郭懷軍，雷江，尹濼(.長慶油田工程監(jiān)督處，陜西 西安 7008；.川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院，

陜西 西安 710018；3.川慶鉆探工程有限公司長慶固井公司，陜西 西安 710018)

1 環(huán)33-H1井低產(chǎn)原因

1.1 環(huán)33-H1井物性分析

在環(huán)33井區(qū)延長組長7期，沉積了一套深湖相和半深湖相暗色泥巖，為鄂爾多斯盆地中生界提供了豐富的油源巖，具有烴源累計厚度大、生烴能力強、分布范圍廣的特點。據(jù)測定，油層有機碳含量2.45%～5.81%，氯仿“A”含量0.254%～0.506%，總烴(HC)1 847.20～2 107.87 mg/L，有機質(zhì)類型為混合型—腐泥型，據(jù)測定Ro：0.73%～1.06%之間，OEP：1.07～1.02之間，達成熟—高成熟階段。綜合各類地質(zhì)因素的基礎(chǔ)上，環(huán)33-H1井水平段設(shè)計2 000 m，實鉆長度1 800 m，鉆進期間氣測顯示良好。

1.2 環(huán)33-H1井壓力預測

通過對1公里范圍內(nèi)鄰井油層中部實測地層壓力進行分析，并根據(jù)數(shù)值模擬預測，認為環(huán)33-H1井地層壓力應為18～22 MPa。

1.3 環(huán)33-H1井水平段鉆井液分析

由于環(huán)33-H1井采用二開結(jié)構(gòu)，LSDF井漿中混有大量上部井段地層水化后進入的劣質(zhì)固相，同井場環(huán)33井儲層段LSDF的坂土含量為5～8 g·L-1。進入水平段后，由于設(shè)計要求、重復利用上部井段LSDF配制鉆井液，以及儲層段泥頁巖水化的影響，使得一些不易被固控設(shè)備清除的黏土微顆粒，持續(xù)在鉆井液中積累，最終導致水平段鉆井液固相含量和分散黏土含量不斷升高，環(huán)33-H1實測MBT達到12～19 g·L-1(兩井儲層段鉆井液性能詳細對比數(shù)據(jù)如表1所示)。

表1 與鄰井儲層段鉆井液性能對比

1.4 環(huán)33-H1井間干擾分析

離環(huán)33-H1井最近是環(huán)33井和環(huán)32井，這兩口井投產(chǎn)時，產(chǎn)量分別是50 t/d和30 t/d。至環(huán)33-H1井完井投產(chǎn)時，這兩口井已分別生產(chǎn)了2年7個月和3年2個月時間，產(chǎn)量分別降為18 t/d和14 t/d。通過關(guān)井試驗，得知環(huán)33-H1井關(guān)井240 h (10 d)后受到干擾，關(guān)井壓力由19.65 MPa降至19.39 MPa，干擾壓降只有0.26 MPa，說明井間幾乎沒有干擾。

1.5 環(huán)33-H1井低產(chǎn)原因

綜合以上分析得出：環(huán)33-H1井較低的產(chǎn)量與采用了不合理的鉆井液有關(guān)。循環(huán)時，在鉆井液液柱壓力的高壓差作用下，使鉆井液中分散很細的黏土微粒隨著濾失效應擠入儲層，致使儲層的孔隙進一步縮小，引發(fā)水鎖加劇，從而導致產(chǎn)量降低。

2 室內(nèi)驗證試驗

2.1 現(xiàn)場和室配LSDF井漿性能

取現(xiàn)場水平段所重復使用的LSDF鉆井液和室配全新LSDF鉆井液，通過實驗對比測試二者在：低固相含量(LGS)、分散黏土含量(MBT)和密度(MW)上的性能差異，進行數(shù)據(jù)分析。

結(jié)果可得，在低固相含量(LGS)、分散黏土含量(MBT)性能上二者形成鮮明對比[1]。這是由于室配LSDF成分主要是增黏劑、 降失水劑以及部分酸溶高密度材料等，基本不含雜質(zhì)；而現(xiàn)場LSDF經(jīng)多次重復使用，造成鉆井液中混入大量黏土微粒，從而導致低密度固相含量(LGS)和對儲層十分有害的分散黏土含量(MBT)不斷增高[2]。

2.2 現(xiàn)場和室配LSDF粒度分布

比較了現(xiàn)場和室配LSDF中固相顆粒的粒度分布。從粒度分布分析結(jié)果看出，取自現(xiàn)場的LSDF鉆井液中小于1 μm、1～10 μm的固相顆粒明顯高于實驗室配制的LSDF鉆井液，在鉆井液液柱壓力的高壓差作用下易進入巖心孔喉，造成堵塞的幾率大大增加。

根據(jù)“1/2-2/3”的架橋規(guī)則，從相關(guān)數(shù)據(jù)可以看出，現(xiàn)場LSDF鉆井液中有38.54%的固相顆?？梢赃M入儲層，形成逐漸累積從而造成堵塞；還可看出，能形成快速堵塞的顆粒含量要占到60.11%。而從室配LSDF鉆井液的粒度分布曲線可以看出，小于1μm的顆粒幾乎為零。因此，分析表明，現(xiàn)場LSDF鉆井液對儲層傷害試驗的損傷更大，而實驗室配LSDF鉆井液的傷害較小的原因，主要是由于油藏運移孔喉被堵塞造成的。

2.3 現(xiàn)場和室配LSDF巖心傷害驗證試驗

通過測試不同壓差作用下現(xiàn)場和室配LSDF鉆井液的巖心傷害試驗，來模擬現(xiàn)場條件，驗證LSDF鉆井液對巖心的傷害機理。實驗可得： (1)在相同的19～20 MPa傷害壓差下，現(xiàn)場取LSDF與室配LSDF對巖心的傷害差異很大，現(xiàn)場取LSDF對巖心的傷害達到嚴重程度，而室配LSDF在19～20 MPa的傷害壓差下，傷害率只有28.85%，屬于輕度傷害；(2)在相同的8～12 MPa的傷害壓差下，現(xiàn)場LSDF和室配LSDF對巖心傷害區(qū)別不明顯，且傷害率都很小，屬于輕度傷害；(3)對于同一LSDF體系，傷害率隨著傷害壓差的增大而增加；(4)對于不同LSDF體系，現(xiàn)場LSDF的傷害增加很多，室配LSDF的傷害增加較少。

根據(jù)上述巖心傷害試驗，認為鄰井長時間生產(chǎn)導致環(huán)33-H1井儲層壓力低，引起鉆井和完井時作業(yè)時液柱的高壓差，使鉆井液中分散的黏土微粒隨濾失進入儲層，進一步使儲層孔隙縮小，引發(fā)水鎖加劇，造成儲層傷害，最終導致產(chǎn)量降低。

3 DWF-II洗井液體系的研制

鑒于現(xiàn)場 LSDF鉆井液對儲層造成的損害，在實驗室研發(fā)出一款適合該井區(qū)的DWF-II洗井液體系。該體系與地層原油和地層水的配伍性良好，并具有較好的泥頁巖抑制性、防腐蝕和儲層保護性能，能有效消除儲層毛細管表面張力，溶解油藏喉道部分固相，從而達到拆散堵塞，減少固相傷害，提高巖心滲透率恢復值的目的。

3.1 DWF-II洗井液體系組成

該洗井液體系由D209(A)、D209(B)兩組分組成，現(xiàn)場施工時體系配方為8.5%D209(A)+13.5%D209(B)+78%水，采用光油管將DWF-II洗井液擠進低滲砂巖儲層進行解堵。

3.2 DWF-II洗井液體系使用效果

參照 SY/T 6540—2002《鉆井液完井液損害油層室內(nèi)評價方法》，試驗溫度為 50 ℃，經(jīng)過DWF-II洗井液和酸液沖洗巖心后，巖心傷害端面基本沒有濾餅，但可以看出存在過濾餅的痕跡，說明兩種洗井液配方均能有效地去除濾餅。

如表2所示，(1)受傷害的巖心經(jīng)過DWF-II洗井液、酸液清洗后，其滲透率恢復值均有明顯提高；(2)從滲透率恢復值的提高幅度來看，DWF-II洗井液的使用效果要明顯好于酸液；(3)相比于現(xiàn)場LSDF，針對室配LSDF傷害的巖心，采用DWF-II洗井液清洗，可將其對儲層的傷害完全克服，滲透率恢復值還有進一步改善。

表2 不同洗井液對傷害巖心滲透率恢復值對比

3.3 DWF-II洗井液使用工藝及注意事項

要求配制DWF-II洗井液的儲罐、管線及泵內(nèi)壁，要具有抗氧化和耐酸等防腐能力。同時，現(xiàn)場配液時，要嚴格按以下順序加藥：(1)先將所需水量加入配藥箱或水池中；(2)在循環(huán)或攪拌池中水的同時，加入所需A組分，充分循環(huán)或攪拌均勻，待用；(3)在擠注前的所有準備工作就緒后，邊迅速攪拌邊加入所需組分B，待循環(huán)攪拌均勻，立即按計算量泵送入井。需要注意的是，禁止將組分A、B一同加入。

4 結(jié)語

(1)長慶隴東地區(qū)水平段鉆井液重復使用LSDF配漿，導致鉆井液中的黏土微粒含量(MBT)不斷增加，在液柱的高壓差作用下擠入儲層，使得儲層喉道孔徑進一步縮小，引起水鎖加劇，是導致環(huán)33-H1井低產(chǎn)的主要原因，建議水平段不再重復使用上部井段鉆井液；

(2)DWF-II洗井液體系，可以使現(xiàn)場LSDF鉆井液傷害后的巖心滲透率恢復值得到明顯提升，能完全克服室內(nèi)配制LSDF鉆井液給巖心造成的傷害，滲透率恢復值得以改善。