高滲砂巖油藏鉆完井一體化儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)

趙平起，王賀強(qiáng)，郭海濤，馬翠巖，王子毓

中國石油大港油田公司，天津 濱海新區(qū) 300280

引言

油氣儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)是一項(xiàng)涉及多學(xué)科、多專業(yè)、多部門并貫穿油氣開發(fā)全過程的系統(tǒng)工程。油氣開發(fā)全過程中任何一個(gè)作業(yè)環(huán)節(jié)都可能對(duì)儲(chǔ)層造成損害，且損害具有疊加性。油氣儲(chǔ)層巖石性質(zhì)取決于礦物組分與孔隙結(jié)構(gòu)。儲(chǔ)層礦物與油氣水流體處于平衡狀態(tài)，在油氣鉆井、完井、生產(chǎn)、增產(chǎn)及提高采收率等各種作業(yè)環(huán)節(jié)中，這種平衡狀態(tài)都可能被打破，儲(chǔ)層巖石與流體產(chǎn)生物理、化學(xué)及生物及熱力作用，造成儲(chǔ)層滲透率明顯降低，導(dǎo)致油氣產(chǎn)出或注入能力顯著下降[1]。

2018 年，滕學(xué)清等實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)中高滲儲(chǔ)層鉆井液動(dòng)態(tài)損害的滲透率恢復(fù)率為35%～70%，鉆井液濾液靜態(tài)損害儲(chǔ)層巖樣的害率為28%～47%；鉆井周期內(nèi)鉆井液濾液侵入儲(chǔ)層的深度可達(dá)幾十米[2]。墾利10-1 油田多數(shù)油井修井作業(yè)后恢復(fù)困難，產(chǎn)液含水增高、產(chǎn)油量下降，油井生產(chǎn)恢復(fù)期長，部分油井如B29 井修井作業(yè)后產(chǎn)油恢復(fù)期72 d，B37 井修井作業(yè)后產(chǎn)油恢復(fù)期90 d，B24 井修井作業(yè)后產(chǎn)油恢復(fù)期更是達(dá)到123 d[3]。2014 年，Chen 等針對(duì)塔里木盆地高孔高滲油藏，引入纖維材料提高架橋速率，有效預(yù)防了鉆井完井液侵入誘發(fā)的儲(chǔ)層損害[4]。儲(chǔ)層損害的嚴(yán)重后果，以及鉆井有效保護(hù)而完井損害的實(shí)例也是比比皆是，如塔里木東河1 井[5]。以往雖然認(rèn)識(shí)到儲(chǔ)層保護(hù)系統(tǒng)工程重要性，但仍多針對(duì)某一作業(yè)環(huán)節(jié)開展儲(chǔ)層保護(hù)工作[6]。

本文選取渤海灣極淺海地區(qū)趙東油田明化鎮(zhèn)組和館陶組高孔高滲油藏為例，基于儲(chǔ)層保護(hù)系統(tǒng)工程，將一體化理念引入到儲(chǔ)層保護(hù)中，立足鉆井完井全過程以及開發(fā)生產(chǎn)全生命周期，針對(duì)施工不同階段形成了一體化的儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)，取得了良好效果，為儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)一體化管理提供了重要借鑒。

1 油藏地質(zhì)特征與潛在儲(chǔ)層損害

渤海灣區(qū)域海岸線長達(dá)1 152 km，分布著遼河、冀東、大港、勝利等多個(gè)油田[7-8]，開發(fā)層系大多相同，儲(chǔ)層物性相近。趙東油田地處海灘 極淺海地區(qū)，從海岸線到5 m 水深線。區(qū)域構(gòu)造位于埕寧隆起向歧口凹陷延伸的臺(tái)階區(qū)，新近系為一較完整的頂部塌陷不對(duì)稱復(fù)式背斜構(gòu)造，被同沉積斷層羊二莊和趙北斷層切割分為C 區(qū)下降盤復(fù)式鼻狀圈閉和上升盤D 區(qū)穹窿披覆背斜圈閉。主要應(yīng)用海上固定平臺(tái)鉆高密度叢式井，應(yīng)用水平井及多層合采井型開發(fā)。開發(fā)至今進(jìn)入了綜合治理階段，2014 年區(qū)塊整體步入高含水階段，綜合含水達(dá)94.99%。

趙東油田C/D 區(qū)塊主力油層為新近系明化鎮(zhèn)組和館陶組，油層埋深1 000～1 500 m，分別為曲流河與辮狀河沉積環(huán)境，綜合取芯資料和測(cè)井資料解釋分析，儲(chǔ)層為高孔高滲型，明化鎮(zhèn)組平均孔隙度33.9%，平均滲透率1 268 mD，館陶組平均孔隙度31.6%，平均滲透率1 498 mD。根據(jù)孔隙結(jié)構(gòu)及毛管壓力曲線可知，儲(chǔ)層孔喉半徑主要分布在3.0～4.5μm，排驅(qū)壓力低，物性好，極易受到微小固相侵入導(dǎo)致孔喉堵塞，鉆完井作業(yè)過程中需嚴(yán)格控制固相對(duì)儲(chǔ)層的損害?？v向上發(fā)育為大段泥巖與砂巖互層，由于油藏埋深淺，儲(chǔ)層成巖作用差，泥巖膠結(jié)疏松，儲(chǔ)層中黏土礦物含量高，在15%～29%。根據(jù)X 衍射資料，黏土成分以蒙脫石為主，其中，蒙脫石含量65%～75%，伊/蒙間層13%～27%，兩者含量高達(dá)80%，屬于強(qiáng)－極強(qiáng)水敏儲(chǔ)層，易于發(fā)生水敏膨脹，鉆井過程中吸水造漿能力強(qiáng)，巖屑易水化分散，泥巖膨脹易導(dǎo)致“土鎖”[9]和井壁坍塌，鉆井液需有較強(qiáng)的抑制性并盡可能降低鉆井液濾失量，減少鉆井液濾液與儲(chǔ)層的接觸。另外，儲(chǔ)層沒有明顯的酸敏與堿敏現(xiàn)象，具有中等偏弱速敏損害。

趙東油田C/D 區(qū)塊各主力開發(fā)單元初始油藏壓力系數(shù)在0.93～1.02。多年隨鉆測(cè)壓及實(shí)時(shí)井下壓力數(shù)據(jù)檢測(cè)表明，具有較強(qiáng)邊底水能量的開發(fā)單元，開發(fā)過程中多采用天然能量開采或試注后停注的開發(fā)方式，壓力保持相對(duì)穩(wěn)定，壓力系數(shù)在0.89～1.00；具有弱邊底水能量的開發(fā)單元和人工注水開發(fā)但注采連通差或衰竭式開采的開發(fā)單元儲(chǔ)層壓力系數(shù)在0.25～0.68，在鉆完井過程中需要嚴(yán)格控制各類液體漏失對(duì)儲(chǔ)層的損害。

2 一體化儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)

對(duì)于趙東油田來說，預(yù)防儲(chǔ)層損害，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層保護(hù)，需重點(diǎn)攻克抑制淺部地層泥巖水化膨脹、預(yù)防固相顆粒封堵油層孔喉、降低鉆井液濾液侵入量、減少完井過程中完井液漏失等難題。為此，該油田堅(jiān)持地質(zhì)工程一體化，并將一體化的理念引入到鉆井完井的儲(chǔ)層保護(hù)中，制定了全過程有針對(duì)性的儲(chǔ)層保護(hù)方案，把鉆井液、儲(chǔ)層鉆開液、固井水泥漿和完井液等系列工作流體作為一個(gè)系統(tǒng)工程考慮，即在鉆井作業(yè)過程中采用的儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)不影響后續(xù)的完井作業(yè)，且在完井階段實(shí)施的儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)更有利于后期的修井作業(yè)和油井生產(chǎn)，全過程最大限度地保護(hù)儲(chǔ)層和釋放潛力[10-14]。

趙東油田一體化儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)的理念內(nèi)涵是堅(jiān)持“入井液材料種類越少、添加劑越少、用量越少，對(duì)儲(chǔ)層損害越小”的原則，立足油水井的全生命周期管理，在鉆完井及生產(chǎn)的不同階段，制定有針對(duì)性的儲(chǔ)層保護(hù)方案，在確保每個(gè)階段儲(chǔ)層保護(hù)效果的同時(shí)兼顧不同階段的需求，做到各環(huán)節(jié)無縫銜接，確保油層潛力釋放最大化，最終實(shí)現(xiàn)油氣田采收率的提高。總而言之，一體化儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)就是一項(xiàng)從鉆完井至生產(chǎn)全過程精準(zhǔn)控制作業(yè)流體對(duì)油層影響程度的系統(tǒng)工程[15-16]。趙東油田海上開發(fā)井型主要以大位移井、水平井為主，針對(duì)不同井型采取不同的油氣層保護(hù)策略，并將一體化保護(hù)技術(shù)貫穿于建井全過程。

2.1 鉆井液技術(shù)

趙東油田在大斜度井（多層合采井）以及水平井的油層段前，采用不分散的KCl-聚合物水基鉆井液體系。該體系主要由KCl 基液、優(yōu)質(zhì)無污染降濾失劑（PAC-LV）、高純度生物聚合物（MC-VIS）以及殺菌劑（MC-CIDE）組成，密度控制在1.12～1.21 g/cm3，API 濾失量小于8 mL，為使體系在堿性環(huán)境中能更好地發(fā)揮聚合物的作用，將pH值控制在8～10。通過室內(nèi)回收率實(shí)驗(yàn)選用明化鎮(zhèn)過3.360 mm 篩子的巖屑做巖芯，實(shí)驗(yàn)條件為：120°C、滾動(dòng)16 h，出罐后用0.450 mm 篩子回收，和相鄰區(qū)域常用的聚合物體系和有機(jī)硅鉆井液體系作對(duì)比，KCl-聚合物體系能很好地抑制泥頁巖的水化膨脹與分散（表1）。用過0.174 mm 篩子、105°C烘干2 h的二級(jí)土做膨脹實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明，該體系可以將頁巖膨脹降低率達(dá)81.4%（表2），具有良好的防塌性能。

表1 鉆井液體系回收率實(shí)驗(yàn)對(duì)比Tab.1 Comparison of recovery rate experiment of different drilling fluid systems

表2 鉆井液體系膨脹實(shí)驗(yàn)對(duì)比Tab.2 Comparison of expansion experiment of different drilling fluid system

鉆井液中的K+和聚合物為抑制劑。聚合物對(duì)鉆井液流變性與濾失造壁性有不可替代的調(diào)控作用[14]，可以在頁巖顆粒周圍形成一層保護(hù)膜或包被膜，從而降低頁巖的水化作用，組織頁巖顆粒與水接觸，同時(shí)具有良好的剪切稀釋性，可通過降低鉆頭處的泥漿黏度來提高機(jī)械鉆速，從而降低裸眼井段在鉆井液中的浸泡時(shí)間，減少頁巖段的裸露時(shí)間，根據(jù)英國Rushmore 公司統(tǒng)計(jì)結(jié)果，趙東油田機(jī)械鉆速保持世界前列。對(duì)于大斜度井或長裸眼井段，可通過小幅度提高鉆井液密度保持井眼內(nèi)的力學(xué)平衡來避免出現(xiàn)井壁穩(wěn)定問題。同時(shí)，在環(huán)空中黏度高，攜砂效果好，有利于清潔井筒，在減少工程復(fù)雜的同時(shí)最大程度減少儲(chǔ)層損害。鉆進(jìn)過程中，嚴(yán)格執(zhí)行振動(dòng)篩、除氣器、除砂器、除泥器及離心機(jī)組成的5 級(jí)固控系統(tǒng)，最大限度除去鉆井液中有害固相，減少微小固相對(duì)儲(chǔ)層的損害[17-19]。人造巖芯測(cè)試表明，KCl-聚合物體系滲透率恢復(fù)率最高為88.21%（表3），高于同地區(qū)其他油田聚合物及有機(jī)硅鉆井液體系13～18 個(gè)百分點(diǎn)。

表3 鉆井液體系滲透率恢復(fù)實(shí)驗(yàn)對(duì)比Tab.3 Comparison of permeability recovery experiment of different drilling fluid system

現(xiàn)場(chǎng)實(shí)踐表明，KCl-聚合物體系在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中體現(xiàn)出了更好的屏蔽暫堵作用，形成了致密堅(jiān)韌濾餅，儲(chǔ)層更不易發(fā)生漏失（表4）。

表4 趙東油田2020 年9 口百噸井入井液漏失情況Tab.4 Leakage of hundred ton production inflow fluid in Zhaodong Oilfield in 2020

2.2 儲(chǔ)層保護(hù)鉆開液技術(shù)

趙東油田水平井油層段實(shí)施儲(chǔ)層專打，將水平段前不分散的KCl-聚合物水基鉆井液體系替換為無固相水基FLO-PRO 儲(chǔ)層鉆開液體系，密度控制在1.08～1.13 g/cm3，API 濾失量小于5 mL，pH 值7～9。對(duì)于油層段來說，與普通鉆井液相比，儲(chǔ)層鉆開液更具有保護(hù)性，其特點(diǎn)是不含黏土和分散劑、儲(chǔ)層配伍性高、可抑制油層黏土礦物膨脹。該體系為自破膠體系，不需要濾餅降解劑，根據(jù)取芯數(shù)據(jù)所做的滲透率恢復(fù)測(cè)試，滲透率恢復(fù)率可達(dá)100%，能夠在井壁表面形成超薄、超低滲漏率的耐久性濾餅，達(dá)到固液入侵最少，對(duì)儲(chǔ)層傷害最小的目的，且可降低水敏現(xiàn)象的發(fā)生。FLO-PRO 儲(chǔ)層鉆開液主要由KCl 基液、高純度生物聚合物（MC-VIS）、交聯(lián)淀粉（FLO-TROL）、改性淀粉（MC-STARCH）以及殺菌劑（BIOCIDE）組成。與KCl-聚合物鉆井液體系相比，F(xiàn)LO-PRO 儲(chǔ)層鉆開液體系最大的不同是用交聯(lián)淀粉和改性淀粉代替了聚陰離子纖維素PAC-LV，交聯(lián)淀粉是用木薯淀粉經(jīng)過交聯(lián)加工的淀粉衍生物，通過加入濃度為85.5 kg/m3的碳酸鈣模擬儲(chǔ)層固相模擬實(shí)驗(yàn)表明（圖1），能有效控制濾失量，通過改變淀粉的分子結(jié)構(gòu)，和黃原膠配合使用，能使鉆井液體系產(chǎn)生很好的低剪切速率黏度（圖2），循環(huán)過程中具有很好的假塑性流體性能，從而降低鉆頭處的鉆井液黏度，有效提高機(jī)械鉆速，同時(shí)提高了鉆井液的靜態(tài)懸浮能力，可有效清除水平井、大斜度井的巖屑床，有利于井眼清潔。此外，交聯(lián)淀粉具有超強(qiáng)降失水作用及易降解特性，在70°C左右的油層溫度下極易降解，返排突破壓力低至100 psi（1 psi=6.985 kPa）以下，無須加破膠劑即可實(shí)現(xiàn)對(duì)淀粉類濾餅的清除，減少了施工步驟，降低了常規(guī)破膠劑對(duì)儲(chǔ)層的影響和損害，最大限度保護(hù)油氣層孔喉的原生態(tài)[18，20]。

圖1 不同濃度下交聯(lián)淀粉的API 濾失量Fig.1 API leakage of cross-linked starch at different concentrations

圖2 不同添加劑對(duì)鉆井液低剪切速率黏度的影響Fig.2 Effect of different additive agent on LSRV of drilling fluid

在作業(yè)過程中，F(xiàn)LO-PRO 儲(chǔ)層鉆開液體系中加入0.5%（體積比）液體聚胺（ULTRAHIB）來進(jìn)一步增強(qiáng)鉆井液體系的防塌和抑制能力，防止巖屑水化分散。聚胺通過與水作用產(chǎn)生堿的同時(shí)，自身解離為一類能與黏土負(fù)電性顆粒吸附的陽離子化合物，從而抑制泥巖的水化膨脹，最大程度上減少了儲(chǔ)層泥巖分散的小顆粒侵入量，保護(hù)儲(chǔ)層[21-23]。

2.3 儲(chǔ)層保護(hù)固井水泥漿技術(shù)

固井作業(yè)是一體化儲(chǔ)層保護(hù)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一，也是保證油水井完整性的關(guān)鍵環(huán)節(jié)[24]。

趙東主力油層埋藏淺（1 000～1 500 m）、壓力系數(shù)低（孔隙壓力系數(shù)1.01，破裂壓力系數(shù)1.50）、油層溫度低（55°C）、封固段長（1 000～2 000 m），且海上平臺(tái)日費(fèi)制鉆完井作業(yè)的特點(diǎn)，對(duì)水泥漿強(qiáng)度發(fā)展要求高，普通的高抗硫G 級(jí)水泥抗壓強(qiáng)度在低溫下發(fā)展比較慢，不能滿足趙東油田的要求。同時(shí)，經(jīng)過近20 a 的鉆井開發(fā)，趙東平臺(tái)受井口槽數(shù)有限且固定的影響，近些年新井井身全為三維軌跡，平均井斜70°，單井最多出現(xiàn)11 次井斜與方位的調(diào)整，大斜度段及水平井段對(duì)水泥漿沉降穩(wěn)定性要求也更高。大斜度及水平井段水泥石會(huì)因水泥漿析水使水泥下沉，在環(huán)空頂部形成水帶，使水泥石頂部與井壁形成間隙并影響水泥石強(qiáng)度的正常發(fā)育，水泥漿凝固后體積會(huì)收縮，會(huì)在水泥環(huán)與井壁形成微間隙[22]。儲(chǔ)層縱向上壓力系數(shù)復(fù)雜、安全窗口窄，極容易漏失，造成油層損害的不可逆，固井質(zhì)量難以控制，在選擇固井水泥漿體系時(shí)要綜合考慮預(yù)防井漏、儲(chǔ)層保護(hù)、固井質(zhì)量和井控安全等因素。

因此，趙東油田采用低密低溫超早高強(qiáng)水泥漿體系，取代了雙級(jí)固井工藝，簡(jiǎn)化了固井工藝，縮短了建井時(shí)間。該體系基于緊密堆積原理[23]，優(yōu)選納米MgO 材料、超細(xì)微硅以及高強(qiáng)微球，形成三級(jí)緊密堆積模型，堆積率大于81.2%，納米MgO 是一種新型的納米微粒材料，作為一種膨脹劑應(yīng)用到水泥基材料中，其與水泥水化反應(yīng)的過程是自身的水化膨脹在起作用，是一種自膨脹材料。Ye 等研究發(fā)現(xiàn)，加入納米MgO 后的水泥漿養(yǎng)護(hù)后沒有體積收縮[24]，證明了納米MgO 水化后可以彌補(bǔ)水泥漿體后期的體積收縮。通過XRD 等微觀分析發(fā)現(xiàn)納米MgO 的水化活性與其微觀結(jié)構(gòu)相關(guān)，隨著水化時(shí)間的延長，納米MgO 的水化反應(yīng)趨于平衡。固井過程中，充分發(fā)揮納米級(jí)MgO 的小尺寸效應(yīng)和界面效應(yīng)，能在較低溫度下激發(fā)低溫早強(qiáng)的水化速度，形成的水泥漿體系沉降、流變等綜合性能良好，且水泥石12 h 抗壓強(qiáng)度達(dá)12 MPa，24 h 抗壓強(qiáng)度21 MPa，與普通G 級(jí)水泥相比，低溫早強(qiáng)水泥具有明顯優(yōu)越性，較好地滿足了趙東油田的開發(fā)要求，低溫早強(qiáng)水泥與G 級(jí)水泥性能對(duì)比結(jié)果見表5。

表5 低溫早強(qiáng)水泥與G 級(jí)水泥性能對(duì)比Tab.5 Properties of low temperature and early strength cement and G-grade cement

趙東油田低密低溫超早高強(qiáng)水泥漿體系具有3 大優(yōu)點(diǎn)：1）早期強(qiáng)度高，常溫養(yǎng)護(hù)24 h 水泥石抗壓強(qiáng)度超過21 MPa，強(qiáng)度滿足井筒長效密封的要求；2）流變性好，失水量小，減小循環(huán)壓耗，沉降穩(wěn)定性好；3）低溫條件下自身強(qiáng)度發(fā)展快，滿足海上平臺(tái)快速施工的要求；4）儲(chǔ)層保護(hù)能力好，降低儲(chǔ)層漏失損害[25-29]。該體系構(gòu)成為“G”級(jí)水泥+新型早強(qiáng)材料+新型分散材料，其性能見表6。

表6 低密超早高強(qiáng)水泥漿基本性能Tab.6 Basic properties of low density ultra early high strength cement slurry

施工過程中采用先進(jìn)的自動(dòng)化控制系統(tǒng)，配備液體添加系統(tǒng)和全自動(dòng)水泥密度控制系統(tǒng)，通過電腦程序管理整個(gè)固井過程。通過該體系的應(yīng)用，在新井平均井斜70°的情況下，固井質(zhì)量第二界面優(yōu)質(zhì)率達(dá)80%以上，同時(shí)也很好地保護(hù)了儲(chǔ)層，降低了漏失損害。

2.4 完井過程井筒清潔技術(shù)

井筒的清潔程度是架接鉆井與完井的關(guān)鍵橋梁，鉆井作業(yè)結(jié)束后，套管內(nèi)壁上會(huì)附著水泥、毛刺等物質(zhì)，不但影響后續(xù)工具下入與順利施工，還會(huì)造成對(duì)儲(chǔ)層的二次損害，因此，井筒的清潔作業(yè)是不可缺少的關(guān)鍵環(huán)節(jié)[30-31]。實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)表明，完井過程中30%的非生產(chǎn)時(shí)間是由井筒殘留的廢物直接造成的。井筒不清潔也會(huì)造成對(duì)油層的二次損害。因此，干凈清潔的井筒是確保完井高效實(shí)施以及油層能夠最大限度釋放潛力的關(guān)鍵所在，在轉(zhuǎn)到生產(chǎn)階段之前，完井階段的井眼清潔工作極為重要。

趙東油田平均井斜約70°，各種碎屑等物質(zhì)更容易堆積影響儲(chǔ)層保護(hù)效果，因此，井眼清潔采用專門設(shè)計(jì)的工具組合 套管清潔工具、碎屑清除工具以及循環(huán)、噴射工具，配合清洗和頂替作業(yè)，通過水力、化學(xué)和機(jī)械相結(jié)合的方式一趟管串完成井筒的清潔，同時(shí)也提高了作業(yè)時(shí)率。在化學(xué)清潔方式方面采用具有雙重乳化作用的D-D 清洗劑、柴油、次氯酸鈉混合液作為洗井液串，充分利用柴油對(duì)油類污染物的溶解性，并通過D-D 清洗劑改善所有固體表面水潤濕性，降低活性物質(zhì)的黏接傾向，利用其乳化作用降低污染物黏度，結(jié)合次氯酸鈉作為較強(qiáng)氧化劑對(duì)聚合物的破膠作用，配合工具串實(shí)施一體化頂替作業(yè)，去除井壁濾餅和鉆屑等有害附著及沉淀物質(zhì)與顆粒，從而最大限度地達(dá)到井眼清潔的效果，既消除了井筒不清潔對(duì)儲(chǔ)層的影響，同時(shí)，有利于后期修井作業(yè)和生產(chǎn)。

2.5 儲(chǔ)層保護(hù)完井液技術(shù)

完井過程中的固相顆粒往往會(huì)對(duì)儲(chǔ)層帶來不利的影響。趙東油田在下入篩管和舉升管柱等完井作業(yè)前用與油層及鉆井液配伍性好的鹽水對(duì)鉆井液進(jìn)行頂替，確保完井作業(yè)全過程在過濾鹽水環(huán)境中進(jìn)行，這也是一體化儲(chǔ)層保護(hù)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)之一。完井全過程采用兩級(jí)過濾的清潔KCl 鹽水，其抑制性好，呈弱堿性，具有較好的防腐性能，與鉆開液及儲(chǔ)層均有良好配伍性，不易產(chǎn)生沉淀。過程中利用兩級(jí)過濾設(shè)備（圖3），以濁度為控制指標(biāo)，嚴(yán)控固相含量。第一級(jí)是通過硅藻土板框式過濾器，將硅藻土附著在曬布上建立層層的濾餅篩網(wǎng)，通過硅藻土將大多數(shù)大顆粒的固相從液體中有效吸附出來，設(shè)備可實(shí)現(xiàn)快速清洗，提高日費(fèi)制完井效率；第二級(jí)過濾器為雙桶濾芯過濾器，兩個(gè)濾筒串聯(lián)，根據(jù)要求安裝不同精度的濾芯，可去除2μm 以上的所有固相。在現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用時(shí)，將入井液濁度控制在5～10 NTU以內(nèi)，固相含量控制在0.05%以內(nèi)，對(duì)井內(nèi)返出液循環(huán)過濾，循環(huán)出口濁度控制在30 NTU 以下，方可進(jìn)行下一步作業(yè)，避免懸浮固相堵塞儲(chǔ)層孔喉，最大程度保護(hù)儲(chǔ)層。

圖3 完井鹽水兩級(jí)過濾設(shè)備示意圖Fig.3 Schematic diagram of two-stage filtration equipment for well completion brine

3 應(yīng)用效果

趙東油田通過一體化儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)的應(yīng)用，獲得了很好的儲(chǔ)層保護(hù)綜合效果，避免了井下復(fù)雜事故的發(fā)生，在各個(gè)開發(fā)階段都發(fā)揮了重要作用，并且各個(gè)作業(yè)環(huán)節(jié)良好銜接，見表7。

表7 趙東油田一體化儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)措施與特點(diǎn)Tab.7 Technology measures and characteristics of integrated oil and gas reservoir protection in Zhaodong Oilfield

趙東油田C/D 區(qū)塊投入開發(fā)以來，鉆井過程中未出現(xiàn)過惡性漏失及井壁失穩(wěn)等復(fù)雜情況，完井時(shí)清潔的井眼與井筒確保了無井下事故發(fā)生，平均完鉆井深2 650 m，平均鉆完井周期14 d；在油藏進(jìn)入特高含水階段（95%）仍能保持平均單井日產(chǎn)155 t的高產(chǎn)，近三年來百噸井占比達(dá)91%；2020 年在油價(jià)暴跌的情況下，仍然保證了自由現(xiàn)金流為正，實(shí)現(xiàn)了45 美元油價(jià)下單井仍有效益，平均單井內(nèi)部收益率為15.03%。2020 年，趙東油田9 口日產(chǎn)超百噸（表8），實(shí)際產(chǎn)量均高于設(shè)計(jì)產(chǎn)量，超過同構(gòu)造陸上同類、同階段的油藏新井產(chǎn)量7～15 倍。

表8 2020 年趙東9 口百噸井初期日產(chǎn)情況Tab.8 Initial daily hundred ton production of 9 wells in Zhaodong Oilfiled in 2020

4 結(jié)論

1）儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)應(yīng)貫穿于油水井全生命周期的全過程以及各個(gè)環(huán)節(jié)，確保每個(gè)作業(yè)環(huán)節(jié)油氣層保護(hù)效果的同時(shí)兼顧后續(xù)環(huán)節(jié)的需求，做到各環(huán)節(jié)無縫銜接，確保油層潛力釋放最大化。

2）入井液總體上應(yīng)秉承化繁為簡(jiǎn)的原則，在保證作業(yè)安全順利實(shí)施的情況下，應(yīng)盡量選擇簡(jiǎn)單、輕便、清潔的體系配方，以此來減少外來有害物質(zhì)對(duì)儲(chǔ)層的損害。

3）趙東油田一體化儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)借助日費(fèi)制鉆井管理模式，做到了從設(shè)計(jì)到施工、從鉆井到完井再到修井等環(huán)節(jié)的一體化管控和全方位落實(shí)，實(shí)現(xiàn)了各階段及工序儲(chǔ)層保護(hù)的有序銜接，獲得了非常好的儲(chǔ)層保護(hù)效果和經(jīng)濟(jì)效益，即使在低油價(jià)和高含水期依然能夠?qū)崿F(xiàn)自由現(xiàn)金流為正。