东海X 低渗气田钻开液储保性能评价及应用研究

王家航，秦丙林，董文秀，褚道余，李基伟，李 乾

（1.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司石油工程技术研究院， 上海 200120；2.中国石油化工股份有限公司上海海洋油气分公司勘探开发研究院， 上海 200120）

随着东海油气勘探开发力度的不断加大，深部地层发现了大量低渗、特低渗资源[1-2]。该类储层普遍存在埋藏深、温度高、孔隙结构复杂等问题，导致钻完井过程中易受到污染[3-10]。近年来，东海主要采用水平井动用此类资源，通过在水平段替入无固相EZLOW钻开液[11-15]保护储层。然而受海上作业等客观因素的影响，长裸眼段作业时间长，进一步增加了储层的浸泡时间，给储层段钻开液的储层保护性能提出了挑战[16-17]。针对上述问题，通过开展钻开液配方优化及储层保护性能评价，为钻井液的选型提供了理论依据。

X 气田位于东海西湖凹陷J 构造，主力层位为花港组和平湖组，平均孔隙度9%～15%，平均渗透率（1～100）×10−3μm2，表现为中孔中渗-低孔低渗特征。受制于孔隙结构、温度、压力等因素的影响，相比常规储层，低渗储层开发储层保护存在两个主要难点。

（1）水锁风险高

孔隙结构纵向上、平面上均存在非均质性，由上至下孔隙结构逐渐变差，平均孔喉半径主要分布在0.02～6.83 μm，饱和度中值压力整体偏低，但部分偏高，易发生水锁伤害；部分层位动用，原始地层压力亏空，排驱压力（0.04～7.09 MPa）等，可进一步加剧储层损害程度。

（2）储层温度高

地温梯度为3.38 ℃/100 m，部分主力层位垂深大于4 500 m，温度超过150 ℃，因此要求钻开液具有良好的抗温性能。

1 无固相钻开液性能优化方案

EZFLOW 钻开液是一种无固相的弱凝胶钻井液，其塑性黏度低，悬浮性能好，剪切稀释性强，同时具备适中的LSRV（低剪切速率黏度）可以降低钻井液滤失，对常规储层的保护性能良好。

针对深部低渗储层温度高、易发生水锁的问题，通过优选加重方式提高体系抗温性，优化防水剂加量进一步改善该钻开液的储层保护性能。

1.1 加重方式优选

可溶性加重剂主要包括无机盐和有机盐[18]，其中无机盐有NaCl、KCl、CaCl2、CaBr2、ZnBr2，有机盐有NaCOOH、KCOOH、CsCOOH。通过对比NaCl、NaCOOH 两种加重剂，优选体系抗温性更好的加重方式。

两种加重方式配方如下：

NaCl 加重：海水+纯碱+烧碱+0.5%～1.0% EZVIS（流型调节剂）+2.0%～3.0% EZFLO（改性可降解淀粉）+2%～3% JLX-C （聚合醇类防塌润滑剂）+5%KCl+3%～6% EZCARB （储层保护剂）+NaCl。

NaCOOH 加重：海水+纯碱+烧碱+0.5%～1.0%EZVIS（流型调节剂）+2.0%～3.0% EZFLO（改性可降解淀粉）+2%～3% JLX-C（聚合醇类防塌润滑剂）+5% KCl+3%～6% EZCARB(储层保护剂)+ NaCOOH。

对两种加重方式的钻开液流变性进行测试。实验药品：NaCl、NaCOOH。实验仪器：滚子加热炉、PH 值计、养护罐、黏度计、高速搅拌器等。

135 ℃老化16 h、50 ℃测试两种加重方式的钻开液流变性实验结果见表1。

使用有机盐加重剂甲酸钠，滚后LSRV 保持较高值，钻开液体系抗温性、流变性更优。

1.2 防水锁加量优选

两种加重方式条件下，SATRO 加量为1.5%时，老化后滤液表面张力均小于30 mN/m，可以较好的降低水锁伤害（表2）。

老化48 h 后，SATRO 加量1.5%，滤液表面张力小于30 mN/m，2.0%加量时，变化不大（表3）。

2 储层保护性能评价

依据SY/T 5329—2012《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》、SY/T 654—2002《钻开液完井液损害油层室内评价方法》，实验选取低渗H5 层岩心柱6 块，地层水、地层油各1 L，优化后无固相钻开液30 L，用于开展钻开液滤液与地层流体配伍性实验、钻开液岩心损害渗透率恢复实验。

2.1 配伍性

如图1 所示，地层原油与钻开液分层明显，相界面清晰，不存在乳化现象。钻开液滤液与地层原油在比例1∶1、1∶2 和2∶1 时均表现出了良好的配伍性，立刻实现了油水分离，在钻井过程中钻开液不会对生产产生影响，实验数据见表4。

钻开液滤液与地层水混合后，无论常温还是加热后（90 ℃）各溶液均澄清透明（图2），说明该钻开液与地层水配伍性良好，实验数据见表5.

图2 无固相钻开液滤液与地层水混合Fig.2 Solid-free drilling fluid filtrate mixed with formation water

表5 无固相钻开液滤液与地层水配伍性实验数据表Table 5 Experimental data of compatibility between solid free drilling fluid filtrate and formation water

2.2 储层保护性能评价

2.2.1 钻开液损害储层静态模拟评价

对钻开液损害储层静态模拟评价进行实验，渗透率恢复数据结果见表6。实验得到，岩心损害渗透率恢复率大于95%，表明钻开液对储层伤害小。

表6 无固相钻开液损害岩心渗透率恢复率Table 6 Recovery rate of core permeability damaged by solid-free drilling fluid

静滤失后，岩心端面残留一层钻开液，非胶状成分，对于渗透率无影响。将岩心端面切下厚度为1.5 mm的薄片，两个切面均未见钻开液成分，表明钻开液未侵入。岩心滤失后端面情况见图3。

图3 岩心滤失后端面情况Fig.3 Core end face condition after filtration

对比优化前、优化后钻开液储层保护性能（表7）。优化后钻井液损害储层渗透率恢复率高于优化前，表明优化后的钻开液具有更好的储层保护效果。

表7 优化前后无固相钻开液损害储层渗透率恢复率Table 7 Recovery rate of core permeability damaged by solid-free drilling fluid before and after optimization

2.2.2 钻开液损害储层动态模拟评价

测试了2 块岩心的钻开液动滤失伤害情况（表8）。实验结果动滤失量为零，表明钻开液具有良好的屏蔽暂堵作用，防止滤失。渗透率伤害率为负值，主要原因为钻井液中含有润湿调节成分，改善了液相渗透率。

表8 动滤失渗透率损害率及动滤失量测量Table 8 Damage rate of dynamic filtration permeability and measurement of dynamic filtration loss

动滤失后，岩心端面残留一层钻开液，非胶状成分，对于渗透率无影响，岩心污染前后断面情况见图4 和图5。

图4 岩心污染前端面情况Fig.4 Core end face condition before filtration

图5 岩心污染后端面情况Fig.5 Core end face condition after filtration

2.2.3 驱替介质影响分析

目前钻开液损害储层评价实验可应用煤油、水相和气相三种驱替介质进行评价实验，不同驱替介质的模拟评价实验结果存在差异，分析不同驱替介质对模拟评价实验的影响程度。

按照评价标准，对比驱替介质为水、原油的岩心静滤失实验，结果见表9。

表9 不同介质静滤失渗透率恢复率对比Table 9 Comparison of static filtration permeability recovery rate of different displacement media

从表9 中可以看出，不同驱替介质差异性较大，测得渗透率保留率：水相＞＞油相。油相测出渗透率损害率远高于水相测出渗透率损害率，其原因是乳化水锁伤害较为严重，造成油相渗透率降低。但总体而言，优化后钻开液油测渗透率损害率小于优化前钻开液，在多种驱替介质下均体现出良好的储层保护效果。

3 现场应用

优化后钻开液在该气田及相邻区块4 口调整井水平段中进行了应用，最高使用温度由138.3 ℃提升至151 ℃，滤失量由3.4～4.8 mL 降至2.6～4.4 mL。从投产情况上看，投产初期产能均达到或超过了配产要求，对比邻井类似层位，初期产能显著提高（表10），表明优化后的钻开液对低渗油气藏具有良好的适用性。

表10 无固相钻开液现场应用情况Table 10 Field application of solid-free drilling fluid

4 结论与认识

（1）无固相钻开液采用甲酸钠加重，抗温性更优；防水锁剂SATRO 加量1.5% 可降低滤液表面张力至30 mN/m 以内，有效降低了水锁风险。

（2）配伍性实验、岩心损害渗透率恢复实验结果表明，优化后的无固相钻开液体系与地层流体配伍，岩心损害静滤失渗透率恢复值大于95%，动滤失量为0，储层保护性能良好。

（3）现场应用结果表明，优化的无固相钻开液体系使用温度可提高至150 ℃以上，新井投产初期产能达到或超过配产要求，可满足对低渗储层的保护要求，具备良好的应用价值。