吳若寧，劉 云，成志剛，鄧富元，郭紅強(qiáng)，包 恒，郭星波

(1.延長油田股份有限公司 勘探開發(fā)技術(shù)研究中心，陜西 延安 716000; 2.延長油田股份有限公司 開發(fā)部，陜西 延安716000;3.中石油塔里木油田分公司油氣田產(chǎn)能建設(shè)部，新疆 庫爾勒 841000)

0 引言

延長油田東部油區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡，延長組長6段為主力開發(fā)層段，具有低孔、低滲、低豐度和低壓的特點(diǎn)，俗稱“磨刀石”[1]。過去采用直井和定向井方式開發(fā)，單井日產(chǎn)油僅為0.14 t[2]。在“低油價”石油行業(yè)背景下，低產(chǎn)、低效問題面臨嚴(yán)峻的挑戰(zhàn)。近年來，淺層水平井開發(fā)技術(shù)在東部油區(qū)應(yīng)用并推廣，單井日產(chǎn)油是常規(guī)井的10倍，成效顯著，為油田千萬噸持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供了有力的技術(shù)支撐[3-4]。但水平井鉆井過程中也暴露出了問題，如與鄰井對比，個別水平井投產(chǎn)后產(chǎn)量低，通常情況下人們將其原因歸咎于壓裂液對油氣層的損害而忽視了鉆井液的影響。事實(shí)上，特低滲油藏儲層孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，喉道細(xì)小，水平井鉆井過程中鉆井液對儲層的傷害更為嚴(yán)重[5]。按照“鉆壓一體化”理念，把對特低滲油藏“儲層保護(hù)”貫穿于鉆完井的始終，不僅可以減小井下復(fù)雜情況，提高鉆速，縮短建井周期，還可以有效保證壓裂增產(chǎn)的效果，實(shí)現(xiàn)油田“降本增效”的目的[6-7]。目前，國內(nèi)外對于特低滲油藏的損害機(jī)理及保護(hù)對策進(jìn)行了大量的研究，取得了一定的認(rèn)識。認(rèn)為造成特低滲油藏儲層損害的主要因素是正壓差作用下液相侵入導(dǎo)致的水鎖損害、敏感性損害和固相侵入損害[8-10]，并形成了以“屏蔽暫堵”為核心的系列技術(shù)，如理想充填技術(shù)、分形幾何學(xué)暫堵和廣譜暫堵等[11-15]。然而，由于特低滲油藏儲層結(jié)構(gòu)的復(fù)雜性加之對儲層損害缺少定量評價，儲層保護(hù)效果不理想，有待進(jìn)一步定量分析特低滲油藏儲層損害，采取針對性的儲層保護(hù)對策。

該文以延長油田東部油區(qū)長6儲層特征為切入點(diǎn)，通過巖心分析和巖心流動實(shí)驗(yàn)，定量評價了延長油田特低滲油藏水平井鉆井過程中的敏感性損害和水鎖損害，從微觀上分析了損害機(jī)理，提出了“防水鎖、強(qiáng)抑制”的儲層保護(hù)對策，以期為東部油區(qū)淺層油藏的高效開發(fā)提供理論借鑒。

1 儲層特征分析

1.1 儲層巖石與黏土礦物特征

對延長油田東部油區(qū)7塊長6儲層巖樣開展了鑄體薄片、掃描電鏡和X衍射實(shí)驗(yàn)，圖1所示為礦物含量分布。由圖1可知，長6儲層巖石主要由長石、石英和黑云母組成，平均占比分別為48.4%，23.4%和9.2%；鉀長石和斜長石是長石的主要組分，平均占比分別為31.6%和16.8%。長6儲層黏土礦物總量為7.5%～18.6%，主要以綠泥石和高嶺石為主，其次為伊/蒙混層和伊利石，不含蒙脫石，黏土礦物產(chǎn)狀如圖2所示。由圖2a可知，伊/蒙混層以呈薄片狀、團(tuán)狀和絲狀的混合形態(tài)鑲嵌于儲層孔喉中間，在外來流體的作用下極易發(fā)生水化分散和運(yùn)移，堵塞儲層孔隙；由圖2b可知，高嶺石呈書頁狀以集合體形態(tài)堆積在巖石顆粒間，是造成儲層堿敏傷害的主要黏土礦物；由圖2c可知，綠泥石呈針葉狀與高嶺石、伊利石混存，長6儲層黏土礦物中，綠泥石占有一定的比重，是造成儲層酸敏損害的主要礦物；由圖2d可知，伊利石呈絲狀、毛發(fā)狀錯亂“搭橋”于儲層孔道中間，這種特殊形態(tài)結(jié)構(gòu)的伊利石極易在外來流體的作用下發(fā)生運(yùn)移和堆積，堵塞油氣滲流通道。

圖1 礦物含量分布Fig.1 Mineral content distribution

圖2 儲層黏土礦物產(chǎn)狀Fig.2 Formation clay mineral occurrence

1.2 儲層物性

根據(jù)探井100余塊樣品的物性分析，該區(qū)長6油層組物性較差，儲層孔隙類型主要以粒間孔和溶蝕孔為主，孔喉半徑為0.01～1.25 μm，平均值為0.43 μm，發(fā)育少量的裂縫孔。由圖3孔隙度分布直方圖和圖4儲層滲透率分布直方圖可知，孔隙度為6%～12%，平均值為9.43%；滲透率為(0.1～2.0)×10-3μm2，平均值為0.68×10-3μm2，屬特低孔特低滲透-裂縫性儲層。

圖3 儲層孔隙度分布直方圖Fig.3 Histogram of reservoir porosity distribution

圖4 儲層滲透率分布直方圖Fig.4 Histogram of reservoir permeability distribution

2 儲層損害機(jī)理

基于儲層特征分析結(jié)果，東部油區(qū)屬于特低孔特低滲油藏，固相顆粒侵入儲層深度有限，且儲層埋深淺，地層壓力低，鉆井液不采用重晶石加重，這就消除了重晶石侵入對儲層造成的永久性傷害，即使鉆井液中的其他固相顆粒侵入儲層，也可以通過壓裂改造解除；相反，液相侵入造成的儲層傷害比較嚴(yán)重而且不易解除[7]。因此，室內(nèi)采用8塊東部油區(qū)長6儲層的巖心，通過速敏、水敏、鹽敏、堿敏、應(yīng)力敏感和水鎖實(shí)驗(yàn)，分析儲層的損害因素。

2.1 儲層敏感性損害

按照標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358—2010《儲層敏感性流動實(shí)驗(yàn)評價方法》，對儲層巖心進(jìn)行敏感性評價，其中應(yīng)力敏感實(shí)驗(yàn)采用人造裂縫的儲層巖心進(jìn)行。

圖5所示為儲層速敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果。由圖5可知，儲層巖心無速敏損害，分析認(rèn)為，由于該區(qū)塊儲層巖心致密，膠結(jié)性良好，未固結(jié)的微粒少，速敏礦物高嶺石以疊片狀堆積減弱了在外力作用下的機(jī)械搬運(yùn)，加之儲層孔喉細(xì)小，分布范圍廣，速敏損害程度弱。鉆井過程中可以不考慮儲層速敏損害。

圖5 儲層速敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.5 Experimental results of reservoir velocity sensitivity

表1所示為儲層巖心水敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果。X區(qū)塊長6儲層巖心地層水水敏實(shí)驗(yàn)中，儲層巖心滲透率損害率為41.66%～68.98%，平均值為53.82%，損害程度為中等水敏。分析認(rèn)為，該區(qū)塊黏土礦物的絕對含量超過5%，偏高，長6儲層的黏土礦物類型主要是高嶺石、綠石泥、伊利石和伊蒙混層，這4類黏土礦物在一定的條件下均會不同程度的發(fā)生水敏損害，其中伊蒙混層發(fā)生水敏損害的程度最強(qiáng)。

表1 儲層巖心水敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 1 Water sensitivity test results of reservoir cores

圖6所示為儲層巖心鹽敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果。隨著礦化度由70 000 mg/L降到0,巖心損害程度由3.70%增加到55.86%，巖心滲透率呈不斷降低的趨勢。當(dāng)鹽水的礦化度由30 000 mg/L降到20 000 mg/L時，儲層巖心滲透率損害程度超過5.0%，表明此過程中巖心已經(jīng)發(fā)生了鹽敏損害，由此可以判斷臨界礦化度為30 000～20 000 mg/L。采用蒸餾水驅(qū)替后巖心的滲透率為1.432 8 mD，此時巖心的滲透率損害率為55.86%，鹽敏損害程度為中等偏強(qiáng)。分析認(rèn)為，隨著鉆井液礦化度的降低，黏土礦物中含有的伊蒙混層發(fā)生膨脹和分散，膨脹的黏土礦物縮小了滲流空間，同時分散的黏土礦物會發(fā)生運(yùn)移，“卡死”在孔隙喉道的縮徑處，降低孔喉的連通性，從而傷害儲層。

圖6 儲層巖心鹽敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.6 Salt sensitivity test results of reservoir cores

圖7所示為儲層巖心堿敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果。隨著注入流體的pH值的增加，儲層巖心滲透率逐漸降低，巖心滲透率損害率逐漸增加。當(dāng)注入流體的pH值由7增加到8時，巖心滲透率傷害率已經(jīng)超過5.00%。說明巖心此時已經(jīng)發(fā)生堿敏損害。當(dāng)pH值為13時，巖心滲透率損害率為67.20%，也即堿敏指數(shù)達(dá)到67.20%，參照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，堿敏損害程度為中等偏強(qiáng)。分析認(rèn)為，儲層黏土礦物中含有大量的高嶺石，同時含有長石和微晶石英，這是造成儲層發(fā)生堿敏損害的潛在因素。呈集合體的高嶺石在堿性環(huán)境中容易分散造成結(jié)構(gòu)失穩(wěn)，在堿性介質(zhì)中，黏土晶片易排斥而分散，在流體作用下運(yùn)移且堵塞喉道。此外高pH值溶液對石英、長石具有溶解作用生成硅凝膠體或硅酸鹽沉淀，影響儲層滲透率。因此要控制鉆井液的pH值在合理的范圍內(nèi)。

圖7 儲層巖心堿敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.7 Alkali sensitivity test results of reservoir cores

圖8 儲層巖心應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.8 Experimental results of reservoir core stress sensitivity

圖8所示為儲層巖心應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果。隨著有效應(yīng)力上升，儲層滲透率不斷下降，有效應(yīng)力從2.5 MPa上升至20 MPa時，儲層巖心滲透率由35.48×10-3μm2降至1.42×10-3μm2，滲透率損害率為85.88%。說明隨著有效應(yīng)力的下降，儲層未能達(dá)到原有的滲流能力，損害具有不可逆性[9]。分析認(rèn)為，在特低孔特低滲儲層中，通常發(fā)育裂縫或微裂縫，這是造成鉆井過程中應(yīng)力敏感損害的主要因素。鉆井過程中應(yīng)力敏感損害具體表現(xiàn)為：由于起鉆速度過快產(chǎn)生的抽吸壓力使對儲層滲透率具有貢獻(xiàn)作用的裂縫、微裂縫發(fā)生閉合，儲層滲透率降低。

2.2 儲層水鎖損害

水鎖是指液相侵入儲層后，含水飽和度增加，導(dǎo)致儲層油相滲透率下降的現(xiàn)象。當(dāng)儲層原始含水飽和度和束縛水飽和度相差越大，水鎖傷害越嚴(yán)重。除此之外，水鎖還與儲層的潤濕性、侵入流體的表面張力以及儲層的孔隙結(jié)構(gòu)等因素密切相關(guān)[10]。圖9所示為儲層巖心水鎖實(shí)驗(yàn)結(jié)果。

圖9 儲層巖心水鎖實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.9 Experimental results of reservoir core water locking

由圖9可知，隨著含水飽和度的增加，儲層巖心滲透率比值呈降低趨勢，也即儲層滲透率損害率逐漸升高，當(dāng)初始含水飽和度達(dá)到82%時，滲透率損害率達(dá)到了85.74%，說明已經(jīng)發(fā)生嚴(yán)重的水鎖損害，東部油區(qū)特低孔的儲層特征就決定了水鎖是主要的儲層損害。鉆井作業(yè)過程中，由于鉆井液在水平段長時間浸泡和壓差的雙重作用導(dǎo)致鉆井液中液相侵入儲層孔隙，當(dāng)油相流動時，在油水界面處就會產(chǎn)生一個附加的毛細(xì)管阻力[21]。由毛細(xì)管力公式可知，毛細(xì)管力與喉道半徑成反比，而延長油田東部油區(qū)儲層孔隙喉道細(xì)小，所以毛細(xì)管力作用明顯，水鎖更易發(fā)生，且對儲層造成的傷害更為嚴(yán)重。

3 儲層保護(hù)對策

延長油田東部油區(qū)屬于特低滲油藏，通過前面的儲層損害機(jī)理分析可知，水鎖損害和敏感性損害是造成儲層損害的主要因素。儲層保護(hù)的主要對策為：優(yōu)選高效的防水鎖劑，降低鉆井液濾液的表面張力，預(yù)防水鎖損害；優(yōu)選強(qiáng)抑制劑，提高鉆井液的抑制性能，減弱濾液侵入引發(fā)的儲層敏感性損害。

3.1 水鎖損害對策

選用東部油區(qū)X-86平1井儲層巖心，采用表面張力測定儀和潤濕角測定儀，測試5種防水鎖劑溶液在巖心表面的潤濕角和溶液的表面張力，評價不同表面活性劑的防水鎖效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 不同防水鎖劑效果Table 3 Effect of different waterproof locking agents

由表2可知，5種防水鎖劑在同一濃度下表面張力和接觸角均不同。在同一濃度條件下，與其他4種類型的防水鎖劑相比，F(xiàn)-113溶液表面張力最低，同時在巖心表面的接觸角最大，表面張力實(shí)驗(yàn)結(jié)果和接觸角實(shí)驗(yàn)結(jié)果相吻合。防水鎖劑F-113主要由表面活性劑混配而成，其活性劑分子吸附在液體的表面或油水界面緊密而定向的排列，從而起到降低表面張力作用；防水鎖劑F-113也改變巖石的潤濕性，增大接觸角，可以減輕對低滲儲層的水鎖損害。因此，優(yōu)選防水鎖劑F-113為儲層保護(hù)鉆井液的添加劑。

3.2 敏感性損害對策

儲層損害機(jī)理研究結(jié)果表明，延長油田東部油區(qū)存在中等水敏損害及中等偏強(qiáng)的鹽敏損害。鉆井液中添加適量的強(qiáng)抑制劑是敏感性儲層保護(hù)的主要對策。室內(nèi)采用X-86平1井儲層巖心，通過滾動回收率實(shí)驗(yàn)和線性膨脹實(shí)驗(yàn)優(yōu)選性能良好的抑制劑，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 不同抑制劑效果Table 3 Effect of different inhibitors

由表3可知，與巖樣在清水中的滾動回收率和線性膨脹實(shí)驗(yàn)結(jié)果對比，5種抑制劑均發(fā)揮了一定的抑制巖樣水化膨脹和分散的作用。KCl，PVA，聚胺CYF-1和聚醚胺4種抑制劑中，聚胺CYF-1的滾動回收率為85.16%，2 h和16 h的線性膨脹率分別為8.23%和26.32%，優(yōu)于其他4種抑制劑，呈現(xiàn)出良好的抑制效果。以往的研究結(jié)果表明，在聚胺抑制劑中復(fù)配鉀鹽抑制效果會更好。實(shí)驗(yàn)中將1%聚胺CYF-1與1%KCl復(fù)配后，滾動回收率較之前提高了3%，2 h和16 h的線性膨脹率較之前降低了1%。因此優(yōu)選1%聚胺CYF-1+1%KCl為抑制劑，實(shí)現(xiàn)“多元協(xié)同”抑制作用，減弱因鉆井液濾液侵入造成的敏感性損害。

3.3 配伍性評價

延長油田東部油區(qū)原有鉆井液為：4%膨潤土+0.2%Na2CO3+0.4%K-PAM+0.5%RHPT-1+2%水基潤滑劑+1.5%無熒光防塌劑+1%納米乳液RL-2+1%極壓減摩劑JM-1(記為0#)，根據(jù)“防水鎖、強(qiáng)抑制”的儲層保護(hù)對策，優(yōu)化后的保護(hù)儲層的鉆井液體系為：原鉆井液+(0.3%～0.5%)防水鎖劑F-113+1%聚胺抑制劑CYF-1+1%KCl(記為1#)。測試鉆井液基礎(chǔ)性能，評價防水劑、強(qiáng)抑制劑與原鉆井液體系的配伍性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表4 優(yōu)化前后鉆井液基本性能評價Table 4 Basic performance evaluation of drilling fluid before and after optimization

由表4可知，優(yōu)化后的鉆井液動塑比基本保持不變，中壓失水降低，表觀黏度、塑性黏度和動切力雖然略有上升，但是仍然可以滿足現(xiàn)場鉆井的要求。由此表明，優(yōu)選的防水劑F-113、強(qiáng)抑制劑1%聚胺CYF-1+1%KCl與原鉆井液中的處理劑具有良好的配伍性。

3.4 儲層保護(hù)性評價

為了進(jìn)一步對比優(yōu)化后鉆井液的儲層保護(hù)性能，選用SW-Ⅱ型動態(tài)實(shí)驗(yàn)損害評價儀測定不同配方滲透率恢復(fù)值，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 儲層巖心滲透率恢復(fù)值Table 5 Reservoir core permeability recovery value

0#體系：4%膨潤土+0.2%Na2CO3+0.4%K-PAM+0.5%RHPT-1+2%水基潤滑劑+1.5%無熒光防塌劑+1%納米乳液RL-2+1%極壓減摩劑JM-1。

1#體系：0#鉆井液+0.3%水鎖劑F-113+1%聚胺抑制劑CYF-1+1%KCl。

2#體系：0#鉆井液+0.5%水鎖劑F-113+1%聚胺抑制劑CYF-1+1%KCl。

由表5可知，對于東部油區(qū)長6儲層巖心，原鉆井液體系損害后，滲透率恢復(fù)值僅為74.10%，表明原鉆井液對儲層傷害大。優(yōu)化后的體系巖心滲透率恢復(fù)值超過了85%，為86.29%和88.77%，儲層保護(hù)效果良好。由此表明“防水鎖+強(qiáng)抑制”的儲層保護(hù)對策有效減輕了儲層水鎖損害和敏感性損害，提高了原鉆井液的儲層保護(hù)性能。

4 結(jié)論

1)基于對東部油區(qū)長6儲層特征的分析，結(jié)合敏感性實(shí)驗(yàn)和水鎖實(shí)驗(yàn)結(jié)果，鉆井過程中液相侵入造成的儲層水敏、鹽敏、堿敏以及水鎖損害是東部油區(qū)長6儲層的主要損害因素。

2)針對儲層損害機(jī)理，提出了“防水鎖+強(qiáng)抑制”的儲層保護(hù)對策，優(yōu)選出降低表面張力效果良好的防水鎖劑 F-113和抑制黏土礦物水化膨脹分散的強(qiáng)抑制劑1%聚胺CYF-1+1%KCl。

3)實(shí)驗(yàn)優(yōu)化出的鉆井液體系配方為原鉆井液+(0.3%～0.5%)防水鎖劑F-113+1%聚胺CYF-1+1%KCl，該體系配伍性良好，巖心滲透率恢復(fù)值大于85%，與原鉆井液相比，具有良好的儲層保護(hù)性能，滿足延長油田東部油區(qū)鉆井工程及儲層保護(hù)的技術(shù)要求。