双疏型储层保护技术在吉兰泰油田的应用

2020-09-18全晓虎蒋官澄吕传炳李拥军张勇邱爱民贾东民

钻井液与完井液 2020年3期

全晓虎，蒋官澄，吕传炳，李拥军，张勇，邱爱民，贾东民

（1.中国石油大学（北京），北京 102249；2.中国石油华北油田分公司，河北任丘 062550；3.渤海钻探工程技术研究院，河北任丘 062550）

吉兰泰油田位于巴彦-河套盆地临河坳陷西南部，为快速沉积、超补偿型盆地，2000 m 以上的储层低成熟度、低渗透、低强度、高泥质含量的“三低一高”特性显著，吉兰泰油田吉华2 断块储层伤害具有多样性，即泥质含量高达15%左右，其中蒙脱石含量达85%以上，易发生水化膨胀和分散，造成孔喉堵塞；非均质性强，难以做到暂堵剂粒子与地层孔喉严格匹配，且伤害机理需加深认识，常规屏蔽暂堵技术对该储层保护效果有限。针对吉华2 断块砂砾岩储层强敏感损害和胶结性差的特点，对储层岩性进行分析，开发了双疏剂和成膜剂，并对双疏剂和成膜剂进行评价。在钻井液中加入双疏剂，可大幅降低井壁表面能的效果，以实现岩石表面由亲水性转变为疏水性，减少外来固相和液相进入储层[1-8]。在钻井液中加入成膜剂，成膜剂不仅能够吸附在黏土表面抑制其水化，还可以吸附在岩石表面自发聚合形成一层聚合物膜，起到封堵泥页岩微孔隙和微裂缝，同时加固井壁，降低次生裂缝发育以及钻井液压力传递的作用。建立了适合吉华2 断块砂砾岩中低渗透储层的双疏型储层保护技术。双疏型储层保护技术体系不仅可以从“封堵”、“降滤失”和“疏水”等途径来维持井壁稳定，还可以减轻或避免储层损害，解决储层敏感问题。同时建立了吉华2 断块储层敏感性损害智能化预测技术，为该区块储层岩心敏感性的评价提供了方便、快捷的检测方法。目前，该技术在吉华2-209x 井和吉华2-322X 井中成功应用。克服了原有水基钻井液封堵性较差，以及对孔隙和微裂缝封堵能力不足的问题，井下复杂情况明显减少，取得了显著的经济效益。

1 吉兰泰油田吉华2 断块储层特征分析

1.1 储层矿物特征与储层物性分析

1.1.1 储层岩矿特征

研究区域主要为长石砂岩、岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩。且以岩屑长石砂岩为主，成分成熟度低。石英颗粒占碎屑成分的40%～70%；长石为10%～44%，斜长石含量与碱性长石相当；岩屑占10%～35%。储层岩性以含砾砂岩、砂砾岩及构造作用改造的碎裂砂岩为主，孔隙类型以粒间孔为主。

1.1.2 储层物性

由研究区E3l3段和K1g1段岩心分析孔、渗直方图可以看出，E3l3段孔隙度为11.2%～19.7%，平均为15.7%，渗透率为2.89～141 mD，平均为37.8 mD；K1g1段孔隙度为11.7%～19.8%，平均为14.8%，渗透率为1.97～174 mD，平均为30.2 mD，属中孔-中低渗储层。

1.2 储层矿物种类与含量分析

吉华2X 区块黏土矿物和常见非黏土矿物含量见表1，吉华2X 井取心洗油前后的岩心见图1。

表1 吉华2X 区块黏土矿物和常见非黏土矿物含量

可以看出，吉华2X 区块矿物组分以石英砂岩为主，含量达60%左右，非黏土矿物达80%左右；黏土矿物总量达6%～14%，黏土矿物以膨胀型矿物蒙脱石为主，占黏土矿物含量的58%～96%左右。容易发生水化膨胀损害。绿泥石含量占黏土矿物含量的4%～23%。酸敏性损害为中～较强～强。

图1 吉华2X 井取心洗油前（左）后（右）的岩心

由图1 可以看出，岩心岩性胶结较差，粒径不统一，泥质含量高，岩石颗粒间胶结非常疏松，岩心取心较难，洗油后破碎，易发生速敏性损害。

1.3 吉华2断块储层岩石敏感性评价分析

针对吉华2X 区块岩心，岩石颗粒间胶结非常疏松，岩心取心较难，洗油后破碎，不易进行岩石敏感性评价，建立了吉华2 断块储层敏感性损害智能化预测技术。敏感性损害智能化预测技术由模式识别法、人工神经网络法以及专家系统3 种智能预测方法对不同样本的敏感性预测结果为网络输入层，以不同样本的实际损害值为输出层，构建神经网络训练集。利用神经网络对3 种方法所得结果与真实值之间的内在联系进行训练，得到3 种预测方法所得结果对融合结果的准确率贡献的重要度，从而实现对未知输入样本敏感性的准确定量预测。首先通过对原始储层物性资料的收集与处理；建立敏感性预测数据库；对人工神经网络信息融合并进行预测。通过对吉华2X 区块地层岩心敏感性进行预测可知，岩心速敏性中等偏强～强；水敏性中等偏强～强；酸敏性强；碱敏性弱～中等偏弱。为后期该区块的敏感性评价提拱快捷的评价手段。

同时选择吉华2X 区块地层岩心，进行敏感性实验评价，结果表明，岩心水敏性和速敏性强、盐敏性中偏强，与前面矿物分析结果和预测一致。因此，应提高外来流体的矿化度和抑制性，减小滤失量，避免井漏的发生；此外，由于属于中孔低渗储层，还应避免毛细效应损害。

2 双疏型储层保护技术

吉兰泰油田吉华2 断块砂砾岩储层泥质含量高达15%左右，其中蒙脱石含量达85%以上，易发生水化膨胀和分散，造成孔喉堵塞，同时岩性胶结较差，粒径不统一，泥质含量高，岩石颗粒间胶结非常疏松，岩心水敏性和速敏性强，此外，储层属于中孔-中低渗储层。因此吉兰泰油田吉华2 断块储层伤害具有多样性，常用储层保护效果有限。

针对吉兰泰油田吉华2 断块砂砾岩储层特点，单一的储层保护技术对该储层保护效果有限，因此选取“生物膜与超双疏”融合的双疏型储层保护技术。双疏型储层保护钻井液以超双疏剂和成膜剂为核心，结合钻遇的地层特点，配套仿生处理剂等形成双疏型储层保护技术。双疏剂以仿生猪笼草口缘区超双疏的组成和结构为模本，通过多元聚合制备出具有“超双疏”效果的双疏剂，从而成功降低毛细管压力甚至使其反向，实现疏水、疏油目的，改变岩石表面物理化学性质、地层流体分布与渗流规律等，在钻井液中能抑制黏土水化膨胀、保护储层。“成膜”是指在井壁或近井壁处形成一层具有良好油溶性和较高强度的膜状物，该膜状物阻止钻井液中的固相和液相侵入储层，实现广谱“成膜”暂堵，完钻后通过射孔或原油返排解堵，达到保护储层的目的，同时还解决了非均质储层的保护问题。生物膜与超双疏融合，协同作用，实现了从“提高钻井液性能”的外因法转变为“同时改善钻井液所接触的固体表面性质”的内外因结合法，进而从“高性能”转发为“高效能”，达到“安全、高效、经济、环保”钻探目标。

2.1 双疏剂的性能表征

2.1.1 双疏剂的扫描电镜（SEM）实验

对使用双疏剂处理前后的岩心表面进行扫描电镜分析，见图2。

图2 双疏处理剂处理前后岩心表面扫描电镜图

由图2 可以看出，未处理的岩心表面在纳微米级的表现为非常光滑，只存在少量的层状结构，因而最初的岩心表面表现出亲水亲油的双亲特性；当使用双疏剂对岩心进行处理后，岩心表面覆盖了很多纳米级别的产物，双疏剂产物之间互相连接在一起，从而整体体现出一种微米尺度的物理结构，再加上其本身的纳米结构形成了纳-微结构，而纳-微多级尺度的物理结构具有一定的“双疏”性质，从而使得处理后的岩心表面具备“双疏”性能。

2.1.2 双疏剂的接触角测量实验

分别测定双疏剂处理后的人造岩心表面的水、油两相接触角。其中水相选择测试液为去离子水，油相选择测试液为正十六烷，取5 个不同测试点的平均值作为最终实验的测试结果。测试样品制备方法如下：将所合成的双疏剂配制成不同浓度的溶液，将岩心片置于溶液中浸泡4 h 后取出，在80 ℃恒温干燥箱内烘干至质量恒定。不同浓度双疏剂处理后岩心表面接触角见图3 和图4。

图3 不同浓度双疏剂处理后岩心表面的接触角

图4 双疏剂处理前（左）后（右）岩心的表面接触角

由图3 可知，当岩心表面未经过处理时，岩心表面水相接触角为34°，正十六烷接触角为0°，而当岩心经过双疏剂处理过后，岩心表面接触角随着双疏剂浓度的增加而不断增大，最后保持恒定；当质量浓度为0.1%时，岩心表面水相接触角达到85°，正十六烷接触角为29°，当双疏剂浓度增加到0.3%时，岩心表面水相接触角不断上升，达到150°而正十六烷接触角达到90°，随着“双疏”处理剂的浓度继续增加，岩心表面水相接触角基本维持在150°不变，油相接触角均大于90°。同时由图4 可以看出，双疏剂处理前后岩心表面的水滴从一个小扁球状变成了一个大半球状，岩心表面润湿性能由亲液性向疏液性转变。

2.1.3 双疏剂处理后毛细管液面变化

地质储层中，由于存在许多微毛细管，液相流体在微毛细管中因为毛管力的存在造成水锁效应，从而对储层造成严重伤害。实验通过引入双疏剂，改善毛细管力的大小和方向，模拟实现保护储层的目的，见图5。由图5 可知，当毛细管未被双疏剂处理前，毛细管内去离子液面和正十六烷液面上升高度达到40 mm 和24 mm，类比于储层中微毛细管内液相侵入，同时由于毛管力作用而堵塞微毛细管孔道；当使用0.1%的双疏剂对毛细管进行处理后，毛细管内去离子水液面和正十六烷液面分别下降到液面以下23 mm 和4 mm，此时毛管力大小已经明显减小，同时毛管力方向发生了改变，类比于储层中毛管力方向发生了反转，原本堵塞微毛细管的孔喉的力转变成促进微毛细管中液相流出的推力；随着双疏剂浓度的不断增加，毛细管中液相的液面均大幅下降，最终去离子水液面稳定在液面以下46 mm，正十六烷液面稳定在液面以下16 mm。证明了双疏剂通过改善微毛细管表面的润湿性能，解决了储层微毛细管中存在的水堵效应，达到了保护储层的目的。

图5 “双疏”处理剂对毛细管液面高度的影响

2.2 成膜剂的性能

成膜剂XZ-CMJ 可以在水下自发地在页岩表面形成一种纳微米级的聚合物膜，封堵纳微米级的孔隙和裂缝，阻止裂缝进一步发育导致页岩剥落。成膜前后页岩的比表面积、孔容积、孔径分布等数据变化见图6 和表2。可以看出，成膜剂形成的聚合物膜确实使泥页岩的孔结构发生很大变化，完全或部分封堵了大量孔隙，使原本孔径在6 nm 左右的孔大幅度减少，平均孔径从5.56 减小到2.72 nm，孔容积从0.030 cm3/g 下降到0.018 cm3/g，起到了预想的封堵效果；成膜剂成膜后泥页岩的平均孔径、孔容积和比表面积均有不同程度地下降，这说明成膜剂形成的聚合物膜封堵了泥页岩微孔隙和微裂缝。

图6 不同浓度成膜剂成膜后泥页岩的孔径分布

表2 不同浓度成膜剂成膜后泥页岩的孔分布和比表面积

3 双疏型储层保护技术结合吉兰泰油田钻井液体系的室内评价

取吉华2-209X 井和2-322X 井井浆，加入双疏剂、成膜剂进行评价，实验结果表明，双疏剂和成膜剂的协同作用起到封堵微纳米孔缝的作用，阻止泥岩的吸水膨胀而导致的井壁失稳，降低次生裂缝发育以及钻井液压力传递的作用，可封堵微纳米孔缝，同时成功降低毛细管压力甚至使其反向，实现疏水，从而起到防止泥页岩水化，防止岩屑破碎及剥落掉块，保护储层。现场钻井液配方如下，性能评价见表3。可以看出，井浆中分别加入双疏剂、成膜剂后，体系黏度变化不大，滤失量降低。

1#吉华2-209X 井井浆

2#吉华2-209X 井井浆+3%水

3#吉华2-209X 井井浆+3%水+3%双疏剂

4#吉华2-209X 井井浆+3%水+3%双疏剂+3%成膜剂

5#吉华2-209X 井井浆+3%水+3%成膜剂

现场井浆的渗透率恢复值见表4。由表4 可知，吉华2-322X 井钻井液渗透率恢复值由69.62%提高到90.5%，吉华2-209X 井钻井液渗透率恢复值由70.7%提高到92.2%，储层保护效果明显。

6#吉华2-322X 井井浆+3%双疏剂+3%成膜剂

7#吉华2-322X 井井浆

8#吉华2-209X 井井浆+3%双疏剂+3%成膜剂

9#吉华2-209X 井井浆

表3 现场钻井液性能评价

表4 现场钻井液渗透率恢复值评价

4 现场应用情况

现场应用2 口井分别为吉华2-209X 井和吉华2-322X 井，位于内蒙古自治区阿拉善左旗敖伦布拉格镇，该井型为定向井，井别为开发井，井深分别为2500 和2530 m，目的层位为K1g2。

4.1 吉华2-209X井现场施工

吉华2-209X 井钻开储层50 m 前加入储层保护材料，现场钻井液性能对比见表5。由表5 可知，加入油层保护材料后钻井液黏度略有下降，滤失量降低，泥饼比之前致密，可优化钻井液性能。加入油层保护材料后现场钻井液渗透率恢复值由69.62%提高到90.5%，储层保护效果明显。现场钻井液性能见表6。加入储层保护材料后，钻井液滤失量降低，泥饼质量改善，钻井液流变性能稳定。