长庆陇东环33-H1水平井低产分析及对策

郭怀军，雷江，尹泺(.长庆油田工程监督处，陕西 西安 7008；.川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，

陕西 西安 710018；3.川庆钻探工程有限公司长庆固井公司，陕西 西安 710018)

1 环33-H1井低产原因

1.1 环33-H1井物性分析

在环33井区延长组长7期，沉积了一套深湖相和半深湖相暗色泥岩，为鄂尔多斯盆地中生界提供了丰富的油源岩，具有烃源累计厚度大、生烃能力强、分布范围广的特点。据测定，油层有机碳含量2.45%～5.81%，氯仿“A”含量0.254%～0.506%，总烃(HC)1 847.20～2 107.87 mg/L，有机质类型为混合型—腐泥型，据测定Ro：0.73%～1.06%之间，OEP：1.07～1.02之间，达成熟—高成熟阶段。综合各类地质因素的基础上，环33-H1井水平段设计2 000 m，实钻长度1 800 m，钻进期间气测显示良好。

1.2 环33-H1井压力预测

通过对1公里范围内邻井油层中部实测地层压力进行分析，并根据数值模拟预测，认为环33-H1井地层压力应为18～22 MPa。

1.3 环33-H1井水平段钻井液分析

由于环33-H1井采用二开结构，LSDF井浆中混有大量上部井段地层水化后进入的劣质固相，同井场环33井储层段LSDF的坂土含量为5～8 g·L-1。进入水平段后，由于设计要求、重复利用上部井段LSDF配制钻井液，以及储层段泥页岩水化的影响，使得一些不易被固控设备清除的黏土微颗粒，持续在钻井液中积累，最终导致水平段钻井液固相含量和分散黏土含量不断升高，环33-H1实测MBT达到12～19 g·L-1(两井储层段钻井液性能详细对比数据如表1所示)。

表1 与邻井储层段钻井液性能对比

1.4 环33-H1井间干扰分析

离环33-H1井最近是环33井和环32井，这两口井投产时，产量分别是50 t/d和30 t/d。至环33-H1井完井投产时，这两口井已分别生产了2年7个月和3年2个月时间，产量分别降为18 t/d和14 t/d。通过关井试验，得知环33-H1井关井240 h (10 d)后受到干扰，关井压力由19.65 MPa降至19.39 MPa，干扰压降只有0.26 MPa，说明井间几乎没有干扰。

1.5 环33-H1井低产原因

综合以上分析得出：环33-H1井较低的产量与采用了不合理的钻井液有关。循环时，在钻井液液柱压力的高压差作用下，使钻井液中分散很细的黏土微粒随着滤失效应挤入储层，致使储层的孔隙进一步缩小，引发水锁加剧，从而导致产量降低。

2 室内验证试验

2.1 现场和室配LSDF井浆性能

取现场水平段所重复使用的LSDF钻井液和室配全新LSDF钻井液，通过实验对比测试二者在：低固相含量(LGS)、分散黏土含量(MBT)和密度(MW)上的性能差异，进行数据分析。

结果可得，在低固相含量(LGS)、分散黏土含量(MBT)性能上二者形成鲜明对比[1]。这是由于室配LSDF成分主要是增黏剂、 降失水剂以及部分酸溶高密度材料等，基本不含杂质；而现场LSDF经多次重复使用，造成钻井液中混入大量黏土微粒，从而导致低密度固相含量(LGS)和对储层十分有害的分散黏土含量(MBT)不断增高[2]。

2.2 现场和室配LSDF粒度分布

比较了现场和室配LSDF中固相颗粒的粒度分布。从粒度分布分析结果看出，取自现场的LSDF钻井液中小于1 μm、1～10 μm的固相颗粒明显高于实验室配制的LSDF钻井液，在钻井液液柱压力的高压差作用下易进入岩心孔喉，造成堵塞的几率大大增加。

根据“1/2-2/3”的架桥规则，从相关数据可以看出，现场LSDF钻井液中有38.54%的固相颗粒可以进入储层，形成逐渐累积从而造成堵塞；还可看出，能形成快速堵塞的颗粒含量要占到60.11%。而从室配LSDF钻井液的粒度分布曲线可以看出，小于1μm的颗粒几乎为零。因此，分析表明，现场LSDF钻井液对储层伤害试验的损伤更大，而实验室配LSDF钻井液的伤害较小的原因，主要是由于油藏运移孔喉被堵塞造成的。

2.3 现场和室配LSDF岩心伤害验证试验

通过测试不同压差作用下现场和室配LSDF钻井液的岩心伤害试验，来模拟现场条件，验证LSDF钻井液对岩心的伤害机理。实验可得： (1)在相同的19～20 MPa伤害压差下，现场取LSDF与室配LSDF对岩心的伤害差异很大，现场取LSDF对岩心的伤害达到严重程度，而室配LSDF在19～20 MPa的伤害压差下，伤害率只有28.85%，属于轻度伤害；(2)在相同的8～12 MPa的伤害压差下，现场LSDF和室配LSDF对岩心伤害区别不明显，且伤害率都很小，属于轻度伤害；(3)对于同一LSDF体系，伤害率随着伤害压差的增大而增加；(4)对于不同LSDF体系，现场LSDF的伤害增加很多，室配LSDF的伤害增加较少。

根据上述岩心伤害试验，认为邻井长时间生产导致环33-H1井储层压力低，引起钻井和完井时作业时液柱的高压差，使钻井液中分散的黏土微粒随滤失进入储层，进一步使储层孔隙缩小，引发水锁加剧，造成储层伤害，最终导致产量降低。

3 DWF-II洗井液体系的研制

鉴于现场 LSDF钻井液对储层造成的损害，在实验室研发出一款适合该井区的DWF-II洗井液体系。该体系与地层原油和地层水的配伍性良好，并具有较好的泥页岩抑制性、防腐蚀和储层保护性能，能有效消除储层毛细管表面张力，溶解油藏喉道部分固相，从而达到拆散堵塞，减少固相伤害，提高岩心渗透率恢复值的目的。

3.1 DWF-II洗井液体系组成

该洗井液体系由D209(A)、D209(B)两组分组成，现场施工时体系配方为8.5%D209(A)+13.5%D209(B)+78%水，采用光油管将DWF-II洗井液挤进低渗砂岩储层进行解堵。

3.2 DWF-II洗井液体系使用效果

参照 SY/T 6540—2002《钻井液完井液损害油层室内评价方法》，试验温度为 50 ℃，经过DWF-II洗井液和酸液冲洗岩心后，岩心伤害端面基本没有滤饼，但可以看出存在过滤饼的痕迹，说明两种洗井液配方均能有效地去除滤饼。

如表2所示，(1)受伤害的岩心经过DWF-II洗井液、酸液清洗后，其渗透率恢复值均有明显提高；(2)从渗透率恢复值的提高幅度来看，DWF-II洗井液的使用效果要明显好于酸液；(3)相比于现场LSDF，针对室配LSDF伤害的岩心，采用DWF-II洗井液清洗，可将其对储层的伤害完全克服，渗透率恢复值还有进一步改善。

表2 不同洗井液对伤害岩心渗透率恢复值对比

3.3 DWF-II洗井液使用工艺及注意事项

要求配制DWF-II洗井液的储罐、管线及泵内壁，要具有抗氧化和耐酸等防腐能力。同时，现场配液时，要严格按以下顺序加药：(1)先将所需水量加入配药箱或水池中；(2)在循环或搅拌池中水的同时，加入所需A组分，充分循环或搅拌均匀，待用；(3)在挤注前的所有准备工作就绪后，边迅速搅拌边加入所需组分B，待循环搅拌均匀，立即按计算量泵送入井。需要注意的是，禁止将组分A、B一同加入。

4 结语

(1)长庆陇东地区水平段钻井液重复使用LSDF配浆，导致钻井液中的黏土微粒含量(MBT)不断增加，在液柱的高压差作用下挤入储层，使得储层喉道孔径进一步缩小，引起水锁加剧，是导致环33-H1井低产的主要原因，建议水平段不再重复使用上部井段钻井液；

(2)DWF-II洗井液体系，可以使现场LSDF钻井液伤害后的岩心渗透率恢复值得到明显提升，能完全克服室内配制LSDF钻井液给岩心造成的伤害，渗透率恢复值得以改善。