巴什托普油田储层伤害实验及保护措施研究

2013-09-05彭建国

石油化工应用 2013年6期

彭建国

（长江大学研究生院，湖北荆州 421023）

储层伤害室内评价研究主要是利用岩心流动实验进行，分析导致储层损害的机理。其目的是:评价外来流体及地层流体与储层岩石相互作用后对油层可能产生的伤害类型、伤害程度及其伤害机理，为今后油藏储层保护提供依据[1－3]，巴什托普井区泥盆系东河塘组储层属于低孔-特低渗储层，碎屑岩储层内粘土矿物主要为以颗粒包膜形式产出的伊利石矿物，其占据着95%以上的主导含量，除此之外，储层内还含微量的高岭石与绿泥石，储层岩石类型主要为岩屑石英砂岩和岩屑砂岩矿物成分以石英和岩屑为主，长石含量次之。颗粒之间主要呈点－线接触，东河塘组砂岩成分成熟度高，分选、磨圆均较好，颗粒含量普遍较高，大于85%，泥质含量较低，一般在3%～5%，均值为3.4%。2008年12月，群7井进行试采，日产油3.5 m3，日产水0.9 m3，到2009年1月，日产油就降至2.38 m3，产量下降迅速。再加上此前群5-1H井在东河塘组上下合并测试时，仅见油花，表明储层在钻探过程中遭受损害的可能性日趋棉线。本文对储层在钻探过程中钻井液、射孔液、完井液进行动静态损害评价实验，基于实验结论，给出了相应的储层保护措施，并针对钻井液、射孔液、完井液不可避免的会给储层造成伤害这一事实，通过岩心酸化试验，证实采用酸化作业可以使油田达到一定程度的增产增注效果。

1 岩心的伤害评价实验

1.1 钻井液对岩心伤害评价实验

巴什托普井区泥盆系东河塘组碎屑岩储层钻井所用钻井液密度为1.25～1.45 g/cm3主要钻井液体系为聚合物水基泥浆体系。钻井液配方：膨润土（25～45 kg/m3）+烧碱（2～7 kg/m3）+纯碱（1～2 kg/m3）+钻井液用包被剂CX-144B（0.5～1 kg/m3）+抗盐降滤失剂CX178（10～70 kg/m3）+润滑剂 MHR-86（10～30 kg/m3）+改性阳离子沥青粉 CX-170（10～30 kg/m3）。将巴什托普井区泥盆系东河塘组碎屑岩储层群7井和群601井的天然岩心抽空，饱和相应井的地层水标准盐水，使用JHMD高温高压动态损害仪进行实验，在低于临界流速下测定盐水的初始渗透率，根据上述钻井液体系配方在变频高速搅拌器里配制钻井液400 mL，将其钻井液反向注入已测初始渗透率的岩心进行动态模拟损害2 h并关井12 h，开井刮去岩心端面的滤饼，正向用相应地层水标准盐水测其损害后渗透率，计算渗透率损害率。实验结果（见图1），可以看出，该油层的钻井液对储层的伤害程度中等偏强。

1.2 射孔液对岩心伤害评价实验

巴什托普泥盆系东河塘组储层射孔过程中所用射孔液密度为1.25～1.65 g/cm3，主要射孔液体系为聚磺体系。射孔液配方：原井浆220 m3+2.5%SMP-1+1.5%SPNH+1.2%TRH-1+0.5%YX-1+1%YX-2+0.2%PAC-HV+0.2%烧碱+2%YL-1。将巴什托普泥盆系东河塘组储层中群601井和群7井的天然岩心抽空，饱和相应井的地层水标准盐水，在低于临界流速下测定盐水的初始渗透率，根据上述射孔液体系配方在变频高速搅拌器里配制射孔液400 mL，反向注入15 PV射孔液老化24 h后，正向用相应地层水标准盐水测其损害后渗透率，计算渗透率损害率。从实验结果（见图2）可以看出，该油层的射孔液对储层的伤害程度为中等偏弱到中等偏强。

1.3 完井液对岩心伤害评价实验

巴什托普泥盆系东河塘组储层所用完井液密度为1.12～1.25 g/cm3，主要完井液体系为聚合物水基泥浆体系。配方：油层保护剂FIB-2（70 g）+1 000 mL清水。将巴什托普泥盆系东河塘组储层中群7井、群601井的天然岩心抽空，饱和相应井的地层水标准盐水，在低于临界流速下测定盐水的初始渗透率，根据上述完井液体系配方在变频高速搅拌器里配制完井液400 mL，反向注入2 PV完井液停驱替泵，使岩心在完井液内浸泡3 h后，正向用相应模拟地层水测其损害后渗透率，计算渗透率损害率（见表1）。

从表1可以看出，该油层的完井液对储层的伤害程度为中等偏弱到中等偏强。

2 储层保护措施

2.1 钻井液处理剂筛选

实验方法：根据实验筛选出来的降滤失剂FLOCAT和成膜封堵剂LOCKSEAL，以不同的剂量加入到该地区的钻井液中，测试其滤失量和粘度。根据上述钻井液配方，将原钻井液列为1号，基浆+2%降滤失剂FLOCAT列为2号，基浆+2%降滤失剂FLOCAT+2%成膜封堵剂LOCKSEAL列为3号，基浆+2%降滤失剂FLOCAT+3%成膜封堵剂LOCKSEAL列为4号，各配制400 mL，测其粘度和滤失量（见表2）。

实验结论：从1号和2号钻井液的滤失量对比结果来看，降滤失剂FLOCAT的滤失量略小于降滤失剂CX178的滤失量，从2号和3号结果来看，滤失量随着成膜封堵剂LOCKSEAL的加入而减小，3号和4号对比结果可看出，随着成膜封堵剂LOCKSEAL量的增加，滤失量减小。从粘度来看，1、2号钻井液粘度太小；从滤饼来看，1号到4号致密程度依次增加，封堵效果依次变好；从滤液来看，1号到4号粘度依次减小，澄清度也依次增加。故从滤失量，粘度及滤液三个方面考虑将基浆+2%FLOCAT+2%LOCKSEAL和基浆+2%FLOCAT+3%LOCKSEAL作为备选的两种优化钻井液，在实验室用这两种钻井液做模拟钻井液动态损害评价实验，根据实验结果得出最优钻井液体系。

表1 巴什托普泥盆系东河塘组完井液伤害实验结果

表2 降滤失剂和成膜封堵剂对钻井液性能影响表

2.2 模拟优化后钻井液岩心流动伤害评价实验

挑选巴什托普泥盆系东河塘组群7井和群601井天然岩心两块进行抽空饱和地层水，在变频高速搅拌器中按“基浆+2%FLOCAT+2%LOCKSEAL”列为1号钻井液和“基浆+2%FLOCAT+3%LOCKSEAL”列为2号钻井液，各配制钻井液400 mL，利用JHMD高温高压动态损害仪在低于临界流速下测定盐水的初始渗透率，然后将优化后的钻井液反向注入已测初始渗透率的岩心进行动态模拟损害2 h并关井12 h，开井刮去岩心端面滤饼，正向用地层水测其损害后渗透率，计算渗透率损害率。

实验结果（见图4），可以看出，损害程度从中等偏强减小到中等偏弱，污染程度大大减轻并且2号钻井液对岩心的伤害程度要略低于1号钻井液，故优选出2 号，即“基浆+2%FLOCAT+3%LOCKSEAL”作为最优钻井液。

2.3 射孔液处理剂筛选

通过破碎率测定实验及膨胀率测定实验，优选出巴什托普泥盆系东河塘组最佳粘土稳定剂配方为2%4号粘土稳定剂+2%NH4Cl，为了进一步检验优选出的粘土稳定剂的效果，开展了优化后射孔液对岩心的伤害流动实验，对岩心的渗透率伤害率越小效果越好。

模拟优化后射孔液岩心流动伤害评价实验，挑选巴什托普泥盆系东河塘组天然岩心进行抽空饱和地层水，在变频高速搅拌器中按“原射孔液+2%4号粘土稳定剂+2%NH4Cl”配制射孔液400 mL，在低于临界流速下测定盐水的初始渗透率，然后反向注入15 PV优化后射孔液老化24 h后，正向用相应地层水标准盐水测其损害后渗透率，计算渗透率损害率。

从实验结果（见图5）可以看出，损害程度从中等偏强减小到中等偏弱，故优选出“基浆+2%多聚醇胺+2%NH4Cl”作为最优射孔液体系。

2.4 砂岩酸化酸液体系室内实验

岩心酸化流动模拟伤害评价实验，将巴什托普泥盆系东河塘组储层中群7井、群601井天然岩心抽空，饱和相应井的地层水标准盐水，在低于临界流速下用与地层水相同矿化度的KCl盐水测酸处理前的初始渗透率，根据上述完井液体系配方在变频高速搅拌器里配制完井液400 mL，反向注入2 PV完井液停驱替泵，使岩心在完井液内浸泡3小时后，正向用相同矿化度的KCl盐水测其损害后渗透率，然后再反向注入1倍孔隙体积的12%HCl前置液，接着反向注入3～4 PV的土酸（12%HCl+1.0%HF），停驱替泵模拟关井，包括注酸在内的酸反应时间1 h。正向用相同矿化度的KCl盐水测其酸处理后渗透率，计算渗透率损害率。

表3 巴什托普泥盆系东河塘组岩心酸化流动模拟实验结果

表3 巴什托普泥盆系东河塘组岩心酸化流动模拟实验结果（续表）

图6是土酸（12%HCI+1%HF）在60℃下对群7井和群601井岩心酸化效果的影响。使用12%HCl+1%HF的低浓度土酸液，HCl:HF比例为12:1，从实验结果看出，群7井酸化前后岩心渗透率提高了13.31%，群601井酸化前后岩心渗透率提高了17.09%，渗透率改善较大，故使用具有延缓酸岩反应速度的12%HCl+1%HF土酸组合进行酸化可以达到一定的增产增注效果。