南堡油田中低渗储层损害机理及钻井液技术对策

王 荐，卢淑芹，朱宽亮，向兴金，陈金霞，吴 彬，舒福昌 ，蒋 卓

(1.湖北汉科新技术股份有限公司，湖北 荆州 434000；2.中国石油冀东油田钻采工艺研究院，河北 唐山 063000)

目前已发现和在生产的油气田中，中高孔渗储层占有相当大的比重，随着能源需求的不断旺盛，石油开发技术的日益发展，中低孔低渗油气藏在原油生产供给中必将越来越重要，但由于中低孔低渗油气藏的地层岩石物性特征和地层流体特性的影响，其勘探开发相对复杂和困难[1]。

冀东南堡油田中深层岩心实测平均有效孔隙度为9.12%～15.61%、平均渗透率为9.87×10-3μm2，属于中孔低渗-低孔特低渗储层。勘探结果表明，其中深层储层预测储量较好，但试油效果不理想，分析原因是钻完井、试油过程中的入井液可能存在较强的损害，但由于储层损害机理认识不清楚，缺乏针对性的储层保护技术。作者在此对南堡油田中低渗储层损害机理及钻井液技术对策进行分析研究，对于在南堡油田中低渗储层开发工程中保护油气层、减少井下复杂情况具有重要意义。

1 钻井过程中储层损害机理

1.1 固相侵入损害分析

在过平衡条件下，钻井液液柱和地层流体之间的正压差驱使钻井液中的固相进入油层，堵塞地层孔喉，造成损害。根据过滤理论的三准则：(1)桥堵准则：粒径为孔喉尺寸1/2～2/3的颗粒会堵塞孔喉；(2)沉积准则：粒径为孔喉尺寸1/7的颗粒可以通过岩石基质，但会产生沉淀并形成堵塞；(3)通过准则：粒径为孔喉尺寸1/10的颗粒会顺利通过岩石基质[2～4]。

南堡油田已用钻井液粒度分布曲线见图1。

图1 南堡油田已用钻井液粒度分布曲线

由图1可知，南堡油田已用钻井液粒径主要分布在9～137.59 μm之间，对南堡油田中低渗储层主流喉道半径(平均小于3 μm))来说都相对偏粗，均不会造成严重固相侵入损害。因此，对于中低渗储层而言，由于孔喉半径小、连通性差，工作液中的固相难以进入储层深部，损害半径较小，利用常规射孔就可以射开固相损害带。但是如果储层存在裂缝如南堡1～4、南堡208井东三段存在两段Ⅱ、Ⅲ级裂缝段，而钻井液密度过大，则可能将固相压入裂缝中引起比较严重的固相侵入损害。

1.2 储层敏感性损害分析(图2)

图2 速敏(a)、水敏(b)、盐酸酸敏(c)、土酸酸敏(d)、碱敏(e)、应力敏感(f)实验结果

由图2可知，冀东南堡油田中低渗储层存在：无～弱速敏、中等偏弱～强水敏、弱～中等偏弱碱敏、无酸敏、弱～中等偏强应力敏感。由于钻井过程中总体上以水敏损害为主，因此应调节好工作液矿化度，控制滤失量，增强抑制性，预防水敏损害。

1.3 水锁损害分析

外来液相流体进入油层孔道后，将储层中的油气推向储层深部，并在油气-水界面形成一个凹向油相的弯液面，产生毛管阻力。当产层的能量不足以克服上述阻力时，就不能驱开水段塞而造成损害，即水锁损害。油气层钻开后首先与钻井液接触，且时间较长，极易引发水锁损害。水锁损害是低渗储层的主要损害形式[5]。

室内研究评价了在不同初始含水饱和度时储层岩心注入一定PV体积的水后，油相渗透率的损害程度，结果见表1。

表1 冀东南堡中低渗储层岩心水锁评价结果

由表1可知，储层岩心与液相接触后由于岩心原始饱和度和束缚水饱和度的影响使岩心存在明显的水锁效应。因此，在钻井和完井过程中使用的流体应具有降低表面张力和界面张力的优良性能，以防止水锁。

1.4 化学沉淀和结垢分析

与储层流体不配伍的钻井液滤液进入储层后，与储层流体相互作用造成化学沉淀和结垢，从而对储层渗透率产生损害。对南堡油田中低渗储层已用钻井液的滤液与地层水之间的配伍性进行了室内评价，结果见表2。

表2 钻井液滤液/地层水配伍性情况

由表2可知，正电聚醇钻井液滤液和盐水聚合物钻井液滤液与地层水混合后浊度都有变大，对储层有一定的影响；聚磺钻井液滤液自身浊度值较高，有明显的浑浊现象。表明南堡油田中已用钻井液的滤液与地层水混合后有明显的浑浊和沉淀产生，存在一定的不配伍性，对储层渗透率产生伤害。

1.5 已用钻井液的储层保护性能评价

按照中国石油天然气行业标准SY/T 6540-2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，在模拟钻井条件下采用高温高压动态失水仪及JHST-IV岩心渗透率梯度测试仪对南堡油田中低渗储层已用钻井液的储层保护性能进行评价，结果见表3，具体评价步骤如下：

(1)选取岩心3块，抽真空饱和地层水后备用。

(2)在80 ℃、泵流量0.2 mL·min-1下，用煤油正向测定岩心渗透率K0。

(3)反向用钻井液进行动态污染，实验条件：140 ℃、3.5 MPa、125 min。

(4)在80 ℃、泵流量0.2 mL·min-1下，用煤油正向测定岩心渗透率K1。

(5)计算岩心渗透率恢复值K1/K0。

(6)将岩心污染端切片1 cm，然后施加与岩样污染前相同的围压，用相同稳定流量驱替，用煤油正向测定岩心渗透率K2，计算污染岩心切片后的渗透率恢复值K2/K0。

由表3可知，动态条件下经正电聚醇钻井液污染后的岩心渗透率恢复值为75.51%，截取1 cm后为77.55%；聚磺钻井液为61.57%，截取1 cm后为62.96%；盐水聚合物钻井液为70.89%，截取1 cm后为73.42%。说明已用钻井液对于中低渗储层渗透率恢复值较低，损害率在20%～40%左右，切片后渗透率恢复值仍然较低，说明储层损害主要为液相损害，因此需要进一步加强钻井液防水锁和液相损害机理方面的研究。

表3 已用钻井液储层保护性能评价

2 储层保护技术对策

根据储层敏感性实验和储层损害因素分析结果可知，该地区主要储层损害机理是钻井液的滤液侵入储层引起的水敏、水锁、弱的速敏、碱敏和应力敏感以及外来液相与储层流体不配伍造成的有机垢和无机垢堵塞等伤害，其严重程度见表4。

表4 引起南堡油田中低渗储层损害的各种因素及其严重程度

由表4可知，要实现冀东南堡油田中低渗储层保护，减轻钻井和完井作业过程中对储层的损害，应选择适宜的保护储层的钻井液技术对策，包括：使用强封堵、低张力钻井液，减轻滤液侵入造成的水敏和水锁损害；加强钻完井液的抑制性，降低水敏损害；使用密度合适的钻井液，防止钻井液漏失及缩短钻井液浸泡储层时间；提高钻完井液与储层流体的配伍性。

3 结论

(1)冀东南堡油田中低渗储层在钻井过程中主要损害类型有水敏、水锁、弱的速敏、碱敏和应力敏感，以及外来液相与储层流体不配伍造成的有机垢和无机垢堵塞等伤害。

(2)保护储层的适宜措施包括：使用强封堵、低张力钻井液，减轻滤液侵入造成的水敏和水锁损害；加强钻完井液的抑制性，降低水敏损害；使用密度合适的钻井液，防止钻井液漏失及缩短钻井液浸泡储层时间；提高钻完井液与储层流体的配伍性。

参考文献：

[1] 杨建华,刘全国,韩建亭.中、低渗透油田油层污染原因及保护对策[J].试采技术，2006，27(2)：16-17.

[2] Abrams A.Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion[J].Journal of Petroleum Technology，1977,29(5):586-592.

[3] 罗向东,罗平亚.屏蔽式暂堵技术及储层保护中的应用研究[J].钻井液与完井液，1992,9(2):19-27.

[4] 罗平亚.钻井完井过程中保护油层的屏蔽式暂堵技术[M].北京:中国大百科全书出版社,1997:68-98.

[5] 赖南君，叶仲斌，刘向君,等.低渗透致密砂岩气藏水锁损害室内研究[J].天然气工业，2005,25(4):125-126.