层段井漏现象时有发生，大量钻井液的漏失造成储层渗透率降低，导致严重的储层伤害，极大地影响了储层开发效果。因此，开展针对乾安地区低渗透储层的保护技术研究，预防井漏、避免井漏造成的储层伤害，对于高效开发乾安地区低渗透油藏十分重要。

1 储层损害机理分析

乾安地区低渗透储层岩心的敏感性评价结果表明，该地区存在中等偏强速敏、强水敏、强盐敏，不存在酸敏。因此，在钻井过程中钻井液会对储层造成不同程度的损害。为了分析乾安地区低渗透储层的主要损害因素，采用现场二开钻井液体系进行了岩心污染实验评价，内容包括储层岩心渗透率损害程度实验、固相损害程度实验，并以岩心渗透率损害程度与固相损害程度之差作为其液相损害程度(表1)。现场二开钻井液配方为:4% ～5%膨润土+0.5%纯碱+0.15%～0.30%KPA+0.5%～1.0%KCl+1.0% ～1.5%铵盐+1% ～2%防塌剂HA树脂+1.0% ～1.5%阳离子乳化沥青粉。

表1 二开钻井液污染乾安地区储层岩心评价结果

由表1可知，现场二开钻井液体系对乾安地区储层岩心渗透率损害程度较严重，且主要以液相损害为主，基本不存在固相损害。对于渗透率为0.1×10－3～3.5 ×10－3μm2的低渗储层，渗透率损害程度平均为31%，平均液相损害程度为28.61%，固相损害程度平均仅为2.38%。随岩心初始气测渗透率的增大，其渗透率损害程度越来越低(即渗透率恢复值越来越大)，说明乾安地区低渗储层存在严重的水锁损害。

2 低渗透储层保护技术研究

由储层损害机理分析可知，钻井液对低渗透储层的损害主要以液相损害为主，并存在严重的水锁损害。因此，减轻低渗透砂岩储层的损害程度关键是控制钻井液滤液侵入［1］。笔者从2方面着手进行了研究:一是加入屏蔽暂堵剂使钻井液具有良好的流变性能和造壁性能，以减少滤液侵入储层;二是完全避免液相侵入是不可能的，因此，对钻井液进行了防水锁优化，使其具有良好的抑制性能和返排性能。

2.1 屏蔽暂堵储层保护技术

随着保护油气层技术的进一步发展，近年来国外学者指出，在某些情况下，使用“三分之一”架桥规则不能达到一种最佳的保护效果，并提出了理想充填理论和 d90暂堵方法［2－6］。其中，d90暂堵方法认为，当暂堵剂颗粒在其粒径累计分布曲线上的d90值(指90%的颗粒粒径小于该值)与储层的最大孔喉直径或最大裂缝宽度相等时，可取得理想的暂堵效果［7］。因此，笔者采用了d90暂堵方法作为乾安地区的屏蔽暂堵油层保护技术。

乾安地区油层样品的压汞资料显示，该区油层微观孔隙结构比较差，属于低孔、细喉型孔隙结构。最大孔喉半径为1.459 μm，孔喉半径均值为0.423 μm。根据d90暂堵方法，优选PZJ－01作为乾安地区的屏蔽暂堵剂。该暂堵剂由不同配比的超细碳酸钙和油溶性暂堵剂WZD－Ⅱ组成。其中，WZD－Ⅱ为专门针对低渗透储层、具有成膜性的油溶性暂堵颗粒，可在井壁形成薄而致密的保护膜，阻止固液相进一步侵入储层，具有优良的储层保护效果。通过大量室内计算，确定其配比为:400目碳酸钙∶900目碳酸钙 ∶超钙∶WZD－Ⅱ=10% ∶20% ∶60% ∶10%。

2.2 防水锁储层保护技术

水锁损害是低渗透油藏主要的损害方式之一，初始渗透率、孔隙结构、初始含水饱和度、油水界面张力是影响水锁损害程度的主要因素。初始渗透率和含水饱和度越低、储层孔喉越小、油水界面张力越大，储层潜在的水锁损害程度越强［8］。因此，通过实验优选合适的防水锁剂，降低钻井液滤液界面张力，加快工作液的返排速度，能有效减弱水锁损害程度。

压裂过程中压裂液所用的高效助排剂能够在很低浓度条件下大幅降低钻井液滤液的表面张力，因此，笔者选用高效助排剂YBS－Ⅰ作为钻井液的防水锁剂。它是一种氟碳表面活性剂，浓度为0.3%时，其表面张力小于20 mN/m，界面张力小于1.5 mN/m。

在二开钻井液中加入不同浓度的YBS－Ⅰ，测定其滤液表面张力，结果见表2。由于防水锁剂在黏土含量高的地层中会被吸附而失去作用，因此，现场需要加大防水锁剂的量［9－10］。

表2 加入表面活性剂后钻井液滤液的表面张力(室温20℃)

2.3 保护低渗透储层的钻井液体系优化

通过屏蔽暂堵和防水锁低渗透储层保护技术，对现场二开钻井液体系优化后得到了能有效保护乾安地区低渗透储层的KCl聚合物钻井液体系，其配方为:二开钻井液+2%PZJ－01+0.4%YBS－Ⅰ。测定其常规性能和高温老化性能，结果见表3。可见，KCl聚合物钻井液体系的常温及高温老化后性能与二开钻井液相比变化不大，黏度略有增加，失水量下降，其性能满足乾安地区钻井需求。

表3 钻井液体系常规性能及抗温性能数据

按照中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T6540—2002，进行了 KCl聚合物钻井液体系的动态污染评价实验(表4)。结果显示，加入屏蔽暂堵剂PZJ－01后的2号钻井液对乾安地区储层岩心渗透率恢复值平均为87.46%，即优选的屏蔽暂堵剂PZJ－01可使钻井液对储层损害程度降低16.25个百分点(和1号R的平均值相比);而加入防水锁剂YBS－Ⅰ后的3号钻井液对乾安地区储层岩心渗透率恢复值均超过90%，即防水锁剂YBS－Ⅰ可使钻井液对储层损害程度降低约5个百分点(和2号R的平均值相比)。因此，KCl聚合物钻井液体系能有效保护乾安地区低渗透储层。

表4 不同钻井液体系对乾安地区储层岩心渗透率恢复值

3 现场应用

3.1 油气层保护措施

根据乾安地区储层的特点，钻井过程中保护储层措施主要有以下几点要求。

(1)提高钻井液滤液的总矿化度，使其与地层水相互配伍，减少钻井液对储层的污染。

(2)进入目的层段时，严格控制钻井液的滤失量，尽量减少滤液对油气层的损害。

(3)进入油气层井段使用屏蔽暂堵技术和防水锁技术保护油气层。加入屏蔽暂堵剂PZJ－01改善泥饼质量，加入防水锁剂YBS－Ⅰ防止水锁效应堵塞油气层的孔隙孔道。

(4)在水平段钻进中，必须严格控制钻井液失水量，确保形成薄而致密的泥饼，保持井壁光滑，降低扭矩。

(5)应用井下压力系统分析方法，对钻遇的地层进行地层压力预测，并控制起、下钻速度，避免因产生抽吸压力和激动压力而导致钻井液固相和液相侵入地层深部。

(6)提高目的层的钻井速度，尽量缩短钻井液对油气层的浸泡时间，减少钻井液对目的层的污染。

3.2 应用效果

KCl聚合物钻井液体系在乾安地区海S平1、海S平3、海S平4、海S平5、海S平6等5口水平井进行了现场施工应用，并对一些井段钻井液的流变性能及污染岩心的渗透率恢复值测定，结果见表5。

表5 现场钻井液的流变性能及污染岩心的渗透率恢复值

可以看出，现场所取KCl聚合物钻井液体系性能稳定，滤失性、流变性均较好，经观察，泥饼薄而致密，且韧性较好。用KCl聚合物钻井液污染低渗透储层岩心后，岩心渗透率恢复值均超过了88%，储层保护效果明显。在钻进过程中5口水平井井壁稳定，起下钻顺利，摩阻小，钻进速度快。

4 结论及认识

(1)乾安地区低渗透储层敏感性为中等速敏、强水敏、强碱敏、弱酸敏，其主要损害因素为液相损害，固相损害很小，并存在严重的水锁损害。

(2)据d90暂堵理论优选的屏蔽暂堵剂PZJ－01可使钻井液对乾安地区低渗透储层的损害程度降低16.25个百分点，优选的防水锁剂YBS－Ⅰ能使损害程度降低约5个百分点，达到了保护储层的目的。

(3)室内实验和现场应用的结果表明，采用屏蔽暂堵技术和防水锁技术优化后的KCl聚合物钻井液体系对乾安地区低渗透储层的渗透率恢复值均超过了88%，可有效保护储层。

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Research on low permeability sandstone reservoir protection technology for Qian’an area

SUN Yu－xue1，YAO Fei1，ZHANG Shun2
(Northeast Petroleum University，Daqing，Heilongjiang163318，China)

Impairment evaluation of drilling fluid system for the second spud in Jilin Oilfield has been conducted through laboratory experiment based on reservoir sensitivity evaluation．Experiment result indicates that the damage degree of the second spud drilling fluid system to the low permeability sandstone reservoirs in the Qian’an area is 34.52%，with liquid phase damage being the dominant and there is also severe water blocking damage．The key to reducing the damage is to control the invasion of drilling fluid filtrate．The second spud drilling fluid system is optimized based on d90 temporary plugging theory and water blocking prevention techniques．The degree of core damage has reduced by 16.25%after adding shielding temporary plugging agent and by about 5%after adding new water blocking prevention agent，so that the low permeability sandstone reservoirs can be effectively protected．

low permeability reservoir;drilling fluid filtrate;shielding temporary plugging;water blocking prevention;reservoir damage;Jilin Oilfield

TE258

A

1006－6535(2011)04－0117－04

20110311;改回日期20110414

吉林油田“乾安低渗透高效开发储层保护研究技术”项目部分内容(JW10－W－16－JZ－5－43)

孙玉学(1961－)，男，教授，1983年毕业于大庆石油学院钻井工程专业，2009年毕业于大庆石油学院油气田开发专业，获博士学位，主要从事钻井液完井液及油气层保护研究工作。

编辑 王 昱