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與泥巖類硅質(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，可滿足致密砂巖油藏的鉆井要求。