复合屏蔽暂堵技术在低渗储层的现场应用

2014-08-10周晓蕾

石油化工应用 2014年5期

周晓蕾，李卉，李萌

（中石化胜利石油工程技术有限公司钻井工艺研究院，山东东营 257012）

宝浪油田地处新疆维吾尔自治区巴音郭楞蒙古自治州焉耆县永宁乡，地质构造属于焉耆盆地宝浪苏木构造带宝北背斜构造，其主力油藏位于三工河组。宝浪油田经过近10 年勘探已处于油田开发的中后期，地质资料显示宝1 井区控制地质储量62.77×104t，I+II 油组累积产油8.3×104t，采出程度20.3 %。I+II 油组产能经过开发产能自然递减。III 油组累积产油3.3×104t，采出程度17.8 %。宝1 井III1 层曾在2009 年6 月进行了调层生产，因油层污染及对应注水井单向指进高含水。然而宝1 井区III1 层有4 口采油井，除西北部的宝1321 井采出程度较高，累计采油量32 964 t 外，其余3口井宝1、宝1225 和宝1325 基本未采出油，分析认为宝1 井区为III1 层剩余油富集区，具有较大开采潜力。

1 储层物性及损害因素

1.1 储层物性

储层岩石性质表现为岩屑砂岩、少量次岩屑长石砂岩和次长石岩屑砂岩。岩石中石英含量10 %～30 %，长石含量5 %～15 %。岩屑成分主要为变质岩岩屑，岩浆岩岩屑和沉积岩岩屑在碎屑岩储层中也占一定比重，大多数碎屑岩岩屑在50 %～80 %。填隙物主要包括杂基和胶结物两部分，杂基主要为泥质，胶结物主要为粘土矿物、碳酸盐胶结物、硅质、铁质胶结物。

储层渗透率分布在1～10×10-3μm2的在36 %～77.2 %，10×10-3μm2以上占6.7 %～20.9 %。孔隙度分布在10 %～15 %的占81 %～85.3 %，小于10 %占6.7 %～10.3 %。本区块三工河组储层属于典型低孔～特低孔、低渗～特低渗储层。储层孔隙度主要受成岩作用控制，而渗透率主要受粒度和孔隙度控制，其次也与岩石中填隙物的含量有关系。渗透率随孔隙度的增大而增大，同时随着深度增加，压实逐步增加，孔隙度渗透率减小。

1.2 储层损害因素

1.2.1 储层敏感性通过对储层天然岩心进行敏感评价实验，结果显示储层存在着较弱的速敏、中等的水敏、中等的盐敏、中等的碱敏和弱的酸敏等潜在损害因素。杂基中细分散的胶体粘土、水化的云母和长石表面的绢云母水化膨胀容易导致水敏感。由于水化膨胀，最终导致矿物结构解体而发生颗粒分散运移，水敏性、碱敏性是储层潜在伤害的主要因素之一。

1.2.2 毛细管效应对于低渗、特低渗储层，由于孔道狭窄，毛细管效应非常明显。当油（或气）、水两相在岩石孔隙中渗流时，水滴在流经孔喉处遇阻，导致油相或气相渗透率降低，即造成所谓的“水锁损害”。引起水锁伤害的本质是毛细管的自吸力和毛细管中液相的滞留，因滤液表面张力不同而导致液相在毛细管中的阻力有着非常明显的差异。为了证实这种差异，实验室内设计了毛细管自吸力实验装置（见图1）。实验结果表明，在低渗砂岩中通过添加表面活性剂，改善滤液的表面活性可以达到降低毛细管效应的目的。需要特别强调一点，水锁伤害在低渗储层勘探中非常重要。

图1 毛细管力自吸实验装置示意图

1.2.3 固相污染相当长一段时间，由于低渗储层孔隙度小、颗粒难以进入孔喉的特点固相污染损害往往被忽略，但是通过对比固相颗粒侵入天然裂缝前后的微观结构（见图2）发现，在低渗储层开发中固相污染相当严重。近年由于在低渗储层开发中水平井和裸眼完井相结合的开发方式越来越多，而以往采用射孔完井可以解除的固相污染往往成为储层损害的重要因素。需要特别指出的是，在裸眼井中储层损害最重要的原因是过于致密、过于坚韧的泥饼堵塞孔隙和筛管孔眼造成的。

图2 侵入天然缝钻井液固相显微结构

1.3 储层保护的基本思路

1.3.1 复合屏蔽暂堵技术国内外解决钻井正压差作业与固相、液相侵入矛盾的方法，是实施有效的屏蔽暂堵技术，尽量防止和减少固相和液相的侵入；同时要尽量采用低滤失量的工作液，进一步减少在屏蔽暂堵作用下液相侵人地层的数量和深度，使损害程度和损害深度尽量小，以便在射孔作业及投产反排下实现解堵，减少污染。

近年无渗透屏蔽暂堵保护油气层技术取得了很好的使用效果，该技术通过在钻井液中引入特殊的无渗透剂来实现屏蔽暂堵作用。在压差的作用下，无渗透剂在井壁岩石表面浓集而形成活性剂胶束，胶束可依靠其界面吸力及其可变形性，自适应封堵岩石表面较大范围的孔喉，在井壁岩石表面形成致密的封堵薄层，有效封堵不同渗透性地层。无渗透剂屏蔽暂堵技术摆脱了传统的架桥充填理论的束缚，克服了屏蔽暂堵技术对地层孔隙尺寸的依赖。自适应广谱屏蔽暂堵技术的封堵层薄、形成速度快，且位于岩石表面，没有渗入到岩石深处，所以只要消除过平衡压力，封堵膜的作用就将消弱，只要有反向流动，封堵膜就会被清除，不会产生永久堵塞、损害储层，不需额外的解堵作业，节省成本。无渗透剂屏蔽暂堵技术能够对较宽孔径分布的地层有很好的暂堵作用, 即能够同时封堵不同孔喉直径的地层，可以在不知地层孔喉直径和地层温度分布的情况下,达到有效封堵油气层的目的，是一种新型的高效保护油气层、稳定井壁的新技术。

1.3.2 体系配伍性由于钻井液与地下流体配伍性不好，发生的化学沉淀伤害及储层粘土水化膨胀分散运移，骨架矿物在一定条件下的转化等作用，使储层孔喉直径缩小、毛细管力增加、束水饱和度上升，导致储层渗透率下降。因此，需要从系统工程的高度考察各个入井流体之间的配伍性，以保证它们在储层相遇时不产生污染储层的反应。需要做好从钻井到注采各个环节的配伍性，唯有如此才能最大限度的减少储层伤害，保证确保原油采收率的提高。

2 室内研究

2.1 钻井液基浆

钻井液基础体系选用常用聚合物钻井液体系，主要钻井液室温性能参数（见表1）。

钻井液配方为：6 %膨润土+0.1 %NaOH+0.2 %聚丙烯酰胺干粉PAM+3 %钻井液用水解聚丙烯腈铵盐+3 %钻井液用防塌降粘降滤失剂+3 %钻井液用封堵防塌剂+3 %低粘羧甲基纤维素钠盐+0.1 %胺基抑制剂+0.2 %防水锁剂+重晶石粉。

表1 基浆钻井液室温性能参数表

2.2 非渗透处理剂优选

将配制好的基浆在150 ℃的滚子加热炉中滚动陈化24 h，然后分别加入3 %不同厂商的非渗透钻井液处理剂产品，再次在前述陈化环境中老化处理，测定其老化前后的各项性能，对比优劣，最后确定最佳产品。砂床所用砂子粒径为20～40 目。非渗透处理剂优选实验结果（见表2）。

表2 不同非渗透钻井液处理剂优选对比实验结果

表2 列出了在基浆中分别加入2 %的1#～4#不同产品的实验结果。通过上述筛选实验，1#、2#、4#非渗透处理剂对钻井液流变性有比较明显的影响，都有提粘效果，3#非渗透处理剂对钻井液流变性影响不大，且砂床侵入深度最小，应用效果最理想。

2.3 屏蔽暂堵效果实验分析

宝浪油田储层是典型低孔～特低孔、低渗～特低渗储层，实验室室内使用低渗陶瓷岩心分别对比了单一屏蔽暂堵与复合屏蔽暂堵对储层污染的效果。为实现刚性离子与目的层孔吼的理想充填，实验室内选用500 目和1 500 目的QS 按一定比例进行了复配处理。实验结果（见表3）。

表3 屏蔽暂堵效果实验分析结果

由表3 可以看出，非渗透的加入渗透率恢复值已接近90 %，但加入合适粒径级配的刚性离子能够提高低渗储层的渗透率恢复值，说明刚性离子与膜屏蔽暂堵构成的复合屏蔽暂堵具有很好的保护储层性能。

3 现场施工

3.1 施工难点

本井的井壁稳定问题主要涉及两方面的原因，（1）存在4 段，共计30 余米的煤层；（2）盖层及储层段含有大段硬质泥岩。

泥岩钻屑的抑制分散问题是施工的另一难点。泥岩钻屑进入钻井液后极易水化分散，对钻井液的性能影响较大，在本井的施工过程中通过添加强抑制剂抑制粘土颗粒的分散，减少固相堵塞孔隙。

3.2 施工对策

钻进过程中，及时补充封堵防塌剂，确保形成封堵能力强的泥饼，确保钻遇煤层时的井壁稳定性。坚持四级固控，合理控制密度，尽量近平衡钻井，减少压差对油气层的损害，及时清除了岩屑和有害固相，防止形成虚厚泥饼，减少固相污染。进入油气层井段，提前处理并调整好钻进液性能，加入非渗透处理剂、超细碳酸钙并及时补充处理剂，将API 失水量控制在4 mL 以内，降低滤液对油气层的损害，并保持钻井液性能稳定，最大限度地减少液相对油气层的污染。泥岩段加入强抑制剂，防止泥岩水化分散。

表4 宝侧1 井施工井段钻井液性能统计表

3.3 钻井液配方

宝侧1 井的现场钻井液施工配方为：5 %～6 %钠膨润土+0.1 %～0.2 %高分子聚合物+0.3 %～0.6 %胺基抑制剂+0.5 %～1 %铵盐+2 %～3 %防塌降粘降滤失剂+3 %～5 %抗温降失水剂+2%～3%封堵防塌剂+2%～3%非渗透处理剂+3 %～5 %超细碳酸钙+0.5 %～1 %防水锁剂+3 %～5 %润滑剂。

本井为在宝1 井基础上的侧钻，在施工过程中严格控制钻井液性能。钻井液主要性能参数（见表4）。

3.4 施工过程遇到的问题

在本井的施工过程中主要遇到并很好的解决了包括煤层、脆性泥岩钻探的井壁稳定，泥岩抑制分散问题等，但也遇到了钻井液起泡、钻井液性能稳定问题。

起泡问题：在施工过程中，加入胺基抑制剂后约36 h 内钻井液粘度迅速增长后随时间延长逐渐下降，同时伴随明显的起泡现象，但这一现象形成原因未得到明确结论。

钻井液性能控制：宝侧1 井区开采处于中后期，且周围注水井、生产井较多，地层压力难以确定，在施工过程中需要严格控制钻井液密度，实际密度范围为1.18～1.24 g/cm3。另一问题是流变性控制，粘土颗粒的分散对流行性产生了一些波动，由于本经施工时间较短，因此分散时间对粘土颗粒的水化分散产生多少影响无明确结论。