周曉蕾，李 卉，李 萌

（中石化勝利石油工程技術有限公司鉆井工藝研究院，山東東營 257012）

寶浪油田地處新疆維吾爾自治區(qū)巴音郭楞蒙古自治州焉耆縣永寧鄉(xiāng)，地質(zhì)構造屬于焉耆盆地寶浪蘇木構造帶寶北背斜構造，其主力油藏位于三工河組。寶浪油田經(jīng)過近10 年勘探已處于油田開發(fā)的中后期，地質(zhì)資料顯示寶1 井區(qū)控制地質(zhì)儲量62.77×104t，I+II 油組累積產(chǎn)油8.3×104t，采出程度20.3 %。I+II 油組產(chǎn)能經(jīng)過開發(fā)產(chǎn)能自然遞減。III 油組累積產(chǎn)油3.3×104t，采出程度17.8 %。寶1 井III1 層曾在2009 年6 月進行了調(diào)層生產(chǎn)，因油層污染及對應注水井單向指進高含水。然而寶1 井區(qū)III1 層有4 口采油井，除西北部的寶1321 井采出程度較高，累計采油量32 964 t 外，其余3口井寶1、寶1225 和寶1325 基本未采出油，分析認為寶1 井區(qū)為III1 層剩余油富集區(qū)，具有較大開采潛力。

1 儲層物性及損害因素

1.1 儲層物性

儲層巖石性質(zhì)表現(xiàn)為巖屑砂巖、少量次巖屑長石砂巖和次長石巖屑砂巖。巖石中石英含量10 %～30 %，長石含量5 %～15 %。巖屑成分主要為變質(zhì)巖巖屑，巖漿巖巖屑和沉積巖巖屑在碎屑巖儲層中也占一定比重，大多數(shù)碎屑巖巖屑在50 %～80 %。填隙物主要包括雜基和膠結(jié)物兩部分，雜基主要為泥質(zhì)，膠結(jié)物主要為粘土礦物、碳酸鹽膠結(jié)物、硅質(zhì)、鐵質(zhì)膠結(jié)物。

儲層滲透率分布在1～10×10-3μm2的在36 %～77.2 %，10×10-3μm2以上占6.7 %～20.9 %?？紫抖确植荚?0 %～15 %的占81 %～85.3 %，小于10 %占6.7 %～10.3 %。本區(qū)塊三工河組儲層屬于典型低孔～特低孔、低滲～特低滲儲層。儲層孔隙度主要受成巖作用控制，而滲透率主要受粒度和孔隙度控制，其次也與巖石中填隙物的含量有關系。滲透率隨孔隙度的增大而增大，同時隨著深度增加，壓實逐步增加，孔隙度滲透率減小。

1.2 儲層損害因素

1.2.1 儲層敏感性 通過對儲層天然巖心進行敏感評價實驗，結(jié)果顯示儲層存在著較弱的速敏、中等的水敏、中等的鹽敏、中等的堿敏和弱的酸敏等潛在損害因素。雜基中細分散的膠體粘土、水化的云母和長石表面的絹云母水化膨脹容易導致水敏感。由于水化膨脹，最終導致礦物結(jié)構解體而發(fā)生顆粒分散運移，水敏性、堿敏性是儲層潛在傷害的主要因素之一。

1.2.2 毛細管效應 對于低滲、特低滲儲層，由于孔道狹窄，毛細管效應非常明顯。當油（或氣）、水兩相在巖石孔隙中滲流時，水滴在流經(jīng)孔喉處遇阻，導致油相或氣相滲透率降低，即造成所謂的“水鎖損害”。引起水鎖傷害的本質(zhì)是毛細管的自吸力和毛細管中液相的滯留，因濾液表面張力不同而導致液相在毛細管中的阻力有著非常明顯的差異。為了證實這種差異，實驗室內(nèi)設計了毛細管自吸力實驗裝置（見圖1）。實驗結(jié)果表明，在低滲砂巖中通過添加表面活性劑，改善濾液的表面活性可以達到降低毛細管效應的目的。需要特別強調(diào)一點，水鎖傷害在低滲儲層勘探中非常重要。

圖1 毛細管力自吸實驗裝置示意圖

1.2.3 固相污染 相當長一段時間，由于低滲儲層孔隙度小、顆粒難以進入孔喉的特點固相污染損害往往被忽略，但是通過對比固相顆粒侵入天然裂縫前后的微觀結(jié)構（見圖2）發(fā)現(xiàn)，在低滲儲層開發(fā)中固相污染相當嚴重。近年由于在低滲儲層開發(fā)中水平井和裸眼完井相結(jié)合的開發(fā)方式越來越多，而以往采用射孔完井可以解除的固相污染往往成為儲層損害的重要因素。需要特別指出的是，在裸眼井中儲層損害最重要的原因是過于致密、過于堅韌的泥餅堵塞孔隙和篩管孔眼造成的。

圖2 侵入天然縫鉆井液固相顯微結(jié)構

1.3 儲層保護的基本思路

1.3.1 復合屏蔽暫堵技術 國內(nèi)外解決鉆井正壓差作業(yè)與固相、液相侵入矛盾的方法，是實施有效的屏蔽暫堵技術，盡量防止和減少固相和液相的侵入；同時要盡量采用低濾失量的工作液，進一步減少在屏蔽暫堵作用下液相侵人地層的數(shù)量和深度，使損害程度和損害深度盡量小，以便在射孔作業(yè)及投產(chǎn)反排下實現(xiàn)解堵，減少污染。

近年無滲透屏蔽暫堵保護油氣層技術取得了很好的使用效果，該技術通過在鉆井液中引入特殊的無滲透劑來實現(xiàn)屏蔽暫堵作用。在壓差的作用下，無滲透劑在井壁巖石表面濃集而形成活性劑膠束，膠束可依靠其界面吸力及其可變形性，自適應封堵巖石表面較大范圍的孔喉，在井壁巖石表面形成致密的封堵薄層，有效封堵不同滲透性地層。無滲透劑屏蔽暫堵技術擺脫了傳統(tǒng)的架橋充填理論的束縛，克服了屏蔽暫堵技術對地層孔隙尺寸的依賴。自適應廣譜屏蔽暫堵技術的封堵層薄、形成速度快，且位于巖石表面，沒有滲入到巖石深處，所以只要消除過平衡壓力，封堵膜的作用就將消弱，只要有反向流動，封堵膜就會被清除，不會產(chǎn)生永久堵塞、損害儲層，不需額外的解堵作業(yè)，節(jié)省成本。無滲透劑屏蔽暫堵技術能夠?qū)^寬孔徑分布的地層有很好的暫堵作用, 即能夠同時封堵不同孔喉直徑的地層，可以在不知地層孔喉直徑和地層溫度分布的情況下,達到有效封堵油氣層的目的，是一種新型的高效保護油氣層、穩(wěn)定井壁的新技術。

1.3.2 體系配伍性 由于鉆井液與地下流體配伍性不好，發(fā)生的化學沉淀傷害及儲層粘土水化膨脹分散運移，骨架礦物在一定條件下的轉(zhuǎn)化等作用，使儲層孔喉直徑縮小、毛細管力增加、束水飽和度上升，導致儲層滲透率下降。因此，需要從系統(tǒng)工程的高度考察各個入井流體之間的配伍性，以保證它們在儲層相遇時不產(chǎn)生污染儲層的反應。需要做好從鉆井到注采各個環(huán)節(jié)的配伍性，唯有如此才能最大限度的減少儲層傷害，保證確保原油采收率的提高。

2 室內(nèi)研究

2.1 鉆井液基漿

鉆井液基礎體系選用常用聚合物鉆井液體系，主要鉆井液室溫性能參數(shù)（見表1）。

鉆井液配方為：6 %膨潤土+0.1 %NaOH+0.2 %聚丙烯酰胺干粉PAM+3 %鉆井液用水解聚丙烯腈銨鹽+3 %鉆井液用防塌降粘降濾失劑+3 %鉆井液用封堵防塌劑+3 %低粘羧甲基纖維素鈉鹽+0.1 %胺基抑制劑+0.2 %防水鎖劑+重晶石粉。

表1 基漿鉆井液室溫性能參數(shù)表

2.2 非滲透處理劑優(yōu)選

將配制好的基漿在150 ℃的滾子加熱爐中滾動陳化24 h，然后分別加入3 %不同廠商的非滲透鉆井液處理劑產(chǎn)品，再次在前述陳化環(huán)境中老化處理，測定其老化前后的各項性能，對比優(yōu)劣，最后確定最佳產(chǎn)品。砂床所用砂子粒徑為20～40 目。非滲透處理劑優(yōu)選實驗結(jié)果（見表2）。

表2 不同非滲透鉆井液處理劑優(yōu)選對比實驗結(jié)果

表2 列出了在基漿中分別加入2 %的1#～4#不同產(chǎn)品的實驗結(jié)果。通過上述篩選實驗，1#、2#、4#非滲透處理劑對鉆井液流變性有比較明顯的影響，都有提粘效果，3#非滲透處理劑對鉆井液流變性影響不大，且砂床侵入深度最小，應用效果最理想。

2.3 屏蔽暫堵效果實驗分析

寶浪油田儲層是典型低孔～特低孔、低滲～特低滲儲層，實驗室室內(nèi)使用低滲陶瓷巖心分別對比了單一屏蔽暫堵與復合屏蔽暫堵對儲層污染的效果。為實現(xiàn)剛性離子與目的層孔吼的理想充填，實驗室內(nèi)選用500 目和1 500 目的QS 按一定比例進行了復配處理。實驗結(jié)果（見表3）。

表3 屏蔽暫堵效果實驗分析結(jié)果

由表3 可以看出，非滲透的加入滲透率恢復值已接近90 %，但加入合適粒徑級配的剛性離子能夠提高低滲儲層的滲透率恢復值，說明剛性離子與膜屏蔽暫堵構成的復合屏蔽暫堵具有很好的保護儲層性能。

3 現(xiàn)場施工

3.1 施工難點

本井的井壁穩(wěn)定問題主要涉及兩方面的原因，（1）存在4 段，共計30 余米的煤層；（2）蓋層及儲層段含有大段硬質(zhì)泥巖。

泥巖鉆屑的抑制分散問題是施工的另一難點。泥巖鉆屑進入鉆井液后極易水化分散，對鉆井液的性能影響較大，在本井的施工過程中通過添加強抑制劑抑制粘土顆粒的分散，減少固相堵塞孔隙。

3.2 施工對策

鉆進過程中，及時補充封堵防塌劑，確保形成封堵能力強的泥餅，確保鉆遇煤層時的井壁穩(wěn)定性。堅持四級固控，合理控制密度，盡量近平衡鉆井，減少壓差對油氣層的損害，及時清除了巖屑和有害固相，防止形成虛厚泥餅，減少固相污染。進入油氣層井段，提前處理并調(diào)整好鉆進液性能，加入非滲透處理劑、超細碳酸鈣并及時補充處理劑，將API 失水量控制在4 mL 以內(nèi)，降低濾液對油氣層的損害，并保持鉆井液性能穩(wěn)定，最大限度地減少液相對油氣層的污染。泥巖段加入強抑制劑，防止泥巖水化分散。

表4 寶側(cè)1 井施工井段鉆井液性能統(tǒng)計表

3.3 鉆井液配方

寶側(cè)1 井的現(xiàn)場鉆井液施工配方為：5 %～6 %鈉膨潤土+0.1 %～0.2 %高分子聚合物+0.3 %～0.6 %胺基抑制劑+0.5 %～1 %銨鹽+2 %～3 %防塌降粘降濾失劑+3 %～5 %抗溫降失水劑+2%～3%封堵防塌劑+2%～3%非滲透處理劑+3 %～5 %超細碳酸鈣+0.5 %～1 %防水鎖劑+3 %～5 %潤滑劑。

本井為在寶1 井基礎上的側(cè)鉆，在施工過程中嚴格控制鉆井液性能。鉆井液主要性能參數(shù)（見表4）。

3.4 施工過程遇到的問題

在本井的施工過程中主要遇到并很好的解決了包括煤層、脆性泥巖鉆探的井壁穩(wěn)定，泥巖抑制分散問題等，但也遇到了鉆井液起泡、鉆井液性能穩(wěn)定問題。

起泡問題：在施工過程中，加入胺基抑制劑后約36 h 內(nèi)鉆井液粘度迅速增長后隨時間延長逐漸下降，同時伴隨明顯的起泡現(xiàn)象，但這一現(xiàn)象形成原因未得到明確結(jié)論。

鉆井液性能控制：寶側(cè)1 井區(qū)開采處于中后期，且周圍注水井、生產(chǎn)井較多，地層壓力難以確定，在施工過程中需要嚴格控制鉆井液密度，實際密度范圍為1.18～1.24 g/cm3。另一問題是流變性控制，粘土顆粒的分散對流行性產(chǎn)生了一些波動，由于本經(jīng)施工時間較短，因此分散時間對粘土顆粒的水化分散產(chǎn)生多少影響無明確結(jié)論。

4 認識

通過寶側(cè)1 井的施工，主要有如下幾點認識：

（1）對低滲-超低滲儲層應充分認識到固相污染和毛細管效應所帶來的損害。在低滲儲層中，膜屏蔽暫堵能夠較好地封閉地層孔吼起到降低儲層傷害的效果，但是由于巖石不均質(zhì)性，采用復合屏蔽暫堵比單一屏蔽暫堵效果更好，剛性離子與膜屏蔽暫堵構成的復合屏蔽暫堵具有很好的保護儲層性能。

（2）胺基強抑制劑具有較強的抑制粘土分散的能力，但實施過程中遇到了起泡、濾失量控制等難題。如何解決胺基抑制分散與降低濾失量間的關系是一個需要進一步研究的課題方向。

（3）通過后期試采，證實寶浪油田老井改造能夠提高開發(fā)效率，有效地屏蔽暫堵技術對寶側(cè)1 井的儲層保護起到了重要作用。

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