史深100區(qū)塊油層保護技術(shù)

李 斌

（勝利石油管理局 鉆井工藝研究院，山東 東營257000）

1 區(qū)塊現(xiàn)狀

史深100低滲油藏主塊位于東營凹陷中央隆起帶西端，史南油田北部，史南鼻狀構(gòu)造與郝家鼻狀構(gòu)造之間。該區(qū)塊主要含油層系為沙河街組沙三段。根據(jù)巖心分析，史深100地區(qū)沙三段的平均孔隙度18．5%，空氣滲透率13．3×10－3μm2，平均含油飽和度61%，為中孔、特低－低滲透儲層，屬于埋藏深、高壓、低滲、邊水不活躍的巖性油藏。

針對史深100沙三段低滲油藏存在的固相污染和水鎖傷害，前期已經(jīng)采用了正電膠、聚合醇、非滲透等鉆井液體系，同時應(yīng)用了屏蔽暫堵等技術(shù)，但是目前仍然存在屏蔽暫堵顆粒級配不合理、鉆井液不能快速形成致密泥餅以及沒有應(yīng)對水鎖傷害的措施等問題。根據(jù)史深100區(qū)塊的目前狀況，提出使用全固相充填技術(shù)和防水鎖技術(shù)來完成儲層保護工作。

2 室內(nèi)研究

傳統(tǒng)的暫堵方法是依據(jù)儲層的平均孔喉直徑來優(yōu)選暫堵劑的顆粒尺寸。當儲層孔喉結(jié)構(gòu)的均質(zhì)性較強時，這些方法是比較有效的。但是一般的儲層，尤其是低滲儲層，儲層的孔隙結(jié)構(gòu)具有很強的非均質(zhì)性，孔喉尺寸一般呈正態(tài)分布，較大尺寸的孔喉盡管數(shù)量比較少，但對滲透率的貢獻較大，而數(shù)量較多的小孔喉對滲透率貢獻很少或沒有貢獻。使用傳統(tǒng)的屏蔽暫堵理論及方法，很難有效封堵對儲層滲透率貢獻較大的這部分大孔喉。為了解決這一問題，基于理想充填理論和d90規(guī)則的理想充填技術(shù)滿足了儲層保護的要求。即當暫堵劑顆粒在其粒徑累積分布曲線上的d90值（指90%的顆粒粒徑小于該值）與儲層的最大孔喉直徑或最大裂縫寬度相等時，可取得理想的暫堵效果。該方法對整個地層孔喉尺寸進行綜合考慮，并優(yōu)選出與地層孔喉相匹配的一組完整的暫堵劑粒徑分布序列，尤其是考慮到儲層中較大孔喉對滲透率的突出貢獻，可實現(xiàn)對較大孔喉及其他各種尺寸孔喉進行有效暫堵和保護，這樣可最大限度地降低鉆井液對非均質(zhì)性較強的儲層所造成的傷害，因而在原理上更為合理，更為科學。通過對現(xiàn)場鉆井液粒度的分析，補充不同粒徑的暫堵顆粒，使之符合理想充填的規(guī)律，達到降低鉆井液濾失，減少濾液侵入的效果［1－7］。

全固相充填技術(shù)在前人研究的基礎(chǔ)上繼續(xù)進行改進，在選擇所需要的充填劑粒徑時，不僅僅考慮充填劑與地層孔喉匹配的問題，還將現(xiàn)場鉆井液本身的粒度分布考慮進來，使得充填劑加入后能使整個鉆井液體系的粒度分布符合理想充填的規(guī)律，達到致密充填的效果。

2．1 封堵屏蔽劑的優(yōu)選

取S3－5－X101井現(xiàn)場鉆井液進行粒度測試，結(jié)果見圖1。從圖1中可以看出，該井鉆開儲層時鉆井液粒度分布與油?；€吻合的并不是很好，尤其是粒徑小于2μm的固相顆粒比較缺乏，這樣會導致鉆開儲層后，不能對儲層進行有效的封堵，不能形成致密的濾餅，會導致鉆井液濾液等侵入地層較多，對儲層造成污染。通過加入粒徑小于2μm暫堵劑，調(diào)整鉆井液的粒度分布，使之與油?；€吻合度較高，保證鉆井液的封堵效果。本井采用了細顆粒鉆井液用封堵屏蔽劑，加入封堵屏蔽劑后鉆井液粒度朝符合油?；€的趨勢變化，加入4%封堵屏蔽劑后得到的曲線比較符合油保基線，油層保護效果較好。

圖1 加入封堵屏蔽劑前后鉆井液粒度變化

對加入封堵屏蔽劑后的鉆井液常規(guī)性能進行評價，結(jié)果見表1。

表1 加入封堵屏蔽劑后鉆井液性能變化

由表1可以看出，加入2%～4%封堵屏蔽劑對鉆井液的整體性能基本沒有影響，但是加入10%封堵屏蔽劑之后，鉆井液黏切上升很大，動塑比升高。這是因為一次性加入固相過多吸附鉆井液中自由水導致的黏切上升，加入10%封堵屏蔽劑再加入2%水后，相對于原鉆井液動塑比、失水變化均不大。現(xiàn)場使用封堵屏蔽劑時建議同時跟稀膠液維護，避免封堵屏蔽劑吸附自由水過多影響流變性。加入封堵屏蔽劑前后API濾失量變化不大。

2．2 防水鎖劑的優(yōu)選

低滲透、特低滲透儲層中水鎖現(xiàn)象尤為突出，對氣藏的滲透能力造成傷害，嚴重影響了儲層的開發(fā)效果。Bennion等對氣藏的液相圈閉損害機理進行了探討。他們認為，液相在氣藏中聚集或滯留是液相圈閉損害的主要因素。氣藏滲透率越低，影響越嚴重。液相在氣藏中聚集的數(shù)量和對儲層的損害程度主要取決于原始含水飽和度與作業(yè)后外來液體入侵形成的束縛水（殘余水）飽和度之差。該差值越大，損害越嚴重，滲透率下降越大。此外，液相圈閉損害與孔隙介質(zhì)的表面性質(zhì)（如潤濕性）、液相侵入儲層的深度、多次液相侵入引起的滯后效應(yīng)以及液相和氣相的相對滲透率曲線形狀等因素有關(guān)。低滲砂巖氣藏的一般物性特征為：孔隙度低，一般小于10%；滲透率低，一般小于1×10－3μm2；含水飽和度高，一般大于40%，具有高毛管阻力和高應(yīng)力敏感性的特點。由于水鎖傷害很難解除，因此研究其傷害機理、影響因素以及解除方法對提高氣井產(chǎn)能有極其重要的作用［8－12］。

水鎖傷害公式為

式中，k為常數(shù)；L為近井地層液相侵入深度，m；t為排出流體所需要的時間，s。

由式（1）可以看出，近井地層液相侵入深度與時間的平方根成正比。為減輕鉆井液濾液侵入地層深度，需要通過試驗優(yōu)選k值最小的防水鎖劑，以減輕水鎖傷害。

為了能夠精確地測量巖心自吸的能力，自行設(shè)計一套試驗流程，如圖2所示。主要組成部分由精密天平、恒溫箱、升降平臺等組成。

圖2 自吸實驗裝置圖

（1）將巖心烘干，用聚四氟乙烯密封巖心的側(cè)面，一端用夾持器夾住，懸掛在精密天平掛鉤上；

（2）將裝有溶液的容器放于可升降的平臺上，除天平外所有儀器均放置于密閉恒溫箱；

（3）打開密閉恒溫箱的加熱器，達到實驗溫度；

（4）將天平的讀數(shù)清零，旋轉(zhuǎn)上升平臺；

（5）在巖心底端面接觸溶液時，計時，同時記錄精密天平上的讀數(shù)。

試驗結(jié)果見圖3。

圖3 自吸試驗結(jié)果

從圖3可以看出，加入不同防水鎖劑，巖心的自吸量降低程度不同，而且隨著時間的增加，相對效果越明顯，表面活性劑B效果最好。因此，選定在該區(qū)塊使用防水鎖劑B。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

通過試驗最終確定史深100區(qū)塊使用儲層保護材料為封堵屏蔽劑和防水鎖劑。對S3－5－X101井加入儲層保護材料前后現(xiàn)場鉆井液進行了性能監(jiān)測，結(jié)果見表2。

表2 現(xiàn)場鉆井液性能變化

由表2知，鉆井液性能沒有劇烈變化，同時跟蹤監(jiān)測了封堵屏蔽劑加入前后鉆井液粒度變化，從圖4中可以看出，加入封堵屏蔽劑后鉆井液的粒度發(fā)生了較大的變化，尤其是小于2μm的顆粒含量大大增加，提升了鉆井液對儲層孔喉的封堵效果。

2007—2010年史深100平均單井日產(chǎn)液量5．75t。采用新的油層保護技術(shù)后，史深100區(qū)塊目前投產(chǎn)11口井，平均單井日產(chǎn)液量9．33t，產(chǎn)液量提高62%。

圖4 現(xiàn)場鉆井液粒度變化

4 結(jié) 論

（1）低滲致密砂巖儲層存在較強的水鎖傷害，篩選一種適合的防水鎖劑來降低水鎖傷害對提高油層保護效果至關(guān)重要。

（2）在史深100區(qū)塊應(yīng)用理想充填技術(shù)和防水鎖技術(shù)可以顯著提高單井產(chǎn)量，同時做到基本不影響現(xiàn)場鉆井液性能，減少了現(xiàn)場鉆井液處理的難度。

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