特低滲油藏鉆井過(guò)程中儲(chǔ)層損害機(jī)理及對(duì)策

吳若寧，劉 云，成志剛，鄧富元，郭紅強(qiáng)，包 恒，郭星波

(1.延長(zhǎng)油田股份有限公司 勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716000; 2.延長(zhǎng)油田股份有限公司 開(kāi)發(fā)部，陜西 延安716000;3.中石油塔里木油田分公司油氣田產(chǎn)能建設(shè)部，新疆 庫(kù)爾勒 841000)

0 引言

延長(zhǎng)油田東部油區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，延長(zhǎng)組長(zhǎng)6段為主力開(kāi)發(fā)層段，具有低孔、低滲、低豐度和低壓的特點(diǎn)，俗稱(chēng)“磨刀石”[1]。過(guò)去采用直井和定向井方式開(kāi)發(fā)，單井日產(chǎn)油僅為0.14 t[2]。在“低油價(jià)”石油行業(yè)背景下，低產(chǎn)、低效問(wèn)題面臨嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。近年來(lái)，淺層水平井開(kāi)發(fā)技術(shù)在東部油區(qū)應(yīng)用并推廣，單井日產(chǎn)油是常規(guī)井的10倍，成效顯著，為油田千萬(wàn)噸持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供了有力的技術(shù)支撐[3-4]。但水平井鉆井過(guò)程中也暴露出了問(wèn)題，如與鄰井對(duì)比，個(gè)別水平井投產(chǎn)后產(chǎn)量低，通常情況下人們將其原因歸咎于壓裂液對(duì)油氣層的損害而忽視了鉆井液的影響。事實(shí)上，特低滲油藏儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，喉道細(xì)小，水平井鉆井過(guò)程中鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的傷害更為嚴(yán)重[5]。按照“鉆壓一體化”理念，把對(duì)特低滲油藏“儲(chǔ)層保護(hù)”貫穿于鉆完井的始終，不僅可以減小井下復(fù)雜情況，提高鉆速，縮短建井周期，還可以有效保證壓裂增產(chǎn)的效果，實(shí)現(xiàn)油田“降本增效”的目的[6-7]。目前，國(guó)內(nèi)外對(duì)于特低滲油藏的損害機(jī)理及保護(hù)對(duì)策進(jìn)行了大量的研究，取得了一定的認(rèn)識(shí)。認(rèn)為造成特低滲油藏儲(chǔ)層損害的主要因素是正壓差作用下液相侵入導(dǎo)致的水鎖損害、敏感性損害和固相侵入損害[8-10]，并形成了以“屏蔽暫堵”為核心的系列技術(shù)，如理想充填技術(shù)、分形幾何學(xué)暫堵和廣譜暫堵等[11-15]。然而，由于特低滲油藏儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性加之對(duì)儲(chǔ)層損害缺少定量評(píng)價(jià)，儲(chǔ)層保護(hù)效果不理想，有待進(jìn)一步定量分析特低滲油藏儲(chǔ)層損害，采取針對(duì)性的儲(chǔ)層保護(hù)對(duì)策。

該文以延長(zhǎng)油田東部油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層特征為切入點(diǎn)，通過(guò)巖心分析和巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，定量評(píng)價(jià)了延長(zhǎng)油田特低滲油藏水平井鉆井過(guò)程中的敏感性損害和水鎖損害，從微觀上分析了損害機(jī)理，提出了“防水鎖、強(qiáng)抑制”的儲(chǔ)層保護(hù)對(duì)策，以期為東部油區(qū)淺層油藏的高效開(kāi)發(fā)提供理論借鑒。

1 儲(chǔ)層特征分析

1.1 儲(chǔ)層巖石與黏土礦物特征

對(duì)延長(zhǎng)油田東部油區(qū)7塊長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖樣開(kāi)展了鑄體薄片、掃描電鏡和X衍射實(shí)驗(yàn)，圖1所示為礦物含量分布。由圖1可知，長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖石主要由長(zhǎng)石、石英和黑云母組成，平均占比分別為48.4%，23.4%和9.2%；鉀長(zhǎng)石和斜長(zhǎng)石是長(zhǎng)石的主要組分，平均占比分別為31.6%和16.8%。長(zhǎng)6儲(chǔ)層黏土礦物總量為7.5%～18.6%，主要以綠泥石和高嶺石為主，其次為伊/蒙混層和伊利石，不含蒙脫石，黏土礦物產(chǎn)狀如圖2所示。由圖2a可知，伊/蒙混層以呈薄片狀、團(tuán)狀和絲狀的混合形態(tài)鑲嵌于儲(chǔ)層孔喉中間，在外來(lái)流體的作用下極易發(fā)生水化分散和運(yùn)移，堵塞儲(chǔ)層孔隙；由圖2b可知，高嶺石呈書(shū)頁(yè)狀以集合體形態(tài)堆積在巖石顆粒間，是造成儲(chǔ)層堿敏傷害的主要黏土礦物；由圖2c可知，綠泥石呈針葉狀與高嶺石、伊利石混存，長(zhǎng)6儲(chǔ)層黏土礦物中，綠泥石占有一定的比重，是造成儲(chǔ)層酸敏損害的主要礦物；由圖2d可知，伊利石呈絲狀、毛發(fā)狀錯(cuò)亂“搭橋”于儲(chǔ)層孔道中間，這種特殊形態(tài)結(jié)構(gòu)的伊利石極易在外來(lái)流體的作用下發(fā)生運(yùn)移和堆積，堵塞油氣滲流通道。

圖1 礦物含量分布Fig.1 Mineral content distribution

圖2 儲(chǔ)層黏土礦物產(chǎn)狀Fig.2 Formation clay mineral occurrence

1.2 儲(chǔ)層物性

根據(jù)探井100余塊樣品的物性分析，該區(qū)長(zhǎng)6油層組物性較差，儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型主要以粒間孔和溶蝕孔為主，孔喉半徑為0.01～1.25 μm，平均值為0.43 μm，發(fā)育少量的裂縫孔。由圖3孔隙度分布直方圖和圖4儲(chǔ)層滲透率分布直方圖可知，孔隙度為6%～12%，平均值為9.43%；滲透率為(0.1～2.0)×10-3μm2，平均值為0.68×10-3μm2，屬特低孔特低滲透-裂縫性儲(chǔ)層。

圖3 儲(chǔ)層孔隙度分布直方圖Fig.3 Histogram of reservoir porosity distribution

圖4 儲(chǔ)層滲透率分布直方圖Fig.4 Histogram of reservoir permeability distribution

2 儲(chǔ)層損害機(jī)理

基于儲(chǔ)層特征分析結(jié)果，東部油區(qū)屬于特低孔特低滲油藏，固相顆粒侵入儲(chǔ)層深度有限，且儲(chǔ)層埋深淺，地層壓力低，鉆井液不采用重晶石加重，這就消除了重晶石侵入對(duì)儲(chǔ)層造成的永久性傷害，即使鉆井液中的其他固相顆粒侵入儲(chǔ)層，也可以通過(guò)壓裂改造解除；相反，液相侵入造成的儲(chǔ)層傷害比較嚴(yán)重而且不易解除[7]。因此，室內(nèi)采用8塊東部油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層的巖心，通過(guò)速敏、水敏、鹽敏、堿敏、應(yīng)力敏感和水鎖實(shí)驗(yàn)，分析儲(chǔ)層的損害因素。

2.1 儲(chǔ)層敏感性損害

按照標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358—2010《儲(chǔ)層敏感性流動(dòng)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)方法》，對(duì)儲(chǔ)層巖心進(jìn)行敏感性評(píng)價(jià)，其中應(yīng)力敏感實(shí)驗(yàn)采用人造裂縫的儲(chǔ)層巖心進(jìn)行。

圖5所示為儲(chǔ)層速敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果。由圖5可知，儲(chǔ)層巖心無(wú)速敏損害，分析認(rèn)為，由于該區(qū)塊儲(chǔ)層巖心致密，膠結(jié)性良好，未固結(jié)的微粒少，速敏礦物高嶺石以疊片狀堆積減弱了在外力作用下的機(jī)械搬運(yùn)，加之儲(chǔ)層孔喉細(xì)小，分布范圍廣，速敏損害程度弱。鉆井過(guò)程中可以不考慮儲(chǔ)層速敏損害。

圖5 儲(chǔ)層速敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.5 Experimental results of reservoir velocity sensitivity

表1所示為儲(chǔ)層巖心水敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果。X區(qū)塊長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖心地層水水敏實(shí)驗(yàn)中，儲(chǔ)層巖心滲透率損害率為41.66%～68.98%，平均值為53.82%，損害程度為中等水敏。分析認(rèn)為，該區(qū)塊黏土礦物的絕對(duì)含量超過(guò)5%，偏高，長(zhǎng)6儲(chǔ)層的黏土礦物類(lèi)型主要是高嶺石、綠石泥、伊利石和伊蒙混層，這4類(lèi)黏土礦物在一定的條件下均會(huì)不同程度的發(fā)生水敏損害，其中伊蒙混層發(fā)生水敏損害的程度最強(qiáng)。

表1 儲(chǔ)層巖心水敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 1 Water sensitivity test results of reservoir cores

圖6所示為儲(chǔ)層巖心鹽敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果。隨著礦化度由70 000 mg/L降到0,巖心損害程度由3.70%增加到55.86%，巖心滲透率呈不斷降低的趨勢(shì)。當(dāng)鹽水的礦化度由30 000 mg/L降到20 000 mg/L時(shí)，儲(chǔ)層巖心滲透率損害程度超過(guò)5.0%，表明此過(guò)程中巖心已經(jīng)發(fā)生了鹽敏損害，由此可以判斷臨界礦化度為30 000～20 000 mg/L。采用蒸餾水驅(qū)替后巖心的滲透率為1.432 8 mD，此時(shí)巖心的滲透率損害率為55.86%，鹽敏損害程度為中等偏強(qiáng)。分析認(rèn)為，隨著鉆井液礦化度的降低，黏土礦物中含有的伊蒙混層發(fā)生膨脹和分散，膨脹的黏土礦物縮小了滲流空間，同時(shí)分散的黏土礦物會(huì)發(fā)生運(yùn)移，“卡死”在孔隙喉道的縮徑處，降低孔喉的連通性，從而傷害儲(chǔ)層。

圖6 儲(chǔ)層巖心鹽敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.6 Salt sensitivity test results of reservoir cores

圖7所示為儲(chǔ)層巖心堿敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果。隨著注入流體的pH值的增加，儲(chǔ)層巖心滲透率逐漸降低，巖心滲透率損害率逐漸增加。當(dāng)注入流體的pH值由7增加到8時(shí)，巖心滲透率傷害率已經(jīng)超過(guò)5.00%。說(shuō)明巖心此時(shí)已經(jīng)發(fā)生堿敏損害。當(dāng)pH值為13時(shí)，巖心滲透率損害率為67.20%，也即堿敏指數(shù)達(dá)到67.20%，參照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，堿敏損害程度為中等偏強(qiáng)。分析認(rèn)為，儲(chǔ)層黏土礦物中含有大量的高嶺石，同時(shí)含有長(zhǎng)石和微晶石英，這是造成儲(chǔ)層發(fā)生堿敏損害的潛在因素。呈集合體的高嶺石在堿性環(huán)境中容易分散造成結(jié)構(gòu)失穩(wěn)，在堿性介質(zhì)中，黏土晶片易排斥而分散，在流體作用下運(yùn)移且堵塞喉道。此外高pH值溶液對(duì)石英、長(zhǎng)石具有溶解作用生成硅凝膠體或硅酸鹽沉淀，影響儲(chǔ)層滲透率。因此要控制鉆井液的pH值在合理的范圍內(nèi)。

圖7 儲(chǔ)層巖心堿敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.7 Alkali sensitivity test results of reservoir cores

圖8 儲(chǔ)層巖心應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.8 Experimental results of reservoir core stress sensitivity

圖8所示為儲(chǔ)層巖心應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果。隨著有效應(yīng)力上升，儲(chǔ)層滲透率不斷下降，有效應(yīng)力從2.5 MPa上升至20 MPa時(shí)，儲(chǔ)層巖心滲透率由35.48×10-3μm2降至1.42×10-3μm2，滲透率損害率為85.88%。說(shuō)明隨著有效應(yīng)力的下降，儲(chǔ)層未能達(dá)到原有的滲流能力，損害具有不可逆性[9]。分析認(rèn)為，在特低孔特低滲儲(chǔ)層中，通常發(fā)育裂縫或微裂縫，這是造成鉆井過(guò)程中應(yīng)力敏感損害的主要因素。鉆井過(guò)程中應(yīng)力敏感損害具體表現(xiàn)為：由于起鉆速度過(guò)快產(chǎn)生的抽吸壓力使對(duì)儲(chǔ)層滲透率具有貢獻(xiàn)作用的裂縫、微裂縫發(fā)生閉合，儲(chǔ)層滲透率降低。

2.2 儲(chǔ)層水鎖損害

水鎖是指液相侵入儲(chǔ)層后，含水飽和度增加，導(dǎo)致儲(chǔ)層油相滲透率下降的現(xiàn)象。當(dāng)儲(chǔ)層原始含水飽和度和束縛水飽和度相差越大，水鎖傷害越嚴(yán)重。除此之外，水鎖還與儲(chǔ)層的潤(rùn)濕性、侵入流體的表面張力以及儲(chǔ)層的孔隙結(jié)構(gòu)等因素密切相關(guān)[10]。圖9所示為儲(chǔ)層巖心水鎖實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

圖9 儲(chǔ)層巖心水鎖實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.9 Experimental results of reservoir core water locking

由圖9可知，隨著含水飽和度的增加，儲(chǔ)層巖心滲透率比值呈降低趨勢(shì)，也即儲(chǔ)層滲透率損害率逐漸升高，當(dāng)初始含水飽和度達(dá)到82%時(shí)，滲透率損害率達(dá)到了85.74%，說(shuō)明已經(jīng)發(fā)生嚴(yán)重的水鎖損害，東部油區(qū)特低孔的儲(chǔ)層特征就決定了水鎖是主要的儲(chǔ)層損害。鉆井作業(yè)過(guò)程中，由于鉆井液在水平段長(zhǎng)時(shí)間浸泡和壓差的雙重作用導(dǎo)致鉆井液中液相侵入儲(chǔ)層孔隙，當(dāng)油相流動(dòng)時(shí)，在油水界面處就會(huì)產(chǎn)生一個(gè)附加的毛細(xì)管阻力[21]。由毛細(xì)管力公式可知，毛細(xì)管力與喉道半徑成反比，而延長(zhǎng)油田東部油區(qū)儲(chǔ)層孔隙喉道細(xì)小，所以毛細(xì)管力作用明顯，水鎖更易發(fā)生，且對(duì)儲(chǔ)層造成的傷害更為嚴(yán)重。

3 儲(chǔ)層保護(hù)對(duì)策

延長(zhǎng)油田東部油區(qū)屬于特低滲油藏，通過(guò)前面的儲(chǔ)層損害機(jī)理分析可知，水鎖損害和敏感性損害是造成儲(chǔ)層損害的主要因素。儲(chǔ)層保護(hù)的主要對(duì)策為：優(yōu)選高效的防水鎖劑，降低鉆井液濾液的表面張力，預(yù)防水鎖損害；優(yōu)選強(qiáng)抑制劑，提高鉆井液的抑制性能，減弱濾液侵入引發(fā)的儲(chǔ)層敏感性損害。

3.1 水鎖損害對(duì)策

選用東部油區(qū)X-86平1井儲(chǔ)層巖心，采用表面張力測(cè)定儀和潤(rùn)濕角測(cè)定儀，測(cè)試5種防水鎖劑溶液在巖心表面的潤(rùn)濕角和溶液的表面張力，評(píng)價(jià)不同表面活性劑的防水鎖效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 不同防水鎖劑效果Table 3 Effect of different waterproof locking agents

由表2可知，5種防水鎖劑在同一濃度下表面張力和接觸角均不同。在同一濃度條件下，與其他4種類(lèi)型的防水鎖劑相比，F(xiàn)-113溶液表面張力最低，同時(shí)在巖心表面的接觸角最大，表面張力實(shí)驗(yàn)結(jié)果和接觸角實(shí)驗(yàn)結(jié)果相吻合。防水鎖劑F-113主要由表面活性劑混配而成，其活性劑分子吸附在液體的表面或油水界面緊密而定向的排列，從而起到降低表面張力作用；防水鎖劑F-113也改變巖石的潤(rùn)濕性，增大接觸角，可以減輕對(duì)低滲儲(chǔ)層的水鎖損害。因此，優(yōu)選防水鎖劑F-113為儲(chǔ)層保護(hù)鉆井液的添加劑。

3.2 敏感性損害對(duì)策

儲(chǔ)層損害機(jī)理研究結(jié)果表明，延長(zhǎng)油田東部油區(qū)存在中等水敏損害及中等偏強(qiáng)的鹽敏損害。鉆井液中添加適量的強(qiáng)抑制劑是敏感性儲(chǔ)層保護(hù)的主要對(duì)策。室內(nèi)采用X-86平1井儲(chǔ)層巖心，通過(guò)滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)和線性膨脹實(shí)驗(yàn)優(yōu)選性能良好的抑制劑，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 不同抑制劑效果Table 3 Effect of different inhibitors

由表3可知，與巖樣在清水中的滾動(dòng)回收率和線性膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比，5種抑制劑均發(fā)揮了一定的抑制巖樣水化膨脹和分散的作用。KCl，PVA，聚胺CYF-1和聚醚胺4種抑制劑中，聚胺CYF-1的滾動(dòng)回收率為85.16%，2 h和16 h的線性膨脹率分別為8.23%和26.32%，優(yōu)于其他4種抑制劑，呈現(xiàn)出良好的抑制效果。以往的研究結(jié)果表明，在聚胺抑制劑中復(fù)配鉀鹽抑制效果會(huì)更好。實(shí)驗(yàn)中將1%聚胺CYF-1與1%KCl復(fù)配后，滾動(dòng)回收率較之前提高了3%，2 h和16 h的線性膨脹率較之前降低了1%。因此優(yōu)選1%聚胺CYF-1+1%KCl為抑制劑，實(shí)現(xiàn)“多元協(xié)同”抑制作用，減弱因鉆井液濾液侵入造成的敏感性損害。

3.3 配伍性評(píng)價(jià)

延長(zhǎng)油田東部油區(qū)原有鉆井液為：4%膨潤(rùn)土+0.2%Na2CO3+0.4%K-PAM+0.5%RHPT-1+2%水基潤(rùn)滑劑+1.5%無(wú)熒光防塌劑+1%納米乳液RL-2+1%極壓減摩劑JM-1(記為0#)，根據(jù)“防水鎖、強(qiáng)抑制”的儲(chǔ)層保護(hù)對(duì)策，優(yōu)化后的保護(hù)儲(chǔ)層的鉆井液體系為：原鉆井液+(0.3%～0.5%)防水鎖劑F-113+1%聚胺抑制劑CYF-1+1%KCl(記為1#)。測(cè)試鉆井液基礎(chǔ)性能，評(píng)價(jià)防水劑、強(qiáng)抑制劑與原鉆井液體系的配伍性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 優(yōu)化前后鉆井液基本性能評(píng)價(jià)Table 4 Basic performance evaluation of drilling fluid before and after optimization

由表4可知，優(yōu)化后的鉆井液動(dòng)塑比基本保持不變，中壓失水降低，表觀黏度、塑性黏度和動(dòng)切力雖然略有上升，但是仍然可以滿足現(xiàn)場(chǎng)鉆井的要求。由此表明，優(yōu)選的防水劑F-113、強(qiáng)抑制劑1%聚胺CYF-1+1%KCl與原鉆井液中的處理劑具有良好的配伍性。

3.4 儲(chǔ)層保護(hù)性評(píng)價(jià)

為了進(jìn)一步對(duì)比優(yōu)化后鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)性能，選用SW-Ⅱ型動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)損害評(píng)價(jià)儀測(cè)定不同配方滲透率恢復(fù)值，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 儲(chǔ)層巖心滲透率恢復(fù)值Table 5 Reservoir core permeability recovery value

0#體系：4%膨潤(rùn)土+0.2%Na2CO3+0.4%K-PAM+0.5%RHPT-1+2%水基潤(rùn)滑劑+1.5%無(wú)熒光防塌劑+1%納米乳液RL-2+1%極壓減摩劑JM-1。

1#體系：0#鉆井液+0.3%水鎖劑F-113+1%聚胺抑制劑CYF-1+1%KCl。

2#體系：0#鉆井液+0.5%水鎖劑F-113+1%聚胺抑制劑CYF-1+1%KCl。

由表5可知，對(duì)于東部油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層巖心，原鉆井液體系損害后，滲透率恢復(fù)值僅為74.10%，表明原鉆井液對(duì)儲(chǔ)層傷害大。優(yōu)化后的體系巖心滲透率恢復(fù)值超過(guò)了85%，為86.29%和88.77%，儲(chǔ)層保護(hù)效果良好。由此表明“防水鎖+強(qiáng)抑制”的儲(chǔ)層保護(hù)對(duì)策有效減輕了儲(chǔ)層水鎖損害和敏感性損害，提高了原鉆井液的儲(chǔ)層保護(hù)性能。

4 結(jié)論

1)基于對(duì)東部油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層特征的分析，結(jié)合敏感性實(shí)驗(yàn)和水鎖實(shí)驗(yàn)結(jié)果，鉆井過(guò)程中液相侵入造成的儲(chǔ)層水敏、鹽敏、堿敏以及水鎖損害是東部油區(qū)長(zhǎng)6儲(chǔ)層的主要損害因素。

2)針對(duì)儲(chǔ)層損害機(jī)理，提出了“防水鎖+強(qiáng)抑制”的儲(chǔ)層保護(hù)對(duì)策，優(yōu)選出降低表面張力效果良好的防水鎖劑 F-113和抑制黏土礦物水化膨脹分散的強(qiáng)抑制劑1%聚胺CYF-1+1%KCl。

3)實(shí)驗(yàn)優(yōu)化出的鉆井液體系配方為原鉆井液+(0.3%～0.5%)防水鎖劑F-113+1%聚胺CYF-1+1%KCl，該體系配伍性良好，巖心滲透率恢復(fù)值大于85%，與原鉆井液相比，具有良好的儲(chǔ)層保護(hù)性能，滿足延長(zhǎng)油田東部油區(qū)鉆井工程及儲(chǔ)層保護(hù)的技術(shù)要求。