油气层保护用封堵剂在福山油田花111-10x井的应用

谭晓峰，陈远树，任艳增，卓绿燕

（大港油田石油工程研究院，天津300280）

·开发与应用·

油气层保护用封堵剂在福山油田花111-10x井的应用

谭晓峰，陈远树，任艳增，卓绿燕

（大港油田石油工程研究院，天津300280）

福山油田勘探开发主要为花场、花东、白莲和美台等区块，有利的储集层渗透率分布范围广，易受外来因素影响。此外该地区地质地层属火成岩屏蔽复杂小断块构造。具有断块小、断层多、地层非均质性强、倾角无规律、火成岩分布广泛和地温梯度高（3.7～4.1℃/100m）等特点。该地区钻井施工难度较大、井下情况复杂，不利于储层保护。通过对储层物性、储层敏感性和储层水锁损害等方面的研究，在储层钻井液中引入了自行研制的“油气层保护用封堵剂”，大大提高了钻井过程中储层保护效果。通过应用表明，该产品有效改善了钻井液中的粒径分布范围，通过暂堵的作用达到了储层保护效果。

储层保护；封堵剂；储层分析；封堵性

花111-10x井是福山凹陷花场构造花111断块，涠三段顶面构造图上的一口二开预探井。井深2799m，完钻层位流一段。本井由江汉钻井公司承钻，使用聚胺钻井液体系，共历时1个月，该井的储层保护由大港油田石油工程研究院进行实施。

通过油气层保护，该井在目的层出现了良好的油气显示，并且完钻电测显示的实施井段井径规则。充分体现了储层保护技术方案的可行性和保护油气层效果，满足了地质和工程的要求。

1　花场流沙港储层潜在危害因素分析

通过对福山油田花场储层物性研究、敏感性评价、水锁伤害评价研究，确定其储层潜在危害因素，具体见表1。

由表1可以看出福山油田花场流沙港储层主要潜在危害因素为：水敏、盐敏、水锁损害。

表1　储层潜在危害因素分析表

2　花111　-10　x井储层保护方案研究

2.1选取井浆和井浆+3%封堵剂做砂床封堵对比实验

选取花111-10x临井花111-9x井2500m所用聚胺钻井液，评价加入3%油气层保护用封堵剂前后钻井液性能变化，具体数据见表2。

从表2的数据看出，加入油气层保护用封堵剂对钻井液的性能影响不大。

选取花111-10x临井花111-9x井2500m所用聚胺钻井液，评价加入3%油气层保护用封堵剂前后砂床数据，具体数据见表3。

从表3的数据看出，油气层保护用封堵剂提高了钻井液的砂床封堵效果。

2.2选取井浆和井浆+3%封堵剂做渗透率恢复值实验

选取花111-10x临井花111-9x井2500m所用聚胺钻井液，用花8x井2665.28m岩心进行渗透率恢复值实验，结果见表4。

表2　钻井液性能测试结果

表3　砂床封堵测试结果

表4　聚胺钻井液渗透率恢复值评价

选取花111-10x临井花111-9x井2500m所用聚胺钻井液，加入3%油气层保护用封堵剂后，用花5x井2884.02m岩心进行渗透率恢复值的实验，结果见表5。

表5　渗透率恢复值数据

从表4实验数据可以看出现场井浆对储层的损害渗透率恢复值小于85%，无法达到储层保护要求；在现场井浆的基础上加入3%油气层保护用封堵剂，从表5的数据看出岩心渗透率恢复值达到了90%以上。

因而，确定花111-10x井储层保护方案为在聚胺钻井液基础上加入3%油气层保护用封堵剂。

3　储层保护现场实施

3.1花111-10x井储层基本情况

花111-10x井主要预探储层为花111断块涠三段I油组和流一段I油组油层分布情况，其中预测涠三段油组分布为1926.10m～2036.10m，流一段油组分布为2496.10m～2586.10m。

3.2花111-10x井储层技术现场施工

3.2.1施工前小型实验

钻进进入第一靶点前100m处调整钻井液性能参数满足要求，取循环井浆进行小型试验，储层保护方案江汉聚胺钻井液+3%油气层保护用封堵剂。常规性能见表6。

表6　储层保护小型试验数据表

实验表明：加入封堵剂处理后，钻井液滤失量大幅下降，满足现场施工要求。

3.2.2花111-10x井储层保护技术现场施工情况

在花111-10x井三个层段进行了储层油保施工，对比数据见表7。

由上表可以看出：对比施工前后钻井液密度，基本维持不变；对比施工前后钻井液漏斗粘度，未对钻井液施工造成影响；对比每次施工前后钻井液API滤失量呈下降趋势，油气层保护用封堵剂有效降低了钻井液API失水；对比每次施工前后钻井液HTHP滤失量呈下降趋势，封堵剂有效降低了钻井液HTHP失水。

3.3花111-10x井储层技术现场施工实施效果评价

3.3.1花111-10x井储层保护施工前后钻井液粒度分布评价

表7　储层保护施工前后钻井液参数变化表

图1　储层保护施工前钻井液粒度分布图

图2　储层保护施工后钻井液粒度分布图

对比图1、图2可以看出：加入封堵剂后，钻井液0.5～2μm粒径占比明显升高，2～20μm粒径曲线变宽，粒径范围略有扩大。

3.3.2花111-10x井油保施工钻井液渗透率恢复值评价

表8　花111-10x井油保施工钻井液渗透率恢复值评价表

由表8可以看出：花111-10x井现场井浆渗透率恢复值均达到85%以上，储层保护效果良好。

3.3.3花111-10x井油保施工表皮系数评价

已完成测试的花111-10x井实测表皮系数-0.73，同时该井为该区块第一口自喷井。

4　结论

通过油气层保护用封堵剂在花111-10x井的使用，得出以下结论：

1）自主研制的油气层保护用封堵剂能够增强钻井液体系的封堵性，拓宽钻井液粒度分布范围，达到了油气层保护效果；

2）油气层保护用封堵剂对钻井液性能影响较小，同时对降低滤失量、减小滤液向地层侵入起到了积极的作用；

3）在现场施工过程中每次起下钻均一次到底，无任何复杂发生；完井电测一次成功，电测数据显示井径规则，显示了油气层保护用封堵剂良好的封堵防塌作用。

10.3969/j.issn.1008-1267.2016.04.006

TQ254+.3

B

1008-1267（2016）04-0017-03

2016-03-31