哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田儲層保護技術研究

李行，王松，王浩任，龍懷遠

(長江大學化學與環(huán)境工程學院,湖北 荊州 434023)

哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田儲層保護技術研究

李行，王松，王浩任，龍懷遠

(長江大學化學與環(huán)境工程學院,湖北 荊州 434023)

對哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田的潛在損害因素進行分析與評價，結果表明該區(qū)域地層為強水敏性損害，具有較強的水敏損害，存在中等偏弱速敏性、弱應力敏感性、中等的酸敏感性、中等偏弱的堿敏感性。再對該地區(qū)儲層孔、滲特征進行分析，初步確定適合該區(qū)域儲層特性的鉆井液體系，在該基礎上優(yōu)選填充粒子和防水鎖劑加入到鉆井液中，以改善鉆井液的封堵能力，降低水鎖效應。該體系性能穩(wěn)定，對儲層巖心的滲透率恢復值達到80%以上，能夠有效保護儲層，現(xiàn)場應用效果良好。

鉆井液；高溫高壓；敏感性；儲層保護；暫堵劑；防水鎖劑；哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊

保護高溫高壓儲層技術是一項貫穿油氣田開發(fā)全過程的系統(tǒng)工程。中石化國際勘探公司負責的哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田屬于典型的低孔、低滲高溫、高壓儲層，儲層保護的難度很大。在鉆井、完井過程中，由于該地層存在敏感性礦物，導致儲層有一定程度的敏感性損害；鉆井液完井液體系中的固相顆粒進入儲層，會堵塞地層的喉道及微裂縫，造成對儲層的損害，因此開展保護哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田的鉆井液技術研究顯得特別重要。

1 儲層孔隙結構特征分析

1.1 儲層孔隙結構特征

毛細管壓力資料統(tǒng)計表明研究區(qū)塊孔喉半徑為0.018～4.60μm,以微小喉道為主，少量為細小喉道?？勺償嗝娴氖湛s部分是主要喉道，其次為彎片狀及片狀喉道。平均孔喉比為6.40，配位數(shù)主要在2～5，儲層孔隙連通性較好。

1.2 儲層孔隙類型

對儲層巖石的鑄體薄片、圖像分析和掃描電鏡觀察分析，哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣藏儲層包括有5種孔隙類型，以粒間孔和鑄模孔為主，次為粒內溶孔，可見少量的生物體腔孔和晶間孔，總面孔率平均為19.4%。

1.3 儲層孔滲特征

選取了哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊4口井巖心進行分析，該區(qū)域儲層滲透率主要分布在0.008～160mD之間；孔隙度為8%～22%。儲層孔隙度和滲透率二者之間表現(xiàn)出一定的相關性，孔隙度增大滲透率相應增大。

1.4 儲層潛在損害因素評價

選取哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田的巖心,參照SY/T 5358—2006《儲層敏感性實驗評價方法》，對哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田的巖心敏感性進行了評價。結果表明該區(qū)域儲層巖心具有較強的水敏損害，存在中等偏弱速敏性、弱應力敏感性、中等酸敏感性、中等偏弱堿敏感性。

2 保護哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田的鉆井液體系研究

由于該區(qū)域地層水敏性較強，也存在一定的速度敏感性損害，所以儲層保護技術的總體思路是優(yōu)選鉆井液完井液配方，加強鉆井液體系的失水量控制；提高鉆井液的抑制能力，防止鉆井液中的有害固相和濾液進入儲層造成損害；另外改善儲集層巖石的表面性質，防止水鎖現(xiàn)象的發(fā)生，提高儲層保護效果。

2.1 現(xiàn)有鉆井液對儲層的損害

哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田為異常的高溫高壓儲層，儲層溫度為180℃，地層壓力因數(shù)為1.9～2.0。結合該區(qū)塊的實際情況，在室內模擬配制了抗高溫高密度水基鉆井液體系。其具體配方為：2.5%膨潤土漿+1%Na2CO3+0.5%降濾失劑HT-FL+1.5%DF-2+2%降濾失劑SMP-2+2%降濾失劑SPNH+2%封堵劑LSF+2%潤滑劑LUBE-2+3%抑制劑Soltex+1%抗溫劑Drill-thin+0.5%抗溫劑Dristemp+0.5% 抑制劑OSAM-K+5%HCOOK+重晶石(調節(jié)密度)(配方中的百分數(shù)為質量分數(shù)，下同)。

配方基本性能：密度2.0g/cm3, API濾失量2.6mL/30min, 表觀黏度68mPa·s, 塑性黏度54mPa·s, 初切力3.5Pa；終切力14Pa, 高溫高壓濾失量11.9mL。

選取該區(qū)塊的天然巖心，按照SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油氣層室內評價方法》，利用JHMD-2高溫高壓動態(tài)損害評價儀器進行巖心動態(tài)損害試驗，結果見表1。結果表明，室內模擬配制的鉆井液對儲層有一定程度的損害，需要對現(xiàn)有鉆井液進一步改進。

表1 模擬鉆井液巖心損害前、后滲透率恢復值對比

注：測試條件為180℃×120min×3.5MPa (巖心損害評價試驗條件下同)。

2.2 保護儲層的鉆井液研究

2.2.1 優(yōu)選暫堵劑

哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田儲層的孔隙結構有很強的非均質性，孔喉尺寸一般呈正態(tài)分布?？缀戆霃皆?.018～4.60μm之間，傳統(tǒng)的暫堵方案都是以儲層的平均孔徑和暫堵劑的粒度中值作為確定暫堵方案的依據(jù)，難以形成強有效的封堵。對于保護儲層的鉆井液，按照1/2～2/3屏蔽暫堵理論，需要根據(jù)孔喉尺寸在鉆井液中加入具有連續(xù)粒徑分布的暫堵劑，有效地封堵儲層中大小不等的各種孔喉以及微裂隙，只有加入這種粒徑分布合理的暫堵劑，才能確保形成致密泥餅，阻止固相顆粒以及濾液侵入地層。

根據(jù)哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊儲層的相關孔滲數(shù)據(jù)，確定暫堵劑為超細碳酸鈣，暫堵劑組成為：2%1000目超細碳酸鈣和1%納米碳酸鈣。因此初步確定保護該區(qū)塊的鉆井液配方為：2.5% 膨潤土漿+2%1000目混合超細碳酸鈣+1%納米碳酸鈣+1%碳酸鈉+0.5%降濾失劑HT-FL+1.5%封堵劑DF-2+2%封堵劑LSF+2%潤滑劑LUBE-2+3%抑制劑Soltex+1%抗溫劑Drill-thin+0.5%抗溫劑Dristemp+2%降濾失劑SMP-2+2%降濾失劑SPNH+0.5%抑制劑OSAM-K+5%HCOOK+重晶石調節(jié)密度為2.0g/cm3。

在JHMD-2高溫、高壓動態(tài)評價儀器測試了上述鉆井液對儲層的損害程度，試驗結果見表2，該暫堵方案對保護儲集層有一定的效果，滲透率恢復值有所提高，但是滲透率恢復值還沒有達到80%以上，還要進一步完善保護措施。因此在鉆井液加入合適的防水鎖劑，通過改變巖石的表面性質，減輕水鎖損害來達到保護油氣層的目的[1～3]。

表2 加入超細和納米級碳酸鈣后巖心損害前、后滲透率恢復值

2.2.2 優(yōu)選防水鎖劑

對于低滲、特低滲天然氣層，除了用單純的暫堵方法來保護儲層外，還應加入防水鎖劑，以降低巖石的表面張力，從而減少水鎖損害。

在實驗室配制了幾種防水鎖劑溶液，利用TC500-C表面張力測定儀測得質量分數(shù)為0.3%的防水鎖劑的溶液表面張力，試驗結果見表3，可以看出，質量分數(shù)為0.3%的ASSW-20溶液表面張力最小，僅為22.50mN/m，因此在鉆井液中優(yōu)選質量分數(shù)為0.3%的ASSW-20防水鎖劑。

表3 幾種防水鎖劑的表面張力測定

2.3 暫堵粒子和防水鎖劑加入后對鉆井液性能的影響

針對該區(qū)域低滲透儲層的特點，在鉆井液中加入質量分數(shù)為3%碳酸鈣暫堵粒子和質量分數(shù)為0.3%的防水鎖劑ASSW-20后，評價暫堵粒子和防水鎖劑對鉆井液性能的影響，試驗結果見表4。向模擬鉆井液配方中加入暫堵粒子和防水鎖劑后，有利于降低鉆井液的濾失量，對鉆井液的其他性能影響不大。

表4 加入暫堵粒子和ASSW-20后對鉆井液性能的影響

2.4 優(yōu)選的鉆井液對儲層的保護效果

通過優(yōu)化試驗，確定保護該區(qū)塊的鉆井液配方為：2.5%膨潤土漿+2%1000目混合超細碳酸鈣+1%納米碳酸鈣+1% 碳酸鈉+0.5%降濾失劑HT-FL+1.5%封堵劑DF-2+2%封堵劑LSF+2%潤滑劑LUBE-2+3%抑制劑Soltex+1%抗溫劑Drill-thin+0.5%抗溫劑Dristemp+2%降濾失劑SMP-2+2%降濾失劑SPNH+0.5%抑制劑OSAM-K+5%HCOOK+0.3%防水鎖劑ASSW-20+重晶石調節(jié)密度為2.0g/cm3。

對該區(qū)域儲層巖心進行鉆井液動態(tài)損害評價試驗，測得巖心損害前后滲透率，試驗結果見表5。采用在現(xiàn)有鉆井液中加入納米碳酸鈣填充粒子和防水鎖劑后，巖心滲透率恢復值能夠達到80%以上，有效保護高溫高壓氣層。

表5 優(yōu)化后鉆井液損害前后滲透率恢復值

2.5 現(xiàn)場應用效果

在哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田使用所研制的鉆井液共鉆探了2口井，井下沒有出現(xiàn)異常復雜事故，起下鉆及開泵順利，井壁穩(wěn)定，無垮塌現(xiàn)象，巖屑代表性好，現(xiàn)場鉆井液的濾失量為1.8mL，高溫、高壓濾失量為9.2mL，2口井的產(chǎn)氣量均達到或超過設計要求。

3 結論

1)哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田孔喉半徑為0.018～4.60μm，以微小喉道為主。該區(qū)域儲層滲透率主要分布在0.008～160mD之間；孔隙度為8%～22%。該區(qū)域儲層巖心具有較強的水敏損害，存在中等偏弱速敏性、弱應力敏感性、中等的酸敏感性、中等偏弱堿的堿敏感性。

2)通過室內優(yōu)化試驗，確定保護該區(qū)塊的鉆井液配方為：2.5%膨潤土漿+2%1000目混合超細碳酸鈣+1%納米碳酸鈣+1% 碳酸鈉+0.5%降濾失劑HT-FL+1.5%封堵劑DF-2+2%封堵劑LSF+2%潤滑劑LUBE-2+3%抑制劑Soltex+1%抗溫劑Drill-thin+0.5%抗溫劑Dristemp+2%降濾失劑SMP-2+2%降濾失劑SPNH+0.5%抑制劑OSAM-K+5%HCOOK+0.3%防水鎖劑ASSW-20+重晶石調節(jié)密度為2.0g/cm3，該鉆井液體系對巖心損害后的滲透率恢復值達到80%以上 。

3)在哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田現(xiàn)場應用表明，該鉆井液體系性能穩(wěn)定，井下安全，儲層保護效果良好。

[1]余維初，鄢捷年. JHMD-2智能高溫高壓入井流體動態(tài)評價系統(tǒng)[J].鉆井液與完井液，2005,22(1):25～27.

[2]鄢捷年.鉆井液工藝學[M].東營：石油大學出版社，2000.

[3]徐同臺,趙敏,熊友明,等.保護油氣層技術[M].第2版.北京:石油工業(yè)出版社,2003.

[編輯] 帥群

2016-09-10

國家自然科學基金項目(41072109)。

李行(1991-)，男，碩士生，現(xiàn)從事鉆井液與完井液的學習與研究工作；通信作者：王松，wangs_2008@sina.com。

TE254.3

A

1673-1409(2017)15-0056-04

[引著格式]李行，王松，王浩任，等.哈薩克斯坦薩吉茲區(qū)塊氣田儲層保護技術研究[J].長江大學學報(自科版), 2017,14(15):56～59.