白明娜，李 波，歐陽勇，段志鋒，李寶軍，張 宇，黃維安

1中國石油長慶油田油氣工藝研究院，陜西 西安

2川慶鉆探工程有限公司工程技術研究院，陜西 西安

3中國石油大學(華東)石油工程學院，山東 青島

1.引言

靖邊氣田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部、中央古隆起東北側的靖邊—橫山一帶，北至召4井—陜199井、南到陜108井，東起陜200井一線、西接陜53井，走向為北北東向，長約240 km、寬約130 km、面積逾3.12×104km2，是與奧陶系海相碳酸鹽巖有關的風化殼型低滲透、低豐度、低產(chǎn)的大型復雜氣田[1]。目前國內外關于碳酸鹽巖儲層損害機理的研究比較局限，主要是針對敏感性損害、應力損害和圈閉損害等方面。經(jīng)過各油田多年的生產(chǎn)實際情況顯示，因儲層敏感性造成的儲層產(chǎn)量下降依然是一個普遍顯現(xiàn)[2]。Ayoub等人通過研究發(fā)現(xiàn)當巖樣含有粒間孔時，有效應力增加，滲透率呈緩慢下降的趨勢，如果巖樣含有溶蝕孔時，隨著有效應力的增加，滲透率首先呈急劇下降的趨勢，隨后又呈緩慢下降的趨勢[3][4]。劉均一等人根據(jù)南海東方油氣田的儲層物性和開發(fā)要求，研制出了一套甲酸銫無固相完井液體系[5]。楊蘭田等針對塔里木盆地玉北區(qū)塊裂縫性碳酸鹽儲層，提出該區(qū)塊損害機理主要為堿性液體、水鎖和應力敏感性對儲層的傷害，并優(yōu)選了三種性能優(yōu)異的儲層保護劑，建立了儲層保護鉆井液體系[6]。楊培龍針對米桑油田碳酸鹽巖儲層采用NaCl，HCOONa 復合鹽水調節(jié)密度并加入一定量緩蝕劑建立了一套酸化完井液體系，具有很好的儲層保護性能[7]。充分認識儲層特征，評價儲層的損害類型與程度，揭示儲層的潛在損害因素，研究儲層損害的機理，并提出勘探開發(fā)過程中的儲層保護措施與建議，對減輕開發(fā)過程的儲層損害，改善該油田的勘探開發(fā)效果和效益，具有重要意義[8]。

2.儲層潛在損害機理分析

2.1.碳酸鹽巖儲層組構分析

2.1.1.X-衍射分析

如表1及表2的X-射線衍射分析結果表明，靖邊區(qū)塊儲層礦物組成主要為石英、方解石、白云石和粘土礦物，礦物組成變化較大；粘土礦物中主要為伊利石和伊/蒙混層，但伊/蒙間層比含量較低有潛在速敏。

樣號 層位 石英 鉀長石 斜長石 方解石 白云石 菱鐵礦 黃鐵礦 白鐵礦 粘土礦物總量

Table 1.X-ray diffraction total mineral analysis results of rock samples from Ordovician carbonate reservoirs in Jingbian (%)表1.靖邊奧陶系碳酸鹽巖儲層巖樣X-射線衍射全礦物分析結果(%)

Table 2.X-ray diffraction clay mineral analysisresults of Jingbian ordovician carbonatereservoir rock samples表2.靖邊奧陶系碳酸鹽巖儲層巖樣X-射線衍射粘土礦物分析結果

2.1.2.掃描電鏡分析

掃描電鏡分析結果表明，堡區(qū)塊儲層發(fā)育有微裂縫，但基質構造致密，微裂縫中填充有伊利石和伊/蒙混層，微裂縫相互交叉錯斷，連通性較好，見圖1。

Figure 1.Scanning electron micrograph of Majiagou Formation No.1 rock sample圖1.馬家溝組1號巖樣掃描電鏡圖片

2.2.孔滲結構分析

2.2.1.成像測井資料分析

從圖2看出，JB-1井裂縫相對最發(fā)育、裂縫滲透能力相對最強的井段為3758.5～3763.5米(橫坐標60)，該段裂縫的條數(shù)多、角度高、連續(xù)性好，多為網(wǎng)狀縫，且后期在裂縫發(fā)育的基礎上，又發(fā)育有溶蝕，進一步提高了裂縫的滲透性，計算的裂縫寬度為11μm，裂縫的孔隙度為0.02%，結合DSI 處理結果綜合評價為中等裂縫型儲層。大部分井段無孔隙，物性較差，物性較好的儲層段為3740～3743米和3759～3763.5米，全井段只有一段孔隙相對最發(fā)育，深度為3740.0～3743.0米。

Figure 2.Fracture parameters of 3734 m～3794.5 m in well JB-1 vary with well depth 圖2.JB-1井3734 m～3794.5 m 裂縫參數(shù)隨井深變化

2.2.2.壓汞分析

實驗(圖3)測得JB-1井3739.96 m 巖樣的孔隙度為10%，排驅壓力0.30646 MPa，最大孔喉半徑2.400 μm，孔喉半徑平均值0.7784μm，最大汞飽和度為12.38%，退汞效率為101.914%。測試結果表明，JB-1井3739.96 m 巖樣為典型的低孔隙度、裂縫性儲層，不均質性較強。

Figure 3.Analysis result of mercury intrusion of 3739.96 m rock sample in Well JB-1圖3.JB-1井3739.96 m 巖樣壓汞分析結果

2.3.敏感性評價

2.3.1.應力敏感性分析

測試結果(圖4)表明，隨圍壓增加，JB-1井3739.96 m 巖樣滲透率損害系數(shù)先增加后下降。當凈壓為3.5 MPa 時，滲透率損害系數(shù)達到最大值，而后滲透率損害系數(shù)逐漸下降，這說明靖邊構造儲層巖樣的應力敏感顯著，應力敏感點為3.5 MPa。

2.3.2.速敏性評價

速敏性評價結果(圖5)表明，隨實驗流量的增加，JB-1井3739.96 m 巖樣滲透率沒有損害，巖心無速敏，無臨界流速。

Figure 4.Evaluation Results of Stress Sensitive Damage of 3739.96 m Rock Sample in Well JB-1圖4.JB-1井3739.96 m 巖樣應力敏傷害評價結果

Figure 5.Evaluation result of quick-sensitivity injury of 3739.96 m rock sample in Well JB-1圖5.JB-1井3739.96 m 巖樣速敏性傷害評價結果

2.3.3.水敏感性評價

水敏感性評價結果(圖6)表明，巖心滲透率隨流通液礦化度下降一直很穩(wěn)定，沒有下降趨勢，直至礦化度減小到5000 mg/L 時，滲透率下降7.58%，所以該實驗巖心臨界礦化度10,000 mg/L。具有弱水敏性。

2.3.4.酸敏性評價

圖7表明，通土酸后巖心滲透率下降15.8%，屬于弱酸敏，但計量出口端有沉淀物通出，推測為由于實驗巖心過短，巖心縫(人造縫)中的GaF2沉淀物被部分沖出造成，實際礦藏造成的傷害可能會更高。

Figure 6.Evaluation results of water sensitivity damage of 3739.96 m rock sample in Well JB-1圖6.JB-1井3739.96 m 巖樣水敏性傷害評價結果

Figure 7.Evaluation results of acid sensitivity of rock sample soil of 3739.96 m in well JB-1圖7.JB-1井3739.96 m 巖樣土酸敏性評價結果

2.3.5.堿敏性評價

堿敏性評價結果(圖8)表明，儲層巖心滲透率隨實驗流體pH 值的增大，滲透率基本沒有變化，當實驗流體pH 值增大至13時，巖心滲透率下降3.2%，無堿敏。

Figure 8.Evaluation results of alkali-sensitive damage of 3739.96 m rock sample in Well JB-1圖8.JB-1井3739.96 m 巖樣堿敏性傷害評價結果

2.4.表面潤濕性分析

接觸角大小與油水對固體的潤濕程度有關。因此，測量油-水-油藏巖石系統(tǒng)的接觸角，可以了解油、水對油藏巖石的潤濕性。測試結果表明，靖邊氣田巖樣JB-1井3741.0 m 灰?guī)r巖樣具有中等偏弱的親水性。測定結果見圖9及表3。

Figure 9.Wettability measurement results of 3739.96 m limestone sample in JB-1 well in Jingbian gas field 圖9.靖邊氣田JB-1井3739.96 m 灰?guī)r巖樣潤濕性測定結果

Table 3.Wetability test results of 3741.0 m limestone sample in JB-1 well in Jingbian gasfield 表3.靖邊氣田JB-1井3741.0 m 灰?guī)r巖樣潤濕性測試結果

3.儲層保護鉆井液技術

3.1.屏蔽暫堵設計

根據(jù)孔滲結構參數(shù)分析結果，設計屏蔽暫堵方案設計如下[9][10][11]：

按“2%～3%剛性粒子+ 2%纖維堵漏劑(可選)+ 1.5%充填粒子+ 1%～2%軟化粒子”的規(guī)則，來確定各類暫堵劑比例。

根據(jù)實驗室現(xiàn)有各種暫堵劑的固相顆粒粒度分布測定結果，并綜合考慮產(chǎn)品質量、成本的因素，推薦用細目碳酸鈣(600目和800目，粒徑分布見圖10(a)和圖10(b))為剛性粒子，油溶性樹脂為充填和軟化粒子。設計結果見表4。

Figure 10.Test results of particle size distribution of calcium carbonate 圖10.細目碳酸鈣粒徑分布測試結果

Table 4.Shielding temporary blocking design scheme 表4.屏蔽暫堵設計方案

3.2.解水鎖劑優(yōu)選

考察了不同表面活性劑對靖邊氣田JB-1井3739.96 m 灰?guī)r巖樣潤濕性的影響(表5)，以優(yōu)選出高效解水鎖劑。測試結果表明，SD-905能顯著降低JB-1井3739.96 m 灰?guī)r巖樣的潤濕角，有利于減少“液珠”存在，降低水鎖損害，并能增加驅油動力，有利于提高采收率。

Table 5.Effect of surfactants on the wettability of the limestone surface of 3739.96 m in well JB-1表5.表面活性劑對JB-1井3739.96 m 灰?guī)r表面潤濕性的影響

3.3.抗高溫碳酸鹽巖儲層保護鉆井液配方

基于屏蔽暫堵設計及解水鎖劑優(yōu)選，并結合其他抗高溫處理劑優(yōu)選，構建了抗溫達210℃的低固相儲層保護鉆井液配方：2.5%膨潤土漿+ 0.7%流型調節(jié)劑SDKP+ 6%酚醛樹脂SMP-I + 4%褐煤樹脂SPNH + 4.0%磺化瀝青FT3000+ 2%高效潤滑劑SD-505+ 0.3%SD-905+ 0.8%硅氟降粘劑SDF-26+ 3.0%NaCl + 3%細目碳酸鈣+ 2.5%雙溶性樹脂JDSZ + 2%超細纖維DL-93(記為JDDGX210配方)。

對JDDGX210進行室內碳酸鹽巖儲層巖心污染實驗評價，分別測試其在210℃下污染前后、不同狀態(tài)下的滲透率，得到該配方的應力敏感性、酸敏性、堿敏性、水敏性等達到現(xiàn)場鉆井要求。

JDDGX210配方對碳酸鹽巖儲層巖心污染前后的結果(表6)表明，JDDGX210配方污染后，在污染端形成致密封堵帶，滲透率回復率僅為8.02%；切去0.6 cm 后，滲透率回復率為90.88%，表明鉆井液侵入的深度淺，屏蔽暫堵效果好。

Table 6.Evaluation resultsof JDDGX210 formula carbonate reservoir protection performance 表6.JDDGX210配方碳酸鹽巖儲層保護性能評價結果

4.結論

1)靖邊奧陶系碳酸鹽巖儲層巖樣粘土礦物中主要為伊利石和伊/蒙混層，且儲層發(fā)育有微裂縫，但基質構造致密，微裂縫中填充有伊利石和伊/蒙混層，微裂縫相互交叉錯斷，連通性較好。

2)靖邊構造儲層不均質性強，裂縫發(fā)育情況差別較大，平均孔隙度較低，屬于典型的低孔隙度、裂縫性儲層。

3)靖邊構造儲層應力敏感和水鎖損害性較為嚴重，水敏、鹽酸敏、土酸敏感性損害相對較弱，無速敏和堿敏。

4)基于屏蔽暫堵設計和解水鎖劑優(yōu)選構建的抗高溫碳酸鹽巖儲層保護鉆井液體系具有優(yōu)良的儲層保護效果。