致密砂岩油藏储层保护措施研究*

2022-07-12孙玉学季伟赵景原相欣

能源化工 2022年2期

孙玉学，季伟，赵景原，相欣

(东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318)

近年来，全球对石油资源需求量增大，但逐年降低的油气储量难以满足日益增长的资源消耗量，我国约70%的石油资源消耗量需要进口，在能源短缺的情况下，致密砂岩油藏已经成为非常规油气开发的重点领域[1-2]。

致密油藏储层物性较差，含油范围受储层物性影响，发育微米级和纳米级孔喉，虽然储层孔隙度、渗透率较低，但致密油储量大，储层构造相对简单，含油气条件较好[3-7]。致密油储层若受到污染，单井产能就可能受到较大影响，因此，需要对致密砂岩油藏进行储层保护技术研究，确保高效开发致密油藏的安全性。

冀东油田高深产区和南堡2-46井沙1段钻遇致密油储层，以该储层段为研究对象，进行了岩心孔渗测量，压汞法测量孔喉参数，润湿性评价，全岩矿物分析和黏土矿物分析，综合考察了致密砂岩油藏的储层基本特征，在此基础上进行敏感性试验和水锁损害试验，优选防水锁剂等关键处理剂，开发适用于该区块的储层保护型钻井液体系，试验结果表明：钻井液体系可抗150 ℃高温，流变性能和储层保护效果较好，可以满足致密油藏钻井的需求。

1 致密砂岩油藏储层基本特征

冀东油田南堡2-46井垂深4 627.5 m，斜深5 196 m，以东三段与沙一段为主要目的层，东三段解释有油层，洼陷区沙一段含油气储层，圈闭面积为19.4 km2，试油层上覆层段取心，砂岩类型主要为长石砂岩，泥页岩微裂缝发育，元素录井试油层段砂岩类与泥岩类硅质含量(w)48%～56%。采用覆压孔渗测量仪，测得储层岩心孔隙度为6.63%～9.98%，平均值为8.48%，空气渗透率为(0.095～0.138)×10-3μm2，平均值为0.098×10-3μm2，属于低孔隙度、特低渗透率储层。高深、南堡储层黏土矿物含量较高，黏土矿物中以伊/蒙间层为主，占比(w)大于50%，具有一定的吸水膨胀性，其次为伊利石，含有较少的绿泥石、高岭石，不含蒙脱石。

按照岩石毛管压力曲线测定标准，选用压汞法对高深及南堡储层岩心进行毛管压力曲线的测试，结果显示：岩心对渗透率影响较大的孔隙为0.10～0.63 μm，排驱压力为0.481～2.935 MPa，孔隙半径中值为0.037～0.403 μm，渗透率分布峰值为42.959%～60.449%，孔隙分布峰值为14.525%～28.104%。

使用接触角测量仪(东莞晟鼎精密仪器公司，SCA20型)，测量清水液滴在岩心表面左右两侧接触角大小，评价储层岩心的润湿性，结果见表1。

表1 储层岩心接触角测量结果

由表1可见：根据储层岩心接触角的值确定岩心的润湿性，水在固体表面的接触角小于75°为亲水性，大于105°为亲油性[4]。高深、南堡致密油储层岩心润湿性均为亲水性。

2 致密砂岩油藏储层损害因素

2.1 储层敏感性评价

对冀东油田南堡及高深致密油储层岩心进行了速敏等敏感性评价，速敏损害率为17.14%～21.12%，临界流速为0.15 mL/min，损害程度弱；盐敏损害率为55.03%～60.71%，临界矿化度为4 703 mg/L，损害程度为中等偏强；水敏损害率为56.87%～71.24%，损害程度为中等偏强至强；无酸敏性；碱敏损害率为6.7%～7.1%，临界pH值为13，损害程度弱。因此，在致密砂岩油藏钻井过程中，应关注水敏和盐敏对储层造成的损害。

2.2 水锁损害评价

水锁损害是低孔低渗非常规储层主要损害类型之一，损害率高达70%以上[5-6]。致密砂岩油藏存在水锁损害，严重影响油藏的高效开发，对高深、南堡储层岩心进行水锁损害评价，结果见表2。

表2 储层岩心水锁伤害试验结果

由表2可见：储层岩心受到地层水损害后，气测渗透率下降，水锁损害率分别为71.2%，73.1%，水锁损害程度强，该致密砂岩油藏钻井过程中应注重水锁损害的影响并采取一定的水锁损害解除技术保护储层。

3 致密砂岩油藏储层保护钻井液技术

根据冀东油田致密砂岩油藏储层特征及损害因素分析，该致密砂岩油藏存在水敏、盐敏性损害及水锁损害，因此，在设计储层保护型钻井液体系时，应重点开展对抑制剂、防水锁剂等关键处理剂的研究，进行了抑制剂和防水锁剂的优选试验，开发了适用于该致密砂岩油藏的储层保护型钻井液。

3.1 抑制剂优选

采用储层段泥页岩钻屑，对不同类型的抑制剂进行优选，采用KCl、HCOONa、聚胺3种抑制剂(纯度均大于99%，工业级，青岛裕丰达精细化工有限公司)，将其分别配制成(w)30%水溶液，在160 ℃的试验温度下热滚16 h，计算滚动回收率，试验结果见表3。

表3 抑制剂优选试验结果

由表3可见：抑制剂能抑制岩屑分散和黏土矿物水化膨胀，随着抑制剂加量增大，岩屑滚动回收率逐渐增大，3种抑制剂中KCl的抑制性能最好，滚动回收率可以达到95%以上。

3.2 防水锁剂优选

采用测量溶液表面张力、界面张力的方法，对3种工业级氟碳类防水锁剂TF380、TF328、TF286(上海福田化工科技有限公司)进行优选，并评价了防水锁剂的抗温和抗盐性能。在常温条件下，考察3种防水锁剂的质量分数对溶液表面张力的影响，试验结果见图1。

图1 防水锁剂质量分数对溶液表面张力的变化

由图1可见：随着防水锁剂质量分数的增大，溶液的表面张力迅速降低。当TF286及TF380的质量分数大于0.05%后，溶液的表面张力基本保持稳定，当TF328的质量分数大于0.1%后，溶液的表面张力基本保持稳定。该结果表明：TF286及TF380的质量分数优选0.05%，TF328的质量分数优选0.1%，此时溶液的表面张力分别为21.356，24.413，23.511 mN/m，TF286降低表面张力的效果要优于TF380及TF328。

分别配制质量分数为0.05%和0.1%的3种防水锁剂溶液，改变试验温度，考察3种防水锁剂溶液的表面张力随温度的变化情况，结果分别见图2和图3。

图2 溶液质量分数为0.05%时温度对表面张力的影响

图3 溶液质量分数为0.1%时温度对表面张力的影响

由图2及图3可见：当试验温度低于100 ℃时，溶液表面张力随温度的升高变化较小。当试验温度高于100 ℃时，随温度的升高，溶液表面张力略有增大，但总体变化幅度仍较小，表明3种防水锁剂均有较好的抗高温性能。

在25 ℃条件下，分别配制质量分数为0.05%和0.1%的防水锁剂溶液，加入到不同矿化度的地层水中，逐步增大溶液矿化度至150 000 mg/L，考察防水锁剂在不同矿化度溶液中的表面张力变化，结果分别见图4和图5。

图4 溶液质量分数为0.05%时矿化度对表面张力的影响

由图4和图5可见：质量分数分别为0.05%和0.1%的3种防水锁剂溶液的表面张力随矿化度的增大基本无变化，表明3种防水锁剂均有较好的抗盐性能。

图5 溶液质量分数为0.1%时矿化度对表面张力的影响

在25 ℃条件下，配制不同质量分数的防水锁剂溶液，分别考察3种防水锁剂的质量分数对溶液界面张力的影响，结果见图6。

图6 防水锁剂质量分数对界面张力的影响

由图6可见：当防水锁剂溶液质量分数小于0.1%时，随着防水锁剂质量分数的增大，界面张力迅速降低，与表面张力的变化规律基本一致。当TF380及TF328质量分数大于0.1%时，界面张力随质量分数的增大基本不再变化，当TF286质量分数大于0.05%后，界面张力随质量分数的增大基本不再变化。TF380及TF328溶液质量分数为0.1%时，界面张力分别为0.713，0.921 mN/m，TF286溶液质量分数为0.05%时，界面张力为0.432 mN/m，TF286降低界面张力的效果优于TF380和TF328，因此，TF286的防水锁效果最优。

3.3 钻井液体系配方及基本性能

根据抑制剂和防水锁剂的优选评价结果，最终确定适用于冀东油田致密砂岩油藏的储层保护型钻井液体系，具体配方(w)为：土浆+2%降滤失剂DSP+9%抗高温降滤失剂+1%封堵剂FT3000+3%固壁剂+2%乳化沥青+5%极压润滑剂+0.05%防水锁剂TF286+5% KCl+15%有机盐+0.8% Na2SO3。将储层保护型钻井液试样(密度为1.20 g/cm3)分别在室温和150 ℃条件下老化16 h，测试钻井液的流变性和滤失性能，结果见表4。

表4 钻井液体系基本性能

由表4可见：开发的钻井液体系在150 ℃高温下老化16 h，流变参数值变化不大，塑性黏度μp、动切力τd较为稳定，动塑比Rdp下降，但仍能满足携带岩屑的基本要求，井眼清洁能力强，可避免岩屑床的形成。在150 ℃下，高温高压滤失量为12.4 mL，表明该钻井液体系在150 ℃高温条件下，滤失造壁性较优，可满足现场应用要求。

3.4 钻井液储层保护性能

当钻井液进入储层后，钻井液滤液及固相颗粒侵入储层，容易改变储层原有物性，对储层造成损害。针对适用于致密砂岩油藏的钻井液体系，开展了储层保护效果评价试验，试验岩心取自致密油储层段，采用高温高压动态损害仪对钻井液的动态损害率进行测定，根据钻井液损害前后，岩心渗透率下降的程度来评价钻井液体系的储层保护效果，结果见表5。