解除钻井液对储层污染的研究

黄 倩，张 驰

（长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

1 钻井液对低渗透储层的污染

一般钻井液中的固相颗粒侵入储层时，会堵塞储层孔道，使储层渗透率降低。同时，钻井液液相进入储层后，会使储层粘土发生膨胀，颗粒分散运移，进而堵塞储层的孔道。对于低渗透储层液相侵入也会产生水锁效应，阻碍油气流动。

钻井液中有机处理剂被油气孔道的岩石，粘土吸附，降低储层的渗透率，或吸附运移的粘土微粒絮凝沉淀堵塞储层，或遇高价离子产生沉淀堵塞储层。钻井液中表面活性剂进入储层，改变孔道的润湿性，使油相的渗透率降低[1]。

1.1 钻井液液相侵入低渗透储层深度研究

模拟井下动态条件，采用DW-Ⅱ高温高压动态污染仪对储层动态污染，围压5 MPa，驱替压力3.5 MPa，用聚合物钻井液污染岩心，污染时间120 min，观察钻井液对不同渗透率储层侵入深度与浸泡时间的关系变化。通过介入现场相关资料换算后，可知低渗近致密储层浸泡30 d才能侵入50 mm，即使对储层有一定损害也可以通过射孔解决，所以可以不用考虑钻井液对低渗近致密储层的损害。而对特低渗透储层，如果打开储层后浸泡时间不超过7 d，也可以不考虑钻井液的损害[2]。

1.2 钻井液固相侵入低渗透储层深度研究

为了确定钻井液固相对低渗储层的损害深度和不同深度储层的伤害程度，利用三种渗透率的人造陶瓷岩心进行动态模拟实验后，测出钻井液污染后岩心的渗透率恢复值，最后将岩心烘干，气测烘干后岩心的渗透率，从而确定钻井液固相对岩心的伤害程度。实验结果（见表 1）。

从实验结果表1可以看出，岩心TC-1渗透率为0.62×10-3μm2，被钻井液污染后渗透率恢复值为99.2%，烘干渗透率为100%，即钻井液固相对岩心TC-1的伤害率为0；岩心TC-2渗透率为2.15×10-3μm2，被钻井液污染后渗透率恢复值为98.5%，烘干渗透率为99.1%，即钻井液固相对岩心TC-2的伤害率为0.9%；岩心TC-3渗透率为43.39×10-3μm2，被钻井液污染的深度为0～6 cm，被钻井液污染后渗透率恢复值为39.5%～94.9%，烘干渗透率为100.9%，即钻井液固相对岩心TC-3的伤害率为0。由此可以看出，钻井液固相对三种低渗储层的污染都不严重，所以钻井液固相不是钻井液对低渗储层污染的主要方面[3]。

1.3 钻井液液相损害储层实验研究

以基山岩心为实验对象，注入聚合物钻井液，同时测量岩心的渗透率，实验结果（见表2）。

从表2可以看出，注聚合物钻井液后，使岩心渗透率从原来的 12.976×10-3μm2下降到 5.41×10-3μm2，渗透率损失58.31%，从而可以看出钻井液液相对低渗透储层伤害的严重性。

吉林油田的让字井区块扶余油层，伊通区块双二段储层，德惠区块沙河子组储层和王府区块油层都为特低孔、超低渗砂岩油气藏。结合以上的实验数据可以得出：钻井液液相污染才是吉林油田四个区块钻井液对油藏污染的主要方面。

表1 聚合物钻井液污染后不同渗透率恢复值

表2 静态流动实验数据

2 解除钻井液液相对储层污染的方法

钻井液液相对储层的污染主要体现在两个方面：一是钻井液液相与地层水矿化度不平衡，特别是水敏性矿化物含量较高的地层，就会造成孔隙粘土的膨胀，使孔喉进一步变小，导致渗透率严重下降。二是钻井液液相侵入低渗透层引起储层水锁效应[4]。

2.1 解除钻井液液相对储层的水敏性伤害

通过室内试验测试得出KCl对泥页岩的抑制性很强，KCl在抑制页岩水化方面有较好的效果，原因主要在于:一是由于K+常常比Na+或Ca2+优先被粘土所吸附，会促使晶层间脱水，使晶层受到压缩，形成紧密的构造，从而能够有效地抑制粘土水化。二是由于K+的直径为0.266 nm，其大小刚好可以嵌入氧六角环结构，很难交换下来[5]。

对国内所用效果较好的配方进行优选，首先运用滚动回收法，测出各种配方抑制性，然后再将原始渗透率为0.011 3 μm2的岩心（该岩心的水敏性指数为83.95%，为强水敏）用海水污染，再依次用不同浓度的KCl溶液，聚合醇溶液和KPAM溶液驱替，依次测得驱替后岩心的渗透率恢复率。从实验结果中可知当KCl含量3%时，岩屑的一次回收率较高，达到了94%以上。岩心的初始渗透率为0.011 3 μm2，当用海水污染后，岩心的渗透率降为0.005 1 μm2，当用3%KCl溶液驱替后，渗透率恢复率为95%，所以3%KCl溶液能有效的解除储层的水敏性伤害[6]。

2.2 解除钻井液液相对储层的水锁伤害

解除储层水锁伤害的方法主要有物理法和化学法。物理解除法主要通过改变生产制度或加热等手段来解除水锁，但改变生产制度现在对大部分气井来说，不具有推广价值，加热法耗能大，现场操作性不强，对低渗致密气藏适应性差。化学解除法主要是通过加入表面活性剂，达到解除水锁伤害的目的。该方法操作简单，成本低，因此更具有现场操作的可行性[7]。

2.2.1 表面活性剂在解除钻井液水锁伤害中的应用通过对常用表面活性剂降低表面张力能力进行了测定，结果显示ABSN和OP-10的表面张力较小，分别为34.75 mN/m和35.45 mN/m。所以董淼选择了ABSN和OP-10作为防水锁剂。

对常用表面活性剂溶液解除储层水锁的能力进行测试，实验结果（见表3）。

从表3中可以看出，四种不同渗透率的岩心，被模拟地层水污染后，再用表面活性剂溶液驱替后，岩心的渗透率恢复率在91.25%～95.33%。所以表面活性剂溶液能很好的解除储层的水锁，恢复地层的渗透率[8]。

表3 表面活性剂溶液解除储层水锁的能力数据

2.2.2 甲醇在解除钻井液水锁伤害中的应用 以苏6井区为研究对象，在苏6井区气藏伤害因素研究及降低水锁方法研究中研究解除苏6气藏水锁的方法，并对各种解除方法进行评价，解除剂有：甲醇，乙醇和表面活性剂FS208-CAO溶液[9]。其实验具体过程如下：

首先，测试了三种试剂在不同浓度下的界面张力，（见表4）。从表4中可以看出只要在水中加入一定量的甲醇，体系的界面张力就可降至31.8 mN/m，所以甲醇能较好的降低界面张力。

然后，又测试了同一浓度解除剂对岩心的水锁伤害解除效果，实验结果显示，同浓度三种试剂处理后，甲醇对三块岩心的气体气测渗透率恢复率最高，平均达到27.7%，乙醇为12.8%，表面活性剂FS208-CAO为5.2%，三种试剂甲醇的解除水锁效果最好。同时甲醇有易挥发性，注入醇再升高温度，可结合蒸发作用降低含水饱和度，使解除水锁效应的效果更好[10]。

表4 界面张力测量结果（20℃）

3 结论

（1）对于低渗透油气藏而言，钻井液液相污染才是储层污染的主要原因。

（2）通过实验研究发现KCl对泥页岩的抑制性很强，其中，3%KCl溶液在一定程度上是能有效解除储层水敏伤害的。

（3）通过室内研究以及现场实践发现，表面活性剂溶液能很好的解除储层水锁现象，恢复储层的渗流能力。甲醇也能较好的降低储层空间中的油水界面张力。同时，甲醇易挥发，在注入醇后再升高储层温度，可结合蒸发作用降低含水饱和度，使解除水锁效应的效果更好，起到辅助解水锁的效果。

[1]Bennion D B,Thomas F B，Ma T.Formation Damage Processes Reducing ProductivityofLow PermeabilityGas Reservoirs[R］.SPE 60325.

[2]徐同台，赵敏，熊友民，等.保护油气层技术[M］.北京：石油工业出版社，2003.

[3]樊世忠，等著.钻井液完井液及保护油气层技术[M］.山东：石油大学出版社，1996：524-530.

[4]张绍槐，罗平亚.保护储集层技术[M］.北京：石油工业出版社，1995.

[5]薛玉志，蓝强，李公让，等.超低渗透钻井液体系及性能研究[J］.石油钻探技术，2009，37（1）：46-52.

[6]徐同台，赵敏，熊友明，等.保护储集层技术[M］.北京：石油工业出版社，2003.