致密砂巖油藏儲層保護(hù)措施研究*

孫玉學(xué)，季偉，趙景原，相欣

(東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶 163318)

近年來，全球?qū)κ唾Y源需求量增大，但逐年降低的油氣儲量難以滿足日益增長的資源消耗量，我國約70%的石油資源消耗量需要進(jìn)口，在能源短缺的情況下，致密砂巖油藏已經(jīng)成為非常規(guī)油氣開發(fā)的重點領(lǐng)域[1-2]。

致密油藏儲層物性較差，含油范圍受儲層物性影響，發(fā)育微米級和納米級孔喉，雖然儲層孔隙度、滲透率較低，但致密油儲量大，儲層構(gòu)造相對簡單，含油氣條件較好[3-7]。致密油儲層若受到污染，單井產(chǎn)能就可能受到較大影響，因此，需要對致密砂巖油藏進(jìn)行儲層保護(hù)技術(shù)研究，確保高效開發(fā)致密油藏的安全性。

冀東油田高深產(chǎn)區(qū)和南堡2-46井沙1段鉆遇致密油儲層，以該儲層段為研究對象，進(jìn)行了巖心孔滲測量，壓汞法測量孔喉參數(shù)，潤濕性評價，全巖礦物分析和黏土礦物分析，綜合考察了致密砂巖油藏的儲層基本特征，在此基礎(chǔ)上進(jìn)行敏感性試驗和水鎖損害試驗，優(yōu)選防水鎖劑等關(guān)鍵處理劑，開發(fā)適用于該區(qū)塊的儲層保護(hù)型鉆井液體系，試驗結(jié)果表明：鉆井液體系可抗150 ℃高溫，流變性能和儲層保護(hù)效果較好，可以滿足致密油藏鉆井的需求。

1 致密砂巖油藏儲層基本特征

冀東油田南堡2-46井垂深4 627.5 m，斜深5 196 m，以東三段與沙一段為主要目的層，東三段解釋有油層，洼陷區(qū)沙一段含油氣儲層，圈閉面積為19.4 km2，試油層上覆層段取心，砂巖類型主要為長石砂巖，泥頁巖微裂縫發(fā)育，元素錄井試油層段砂巖類與泥巖類硅質(zhì)含量(w)48%～56%。采用覆壓孔滲測量儀，測得儲層巖心孔隙度為6.63%～9.98%，平均值為8.48%，空氣滲透率為(0.095～0.138)×10-3μm2，平均值為0.098×10-3μm2，屬于低孔隙度、特低滲透率儲層。高深、南堡儲層黏土礦物含量較高，黏土礦物中以伊/蒙間層為主，占比(w)大于50%，具有一定的吸水膨脹性，其次為伊利石，含有較少的綠泥石、高嶺石，不含蒙脫石。

按照巖石毛管壓力曲線測定標(biāo)準(zhǔn)，選用壓汞法對高深及南堡儲層巖心進(jìn)行毛管壓力曲線的測試，結(jié)果顯示：巖心對滲透率影響較大的孔隙為0.10～0.63 μm，排驅(qū)壓力為0.481～2.935 MPa，孔隙半徑中值為0.037～0.403 μm，滲透率分布峰值為42.959%～60.449%，孔隙分布峰值為14.525%～28.104%。

使用接觸角測量儀(東莞晟鼎精密儀器公司，SCA20型)，測量清水液滴在巖心表面左右兩側(cè)接觸角大小，評價儲層巖心的潤濕性，結(jié)果見表1。

表1 儲層巖心接觸角測量結(jié)果

由表1可見：根據(jù)儲層巖心接觸角的值確定巖心的潤濕性，水在固體表面的接觸角小于75°為親水性，大于105°為親油性[4]。高深、南堡致密油儲層巖心潤濕性均為親水性。

2 致密砂巖油藏儲層損害因素

2.1 儲層敏感性評價

對冀東油田南堡及高深致密油儲層巖心進(jìn)行了速敏等敏感性評價，速敏損害率為17.14%～21.12%，臨界流速為0.15 mL/min，損害程度弱；鹽敏損害率為55.03%～60.71%，臨界礦化度為4 703 mg/L，損害程度為中等偏強(qiáng)；水敏損害率為56.87%～71.24%，損害程度為中等偏強(qiáng)至強(qiáng)；無酸敏性；堿敏損害率為6.7%～7.1%，臨界pH值為13，損害程度弱。因此，在致密砂巖油藏鉆井過程中，應(yīng)關(guān)注水敏和鹽敏對儲層造成的損害。

2.2 水鎖損害評價

水鎖損害是低孔低滲非常規(guī)儲層主要損害類型之一，損害率高達(dá)70%以上[5-6]。致密砂巖油藏存在水鎖損害，嚴(yán)重影響油藏的高效開發(fā)，對高深、南堡儲層巖心進(jìn)行水鎖損害評價，結(jié)果見表2。

表2 儲層巖心水鎖傷害試驗結(jié)果

由表2可見：儲層巖心受到地層水損害后，氣測滲透率下降，水鎖損害率分別為71.2%，73.1%，水鎖損害程度強(qiáng)，該致密砂巖油藏鉆井過程中應(yīng)注重水鎖損害的影響并采取一定的水鎖損害解除技術(shù)保護(hù)儲層。

3 致密砂巖油藏儲層保護(hù)鉆井液技術(shù)

根據(jù)冀東油田致密砂巖油藏儲層特征及損害因素分析，該致密砂巖油藏存在水敏、鹽敏性損害及水鎖損害，因此，在設(shè)計儲層保護(hù)型鉆井液體系時，應(yīng)重點開展對抑制劑、防水鎖劑等關(guān)鍵處理劑的研究，進(jìn)行了抑制劑和防水鎖劑的優(yōu)選試驗，開發(fā)了適用于該致密砂巖油藏的儲層保護(hù)型鉆井液。

3.1 抑制劑優(yōu)選

采用儲層段泥頁巖鉆屑，對不同類型的抑制劑進(jìn)行優(yōu)選，采用KCl、HCOONa、聚胺3種抑制劑(純度均大于99%，工業(yè)級，青島裕豐達(dá)精細(xì)化工有限公司)，將其分別配制成(w)30%水溶液，在160 ℃的試驗溫度下熱滾16 h，計算滾動回收率，試驗結(jié)果見表3。

表3 抑制劑優(yōu)選試驗結(jié)果

由表3可見：抑制劑能抑制巖屑分散和黏土礦物水化膨脹，隨著抑制劑加量增大，巖屑滾動回收率逐漸增大，3種抑制劑中KCl的抑制性能最好，滾動回收率可以達(dá)到95%以上。

3.2 防水鎖劑優(yōu)選

采用測量溶液表面張力、界面張力的方法，對3種工業(yè)級氟碳類防水鎖劑TF380、TF328、TF286(上海福田化工科技有限公司)進(jìn)行優(yōu)選，并評價了防水鎖劑的抗溫和抗鹽性能。在常溫條件下，考察3種防水鎖劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)對溶液表面張力的影響，試驗結(jié)果見圖1。

圖1 防水鎖劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對溶液表面張力的變化

由圖1可見：隨著防水鎖劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大，溶液的表面張力迅速降低。當(dāng)TF286及TF380的質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.05%后，溶液的表面張力基本保持穩(wěn)定，當(dāng)TF328的質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.1%后，溶液的表面張力基本保持穩(wěn)定。該結(jié)果表明：TF286及TF380的質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)選0.05%，TF328的質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)選0.1%，此時溶液的表面張力分別為21.356，24.413，23.511 mN/m，TF286降低表面張力的效果要優(yōu)于TF380及TF328。

分別配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%和0.1%的3種防水鎖劑溶液，改變試驗溫度，考察3種防水鎖劑溶液的表面張力隨溫度的變化情況，結(jié)果分別見圖2和圖3。

圖2 溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%時溫度對表面張力的影響

圖3 溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時溫度對表面張力的影響

由圖2及圖3可見：當(dāng)試驗溫度低于100 ℃時，溶液表面張力隨溫度的升高變化較小。當(dāng)試驗溫度高于100 ℃時，隨溫度的升高，溶液表面張力略有增大，但總體變化幅度仍較小，表明3種防水鎖劑均有較好的抗高溫性能。

在25 ℃條件下，分別配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%和0.1%的防水鎖劑溶液，加入到不同礦化度的地層水中，逐步增大溶液礦化度至150 000 mg/L，考察防水鎖劑在不同礦化度溶液中的表面張力變化，結(jié)果分別見圖4和圖5。

圖4 溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%時礦化度對表面張力的影響

由圖4和圖5可見：質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.05%和0.1%的3種防水鎖劑溶液的表面張力隨礦化度的增大基本無變化，表明3種防水鎖劑均有較好的抗鹽性能。

圖5 溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時礦化度對表面張力的影響

在25 ℃條件下，配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的防水鎖劑溶液，分別考察3種防水鎖劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)對溶液界面張力的影響，結(jié)果見圖6。

圖6 防水鎖劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對界面張力的影響

由圖6可見：當(dāng)防水鎖劑溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于0.1%時，隨著防水鎖劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大，界面張力迅速降低，與表面張力的變化規(guī)律基本一致。當(dāng)TF380及TF328質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.1%時，界面張力隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大基本不再變化，當(dāng)TF286質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.05%后，界面張力隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大基本不再變化。TF380及TF328溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時，界面張力分別為0.713，0.921 mN/m，TF286溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%時，界面張力為0.432 mN/m，TF286降低界面張力的效果優(yōu)于TF380和TF328，因此，TF286的防水鎖效果最優(yōu)。

3.3 鉆井液體系配方及基本性能

根據(jù)抑制劑和防水鎖劑的優(yōu)選評價結(jié)果，最終確定適用于冀東油田致密砂巖油藏的儲層保護(hù)型鉆井液體系，具體配方(w)為：土漿+2%降濾失劑DSP+9%抗高溫降濾失劑+1%封堵劑FT3000+3%固壁劑+2%乳化瀝青+5%極壓潤滑劑+0.05%防水鎖劑TF286+5% KCl+15%有機(jī)鹽+0.8% Na2SO3。將儲層保護(hù)型鉆井液試樣(密度為1.20 g/cm3)分別在室溫和150 ℃條件下老化16 h，測試鉆井液的流變性和濾失性能，結(jié)果見表4。

表4 鉆井液體系基本性能

由表4可見：開發(fā)的鉆井液體系在150 ℃高溫下老化16 h，流變參數(shù)值變化不大，塑性黏度μp、動切力τd較為穩(wěn)定，動塑比Rdp下降，但仍能滿足攜帶巖屑的基本要求，井眼清潔能力強(qiáng)，可避免巖屑床的形成。在150 ℃下，高溫高壓濾失量為12.4 mL，表明該鉆井液體系在150 ℃高溫條件下，濾失造壁性較優(yōu)，可滿足現(xiàn)場應(yīng)用要求。

3.4 鉆井液儲層保護(hù)性能

當(dāng)鉆井液進(jìn)入儲層后，鉆井液濾液及固相顆粒侵入儲層，容易改變儲層原有物性，對儲層造成損害。針對適用于致密砂巖油藏的鉆井液體系，開展了儲層保護(hù)效果評價試驗，試驗巖心取自致密油儲層段，采用高溫高壓動態(tài)損害儀對鉆井液的動態(tài)損害率進(jìn)行測定，根據(jù)鉆井液損害前后，巖心滲透率下降的程度來評價鉆井液體系的儲層保護(hù)效果，結(jié)果見表5。

表5 鉆井液體系儲層保護(hù)性能

由表5可見：鉆井液動態(tài)損害前后，巖心滲透率下降幅度較小，滲透率恢復(fù)值可達(dá)到93.3%，表明鉆井液對巖心損害程度小，儲層保護(hù)效果較好，在現(xiàn)場鉆進(jìn)過程中，能形成一層致密堅韌的泥餅，降低鉆井液濾失量，該鉆井液體系能滿足致密砂巖油藏鉆井需求。

4 結(jié)論

1)冀東油田致密砂巖油藏屬于低孔、特低滲儲層，黏土礦物含量較高，黏土礦物主要為伊/蒙間層，具有一定的吸水膨脹性，其次為伊利石，含有較少的高嶺石、綠泥石，儲層巖心為水潤濕。

2)研究的致密油儲層巖心速敏性弱，鹽敏性中等偏強(qiáng)，水敏性中等偏強(qiáng)至強(qiáng)，無酸敏性，堿敏性弱，水鎖損害率為71.2%～73.1%，水鎖損害程度強(qiáng)。在該致密砂巖油藏鉆井過程中，應(yīng)重點關(guān)注水敏、鹽敏和水鎖對儲層造成的損害。

3)優(yōu)選并評價了抑制劑KCl和抗溫抗鹽性能較好的防水鎖劑TF286，確定了儲層保護(hù)型鉆井液體系，該體系可抗150 ℃高溫，流變性能和濾失性能良好，滲透率恢復(fù)值達(dá)到93.3%，儲層保護(hù)效果優(yōu)異，可滿足致密砂巖油藏的鉆井要求。