高渗砂岩油藏钻完井一体化储层保护技术

赵平起，王贺强，郭海涛，马翠岩，王子毓

中国石油大港油田公司，天津 滨海新区 300280

引言

油气储层保护技术是一项涉及多学科、多专业、多部门并贯穿油气开发全过程的系统工程。油气开发全过程中任何一个作业环节都可能对储层造成损害，且损害具有叠加性。油气储层岩石性质取决于矿物组分与孔隙结构。储层矿物与油气水流体处于平衡状态，在油气钻井、完井、生产、增产及提高采收率等各种作业环节中，这种平衡状态都可能被打破，储层岩石与流体产生物理、化学及生物及热力作用，造成储层渗透率明显降低，导致油气产出或注入能力显著下降[1]。

2018 年，滕学清等实验评价中高渗储层钻井液动态损害的渗透率恢复率为35%～70%，钻井液滤液静态损害储层岩样的害率为28%～47%；钻井周期内钻井液滤液侵入储层的深度可达几十米[2]。垦利10-1 油田多数油井修井作业后恢复困难，产液含水增高、产油量下降，油井生产恢复期长，部分油井如B29 井修井作业后产油恢复期72 d，B37 井修井作业后产油恢复期90 d，B24 井修井作业后产油恢复期更是达到123 d[3]。2014 年，Chen 等针对塔里木盆地高孔高渗油藏，引入纤维材料提高架桥速率，有效预防了钻井完井液侵入诱发的储层损害[4]。储层损害的严重后果，以及钻井有效保护而完井损害的实例也是比比皆是，如塔里木东河1 井[5]。以往虽然认识到储层保护系统工程重要性，但仍多针对某一作业环节开展储层保护工作[6]。

本文选取渤海湾极浅海地区赵东油田明化镇组和馆陶组高孔高渗油藏为例，基于储层保护系统工程，将一体化理念引入到储层保护中，立足钻井完井全过程以及开发生产全生命周期，针对施工不同阶段形成了一体化的储层保护技术，取得了良好效果，为储层保护技术一体化管理提供了重要借鉴。

1 油藏地质特征与潜在储层损害

渤海湾区域海岸线长达1 152 km，分布着辽河、冀东、大港、胜利等多个油田[7-8]，开发层系大多相同，储层物性相近。赵东油田地处海滩 极浅海地区，从海岸线到5 m 水深线。区域构造位于埕宁隆起向歧口凹陷延伸的台阶区，新近系为一较完整的顶部塌陷不对称复式背斜构造，被同沉积断层羊二庄和赵北断层切割分为C 区下降盘复式鼻状圈闭和上升盘D 区穹窿披覆背斜圈闭。主要应用海上固定平台钻高密度丛式井，应用水平井及多层合采井型开发。开发至今进入了综合治理阶段，2014 年区块整体步入高含水阶段，综合含水达94.99%。

赵东油田C/D 区块主力油层为新近系明化镇组和馆陶组，油层埋深1 000～1 500 m，分别为曲流河与辫状河沉积环境，综合取芯资料和测井资料解释分析，储层为高孔高渗型，明化镇组平均孔隙度33.9%，平均渗透率1 268 mD，馆陶组平均孔隙度31.6%，平均渗透率1 498 mD。根据孔隙结构及毛管压力曲线可知，储层孔喉半径主要分布在3.0～4.5µm，排驱压力低，物性好，极易受到微小固相侵入导致孔喉堵塞，钻完井作业过程中需严格控制固相对储层的损害。纵向上发育为大段泥岩与砂岩互层，由于油藏埋深浅，储层成岩作用差，泥岩胶结疏松，储层中黏土矿物含量高，在15%～29%。根据X 衍射资料，黏土成分以蒙脱石为主，其中，蒙脱石含量65%～75%，伊/蒙间层13%～27%，两者含量高达80%，属于强－极强水敏储层，易于发生水敏膨胀，钻井过程中吸水造浆能力强，岩屑易水化分散，泥岩膨胀易导致“土锁”[9]和井壁坍塌，钻井液需有较强的抑制性并尽可能降低钻井液滤失量，减少钻井液滤液与储层的接触。另外，储层没有明显的酸敏与碱敏现象，具有中等偏弱速敏损害。

赵东油田C/D 区块各主力开发单元初始油藏压力系数在0.93～1.02。多年随钻测压及实时井下压力数据检测表明，具有较强边底水能量的开发单元，开发过程中多采用天然能量开采或试注后停注的开发方式，压力保持相对稳定，压力系数在0.89～1.00；具有弱边底水能量的开发单元和人工注水开发但注采连通差或衰竭式开采的开发单元储层压力系数在0.25～0.68，在钻完井过程中需要严格控制各类液体漏失对储层的损害。

2 一体化储层保护技术

对于赵东油田来说，预防储层损害，实现储层保护，需重点攻克抑制浅部地层泥岩水化膨胀、预防固相颗粒封堵油层孔喉、降低钻井液滤液侵入量、减少完井过程中完井液漏失等难题。为此，该油田坚持地质工程一体化，并将一体化的理念引入到钻井完井的储层保护中，制定了全过程有针对性的储层保护方案，把钻井液、储层钻开液、固井水泥浆和完井液等系列工作流体作为一个系统工程考虑，即在钻井作业过程中采用的储层保护技术不影响后续的完井作业，且在完井阶段实施的储层保护技术更有利于后期的修井作业和油井生产，全过程最大限度地保护储层和释放潜力[10-14]。

赵东油田一体化储层保护技术的理念内涵是坚持“入井液材料种类越少、添加剂越少、用量越少，对储层损害越小”的原则，立足油水井的全生命周期管理，在钻完井及生产的不同阶段，制定有针对性的储层保护方案，在确保每个阶段储层保护效果的同时兼顾不同阶段的需求，做到各环节无缝衔接，确保油层潜力释放最大化，最终实现油气田采收率的提高。总而言之，一体化储层保护技术就是一项从钻完井至生产全过程精准控制作业流体对油层影响程度的系统工程[15-16]。赵东油田海上开发井型主要以大位移井、水平井为主，针对不同井型采取不同的油气层保护策略，并将一体化保护技术贯穿于建井全过程。

2.1 钻井液技术

赵东油田在大斜度井（多层合采井）以及水平井的油层段前，采用不分散的KCl-聚合物水基钻井液体系。该体系主要由KCl 基液、优质无污染降滤失剂（PAC-LV）、高纯度生物聚合物（MC-VIS）以及杀菌剂（MC-CIDE）组成，密度控制在1.12～1.21 g/cm3，API 滤失量小于8 mL，为使体系在碱性环境中能更好地发挥聚合物的作用，将pH值控制在8～10。通过室内回收率实验选用明化镇过3.360 mm 筛子的岩屑做岩芯，实验条件为：120°C、滚动16 h，出罐后用0.450 mm 筛子回收，和相邻区域常用的聚合物体系和有机硅钻井液体系作对比，KCl-聚合物体系能很好地抑制泥页岩的水化膨胀与分散（表1）。用过0.174 mm 筛子、105°C烘干2 h的二级土做膨胀实验，结果表明，该体系可以将页岩膨胀降低率达81.4%（表2），具有良好的防塌性能。

表1 钻井液体系回收率实验对比Tab.1 Comparison of recovery rate experiment of different drilling fluid systems

表2 钻井液体系膨胀实验对比Tab.2 Comparison of expansion experiment of different drilling fluid system

钻井液中的K+和聚合物为抑制剂。聚合物对钻井液流变性与滤失造壁性有不可替代的调控作用[14]，可以在页岩颗粒周围形成一层保护膜或包被膜，从而降低页岩的水化作用，组织页岩颗粒与水接触，同时具有良好的剪切稀释性，可通过降低钻头处的泥浆黏度来提高机械钻速，从而降低裸眼井段在钻井液中的浸泡时间，减少页岩段的裸露时间，根据英国Rushmore 公司统计结果，赵东油田机械钻速保持世界前列。对于大斜度井或长裸眼井段，可通过小幅度提高钻井液密度保持井眼内的力学平衡来避免出现井壁稳定问题。同时，在环空中黏度高，携砂效果好，有利于清洁井筒，在减少工程复杂的同时最大程度减少储层损害。钻进过程中，严格执行振动筛、除气器、除砂器、除泥器及离心机组成的5 级固控系统，最大限度除去钻井液中有害固相，减少微小固相对储层的损害[17-19]。人造岩芯测试表明，KCl-聚合物体系渗透率恢复率最高为88.21%（表3），高于同地区其他油田聚合物及有机硅钻井液体系13～18 个百分点。

表3 钻井液体系渗透率恢复实验对比Tab.3 Comparison of permeability recovery experiment of different drilling fluid system

现场实践表明，KCl-聚合物体系在现场应用中体现出了更好的屏蔽暂堵作用，形成了致密坚韧滤饼，储层更不易发生漏失（表4）。

表4 赵东油田2020 年9 口百吨井入井液漏失情况Tab.4 Leakage of hundred ton production inflow fluid in Zhaodong Oilfield in 2020

2.2 储层保护钻开液技术

赵东油田水平井油层段实施储层专打，将水平段前不分散的KCl-聚合物水基钻井液体系替换为无固相水基FLO-PRO 储层钻开液体系，密度控制在1.08～1.13 g/cm3，API 滤失量小于5 mL，pH 值7～9。对于油层段来说，与普通钻井液相比，储层钻开液更具有保护性，其特点是不含黏土和分散剂、储层配伍性高、可抑制油层黏土矿物膨胀。该体系为自破胶体系，不需要滤饼降解剂，根据取芯数据所做的渗透率恢复测试，渗透率恢复率可达100%，能够在井壁表面形成超薄、超低渗漏率的耐久性滤饼，达到固液入侵最少，对储层伤害最小的目的，且可降低水敏现象的发生。FLO-PRO 储层钻开液主要由KCl 基液、高纯度生物聚合物（MC-VIS）、交联淀粉（FLO-TROL）、改性淀粉（MC-STARCH）以及杀菌剂（BIOCIDE）组成。与KCl-聚合物钻井液体系相比，FLO-PRO 储层钻开液体系最大的不同是用交联淀粉和改性淀粉代替了聚阴离子纤维素PAC-LV，交联淀粉是用木薯淀粉经过交联加工的淀粉衍生物，通过加入浓度为85.5 kg/m3的碳酸钙模拟储层固相模拟实验表明（图1），能有效控制滤失量，通过改变淀粉的分子结构，和黄原胶配合使用，能使钻井液体系产生很好的低剪切速率黏度（图2），循环过程中具有很好的假塑性流体性能，从而降低钻头处的钻井液黏度，有效提高机械钻速，同时提高了钻井液的静态悬浮能力，可有效清除水平井、大斜度井的岩屑床，有利于井眼清洁。此外，交联淀粉具有超强降失水作用及易降解特性，在70°C左右的油层温度下极易降解，返排突破压力低至100 psi（1 psi=6.985 kPa）以下，无须加破胶剂即可实现对淀粉类滤饼的清除，减少了施工步骤，降低了常规破胶剂对储层的影响和损害，最大限度保护油气层孔喉的原生态[18，20]。

图1 不同浓度下交联淀粉的API 滤失量Fig.1 API leakage of cross-linked starch at different concentrations

图2 不同添加剂对钻井液低剪切速率黏度的影响Fig.2 Effect of different additive agent on LSRV of drilling fluid

在作业过程中，FLO-PRO 储层钻开液体系中加入0.5%（体积比）液体聚胺（ULTRAHIB）来进一步增强钻井液体系的防塌和抑制能力，防止岩屑水化分散。聚胺通过与水作用产生碱的同时，自身解离为一类能与黏土负电性颗粒吸附的阳离子化合物，从而抑制泥岩的水化膨胀，最大程度上减少了储层泥岩分散的小颗粒侵入量，保护储层[21-23]。

2.3 储层保护固井水泥浆技术

固井作业是一体化储层保护的关键环节之一，也是保证油水井完整性的关键环节[24]。

赵东主力油层埋藏浅（1 000～1 500 m）、压力系数低（孔隙压力系数1.01，破裂压力系数1.50）、油层温度低（55°C）、封固段长（1 000～2 000 m），且海上平台日费制钻完井作业的特点，对水泥浆强度发展要求高，普通的高抗硫G 级水泥抗压强度在低温下发展比较慢，不能满足赵东油田的要求。同时，经过近20 a 的钻井开发，赵东平台受井口槽数有限且固定的影响，近些年新井井身全为三维轨迹，平均井斜70°，单井最多出现11 次井斜与方位的调整，大斜度段及水平井段对水泥浆沉降稳定性要求也更高。大斜度及水平井段水泥石会因水泥浆析水使水泥下沉，在环空顶部形成水带，使水泥石顶部与井壁形成间隙并影响水泥石强度的正常发育，水泥浆凝固后体积会收缩，会在水泥环与井壁形成微间隙[22]。储层纵向上压力系数复杂、安全窗口窄，极容易漏失，造成油层损害的不可逆，固井质量难以控制，在选择固井水泥浆体系时要综合考虑预防井漏、储层保护、固井质量和井控安全等因素。

因此，赵东油田采用低密低温超早高强水泥浆体系，取代了双级固井工艺，简化了固井工艺，缩短了建井时间。该体系基于紧密堆积原理[23]，优选纳米MgO 材料、超细微硅以及高强微球，形成三级紧密堆积模型，堆积率大于81.2%，纳米MgO 是一种新型的纳米微粒材料，作为一种膨胀剂应用到水泥基材料中，其与水泥水化反应的过程是自身的水化膨胀在起作用，是一种自膨胀材料。Ye 等研究发现，加入纳米MgO 后的水泥浆养护后没有体积收缩[24]，证明了纳米MgO 水化后可以弥补水泥浆体后期的体积收缩。通过XRD 等微观分析发现纳米MgO 的水化活性与其微观结构相关，随着水化时间的延长，纳米MgO 的水化反应趋于平衡。固井过程中，充分发挥纳米级MgO 的小尺寸效应和界面效应，能在较低温度下激发低温早强的水化速度，形成的水泥浆体系沉降、流变等综合性能良好，且水泥石12 h 抗压强度达12 MPa，24 h 抗压强度21 MPa，与普通G 级水泥相比，低温早强水泥具有明显优越性，较好地满足了赵东油田的开发要求，低温早强水泥与G 级水泥性能对比结果见表5。

表5 低温早强水泥与G 级水泥性能对比Tab.5 Properties of low temperature and early strength cement and G-grade cement

赵东油田低密低温超早高强水泥浆体系具有3 大优点：1）早期强度高，常温养护24 h 水泥石抗压强度超过21 MPa，强度满足井筒长效密封的要求；2）流变性好，失水量小，减小循环压耗，沉降稳定性好；3）低温条件下自身强度发展快，满足海上平台快速施工的要求；4）储层保护能力好，降低储层漏失损害[25-29]。该体系构成为“G”级水泥+新型早强材料+新型分散材料，其性能见表6。

表6 低密超早高强水泥浆基本性能Tab.6 Basic properties of low density ultra early high strength cement slurry

施工过程中采用先进的自动化控制系统，配备液体添加系统和全自动水泥密度控制系统，通过电脑程序管理整个固井过程。通过该体系的应用，在新井平均井斜70°的情况下，固井质量第二界面优质率达80%以上，同时也很好地保护了储层，降低了漏失损害。

2.4 完井过程井筒清洁技术

井筒的清洁程度是架接钻井与完井的关键桥梁，钻井作业结束后，套管内壁上会附着水泥、毛刺等物质，不但影响后续工具下入与顺利施工，还会造成对储层的二次损害，因此，井筒的清洁作业是不可缺少的关键环节[30-31]。实践经验表明，完井过程中30%的非生产时间是由井筒残留的废物直接造成的。井筒不清洁也会造成对油层的二次损害。因此，干净清洁的井筒是确保完井高效实施以及油层能够最大限度释放潜力的关键所在，在转到生产阶段之前，完井阶段的井眼清洁工作极为重要。

赵东油田平均井斜约70°，各种碎屑等物质更容易堆积影响储层保护效果，因此，井眼清洁采用专门设计的工具组合 套管清洁工具、碎屑清除工具以及循环、喷射工具，配合清洗和顶替作业，通过水力、化学和机械相结合的方式一趟管串完成井筒的清洁，同时也提高了作业时率。在化学清洁方式方面采用具有双重乳化作用的D-D 清洗剂、柴油、次氯酸钠混合液作为洗井液串，充分利用柴油对油类污染物的溶解性，并通过D-D 清洗剂改善所有固体表面水润湿性，降低活性物质的黏接倾向，利用其乳化作用降低污染物黏度，结合次氯酸钠作为较强氧化剂对聚合物的破胶作用，配合工具串实施一体化顶替作业，去除井壁滤饼和钻屑等有害附着及沉淀物质与颗粒，从而最大限度地达到井眼清洁的效果，既消除了井筒不清洁对储层的影响，同时，有利于后期修井作业和生产。

2.5 储层保护完井液技术

完井过程中的固相颗粒往往会对储层带来不利的影响。赵东油田在下入筛管和举升管柱等完井作业前用与油层及钻井液配伍性好的盐水对钻井液进行顶替，确保完井作业全过程在过滤盐水环境中进行，这也是一体化储层保护的关键环节之一。完井全过程采用两级过滤的清洁KCl 盐水，其抑制性好，呈弱碱性，具有较好的防腐性能，与钻开液及储层均有良好配伍性，不易产生沉淀。过程中利用两级过滤设备（图3），以浊度为控制指标，严控固相含量。第一级是通过硅藻土板框式过滤器，将硅藻土附着在晒布上建立层层的滤饼筛网，通过硅藻土将大多数大颗粒的固相从液体中有效吸附出来，设备可实现快速清洗，提高日费制完井效率；第二级过滤器为双桶滤芯过滤器，两个滤筒串联，根据要求安装不同精度的滤芯，可去除2µm 以上的所有固相。在现场应用时，将入井液浊度控制在5～10 NTU以内，固相含量控制在0.05%以内，对井内返出液循环过滤，循环出口浊度控制在30 NTU 以下，方可进行下一步作业，避免悬浮固相堵塞储层孔喉，最大程度保护储层。

图3 完井盐水两级过滤设备示意图Fig.3 Schematic diagram of two-stage filtration equipment for well completion brine

3 应用效果

赵东油田通过一体化储层保护技术的应用，获得了很好的储层保护综合效果，避免了井下复杂事故的发生，在各个开发阶段都发挥了重要作用，并且各个作业环节良好衔接，见表7。

表7 赵东油田一体化储层保护技术措施与特点Tab.7 Technology measures and characteristics of integrated oil and gas reservoir protection in Zhaodong Oilfield

赵东油田C/D 区块投入开发以来，钻井过程中未出现过恶性漏失及井壁失稳等复杂情况，完井时清洁的井眼与井筒确保了无井下事故发生，平均完钻井深2 650 m，平均钻完井周期14 d；在油藏进入特高含水阶段（95%）仍能保持平均单井日产155 t的高产，近三年来百吨井占比达91%；2020 年在油价暴跌的情况下，仍然保证了自由现金流为正，实现了45 美元油价下单井仍有效益，平均单井内部收益率为15.03%。2020 年，赵东油田9 口日产超百吨（表8），实际产量均高于设计产量，超过同构造陆上同类、同阶段的油藏新井产量7～15 倍。

表8 2020 年赵东9 口百吨井初期日产情况Tab.8 Initial daily hundred ton production of 9 wells in Zhaodong Oilfiled in 2020

4 结论

1）储层保护技术应贯穿于油水井全生命周期的全过程以及各个环节，确保每个作业环节油气层保护效果的同时兼顾后续环节的需求，做到各环节无缝衔接，确保油层潜力释放最大化。

2）入井液总体上应秉承化繁为简的原则，在保证作业安全顺利实施的情况下，应尽量选择简单、轻便、清洁的体系配方，以此来减少外来有害物质对储层的损害。

3）赵东油田一体化储层保护技术借助日费制钻井管理模式，做到了从设计到施工、从钻井到完井再到修井等环节的一体化管控和全方位落实，实现了各阶段及工序储层保护的有序衔接，获得了非常好的储层保护效果和经济效益，即使在低油价和高含水期依然能够实现自由现金流为正。