邵心敏， 屈策計(jì)， 趙妮霞， 李 春， 宜海友

（1.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西西安710065；2.延長(zhǎng)油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安717600）

朱寨子油區(qū)處于吳起油田北部，儲(chǔ)層物性差，非均質(zhì)嚴(yán)重，具有典型的低孔、低滲、低壓、低產(chǎn)等特征。在以往的鉆井過(guò)程中，目的層段井漏現(xiàn)象常有發(fā)生，大量鉆井液的漏失造成儲(chǔ)層滲透率降低，導(dǎo)致嚴(yán)重的儲(chǔ)層污染和損害，而且一旦受到損害，恢復(fù)比較困難，極大地影響了儲(chǔ)層開(kāi)發(fā)效果。目前該油區(qū)的油井大部分地產(chǎn)低效，開(kāi)發(fā)效益不理想，油區(qū)穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)嚴(yán)峻。通過(guò)對(duì)朱寨子油區(qū)的儲(chǔ)層特征和鉆井過(guò)程中造成地層傷害的因素進(jìn)行研究，制定出了全面系統(tǒng)的油氣層保護(hù)措施，探索出一套針對(duì)朱寨子油區(qū)儲(chǔ)層的鉆井液保護(hù)技術(shù)，對(duì)朱寨子油區(qū)的進(jìn)一步高效開(kāi)發(fā)具有重要意義。

1 儲(chǔ)層物性

1.1 儲(chǔ)層巖心礦物分析

根據(jù)本區(qū)延9～長(zhǎng)9油組的薄片資料，砂巖儲(chǔ)層中的石英含量平均為25.1%；長(zhǎng)石＋巖屑含量平均為58.3%，填隙物包括雜基和膠結(jié)物，雜基成分主要為綠泥石、伊利石、泥鐵質(zhì)等；膠結(jié)物成分主要為方解石、白云石、石英質(zhì)、長(zhǎng)石質(zhì)，常見(jiàn)菱鐵礦、黃鐵礦、瀝青質(zhì)。瀝青質(zhì)常充填微裂縫，并大量浸染片狀礦物（如伊利石、綠泥石、云母等），并浸染隱晶巖等巖屑。

1.2 巖心孔隙度和滲透率

從各油組的砂巖物性來(lái)看，Y10油組的物性最好，孔隙度為12.8%，滲透率為71.44mD；其次是C2、Y9油組，其孔隙度為8.1%～15.8%，滲透率為1.22～1.26mD；其余幾個(gè)油組的物性較差，孔隙度為3.8%～8.0%，滲透率為0.18～0.45mD。因此該油區(qū)儲(chǔ)層屬于低孔低滲或特低滲儲(chǔ)層。

1.3 儲(chǔ)層非均質(zhì)性特征

通過(guò)巖心分析滲透率、測(cè)井解釋滲透率數(shù)值計(jì)算的Y9～C10油組各小層砂巖儲(chǔ)層非均質(zhì)性參數(shù)可以看出，無(wú)論是層內(nèi)還是層間，各小層均表現(xiàn)為“均質(zhì)～極不均質(zhì)”，整體評(píng)價(jià)為“不均質(zhì)”。

朱寨子油區(qū)儲(chǔ)層具地質(zhì)深度淺，目的儲(chǔ)層壓力系數(shù)和溫度較低，巖心孔隙度和滲透率低，礦物分析表明儲(chǔ)層含有少量敏感礦物，非均質(zhì)性強(qiáng)，屬于低滲或特低滲儲(chǔ)層類(lèi)型，儲(chǔ)層保護(hù)難度大。

2 儲(chǔ)層傷害機(jī)理分析

（1）從巖心分析結(jié)果來(lái)看，巖石礦物以石英和斜長(zhǎng)石為主，但仍含有一部分敏感性礦物（泥質(zhì)）?？赡艽嬖谳^嚴(yán)重的儲(chǔ)層敏感性傷害，巖石中含有一定量的綠泥石、鐵方解石，因此可能具有一定的鹽酸酸敏性和氫氟酸酸敏性。

（2）對(duì)于低滲和特低滲砂巖儲(chǔ)層，由于巖性非常致密，孔喉半徑很小，極易被固相顆粒堵塞。但通常鉆井液固相侵入程度較淺，后期酸化或壓裂措施可有效解除固相傷害。

（3）儲(chǔ)層巖心滲透率極低，大多數(shù)在0.1～2.0 mD，有的甚至更低?？缀沓叽缧?，毛管壓力高，儲(chǔ)層孔隙吸水趨勢(shì)明顯，嚴(yán)重降低井眼附近的油氣相對(duì)飽和度，大幅降低油氣滲流能力。因此水鎖是必須重點(diǎn)考慮的損害因素。

（4）該油區(qū)儲(chǔ)層壓力系數(shù)低，常規(guī)密度鉆井液可能因較高的液柱壓差加重儲(chǔ)層的固相和液相污染程度。

（5）儲(chǔ)層埋藏淺、溫度低，鉆井液中的高分子聚合物隨濾液浸入儲(chǔ)層深部，堵塞儲(chǔ)層孔隙并滯留其中，由于溫度較低，其降解難度較大，降解時(shí)間較長(zhǎng)，影響開(kāi)發(fā)效益。

3 低壓低滲儲(chǔ)層鉆井液保護(hù)技術(shù)

朱寨子油區(qū)儲(chǔ)層油氣藏滲透率大多數(shù)在0.1～2.0mD，其具有壓力系數(shù)低、物性差、滲流能力低、孔喉微細(xì)、比表面積大和泥質(zhì)含量高等特點(diǎn)，容易受到固相、液相、聚合物吸附、礦物敏感性等一系列傷害，使得該油區(qū)的低滲油氣藏難以得到有效的開(kāi)發(fā)利用。通過(guò)形成鉆井完井全過(guò)程油氣層保護(hù)系統(tǒng)配套技術(shù)和措施，可以提高此類(lèi)油氣藏的開(kāi)發(fā)效益。

3.1 鉆井液污染壓差對(duì)滲透率恢復(fù)率的影響

朱寨子油區(qū)儲(chǔ)層壓力系數(shù)低，常規(guī)密度鉆井液可能因較高的液柱壓差加重儲(chǔ)層的固相和液相污染程度，根據(jù)吳起油田鉆井液設(shè)計(jì)，選用無(wú)固相聚合物鉆井液打開(kāi)儲(chǔ)層，基本配方為（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）：（80%～90%）淡水＋（0.1%～0.2%）KPAM＋（0.1%～0.2%）FA367?，F(xiàn)場(chǎng)鉆井過(guò)程中，不可避免的進(jìn)入一定含量的黏土，使其轉(zhuǎn)變?yōu)楹幸欢ü滔嗪团驖?rùn)土的常規(guī)鉆井液。因此根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)鉆井液性能要求，將其配方作適當(dāng)調(diào)整，基漿配方如下（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）：4%膨潤(rùn)土＋0.15%AMZ＋2%LFT－70＋1.5% 銨鹽＋0.2%LV－CMC。儲(chǔ)層保護(hù)鉆井液是在基漿的基礎(chǔ)上進(jìn)行優(yōu)化，其配方如下（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）：基漿＋4%復(fù)合暫堵劑＋0.2%復(fù)合表面活性劑；分別在不同污染壓力下用鉆井液對(duì)巖性進(jìn)行污染，結(jié)果見(jiàn)表1。

由表1可知，普通基漿污染巖心，隨著污染壓力的提高，巖心滲透率恢復(fù)率呈下降趨勢(shì)，1.5MPa時(shí)的滲透率恢復(fù)率只有60.9%，說(shuō)明即使是較低的壓差，普通鉆井液對(duì)儲(chǔ)層的傷害也是很?chē)?yán)重的。污染壓力繼續(xù)提高至2.5、3.5、4.5MPa時(shí)，巖心滲透率恢復(fù)率繼續(xù)下降，但基本穩(wěn)定在40%～50%，說(shuō)明壓力提高，加劇了鉆井液固相進(jìn)入巖心的深度，加劇儲(chǔ)層傷害。但并不是污染壓差越大，儲(chǔ)層傷害越嚴(yán)重。污染壓差大于2.5MPa后，巖心污染程度變化不大，表明普通鉆井液中的細(xì)固相進(jìn)入巖心的深度基本一致，隨壓差變化不明顯。改造后的儲(chǔ)層保護(hù)鉆井液在各種壓差作用下，巖心滲透率恢復(fù)率均大于85%。變化規(guī)律依然是壓差越大，巖心滲透率恢復(fù)率越低，但變化幅度很小，說(shuō)明該鉆井液具有充足的儲(chǔ)層保護(hù)粒子，可以在巖心表面形成致密的內(nèi)泥餅，固相粒子侵入深度較淺，容易返排。因此在開(kāi)展儲(chǔ)層保護(hù)的條件下，可以適當(dāng)放寬鉆井液密度限制，且適當(dāng)?shù)膲翰钣欣诟鞣N儲(chǔ)層保護(hù)劑實(shí)施緊密 堆積，有效保護(hù)儲(chǔ)層。

表1 壓差對(duì)儲(chǔ)層污染的影響Table1 Effect of differential pressure to reservoir pollution

因此，對(duì)于朱寨子油區(qū)低壓、低滲儲(chǔ)層，在有效實(shí)施儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)的情況下，可以減輕由于鉆井液壓差造成的儲(chǔ)層傷害程度，適當(dāng)放寬鉆井液密度要求。

3.2 提高鉆井液濾液抑制性

儲(chǔ)層屬于低孔低滲儲(chǔ)層，巖心填充物中含有一定量的黏土類(lèi)礦物，并吸附、伴生一定量的礦物微粒。在鉆井液濾液壓力作用下進(jìn)入地層深部，容易引起儲(chǔ)層中易水化分散礦物的運(yùn)移、分散、膨脹等問(wèn)題，造成儲(chǔ)層孔隙堵塞，降低儲(chǔ)層滲透率。因此針對(duì)儲(chǔ)層特點(diǎn)，開(kāi)展提高鉆井液濾液抑制性研究，減少鉆井液濾液對(duì)儲(chǔ)層的敏感性傷害。

對(duì)各種防塌抑制劑 AMZ、KCl、聚合醇、LWJ－1、FFR成膜樹(shù)脂等開(kāi)展高溫高壓膨脹性實(shí)驗(yàn)。試驗(yàn)方法如下：稱(chēng)取30g黏土，放入巖心杯中，在壓力機(jī)上加壓至10MPa，保持10min，裝入JHPZ－高溫高壓智能膨脹性測(cè)試儀中，在溫度為150℃，壓力為3MPa下測(cè)試各種防塌抑制劑的抑制黏土膨脹的性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

由表2可知，清水巖心膨脹率高達(dá)8.88%，表明抑制黏土分散的能力很弱。當(dāng)加入各種型號(hào)的防塌抑制劑后，巖心膨脹率都有不同程度的下降，其中AMZ、KCl、聚合醇和CMJ－2防塌抑制性較好。由于AMZ是一種金屬弱凝膠聚合物鉆井液處理劑，因此具有較強(qiáng)的抑制頁(yè)巖、黏土分散和保持井壁穩(wěn)定的能力；KCl可有效抑制黏土微粒的膨脹，達(dá)到穩(wěn)定儲(chǔ)層中的黏土礦物的目的。因此，將AMZ和KCl復(fù)配使用效果更好，實(shí)驗(yàn)驗(yàn)表明，清水＋0.3%AMZ＋6%KCl的巖心膨脹率僅為1.83%。巖屑滾動(dòng)回收率實(shí)驗(yàn)表明AMZ的頁(yè)巖回收率達(dá)95%以上，抑制效果明顯，與KCl配合使用可有效提高鉆井液濾液抑制性。

表2 防塌抑制劑性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)Table2 Prevent collapse inhibitor performance evaluation experiment

3.3 低滲、特低滲儲(chǔ)層暫堵保護(hù)劑

朱寨子油區(qū)I級(jí)孔隙結(jié)構(gòu)為低排驅(qū)壓力—較細(xì)喉道類(lèi)型。儲(chǔ)層排驅(qū)壓力一般小于0.8MPa，喉道中值半徑一般大于0.22μm，喉峰一般位于0.63～2.50μm，孔喉分布約占45%。此類(lèi)儲(chǔ)層具有較好的滲透率，其滲透率一般大于1×10－3mD，II級(jí)孔隙喉道中值半徑在0.10～0.22μm，喉峰一般位于0.25～0.63μm；滲透率一般介于（0.1～1.0）×10－3mD。

根據(jù)儲(chǔ)層巖心孔隙特征，選擇喉峰一般位于0.63～2.50μm的I級(jí)孔隙作為儲(chǔ)層保護(hù)的重點(diǎn)。使用Winner3001型固相顆粒激光粒度分析儀對(duì)目前較為常見(jiàn)的暫堵劑產(chǎn)品的粒度分布進(jìn)行了評(píng)價(jià)。評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 各種暫堵劑顆粒體積累積分布測(cè)定結(jié)果Table3 Cumulative distribution determination results of various temporary plugging agent particle size

根據(jù)粒度分析結(jié)果和對(duì)成本的控制，擬采用超細(xì)碳酸鈣和ST－3柔性樹(shù)脂作為低滲儲(chǔ)層的暫堵劑，其中超細(xì)碳酸鈣作為剛性粒子，ST－3柔性樹(shù)脂作為變形充填粒子，復(fù)配使用以提高泥餅的致密性，有效封堵微細(xì)孔，防止鉆井液中固相和濾液的進(jìn)一步侵入。超細(xì)碳酸鈣的粒徑分布雖然大于儲(chǔ)層孔喉的分布，但考慮到其鉆井液中的反復(fù)研磨，粒徑會(huì)逐漸變小，可以達(dá)到粒徑級(jí)配要求。作為充填和可變形顆粒的ST－3的顆粒粒度中值為0.82μm。具有較低的軟化點(diǎn)和較好的變形效果，可以有效擠入各類(lèi)微小孔隙中，提高泥餅封堵效果，適合朱寨子油區(qū)儲(chǔ)層孔隙大小。

利用質(zhì)量分?jǐn)?shù)1%ST－3的水溶液做巖心封堵實(shí)驗(yàn)。相對(duì)于清水，其封堵率達(dá)到99.3%，明顯減少清水的濾失速度。觀察巖心表面，無(wú)任何物質(zhì)殘留，表明ST－3可以變形進(jìn)入巖心，并在孔喉處堆積，減少濾液侵入量。

3.4 液相返排技術(shù)

在鉆井過(guò)程中，當(dāng)鉆開(kāi)儲(chǔ)層以后，在正壓差作用下鉆井液等外來(lái)流體將不可避免地侵入儲(chǔ)層，可將油氣推向離井筒較遠(yuǎn)處，并在井壁周?chē)椎乐行纬梢粋€(gè)水相段塞，并在油－水或水－氣界面產(chǎn)生毛細(xì)管壓力。此時(shí)由于毛細(xì)管力的滯留作用，地層驅(qū)動(dòng)壓力不能將外來(lái)流體排出地層，就會(huì)降低油、氣相滲透率。一般認(rèn)為外來(lái)流體在地層中的毛細(xì)管力越高，水鎖效應(yīng)越強(qiáng)，油氣產(chǎn)量越低。要想讓油氣流向井筒，就必須克服這一附加的阻力。若儲(chǔ)層能量不足以克服這一附加壓力，就不能將水驅(qū)走，最終會(huì)影響儲(chǔ)層的滲透率。由于水鎖效應(yīng)是可以疊加的，當(dāng)一串液滴同時(shí)出現(xiàn)在一連串的毛管時(shí)，油氣流的流動(dòng)阻力會(huì)大幅增加，從而使油氣相的滲透率就會(huì)大幅降低。

減輕水鎖堵塞的主要措施有降低濾失總量、提高鉆井液濾液與地層的配伍性、降低濾液的表面張力和液氣的界面張力。在鉆井液中加入適宜的經(jīng)篩選的表面活性劑是克服毛管阻力引起水鎖損害的有效途徑。如果表面活性劑與地層不配伍（或加量過(guò)大），將會(huì)造成油氣層的潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)、油氣流動(dòng)阻力增大以及儲(chǔ)層相對(duì)滲透率降低等一系列問(wèn)題。因此要優(yōu)選出適宜的表面活性劑，做到與儲(chǔ)層表面電性、潤(rùn)濕性以及鉆井液的配伍，提高儲(chǔ)層液相返排能力。選取表面活性劑OP－10、HFR（兩種表面活性劑復(fù)配）、PP＋、十六烷基氯化吡啶、SP－80進(jìn)行對(duì)比，分別測(cè)其在不同質(zhì)量濃度下溶液的表面張力，結(jié)果見(jiàn)圖1。

圖1 表面活性劑表面張力與質(zhì)量濃度關(guān)系Fig.1 Surfactant surface tension and mass concentration diagram

由圖1可知，表面活性劑質(zhì)量濃度為0.5mg／L時(shí)，HFR降低溶液表面張力的效果最明顯，質(zhì)量濃度大于0.1mg／L之后保持穩(wěn)定。將該液相返排劑配成水溶液并飽和巖心，用煤油驅(qū)替，觀察驅(qū)替效果，并與清水作對(duì)比實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)溫度60℃，煤油驅(qū)替排量1mL／min，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 水鎖傷害對(duì)應(yīng)表Table4 Water locking damage correspondence table

由表4可知，巖心氣測(cè)滲透率基本相當(dāng)?shù)膸r心，分別經(jīng)過(guò)蒸餾水和表面活性劑溶解飽和后，在相同的實(shí)驗(yàn)條件下開(kāi)展煤油驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，驅(qū)替壓力及其對(duì)應(yīng)的時(shí)間存在明顯的差異。經(jīng)表面活性劑溶液飽和的巖心，其流出第一滴煤油時(shí)的驅(qū)替壓差明顯小于經(jīng)蒸餾水飽和的巖心，且時(shí)間更短，說(shuō)明經(jīng)表面活性劑溶液由于具有較低的表面張力和界面張力，更易被煤油驅(qū)替出來(lái)，因此降低了水相的最低排驅(qū)啟動(dòng)壓力。隨著煤油繼續(xù)驅(qū)替，最高驅(qū)替壓差和所用的時(shí)間基本相當(dāng)，表明此階段巖心處于相對(duì)穩(wěn)定的排驅(qū)階段，巖心飽和方式對(duì)其影響不大。繼續(xù)驅(qū)替，隨著巖心水相飽和度的不斷降低，油相滲透率相應(yīng)提高，表現(xiàn)為驅(qū)替壓力逐步下降。比較最終達(dá)到穩(wěn)定時(shí)的驅(qū)替壓力，經(jīng)表面活性劑溶液飽和的巖心驅(qū)替壓力相對(duì)稍小于蒸餾水飽和的巖心驅(qū)替壓力，表明經(jīng)表面活性劑溶液飽和的巖心中的水相被煤油驅(qū)替的更為完全，有利于更好的改善巖心的滲流能力。液相返排劑HFR具有較低的氣液表面張力、油水界面張力，返排啟動(dòng)壓力降低40%，易返排，滲透率恢復(fù)率提高20%。

3.5 儲(chǔ)層保護(hù)鉆井完井液配方

針對(duì)地質(zhì)特點(diǎn)及鉆井液要求，提供了兩種鉆井液體系（質(zhì)量分?jǐn)?shù)）：無(wú)固相鉆井液體系和低膨潤(rùn)土聚合物鉆井液體系。

1＃：（無(wú)固相鉆井液）：（80%～90%）淡水＋（0.1%～0.2%）KPAM＋（0.1%～0.2%）FA367；

2＃：1＃＋（2%～3%）鹽類(lèi)抑制劑＋（2%～4%）復(fù)合暫堵劑＋0.2%液相返排劑；

3＃：（低膨潤(rùn)土聚合物鉆井液）：4%膨潤(rùn)土＋0.15%AMZ＋6%KCl＋2%LFT－70＋1.5% 胺鹽＋0.2%LV－CMC；

4＃：3＃＋4%復(fù)合暫堵劑；

5＃：4＃＋0.2%液相返排劑。

其中復(fù)合暫堵劑由經(jīng)過(guò)粒徑優(yōu)化的架橋粒子和可軟化變形的ST－3按一定比例復(fù)配而成，鉆井液經(jīng)60℃、16h熱滾老化后所測(cè)得的常規(guī)性能見(jiàn)表5。

表5 鉆井液性能實(shí)驗(yàn)Table5 Drilling fluid performance experiment table

由表5可以看出，改造后無(wú)固相鉆井液與基漿在流變性方面差別不大，密度增加幅度很小，中壓失水由148.0mL降為48.4mL，表明形成的暫堵層可以有效降低無(wú)固相鉆井液的失水，減少鉆井液濾液進(jìn)入儲(chǔ)層的總量和深度。但由于無(wú)固相鉆井液難易在井壁形成致密的泥餅，因此失水量較大，濾液容易進(jìn)入儲(chǔ)層引起水鎖傷害。為此提供低膨潤(rùn)土聚合物鉆井液開(kāi)展泥漿性能和儲(chǔ)層保護(hù)評(píng)價(jià)，該鉆井液體系改造前后性能變化不大，失水略有下降，可以滿足現(xiàn)場(chǎng)施工要求。

巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)見(jiàn)表6，巖心為吳37井C9淺灰色細(xì)砂巖巖心，實(shí)驗(yàn)條件：JHDS－2高溫高壓動(dòng)態(tài)污染儀，剪切速率100r／min，污染5h，溫度60℃；巖心流動(dòng)裝置：巖心長(zhǎng)度2.54cm，驅(qū)替排量0.2mL／min，溫度60℃。

表6 巖心流動(dòng)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)Table6 Experiment of core flow evaluation

由表6可知，無(wú)固相鉆井液（1＃）的滲透率恢復(fù)率只有46.7%，且有濾液中巖心滲出，表明聚合物已進(jìn)入巖心內(nèi)部，在孔隙及吼道中發(fā)生吸附、沉淀，降低了巖心滲流能力。返排過(guò)程中聚合物難易有效清除，導(dǎo)致巖心滲透率恢復(fù)率較低。改造后的儲(chǔ)層保護(hù)無(wú)固相鉆井液（2＃），滲透率恢復(fù)率明顯提高，達(dá)到82.1%，無(wú)濾液滲出，說(shuō)明封堵層有效阻止了鉆井液固相和液相侵入儲(chǔ)層。液相返排劑的加入有效提高了濾液返排效果，較低的返排壓力即可實(shí)現(xiàn)巖心返排解堵，有利于快速有效的恢復(fù)儲(chǔ)層的滲流能力。

低膨潤(rùn)土聚合物鉆井液（3＃）基漿的滲透率恢復(fù)率只有40.9%，表明巖心污染端面的泥餅進(jìn)入巖心較多，且致密度較差，返排更困難。在基漿的基礎(chǔ)上加入復(fù)合暫堵劑（4＃）后，滲透率恢復(fù)率明顯提高，達(dá)到84%，說(shuō)明封堵層薄且致密，有效阻止了鉆井液固相和液相的進(jìn)一步入侵，且容易返排解堵。再在此基礎(chǔ)上加入0.5%復(fù)合表面活性劑（5＃）后，滲透率恢復(fù)率基本保持在86.2%，說(shuō)明鉆井液固相進(jìn)入巖心的程度與前者基本一致，封堵層薄且致密，只需要較低的返排壓力即可實(shí)現(xiàn)巖心返排解堵，有利于快速有效的恢復(fù)儲(chǔ)層的滲流能力。

4 結(jié)論

（1）對(duì)于低滲儲(chǔ)層，常規(guī)泥漿將對(duì)儲(chǔ)層產(chǎn)生較為嚴(yán)重的污染，而保護(hù)儲(chǔ)層暫堵型鉆井液可有效控制濾失量，減輕由于鉆井液壓差造成的儲(chǔ)層傷害程度，適當(dāng)放寬鉆井液密度要求；

（2）在鉆井液中加入一定量的聚合物抑制劑和無(wú)機(jī)鹽抑制劑可有效防止儲(chǔ)層中的敏感礦物因?yàn)V液入侵而引起的敏感性傷害；

（3）復(fù)合暫堵劑由經(jīng)過(guò)粒徑優(yōu)化的架橋粒子和可軟化變形的ST－3按一定比例復(fù)配而成，可以形成致密的泥餅以減少鉆井液的侵入量和侵入深度；

（4）由兩種表面活性劑復(fù)配組成的HFR可有效降低油／水界面張力而顯著降低儲(chǔ)層水鎖損害的程度。有助于將侵入儲(chǔ)層的液相返排出來(lái)，提高油相飽和度和滲透率，改善儲(chǔ)層的滲流能力；

（5）經(jīng)實(shí)驗(yàn)優(yōu)選提供兩套儲(chǔ)層保護(hù)鉆井液技術(shù)方案：

（a）淡水＋（0.1%～0.2%）KPAM＋（0.1%～0.2%）FA367＋（2%～3%）鹽類(lèi)抑制劑＋（2%～4%）復(fù)合暫堵劑＋0.2%液相返排劑；

（b）4%膨潤(rùn)土＋0.15%AMZ＋6%KCl＋2%LFT－70＋1.5% 銨鹽＋0.2%LV－CMC＋4%復(fù)合暫堵劑＋0.2%液相返排劑。

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