史深100区块油层保护技术

李 斌

（胜利石油管理局 钻井工艺研究院，山东 东营257000）

1 区块现状

史深100低渗油藏主块位于东营凹陷中央隆起带西端，史南油田北部，史南鼻状构造与郝家鼻状构造之间。该区块主要含油层系为沙河街组沙三段。根据岩心分析，史深100地区沙三段的平均孔隙度18．5%，空气渗透率13．3×10－3μm2，平均含油饱和度61%，为中孔、特低－低渗透储层，属于埋藏深、高压、低渗、边水不活跃的岩性油藏。

针对史深100沙三段低渗油藏存在的固相污染和水锁伤害，前期已经采用了正电胶、聚合醇、非渗透等钻井液体系，同时应用了屏蔽暂堵等技术，但是目前仍然存在屏蔽暂堵颗粒级配不合理、钻井液不能快速形成致密泥饼以及没有应对水锁伤害的措施等问题。根据史深100区块的目前状况，提出使用全固相充填技术和防水锁技术来完成储层保护工作。

2 室内研究

传统的暂堵方法是依据储层的平均孔喉直径来优选暂堵剂的颗粒尺寸。当储层孔喉结构的均质性较强时，这些方法是比较有效的。但是一般的储层，尤其是低渗储层，储层的孔隙结构具有很强的非均质性，孔喉尺寸一般呈正态分布，较大尺寸的孔喉尽管数量比较少，但对渗透率的贡献较大，而数量较多的小孔喉对渗透率贡献很少或没有贡献。使用传统的屏蔽暂堵理论及方法，很难有效封堵对储层渗透率贡献较大的这部分大孔喉。为了解决这一问题，基于理想充填理论和d90规则的理想充填技术满足了储层保护的要求。即当暂堵剂颗粒在其粒径累积分布曲线上的d90值（指90%的颗粒粒径小于该值）与储层的最大孔喉直径或最大裂缝宽度相等时，可取得理想的暂堵效果。该方法对整个地层孔喉尺寸进行综合考虑，并优选出与地层孔喉相匹配的一组完整的暂堵剂粒径分布序列，尤其是考虑到储层中较大孔喉对渗透率的突出贡献，可实现对较大孔喉及其他各种尺寸孔喉进行有效暂堵和保护，这样可最大限度地降低钻井液对非均质性较强的储层所造成的伤害，因而在原理上更为合理，更为科学。通过对现场钻井液粒度的分析，补充不同粒径的暂堵颗粒，使之符合理想充填的规律，达到降低钻井液滤失，减少滤液侵入的效果［1－7］。

全固相充填技术在前人研究的基础上继续进行改进，在选择所需要的充填剂粒径时，不仅仅考虑充填剂与地层孔喉匹配的问题，还将现场钻井液本身的粒度分布考虑进来，使得充填剂加入后能使整个钻井液体系的粒度分布符合理想充填的规律，达到致密充填的效果。

2．1 封堵屏蔽剂的优选

取S3－5－X101井现场钻井液进行粒度测试，结果见图1。从图1中可以看出，该井钻开储层时钻井液粒度分布与油保基线吻合的并不是很好，尤其是粒径小于2μm的固相颗粒比较缺乏，这样会导致钻开储层后，不能对储层进行有效的封堵，不能形成致密的滤饼，会导致钻井液滤液等侵入地层较多，对储层造成污染。通过加入粒径小于2μm暂堵剂，调整钻井液的粒度分布，使之与油保基线吻合度较高，保证钻井液的封堵效果。本井采用了细颗粒钻井液用封堵屏蔽剂，加入封堵屏蔽剂后钻井液粒度朝符合油保基线的趋势变化，加入4%封堵屏蔽剂后得到的曲线比较符合油保基线，油层保护效果较好。

图1 加入封堵屏蔽剂前后钻井液粒度变化

对加入封堵屏蔽剂后的钻井液常规性能进行评价，结果见表1。

表1 加入封堵屏蔽剂后钻井液性能变化

由表1可以看出，加入2%～4%封堵屏蔽剂对钻井液的整体性能基本没有影响，但是加入10%封堵屏蔽剂之后，钻井液黏切上升很大，动塑比升高。这是因为一次性加入固相过多吸附钻井液中自由水导致的黏切上升，加入10%封堵屏蔽剂再加入2%水后，相对于原钻井液动塑比、失水变化均不大。现场使用封堵屏蔽剂时建议同时跟稀胶液维护，避免封堵屏蔽剂吸附自由水过多影响流变性。加入封堵屏蔽剂前后API滤失量变化不大。

2．2 防水锁剂的优选

低渗透、特低渗透储层中水锁现象尤为突出，对气藏的渗透能力造成伤害，严重影响了储层的开发效果。Bennion等对气藏的液相圈闭损害机理进行了探讨。他们认为，液相在气藏中聚集或滞留是液相圈闭损害的主要因素。气藏渗透率越低，影响越严重。液相在气藏中聚集的数量和对储层的损害程度主要取决于原始含水饱和度与作业后外来液体入侵形成的束缚水（残余水）饱和度之差。该差值越大，损害越严重，渗透率下降越大。此外，液相圈闭损害与孔隙介质的表面性质（如润湿性）、液相侵入储层的深度、多次液相侵入引起的滞后效应以及液相和气相的相对渗透率曲线形状等因素有关。低渗砂岩气藏的一般物性特征为：孔隙度低，一般小于10%；渗透率低，一般小于1×10－3μm2；含水饱和度高，一般大于40%，具有高毛管阻力和高应力敏感性的特点。由于水锁伤害很难解除，因此研究其伤害机理、影响因素以及解除方法对提高气井产能有极其重要的作用［8－12］。

水锁伤害公式为

式中，k为常数；L为近井地层液相侵入深度，m；t为排出流体所需要的时间，s。

由式（1）可以看出，近井地层液相侵入深度与时间的平方根成正比。为减轻钻井液滤液侵入地层深度，需要通过试验优选k值最小的防水锁剂，以减轻水锁伤害。

为了能够精确地测量岩心自吸的能力，自行设计一套试验流程，如图2所示。主要组成部分由精密天平、恒温箱、升降平台等组成。

图2 自吸实验装置图

（1）将岩心烘干，用聚四氟乙烯密封岩心的侧面，一端用夹持器夹住，悬挂在精密天平挂钩上；

（2）将装有溶液的容器放于可升降的平台上，除天平外所有仪器均放置于密闭恒温箱；

（3）打开密闭恒温箱的加热器，达到实验温度；

（4）将天平的读数清零，旋转上升平台；

（5）在岩心底端面接触溶液时，计时，同时记录精密天平上的读数。

试验结果见图3。

图3 自吸试验结果

从图3可以看出，加入不同防水锁剂，岩心的自吸量降低程度不同，而且随着时间的增加，相对效果越明显，表面活性剂B效果最好。因此，选定在该区块使用防水锁剂B。

3 现场应用

通过试验最终确定史深100区块使用储层保护材料为封堵屏蔽剂和防水锁剂。对S3－5－X101井加入储层保护材料前后现场钻井液进行了性能监测，结果见表2。

表2 现场钻井液性能变化

由表2知，钻井液性能没有剧烈变化，同时跟踪监测了封堵屏蔽剂加入前后钻井液粒度变化，从图4中可以看出，加入封堵屏蔽剂后钻井液的粒度发生了较大的变化，尤其是小于2μm的颗粒含量大大增加，提升了钻井液对储层孔喉的封堵效果。

2007—2010年史深100平均单井日产液量5．75t。采用新的油层保护技术后，史深100区块目前投产11口井，平均单井日产液量9．33t，产液量提高62%。

图4 现场钻井液粒度变化

4 结 论

（1）低渗致密砂岩储层存在较强的水锁伤害，筛选一种适合的防水锁剂来降低水锁伤害对提高油层保护效果至关重要。

（2）在史深100区块应用理想充填技术和防水锁技术可以显著提高单井产量，同时做到基本不影响现场钻井液性能，减少了现场钻井液处理的难度。

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