朱寨子油区低压低渗储层钻井液保护技术研究

邵心敏， 屈策计， 赵妮霞， 李 春， 宜海友

（1.西安石油大学石油工程学院，陕西西安710065；2.延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西延安717600）

朱寨子油区处于吴起油田北部，储层物性差，非均质严重，具有典型的低孔、低渗、低压、低产等特征。在以往的钻井过程中，目的层段井漏现象常有发生，大量钻井液的漏失造成储层渗透率降低，导致严重的储层污染和损害，而且一旦受到损害，恢复比较困难，极大地影响了储层开发效果。目前该油区的油井大部分地产低效，开发效益不理想，油区稳产形势严峻。通过对朱寨子油区的储层特征和钻井过程中造成地层伤害的因素进行研究，制定出了全面系统的油气层保护措施，探索出一套针对朱寨子油区储层的钻井液保护技术，对朱寨子油区的进一步高效开发具有重要意义。

1 储层物性

1.1 储层岩心矿物分析

根据本区延9～长9油组的薄片资料，砂岩储层中的石英含量平均为25.1%；长石＋岩屑含量平均为58.3%，填隙物包括杂基和胶结物，杂基成分主要为绿泥石、伊利石、泥铁质等；胶结物成分主要为方解石、白云石、石英质、长石质，常见菱铁矿、黄铁矿、沥青质。沥青质常充填微裂缝，并大量浸染片状矿物（如伊利石、绿泥石、云母等），并浸染隐晶岩等岩屑。

1.2 岩心孔隙度和渗透率

从各油组的砂岩物性来看，Y10油组的物性最好，孔隙度为12.8%，渗透率为71.44mD；其次是C2、Y9油组，其孔隙度为8.1%～15.8%，渗透率为1.22～1.26mD；其余几个油组的物性较差，孔隙度为3.8%～8.0%，渗透率为0.18～0.45mD。因此该油区储层属于低孔低渗或特低渗储层。

1.3 储层非均质性特征

通过岩心分析渗透率、测井解释渗透率数值计算的Y9～C10油组各小层砂岩储层非均质性参数可以看出，无论是层内还是层间，各小层均表现为“均质～极不均质”，整体评价为“不均质”。

朱寨子油区储层具地质深度浅，目的储层压力系数和温度较低，岩心孔隙度和渗透率低，矿物分析表明储层含有少量敏感矿物，非均质性强，属于低渗或特低渗储层类型，储层保护难度大。

2 储层伤害机理分析

（1）从岩心分析结果来看，岩石矿物以石英和斜长石为主，但仍含有一部分敏感性矿物（泥质）。可能存在较严重的储层敏感性伤害，岩石中含有一定量的绿泥石、铁方解石，因此可能具有一定的盐酸酸敏性和氢氟酸酸敏性。

（2）对于低渗和特低渗砂岩储层，由于岩性非常致密，孔喉半径很小，极易被固相颗粒堵塞。但通常钻井液固相侵入程度较浅，后期酸化或压裂措施可有效解除固相伤害。

（3）储层岩心渗透率极低，大多数在0.1～2.0 mD，有的甚至更低。孔喉尺寸小，毛管压力高，储层孔隙吸水趋势明显，严重降低井眼附近的油气相对饱和度，大幅降低油气渗流能力。因此水锁是必须重点考虑的损害因素。

（4）该油区储层压力系数低，常规密度钻井液可能因较高的液柱压差加重储层的固相和液相污染程度。

（5）储层埋藏浅、温度低，钻井液中的高分子聚合物随滤液浸入储层深部，堵塞储层孔隙并滞留其中，由于温度较低，其降解难度较大，降解时间较长，影响开发效益。

3 低压低渗储层钻井液保护技术

朱寨子油区储层油气藏渗透率大多数在0.1～2.0mD，其具有压力系数低、物性差、渗流能力低、孔喉微细、比表面积大和泥质含量高等特点，容易受到固相、液相、聚合物吸附、矿物敏感性等一系列伤害，使得该油区的低渗油气藏难以得到有效的开发利用。通过形成钻井完井全过程油气层保护系统配套技术和措施，可以提高此类油气藏的开发效益。

3.1 钻井液污染压差对渗透率恢复率的影响

朱寨子油区储层压力系数低，常规密度钻井液可能因较高的液柱压差加重储层的固相和液相污染程度，根据吴起油田钻井液设计，选用无固相聚合物钻井液打开储层，基本配方为（质量分数）：（80%～90%）淡水＋（0.1%～0.2%）KPAM＋（0.1%～0.2%）FA367。现场钻井过程中，不可避免的进入一定含量的黏土，使其转变为含有一定固相和膨润土的常规钻井液。因此根据现场钻井液性能要求，将其配方作适当调整，基浆配方如下（质量分数）：4%膨润土＋0.15%AMZ＋2%LFT－70＋1.5% 铵盐＋0.2%LV－CMC。储层保护钻井液是在基浆的基础上进行优化，其配方如下（质量分数）：基浆＋4%复合暂堵剂＋0.2%复合表面活性剂；分别在不同污染压力下用钻井液对岩性进行污染，结果见表1。

由表1可知，普通基浆污染岩心，随着污染压力的提高，岩心渗透率恢复率呈下降趋势，1.5MPa时的渗透率恢复率只有60.9%，说明即使是较低的压差，普通钻井液对储层的伤害也是很严重的。污染压力继续提高至2.5、3.5、4.5MPa时，岩心渗透率恢复率继续下降，但基本稳定在40%～50%，说明压力提高，加剧了钻井液固相进入岩心的深度，加剧储层伤害。但并不是污染压差越大，储层伤害越严重。污染压差大于2.5MPa后，岩心污染程度变化不大，表明普通钻井液中的细固相进入岩心的深度基本一致，随压差变化不明显。改造后的储层保护钻井液在各种压差作用下，岩心渗透率恢复率均大于85%。变化规律依然是压差越大，岩心渗透率恢复率越低，但变化幅度很小，说明该钻井液具有充足的储层保护粒子，可以在岩心表面形成致密的内泥饼，固相粒子侵入深度较浅，容易返排。因此在开展储层保护的条件下，可以适当放宽钻井液密度限制，且适当的压差有利于各种储层保护剂实施紧密 堆积，有效保护储层。

表1 压差对储层污染的影响Table1 Effect of differential pressure to reservoir pollution

因此，对于朱寨子油区低压、低渗储层，在有效实施储层保护技术的情况下，可以减轻由于钻井液压差造成的储层伤害程度，适当放宽钻井液密度要求。

3.2 提高钻井液滤液抑制性

储层属于低孔低渗储层，岩心填充物中含有一定量的黏土类矿物，并吸附、伴生一定量的矿物微粒。在钻井液滤液压力作用下进入地层深部，容易引起储层中易水化分散矿物的运移、分散、膨胀等问题，造成储层孔隙堵塞，降低储层渗透率。因此针对储层特点，开展提高钻井液滤液抑制性研究，减少钻井液滤液对储层的敏感性伤害。

对各种防塌抑制剂 AMZ、KCl、聚合醇、LWJ－1、FFR成膜树脂等开展高温高压膨胀性实验。试验方法如下：称取30g黏土，放入岩心杯中，在压力机上加压至10MPa，保持10min，装入JHPZ－高温高压智能膨胀性测试仪中，在温度为150℃，压力为3MPa下测试各种防塌抑制剂的抑制黏土膨胀的性能，实验结果见表2。

由表2可知，清水岩心膨胀率高达8.88%，表明抑制黏土分散的能力很弱。当加入各种型号的防塌抑制剂后，岩心膨胀率都有不同程度的下降，其中AMZ、KCl、聚合醇和CMJ－2防塌抑制性较好。由于AMZ是一种金属弱凝胶聚合物钻井液处理剂，因此具有较强的抑制页岩、黏土分散和保持井壁稳定的能力；KCl可有效抑制黏土微粒的膨胀，达到稳定储层中的黏土矿物的目的。因此，将AMZ和KCl复配使用效果更好，实验验表明，清水＋0.3%AMZ＋6%KCl的岩心膨胀率仅为1.83%。岩屑滚动回收率实验表明AMZ的页岩回收率达95%以上，抑制效果明显，与KCl配合使用可有效提高钻井液滤液抑制性。

表2 防塌抑制剂性能评价实验Table2 Prevent collapse inhibitor performance evaluation experiment

3.3 低渗、特低渗储层暂堵保护剂

朱寨子油区I级孔隙结构为低排驱压力—较细喉道类型。储层排驱压力一般小于0.8MPa，喉道中值半径一般大于0.22μm，喉峰一般位于0.63～2.50μm，孔喉分布约占45%。此类储层具有较好的渗透率，其渗透率一般大于1×10－3mD，II级孔隙喉道中值半径在0.10～0.22μm，喉峰一般位于0.25～0.63μm；渗透率一般介于（0.1～1.0）×10－3mD。

根据储层岩心孔隙特征，选择喉峰一般位于0.63～2.50μm的I级孔隙作为储层保护的重点。使用Winner3001型固相颗粒激光粒度分析仪对目前较为常见的暂堵剂产品的粒度分布进行了评价。评价实验结果见表3。

表3 各种暂堵剂颗粒体积累积分布测定结果Table3 Cumulative distribution determination results of various temporary plugging agent particle size

根据粒度分析结果和对成本的控制，拟采用超细碳酸钙和ST－3柔性树脂作为低渗储层的暂堵剂，其中超细碳酸钙作为刚性粒子，ST－3柔性树脂作为变形充填粒子，复配使用以提高泥饼的致密性，有效封堵微细孔，防止钻井液中固相和滤液的进一步侵入。超细碳酸钙的粒径分布虽然大于储层孔喉的分布，但考虑到其钻井液中的反复研磨，粒径会逐渐变小，可以达到粒径级配要求。作为充填和可变形颗粒的ST－3的颗粒粒度中值为0.82μm。具有较低的软化点和较好的变形效果，可以有效挤入各类微小孔隙中，提高泥饼封堵效果，适合朱寨子油区储层孔隙大小。

利用质量分数1%ST－3的水溶液做岩心封堵实验。相对于清水，其封堵率达到99.3%，明显减少清水的滤失速度。观察岩心表面，无任何物质残留，表明ST－3可以变形进入岩心，并在孔喉处堆积，减少滤液侵入量。

3.4 液相返排技术

在钻井过程中，当钻开储层以后，在正压差作用下钻井液等外来流体将不可避免地侵入储层，可将油气推向离井筒较远处，并在井壁周围孔道中形成一个水相段塞，并在油－水或水－气界面产生毛细管压力。此时由于毛细管力的滞留作用，地层驱动压力不能将外来流体排出地层，就会降低油、气相渗透率。一般认为外来流体在地层中的毛细管力越高，水锁效应越强，油气产量越低。要想让油气流向井筒，就必须克服这一附加的阻力。若储层能量不足以克服这一附加压力，就不能将水驱走，最终会影响储层的渗透率。由于水锁效应是可以叠加的，当一串液滴同时出现在一连串的毛管时，油气流的流动阻力会大幅增加，从而使油气相的渗透率就会大幅降低。

减轻水锁堵塞的主要措施有降低滤失总量、提高钻井液滤液与地层的配伍性、降低滤液的表面张力和液气的界面张力。在钻井液中加入适宜的经筛选的表面活性剂是克服毛管阻力引起水锁损害的有效途径。如果表面活性剂与地层不配伍（或加量过大），将会造成油气层的润湿反转、油气流动阻力增大以及储层相对渗透率降低等一系列问题。因此要优选出适宜的表面活性剂，做到与储层表面电性、润湿性以及钻井液的配伍，提高储层液相返排能力。选取表面活性剂OP－10、HFR（两种表面活性剂复配）、PP＋、十六烷基氯化吡啶、SP－80进行对比，分别测其在不同质量浓度下溶液的表面张力，结果见图1。

图1 表面活性剂表面张力与质量浓度关系Fig.1 Surfactant surface tension and mass concentration diagram

由图1可知，表面活性剂质量浓度为0.5mg／L时，HFR降低溶液表面张力的效果最明显，质量浓度大于0.1mg／L之后保持稳定。将该液相返排剂配成水溶液并饱和岩心，用煤油驱替，观察驱替效果，并与清水作对比实验，实验温度60℃，煤油驱替排量1mL／min，实验结果见表4。

表4 水锁伤害对应表Table4 Water locking damage correspondence table

由表4可知，岩心气测渗透率基本相当的岩心，分别经过蒸馏水和表面活性剂溶解饱和后，在相同的实验条件下开展煤油驱替实验，驱替压力及其对应的时间存在明显的差异。经表面活性剂溶液饱和的岩心，其流出第一滴煤油时的驱替压差明显小于经蒸馏水饱和的岩心，且时间更短，说明经表面活性剂溶液由于具有较低的表面张力和界面张力，更易被煤油驱替出来，因此降低了水相的最低排驱启动压力。随着煤油继续驱替，最高驱替压差和所用的时间基本相当，表明此阶段岩心处于相对稳定的排驱阶段，岩心饱和方式对其影响不大。继续驱替，随着岩心水相饱和度的不断降低，油相渗透率相应提高，表现为驱替压力逐步下降。比较最终达到稳定时的驱替压力，经表面活性剂溶液饱和的岩心驱替压力相对稍小于蒸馏水饱和的岩心驱替压力，表明经表面活性剂溶液饱和的岩心中的水相被煤油驱替的更为完全，有利于更好的改善岩心的渗流能力。液相返排剂HFR具有较低的气液表面张力、油水界面张力，返排启动压力降低40%，易返排，渗透率恢复率提高20%。

3.5 储层保护钻井完井液配方

针对地质特点及钻井液要求，提供了两种钻井液体系（质量分数）：无固相钻井液体系和低膨润土聚合物钻井液体系。

1＃：（无固相钻井液）：（80%～90%）淡水＋（0.1%～0.2%）KPAM＋（0.1%～0.2%）FA367；

2＃：1＃＋（2%～3%）盐类抑制剂＋（2%～4%）复合暂堵剂＋0.2%液相返排剂；

3＃：（低膨润土聚合物钻井液）：4%膨润土＋0.15%AMZ＋6%KCl＋2%LFT－70＋1.5% 胺盐＋0.2%LV－CMC；

4＃：3＃＋4%复合暂堵剂；

5＃：4＃＋0.2%液相返排剂。

其中复合暂堵剂由经过粒径优化的架桥粒子和可软化变形的ST－3按一定比例复配而成，钻井液经60℃、16h热滚老化后所测得的常规性能见表5。

表5 钻井液性能实验Table5 Drilling fluid performance experiment table

由表5可以看出，改造后无固相钻井液与基浆在流变性方面差别不大，密度增加幅度很小，中压失水由148.0mL降为48.4mL，表明形成的暂堵层可以有效降低无固相钻井液的失水，减少钻井液滤液进入储层的总量和深度。但由于无固相钻井液难易在井壁形成致密的泥饼，因此失水量较大，滤液容易进入储层引起水锁伤害。为此提供低膨润土聚合物钻井液开展泥浆性能和储层保护评价，该钻井液体系改造前后性能变化不大，失水略有下降，可以满足现场施工要求。

岩心流动实验见表6，岩心为吴37井C9浅灰色细砂岩岩心，实验条件：JHDS－2高温高压动态污染仪，剪切速率100r／min，污染5h，温度60℃；岩心流动装置：岩心长度2.54cm，驱替排量0.2mL／min，温度60℃。

表6 岩心流动评价实验Table6 Experiment of core flow evaluation

由表6可知，无固相钻井液（1＃）的渗透率恢复率只有46.7%，且有滤液中岩心渗出，表明聚合物已进入岩心内部，在孔隙及吼道中发生吸附、沉淀，降低了岩心渗流能力。返排过程中聚合物难易有效清除，导致岩心渗透率恢复率较低。改造后的储层保护无固相钻井液（2＃），渗透率恢复率明显提高，达到82.1%，无滤液渗出，说明封堵层有效阻止了钻井液固相和液相侵入储层。液相返排剂的加入有效提高了滤液返排效果，较低的返排压力即可实现岩心返排解堵，有利于快速有效的恢复储层的渗流能力。

低膨润土聚合物钻井液（3＃）基浆的渗透率恢复率只有40.9%，表明岩心污染端面的泥饼进入岩心较多，且致密度较差，返排更困难。在基浆的基础上加入复合暂堵剂（4＃）后，渗透率恢复率明显提高，达到84%，说明封堵层薄且致密，有效阻止了钻井液固相和液相的进一步入侵，且容易返排解堵。再在此基础上加入0.5%复合表面活性剂（5＃）后，渗透率恢复率基本保持在86.2%，说明钻井液固相进入岩心的程度与前者基本一致，封堵层薄且致密，只需要较低的返排压力即可实现岩心返排解堵，有利于快速有效的恢复储层的渗流能力。

4 结论

（1）对于低渗储层，常规泥浆将对储层产生较为严重的污染，而保护储层暂堵型钻井液可有效控制滤失量，减轻由于钻井液压差造成的储层伤害程度，适当放宽钻井液密度要求；

（2）在钻井液中加入一定量的聚合物抑制剂和无机盐抑制剂可有效防止储层中的敏感矿物因滤液入侵而引起的敏感性伤害；

（3）复合暂堵剂由经过粒径优化的架桥粒子和可软化变形的ST－3按一定比例复配而成，可以形成致密的泥饼以减少钻井液的侵入量和侵入深度；

（4）由两种表面活性剂复配组成的HFR可有效降低油／水界面张力而显著降低储层水锁损害的程度。有助于将侵入储层的液相返排出来，提高油相饱和度和渗透率，改善储层的渗流能力；

（5）经实验优选提供两套储层保护钻井液技术方案：

（a）淡水＋（0.1%～0.2%）KPAM＋（0.1%～0.2%）FA367＋（2%～3%）盐类抑制剂＋（2%～4%）复合暂堵剂＋0.2%液相返排剂；

（b）4%膨润土＋0.15%AMZ＋6%KCl＋2%LFT－70＋1.5% 铵盐＋0.2%LV－CMC＋4%复合暂堵剂＋0.2%液相返排剂。

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