用于储层保护的钻井液体系研究——以大港油田扣49区块为例

王 松，魏 霞 （长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州434023）

熊腊生 （渤海钻探公司工程处，天津300270）

张顺元 （中国石油集团总公司钻井工程研究院海外钻井所，北京100195）

用于储层保护的钻井液体系研究
——以大港油田扣49区块为例

王 松，魏 霞 （长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州434023）

熊腊生 （渤海钻探公司工程处，天津300270）

张顺元 （中国石油集团总公司钻井工程研究院海外钻井所，北京100195）

通过对大港油田扣49区块的储层特征研究，分析了储层损害的潜在因素。研制出了一套代号为JHM的无黏土相钻井液体系配方，全面评价了该钻井液体系的失水性、流变性、热稳定性、抑制性、生物毒性、暂堵效果等，并与该区块原使用的钻井液体系进行了对比试验。结果表明，JHM无黏土相钻井液体系具有良好的常规性能，抑制性强，保护油气层效果好，具有一定的推广应用价值。

储层特征；潜在损害因素；无黏土相钻井液；油气层保护；大港油田

保护油气层技术是一项贯穿油田开发全过程的系统工程，其中各种工作液的作用很大，它们成为保护油气层技术的重要组成部分。优选各种工作液是防止地层损害，实现油气层保护的重要手段［1～3］。

1 大港油田扣49区块储层特征

大港油田扣49区块钻遇地层自上而下为第四系平原组，上第三系明化镇组、馆陶组，下第三系东营组、沙河街组。目的层沙河街组一段：中上部为大段灰色、深灰色泥岩、夹浅灰色泥质粉砂岩薄层，下部为深灰色泥岩、灰褐色油页岩、灰褐色白云质灰岩及灰白色灰质细砂岩，底部为5m灰白色生物灰岩；沙河街组二段：为深灰色泥岩、砂质泥岩、夹浅灰色泥质粉砂、浅灰色含砾不等粒砂岩，浅灰色荧光－油斑细砂岩。

该地区储层主要岩性为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，其中石英体积分数为22%～33%，长石体积分数为34%～46%，岩屑体积分数为36%～42%。其成分成熟度低，为低成熟砂岩，砂岩一般以细砂岩及细－中砂岩为主，成熟度略低，分选中，磨圆差，储集性好。孔隙类型以粒间孔为主，其次为次生粒间孔。其物性特征为：孔隙度12.8%～24.9%，渗透率10.29～34.65mD，含油饱和度平均为28.18%。填隙物包括泥质杂基和自生矿物，自生矿物主要由各类黏土矿物、碳酸盐胶结物和黄铁矿等组成。大部分填隙物是潜在的影响储层性质的敏感性矿物，是进行油层保护时必须考虑的一个重要因素［4］。

2 扣49区块储层的潜在损害因素分析

扣49区块储层敏感性矿物主要包括微晶石英、黄铁矿、黏土矿物、碳酸盐矿物等，这些矿物在酸化过程中可能造成储层潜在损害，与地层水不配伍的外来流体可能造成储层损害，固体微粒的运移也可能导致储层的损害。选取扣49-2井岩心对其潜在损害因素进行了试验分析，得出了以下几点认识：①其临界流量为0.1ml／min，为中等速敏；②储层具有中等水敏，因此设计的工作流体应具有较强的抑制性；③储层岩心为中等偏弱酸敏地层；④储层岩心为中等盐敏储层，其临界矿化度为3000mg／L，故要求工作液的矿化度最好不低于3000mg／L；⑤储层岩心为弱碱敏地层，其临界pH值为10，因此入井流体的pH值最好不要超过10。

3 保护储层的钻井液体系研究与应用

3.1 现有钻井液对储层的损害

在室内模拟配制该区块所使用的钻井液：100ml水＋4g膨润土＋0.2g KPAM （聚丙烯酸钾）＋1g硅黏土稳定剂＋0.2g硅降黏剂＋1g SAS（磺化沥青）＋0.5g单封，其钻井液常规性能为：密度ρ＝1.18g／cm3，漏斗黏度μf＝43s，表观黏度μa＝42mPa·s，塑性黏度μp＝29mPa·s，动切力τd＝13Pa，API滤失量VAPI＝4ml，滤饼厚度δc＝0.5mm。选取该区块的岩心，按照 《钻井液完井液损害油层室内评价方法》分别在动、静失水仪上进行岩心动、静态损害试验。用（Kd／Ko）×100%表示渗透率恢复值，其中Kd为损害后的渗透率，Ko为损害前的渗透率。结果见表1。

表1 现有钻井液岩心静态损害和动态损害试验结果

从表1可以看出，扣49区块现有钻井液对储层岩心损害后的渗透率恢复值不超过75%，说明现有钻井液对该区块的储层具有一定的损害。

3.2 新型无固相钻井液的研制

因为扣49区块储层中含有一定量的膨胀性黏土矿物，若入井工作液选用不当，储层会受到一些潜在的损害，如固相颗粒堵塞，易水化的黏土矿物的分散运移，外来流体与储层地层水之间不配伍产生沉淀等。鉴于此，在室内研制了一套既保护储层又保护环境的新型多功能钻井液体系——聚醚多元醇无黏土相钻井液体系 （JHM体系）。聚醚多元醇是一种水溶性有机物，含有醚键和多个羟基，属于多糖类衍生物，JHM体系主要由聚醚多元醇防塌剂、降滤失剂、油层保护剂及其他性能调节剂等组成［5，6］。

JHM体系的基本配方为：100ml水＋0.3g XC （生物聚合物）＋1g DFD-140（改性淀粉）＋1g DRISPAC （聚阴离子纤维素）＋0.1g KCl＋2g JHY （油溶性树脂）＋2g JHM （聚醚多元醇防塌剂），其高温老化前后的流变性和滤失性见表2。

表2 JHM钻井液的流变性和滤失性

由表2结果可知，优选出的钻井液体系经过120℃、16h老化后的流变性和滤失性变化较小，性能相对稳定，120℃条件下的高温高压滤失量Vhthp也能满足钻井要求。

3.2.1 JHM体系加重性能研究

由于钻井过程中平衡地层压力的需要，现场常常要求添加加重剂。这就要求钻井液在保持良好的流变性和滤失性的同时，有良好的加重剂悬浮能力。为此，进行了JHM体系加重试验。

在原配方各成分及其含量不变的前提下加入重晶石，直至密度为1.45g／cm3。将加重钻井液在常温下静置24h后，缓缓将其上层钻井液倒入密度计，测得其密度为1.44g／cm3；将下层约150ml的钻井液倒入密度计，测其密度为1.47g／cm3，这说明JHM体系在24h静置后密度较均匀，具有优良的悬浮性能。同时测其老化前后的常规性能，结果见表3。从表3可以看出，加重钻井液的性能比较稳定。

表3 老化前后JHM加重钻井液流变性和滤失性

3.2.2 JHM体系的抑制性评价

为了评价JHM体系的抑制性，进行了页岩线性膨胀试验。页岩的线性膨胀高度与时间的变化曲线对比试验在NP-01线性膨胀仪上进行，计量膨胀高度随时间 （至24h）的变化曲线，线性膨胀高度越小，抑制性越好。试验结果如图1所示。

由图1中可以看出，所配制的JHM体系的抑制性能比油基钻井液略差一些，但优于聚合物钻井液和细分散钻井液。

图1 抑制性评价试验

3.2.3 JHM体系的抗污染性

为了考察JHM体系的抗污染性能，在室内进行了该钻井液体系经盐、钙、钻屑等污染物污染后的试验，结果如表4所示。由表4可以看出：当外来污染物如氯化钙、氯化钠和钻屑侵入JHM体系时，其流变性和滤失性能变化。这表明JHM体系能够有效地抵抗这些物质的侵染，从而有效地保证了钻井工作的顺利进行。

表4 JHM体系抗污染性能评价

3.2.4 JHM体系的生物毒性

采用GB／T 15441-1995《水质急性毒性的测定发光细菌法》进行检测［7］，结果见表5。测定钻井液体系的生物毒性时，以半致死质量浓度ρL50的大小为依据，参照生物毒性分级标准，判断所测样品的生物毒性，当ρL50＞10000mg／L时，所测样品无毒性。

从表5可以看出，所研制的JHM体系与其他3种对比的钻井液ρL50相比，其值最大，说明其毒性最小。

表5 钻井液体系的生物毒性

表6 JHM体系的油气层保护效果

3.2.5 JHM体系的储层保护性能

采用扣49区块的天然岩心来评价JHM体系的储层保护特性，结果见表6。

由表6可知，被钻井液损害后的天然岩心的渗透率恢复值均在90%以上。说明JHM体系的储层保护效果优良。

4 现场应用

在大港油田扣49区块使用该体系进行了5口井的现场试验。进入目的层前调整好钻井液的性能参数，及时补充各处理剂的用量，保证其在钻井液中的有效含量，充分使用固控设备，要求离心机、除砂器24h连续运转，尽量降低钻井液中的有害固相。中途测试结果表明：试验井与对比井相比，表皮系数的平均值由2.52下降至0.14，油井产量平均提高27.8%，综合经济效益明显。

5 结论与认识

1）扣49区块储层主要岩性为长石砂岩和长石岩屑砂岩，属于中孔、中渗储层。

2）对储层潜在损害因素分析表明，储层为中等速敏、中等水敏、中等偏弱酸敏、弱碱敏、中等盐敏地层，因此在研制保护储层的钻井液时应充分考虑这些因素。

3）所研制的JHM无黏土相钻井液体系各项性能良好，渗透率恢复值在90%以上，现场应用效果良好。

［1］李克向.保护油气层钻井完井技术 ［M］.北京：石油工业出版社，1993.

［2］樊世忠，何纶.国内外油气层保护技术的新发展 （Ⅱ）——工程技术描述 ［J］.石油钻探技术，2005，33（3）：1～6.

［3］张建国，王松，罗跃，等.大港油田滩海地区防塌及保护油气层钻井液体系试验研究 ［J］.石油钻探技术，2004，32 （4）：44～46.

［4］郑秀才.港西油田储层损害的潜在地质因素分析 ［J］.长江大学学报 （自然科学版），2011，8（5）：19～30.

［5］黄达全，陈少亮.大港油水平井保护油层钻井液技术 ［J］.钻井液与完井液，2006，23（5）：31～35.

［6］黄维安，邱正松，吕开河，等.环境友好油层保护钻井液的研究与应用 ［J］.石油钻采工艺，2006，28（3）：31～36.

［7］GB／T 15441-1995，水质急性毒性的测定——发光细菌法 ［S］.

Techniques of Drilling Fluid Used for Formation Protection——By Taking Block Kou 49in Dagang Oilfield for Example

WANG Song，WEI Xia，XIONG La-sheng，ZHANG Shun-yuan（First Author’s Address：College of Chemistry and Environmental Engineering，Yangtze University，Jingzhou434023，Hubei，China）

By studying the reservoir characteristics of Block Kou 49in Dagang Oilfield，the potential element of formation damage was analyzed.A set of drilling fluid formulae for clay free JHM were developed.A comprehensive evaluation was carried out for its fluid loss property，rheological property，heat stability，fluid inhibition，biological toxicity，temporary blocking effect and so on，and it was contrasted with the originally used drilling fluid.The results show that JHM has good conventional performance and stronger inhibition，better formation protection，it is of certain value of application and popularization.

reservoir characteristics；potential damage factor；clay free drilling fluid；formation protection；Dagang Oilfield

TE254.3

A

1000-9752（2012）10-0090-04

2012-03-09

王松 （1964-），男，1985年大学毕业，教授，现从事油田化学方面的教学与科研工作。

［编辑］ 萧 雨