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        致密砂巖油藏儲(chǔ)層保護(hù)措施研究*

        2022-07-12 10:32:50孫玉學(xué)季偉趙景原相欣
        能源化工 2022年2期

        孫玉學(xué),季偉,趙景原,相欣

        (東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院,黑龍江大慶 163318)

        近年來(lái),全球?qū)κ唾Y源需求量增大,但逐年降低的油氣儲(chǔ)量難以滿(mǎn)足日益增長(zhǎng)的資源消耗量,我國(guó)約70%的石油資源消耗量需要進(jìn)口,在能源短缺的情況下,致密砂巖油藏已經(jīng)成為非常規(guī)油氣開(kāi)發(fā)的重點(diǎn)領(lǐng)域[1-2]。

        致密油藏儲(chǔ)層物性較差,含油范圍受儲(chǔ)層物性影響,發(fā)育微米級(jí)和納米級(jí)孔喉,雖然儲(chǔ)層孔隙度、滲透率較低,但致密油儲(chǔ)量大,儲(chǔ)層構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單,含油氣條件較好[3-7]。致密油儲(chǔ)層若受到污染,單井產(chǎn)能就可能受到較大影響,因此,需要對(duì)致密砂巖油藏進(jìn)行儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)研究,確保高效開(kāi)發(fā)致密油藏的安全性。

        冀東油田高深產(chǎn)區(qū)和南堡2-46井沙1段鉆遇致密油儲(chǔ)層,以該儲(chǔ)層段為研究對(duì)象,進(jìn)行了巖心孔滲測(cè)量,壓汞法測(cè)量孔喉參數(shù),潤(rùn)濕性評(píng)價(jià),全巖礦物分析和黏土礦物分析,綜合考察了致密砂巖油藏的儲(chǔ)層基本特征,在此基礎(chǔ)上進(jìn)行敏感性試驗(yàn)和水鎖損害試驗(yàn),優(yōu)選防水鎖劑等關(guān)鍵處理劑,開(kāi)發(fā)適用于該區(qū)塊的儲(chǔ)層保護(hù)型鉆井液體系,試驗(yàn)結(jié)果表明:鉆井液體系可抗150 ℃高溫,流變性能和儲(chǔ)層保護(hù)效果較好,可以滿(mǎn)足致密油藏鉆井的需求。

        1 致密砂巖油藏儲(chǔ)層基本特征

        冀東油田南堡2-46井垂深4 627.5 m,斜深5 196 m,以東三段與沙一段為主要目的層,東三段解釋有油層,洼陷區(qū)沙一段含油氣儲(chǔ)層,圈閉面積為19.4 km2,試油層上覆層段取心,砂巖類(lèi)型主要為長(zhǎng)石砂巖,泥頁(yè)巖微裂縫發(fā)育,元素錄井試油層段砂巖類(lèi)與泥巖類(lèi)硅質(zhì)含量(w)48%~56%。采用覆壓孔滲測(cè)量?jī)x,測(cè)得儲(chǔ)層巖心孔隙度為6.63%~9.98%,平均值為8.48%,空氣滲透率為(0.095~0.138)×10-3μm2,平均值為0.098×10-3μm2,屬于低孔隙度、特低滲透率儲(chǔ)層。高深、南堡儲(chǔ)層黏土礦物含量較高,黏土礦物中以伊/蒙間層為主,占比(w)大于50%,具有一定的吸水膨脹性,其次為伊利石,含有較少的綠泥石、高嶺石,不含蒙脫石。

        按照巖石毛管壓力曲線測(cè)定標(biāo)準(zhǔn),選用壓汞法對(duì)高深及南堡儲(chǔ)層巖心進(jìn)行毛管壓力曲線的測(cè)試,結(jié)果顯示:巖心對(duì)滲透率影響較大的孔隙為0.10~0.63 μm,排驅(qū)壓力為0.481~2.935 MPa,孔隙半徑中值為0.037~0.403 μm,滲透率分布峰值為42.959%~60.449%,孔隙分布峰值為14.525%~28.104%。

        使用接觸角測(cè)量?jī)x(東莞晟鼎精密儀器公司,SCA20型),測(cè)量清水液滴在巖心表面左右兩側(cè)接觸角大小,評(píng)價(jià)儲(chǔ)層巖心的潤(rùn)濕性,結(jié)果見(jiàn)表1。

        表1 儲(chǔ)層巖心接觸角測(cè)量結(jié)果

        由表1可見(jiàn):根據(jù)儲(chǔ)層巖心接觸角的值確定巖心的潤(rùn)濕性,水在固體表面的接觸角小于75°為親水性,大于105°為親油性[4]。高深、南堡致密油儲(chǔ)層巖心潤(rùn)濕性均為親水性。

        2 致密砂巖油藏儲(chǔ)層損害因素

        2.1 儲(chǔ)層敏感性評(píng)價(jià)

        對(duì)冀東油田南堡及高深致密油儲(chǔ)層巖心進(jìn)行了速敏等敏感性評(píng)價(jià),速敏損害率為17.14%~21.12%,臨界流速為0.15 mL/min,損害程度弱;鹽敏損害率為55.03%~60.71%,臨界礦化度為4 703 mg/L,損害程度為中等偏強(qiáng);水敏損害率為56.87%~71.24%,損害程度為中等偏強(qiáng)至強(qiáng);無(wú)酸敏性;堿敏損害率為6.7%~7.1%,臨界pH值為13,損害程度弱。因此,在致密砂巖油藏鉆井過(guò)程中,應(yīng)關(guān)注水敏和鹽敏對(duì)儲(chǔ)層造成的損害。

        2.2 水鎖損害評(píng)價(jià)

        水鎖損害是低孔低滲非常規(guī)儲(chǔ)層主要損害類(lèi)型之一,損害率高達(dá)70%以上[5-6]。致密砂巖油藏存在水鎖損害,嚴(yán)重影響油藏的高效開(kāi)發(fā),對(duì)高深、南堡儲(chǔ)層巖心進(jìn)行水鎖損害評(píng)價(jià),結(jié)果見(jiàn)表2。

        表2 儲(chǔ)層巖心水鎖傷害試驗(yàn)結(jié)果

        由表2可見(jiàn):儲(chǔ)層巖心受到地層水損害后,氣測(cè)滲透率下降,水鎖損害率分別為71.2%,73.1%,水鎖損害程度強(qiáng),該致密砂巖油藏鉆井過(guò)程中應(yīng)注重水鎖損害的影響并采取一定的水鎖損害解除技術(shù)保護(hù)儲(chǔ)層。

        3 致密砂巖油藏儲(chǔ)層保護(hù)鉆井液技術(shù)

        根據(jù)冀東油田致密砂巖油藏儲(chǔ)層特征及損害因素分析,該致密砂巖油藏存在水敏、鹽敏性損害及水鎖損害,因此,在設(shè)計(jì)儲(chǔ)層保護(hù)型鉆井液體系時(shí),應(yīng)重點(diǎn)開(kāi)展對(duì)抑制劑、防水鎖劑等關(guān)鍵處理劑的研究,進(jìn)行了抑制劑和防水鎖劑的優(yōu)選試驗(yàn),開(kāi)發(fā)了適用于該致密砂巖油藏的儲(chǔ)層保護(hù)型鉆井液。

        3.1 抑制劑優(yōu)選

        采用儲(chǔ)層段泥頁(yè)巖鉆屑,對(duì)不同類(lèi)型的抑制劑進(jìn)行優(yōu)選,采用KCl、HCOONa、聚胺3種抑制劑(純度均大于99%,工業(yè)級(jí),青島裕豐達(dá)精細(xì)化工有限公司),將其分別配制成(w)30%水溶液,在160 ℃的試驗(yàn)溫度下熱滾16 h,計(jì)算滾動(dòng)回收率,試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。

        表3 抑制劑優(yōu)選試驗(yàn)結(jié)果

        由表3可見(jiàn):抑制劑能抑制巖屑分散和黏土礦物水化膨脹,隨著抑制劑加量增大,巖屑滾動(dòng)回收率逐漸增大,3種抑制劑中KCl的抑制性能最好,滾動(dòng)回收率可以達(dá)到95%以上。

        3.2 防水鎖劑優(yōu)選

        采用測(cè)量溶液表面張力、界面張力的方法,對(duì)3種工業(yè)級(jí)氟碳類(lèi)防水鎖劑TF380、TF328、TF286(上海福田化工科技有限公司)進(jìn)行優(yōu)選,并評(píng)價(jià)了防水鎖劑的抗溫和抗鹽性能。在常溫條件下,考察3種防水鎖劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)溶液表面張力的影響,試驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖1。

        圖1 防水鎖劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)溶液表面張力的變化

        由圖1可見(jiàn):隨著防水鎖劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大,溶液的表面張力迅速降低。當(dāng)TF286及TF380的質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.05%后,溶液的表面張力基本保持穩(wěn)定,當(dāng)TF328的質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.1%后,溶液的表面張力基本保持穩(wěn)定。該結(jié)果表明:TF286及TF380的質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)選0.05%,TF328的質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)選0.1%,此時(shí)溶液的表面張力分別為21.356,24.413,23.511 mN/m,TF286降低表面張力的效果要優(yōu)于TF380及TF328。

        分別配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%和0.1%的3種防水鎖劑溶液,改變?cè)囼?yàn)溫度,考察3種防水鎖劑溶液的表面張力隨溫度的變化情況,結(jié)果分別見(jiàn)圖2和圖3。

        圖2 溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%時(shí)溫度對(duì)表面張力的影響

        圖3 溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時(shí)溫度對(duì)表面張力的影響

        由圖2及圖3可見(jiàn):當(dāng)試驗(yàn)溫度低于100 ℃時(shí),溶液表面張力隨溫度的升高變化較小。當(dāng)試驗(yàn)溫度高于100 ℃時(shí),隨溫度的升高,溶液表面張力略有增大,但總體變化幅度仍較小,表明3種防水鎖劑均有較好的抗高溫性能。

        在25 ℃條件下,分別配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%和0.1%的防水鎖劑溶液,加入到不同礦化度的地層水中,逐步增大溶液礦化度至150 000 mg/L,考察防水鎖劑在不同礦化度溶液中的表面張力變化,結(jié)果分別見(jiàn)圖4和圖5。

        圖4 溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%時(shí)礦化度對(duì)表面張力的影響

        由圖4和圖5可見(jiàn):質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.05%和0.1%的3種防水鎖劑溶液的表面張力隨礦化度的增大基本無(wú)變化,表明3種防水鎖劑均有較好的抗鹽性能。

        圖5 溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時(shí)礦化度對(duì)表面張力的影響

        在25 ℃條件下,配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的防水鎖劑溶液,分別考察3種防水鎖劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)溶液界面張力的影響,結(jié)果見(jiàn)圖6。

        圖6 防水鎖劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)界面張力的影響

        由圖6可見(jiàn):當(dāng)防水鎖劑溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于0.1%時(shí),隨著防水鎖劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大,界面張力迅速降低,與表面張力的變化規(guī)律基本一致。當(dāng)TF380及TF328質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.1%時(shí),界面張力隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大基本不再變化,當(dāng)TF286質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于0.05%后,界面張力隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大基本不再變化。TF380及TF328溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%時(shí),界面張力分別為0.713,0.921 mN/m,TF286溶液質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%時(shí),界面張力為0.432 mN/m,TF286降低界面張力的效果優(yōu)于TF380和TF328,因此,TF286的防水鎖效果最優(yōu)。

        3.3 鉆井液體系配方及基本性能

        根據(jù)抑制劑和防水鎖劑的優(yōu)選評(píng)價(jià)結(jié)果,最終確定適用于冀東油田致密砂巖油藏的儲(chǔ)層保護(hù)型鉆井液體系,具體配方(w)為:土漿+2%降濾失劑DSP+9%抗高溫降濾失劑+1%封堵劑FT3000+3%固壁劑+2%乳化瀝青+5%極壓潤(rùn)滑劑+0.05%防水鎖劑TF286+5% KCl+15%有機(jī)鹽+0.8% Na2SO3。將儲(chǔ)層保護(hù)型鉆井液試樣(密度為1.20 g/cm3)分別在室溫和150 ℃條件下老化16 h,測(cè)試鉆井液的流變性和濾失性能,結(jié)果見(jiàn)表4。

        表4 鉆井液體系基本性能

        由表4可見(jiàn):開(kāi)發(fā)的鉆井液體系在150 ℃高溫下老化16 h,流變參數(shù)值變化不大,塑性黏度μp、動(dòng)切力τd較為穩(wěn)定,動(dòng)塑比Rdp下降,但仍能滿(mǎn)足攜帶巖屑的基本要求,井眼清潔能力強(qiáng),可避免巖屑床的形成。在150 ℃下,高溫高壓濾失量為12.4 mL,表明該鉆井液體系在150 ℃高溫條件下,濾失造壁性較優(yōu),可滿(mǎn)足現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用要求。

        3.4 鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)性能

        當(dāng)鉆井液進(jìn)入儲(chǔ)層后,鉆井液濾液及固相顆粒侵入儲(chǔ)層,容易改變儲(chǔ)層原有物性,對(duì)儲(chǔ)層造成損害。針對(duì)適用于致密砂巖油藏的鉆井液體系,開(kāi)展了儲(chǔ)層保護(hù)效果評(píng)價(jià)試驗(yàn),試驗(yàn)巖心取自致密油儲(chǔ)層段,采用高溫高壓動(dòng)態(tài)損害儀對(duì)鉆井液的動(dòng)態(tài)損害率進(jìn)行測(cè)定,根據(jù)鉆井液損害前后,巖心滲透率下降的程度來(lái)評(píng)價(jià)鉆井液體系的儲(chǔ)層保護(hù)效果,結(jié)果見(jiàn)表5。

        表5 鉆井液體系儲(chǔ)層保護(hù)性能

        由表5可見(jiàn):鉆井液動(dòng)態(tài)損害前后,巖心滲透率下降幅度較小,滲透率恢復(fù)值可達(dá)到93.3%,表明鉆井液對(duì)巖心損害程度小,儲(chǔ)層保護(hù)效果較好,在現(xiàn)場(chǎng)鉆進(jìn)過(guò)程中,能形成一層致密堅(jiān)韌的泥餅,降低鉆井液濾失量,該鉆井液體系能滿(mǎn)足致密砂巖油藏鉆井需求。

        4 結(jié)論

        1)冀東油田致密砂巖油藏屬于低孔、特低滲儲(chǔ)層,黏土礦物含量較高,黏土礦物主要為伊/蒙間層,具有一定的吸水膨脹性,其次為伊利石,含有較少的高嶺石、綠泥石,儲(chǔ)層巖心為水潤(rùn)濕。

        2)研究的致密油儲(chǔ)層巖心速敏性弱,鹽敏性中等偏強(qiáng),水敏性中等偏強(qiáng)至強(qiáng),無(wú)酸敏性,堿敏性弱,水鎖損害率為71.2%~73.1%,水鎖損害程度強(qiáng)。在該致密砂巖油藏鉆井過(guò)程中,應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注水敏、鹽敏和水鎖對(duì)儲(chǔ)層造成的損害。

        3)優(yōu)選并評(píng)價(jià)了抑制劑KCl和抗溫抗鹽性能較好的防水鎖劑TF286,確定了儲(chǔ)層保護(hù)型鉆井液體系,該體系可抗150 ℃高溫,流變性能和濾失性能良好,滲透率恢復(fù)值達(dá)到93.3%,儲(chǔ)層保護(hù)效果優(yōu)異,可滿(mǎn)足致密砂巖油藏的鉆井要求。

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