低渗油气藏损害成因及钻完井液技术

徐安国(中海油田服务股份有限公司，河北 三河 065201)

0 引言

低渗油气田是我国的重要资源，其储量较大，截至2007年已探明的低渗天然气地质储量达到4.95×1012m3，其中海上低渗油气藏为新型开发领域，具有较强的发展潜力。在深层油气勘探工作持续推进的背景下，预计其在后期的发展规模将逐步扩大。低渗油气藏绝大部分分布在渤海海域，约占总量的72%，排于次位的是南海西部，约占总量的26%。受技术水平、基础设施、资金等方面的共同限制，导致低渗储量的开发进程较为迟缓[1]。为推动行业的发展，有必要从技术角度入手展开分析，探讨适用于低渗油气田储层孔隙结构的相关技术。文章则以试验分析为主要手段，提出钻井液体系，希望给同行提供参考。

1 低渗储层孔隙结构的主要特征

从成因的角度来看，低渗储层孔隙结构主要包含两部分：一是原生低渗储层，该结构的出现与持续性的沉积作用有明显关联，存在较多的原生粒间孔隙，但此类储层的已探明量相对较少，并非主要形式；二是次生低渗储层，其主要与成岩作用有关，存在较多的溶蚀孔隙，在低渗层类型中占比较大。海上低渗储层的显著特点在于其存在丰富的次生溶蚀孔隙，与此同时伴有少量的原生孔隙，从而构成了储集空间。喉道类型丰富，以管束状居多，虽然存在弯片状和片状，但其占比相对较小。喉道缺乏良好的连通性，片状自生粘土矿物对喉道的影响较为明显，存在分割孔喉的情况[2]。

某油田项目中，其各井储层在孔隙度方面的表现具有差异性，普遍集中在10.71%～21.41%，具有明显的低孔低渗特征，在此条件下钻完井液易进入至喉道，引发较为明显的喉道孔渗现象。主流喉道半径0.4～41.7μm2，若开发过程中因各类原因而导致储层空隙内存在流体，将明显加大清理难度。根据图1可知，压汞曲线的主要特征在于中间增长极为平缓，表明岩石喉道高度集中至某个小范围区域，但平面段的位置略微靠上，其呈现的信息是岩石喉道半径偏小，而排驱压力偏大，最大可达到0.59MPa。

2 低渗透储层保护钻井液体系

非成熟钻井液技术的可靠性欠佳，在诸多方面存在缺陷，将其应用于海洋钻井作业中伴有较明显的风险，不利于安全生产作业。对此，结合多年的海洋石油钻井经验，以既有的PEM体系为基础，根据实际情况采取优化措施，以期实现对低渗透储层的防护。此处以低渗透油田为案例，提出了成膜技术和屏蔽暂堵技术，将其综合应用于生产中，以确保储层得到保护。兼顾技术可行性、成本效益性等方面的要求，提出钻开液的配方，具体有：

3%海水膨润土浆+0.2%烧碱A+0.15%纯碱B+0.5%抑制剂+0.4%包被剂 +2.5%SPNH+2%SMP-1+1%DYFT-2+2%GJC+0.15%XC+1.5%CMJ+2%GBL+5%KCL+储层保护剂ZD-1+重晶石。

通过对该油田储层孔隙结构的分析后，提出了暂堵颗粒组成方案，具体成分包含：低渗、特低渗储层保护剂ZD-1：

1.5%400目超细碳酸钙+1.5%纳米碳酸钙+1%2200目超细碳酸钙+0.1%t0.5%纤维LF+3%EP-2。

2.1 性能表现

图1 某油田储层压汞曲线及孔喉分布图

非储层段PEM钻井液和钻开液都具有较良好的性能表现，具体体现在流变性、润滑性、抑制性等方面，将其投入使用后可满足钻进施工需求。

2.2 储层保护效果

通过PEM钻井液和钻开液的综合应用，能够创造可观的储层保护效果，其具备的渗透率恢复值处于较高的水平，正常情况下至少达到80%。由于减少了滤液的进入量，储层喉道的稳定性得到显著的提升，从而实现对储层的保护，虽有液体滤失现象但极为微弱。

2.3 与油基对比实验

钻开液体系的组成包含如下几部分：油:水=8:2+4%主乳化剂+3%辅乳化剂+2%MONYI+0.5%+0.8%HSV+2%润湿剂MOWET+2.5%有机土+5%降滤失剂MOTEX+2%碱度调节剂+1.5% 400目超细碳酸钙+1.5%1250目纳米碳酸钙+1%2200目超细碳酸钙+0.1%～0.5%纤维LF+重晶石。

结果表明，油基钻井液在渗透率方面的表现较为良好，可实现对储层的全方位防护，所产生的渗透率恢复值至少达到85%，能够满足作业需求。

3 基于钻完井技术的研究成果分析

现阶段，在业内人士的持续研发之下，以储层保护技术为代表的一系列技术已经取得显著的发展成果，初步形成钻完井技术体系，打破了以往低渗透油气藏开发难度大、效率低的僵局，为开发工作提供了可靠的技术支持。下文则对几类主流的技术展开分析：

3.1 抗高温随钻测量技术

经验表明，深层低渗透油气层开发过程中普遍存在井底温度明显超出合理范围、井眼轨迹偏位等问题。对此，从高温测控电路的角度切入，围绕其检测机制、制造等相关工作展开探讨，经过元器件的选择以及一系列测试后，提出了175℃高温随钻测温系统，将其应用于175℃的环境中可以持续工作至少400h，即便在185℃的超高温环境中也依然可维持稳定运行状态，具备工作200h的能力。

高温随钻测量系统主要安装在顺北1-7H井等处，通过对4口井工作状况的分析得知，其累计无故障使用时间已达到1300h。具体至顺北1-7H井中，检测结果表明井底最高循环温度为158℃，单次持续使用时间可达到279h，能够给深井高温地层严苛条件下的井眼轨迹控制工作提供技术支持。

3.2 近钻头伽马成像技术

低渗透气藏储层的作业环境较为复杂，主要表现出薄层分布广泛、非均质现象明显等问题，因此对薄储层的随钻评价提出较高的要求，而通过对近钻头伽马成像技术的分析与优化后，可达到跨螺杆电磁波无线短传的效果，具体原理如图2所示。在近钻头伽马成像系统的硬件组成中，其容纳了包含伽马探测器在内的多种高精度传感器，伴随钻进作业的持续推进，可及时采集各扇区的参数信息，具体包含伽马射线强度、工作面角等，且配套了井下钻具旋转动态扫描功能，因此可生成全面的伽马成像图。以伽马成像系统的运行机制为依托，设计出了相应的解释系统，在获取扇区的随钻成像数据后，可对其执行自动化的处理和解释操作，给工作人员提供了地层产状计算、地质建模等多种丰富的功能，能够以更加直观的方式呈现出地层、井眼轨迹的图像，以便技术人员展开分析，明确井眼轨迹与所在区域地层所形成的空间关系。

图2 跨螺杆电磁波无线短传示意

3.3 全过程储层保护技术

低渗油气藏储层还存在较强的敏感性，而从现阶段的行业发展状况来看，在储层损害评价方面依然有较多的局限之处，鉴于此问题，经研究后提出了综合损害评价装置，其特点在于具有较强的全程覆盖能力，贯穿至钻进、完井、储层改造等各阶段的各细分环节中。通过该装置的应用，能够为技术人员的定量评价工作提供帮助。此外，根据该装置的特点还采用了专用储层保护关键处理剂，由此构成完整的保护工作液体系。从试验结果来看，低渗透储层在钻进期间易发生不同程度的受损情况，水锁、固相污染等问题都较为普遍，针对此问题采用了特定的储层保护剂，其具有高阻渗、低残留的特点，并在既有的环保高效润滑剂的基础上采取了改进措施，使其能够更好地应用于高温高压、饱和盐水等较极端的施工环境中，由此形成具有低渗低伤害特征的钻井液体系，正常使用时其抗温能力可达到150℃。根据2井次的试验结果可知，能够达到单井产量100%的目标。

4 结语

综上所述，得出以下几点结论：

(1)海上低渗储层的特殊之处主要体现在储集空间的层面，其以次生溶蚀孔隙居多，喉道则以管束状为主。喉道缺乏连通性，钻完井作业时容易发生水锁等多种类型的损害。

(2)低渗储层的生产条件欠佳，经试验分析后提出了PEM钻井液体系，其建立在常规体系的基础之上，具有安全可靠、流变性好、润滑能力强等多方面的特点，可有效保护储层。

(3)经过技术攻关后，提出了包含175℃高温随钻测量系统在内的多项新型技术，在低渗油气藏开发中得到有效的应用，在保证开发质量的同时还可减少成本，具有显著的社会经济效益。