高渗砂岩油藏水平井储层保护钻井完井液*

2014-06-01康毅力刘燕英游利军牛晓罗发强

西南石油大学学报(自然科学版) 2014年2期

关键词：滤饼岩样水平井

康毅力，刘燕英，游利军，牛晓，罗发强

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都610500 2.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830013

高渗砂岩油藏水平井储层保护钻井完井液*

康毅力1，刘燕英1，游利军1，牛晓2，罗发强2

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学，四川成都610500 2.中国石化西北油田分公司，新疆乌鲁木齐830013

塔里木盆地三叠系储层为中孔中–高渗储层，孔隙结构呈强非均质性，潜在固相侵入、微粒运移、出砂、流体敏感性损害严重，水平井完井投产后自喷、气举困难，甚至没有产量。原井浆粒度分析、动态损害评价实验表明，原井浆对渗透率100 mD以上的储层保护能力不佳，返排恢复率低于50%。根据屏蔽暂堵原理对原井浆进行改性，并开展了改性浆粒度分析及动态损害评价；利用FEI Quanta 450环境扫描电镜观察了原井浆及改性浆的滤饼结构，借助分形几何理论分析了滤饼孔隙率、孔径和分形维数等结构参数。结果表明：改性钻井完井液能形成致密的滤饼，有效封堵储层孔喉，返排恢复率达90%以上。将改性配方应用到工区水平井钻井现场试验，投产后实现了开井高产自喷。

砂岩油藏；钻井液；完井液；储层保护；屏蔽暂堵；滤饼结构

康毅力，刘燕英，游利军，等．高渗砂岩油藏水平井储层保护钻井完井液[J]．西南石油大学学报：自然科学版，2014，36（2）：178–184．

Kang Yili,Liu Yanying,You Lijun,et al．Drillng and Completion Fluids for High Permeability Sandstone Reservoir Protection in Horizontal Well[J]．Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2014，36（2）：178–184．

塔里木盆地砂岩油藏三叠系储层以灰色、褐灰色岩屑长石砂岩为主，储层非均质性强，孔隙度主要分布在22.0%～28.0%，平均值25.4%，渗透率分布在2～2 048 mD，平均值599 mD，为中孔、中–高渗储层（图1）。储层黏土矿物以高岭石为主，其次是绿泥石、伊利石和伊/蒙间层矿物，潜在固相侵入、微粒运移、出砂、流体敏感性损害严重。以塔里木盆地某地区三叠系储层为例，为提高产量，该区所钻井多为水平井，然而，与直井相比，该区水平井无法自喷、气举诱喷困难，且油井产量低，产液量约20 t/d。由于高渗储层损害常被忽视，且水平井技术通常应用于低渗透储层中提高单井产量，因此，高渗水平井储层保护技术很少得到重视。水平井钻井过程中由于浸泡时间长、重力、钻具偏心及岩屑床等影响，储层损害具有各向异性、非均质性等特点，储层损害比直井更加严重，另外，水平井储层返排压差较低。因此，提高滤饼质量与返排恢复率是实现水平井高产的关键。根据屏蔽暂堵技术“快速、浅层、高效”的实施原则，薄而致密的外滤饼，能有效阻止钻井完井液中固相颗粒和滤液的侵入，为合理解除滤饼创造良好条件[1-12]。

图1 塔里木盆地三叠系某水平井储层渗透率分布Fig.1 Permeability distribution of a certain horizontal well in Triassic reservoir in Tarim Basin

本文通过原钻井完井液返排恢复率与粒度分析指出原钻井完井液保护储层能力不佳的原因，并对其进行屏蔽暂堵改性，利用分形理论分析改性前后钻井完井液滤饼结构与矿场试验，证实了屏蔽暂堵技术能够在高渗储层水平井形成易自然返排的优质滤饼。

1 实验仪器及实验方法

1.1 实验仪器与实验样品

实验使用的仪器主要为马尔文激光粒度分析仪（MS2000）、FEI Quanta 450环境扫描电子显微镜、西南石油大学“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室自行研制的MFC–I型多功能损害评价仪。

实验岩样取自三叠系储层；实验工作液为原钻井完井液以及改性钻井完井液，原钻井完井液取自现场井浆，为阳离子乳液聚合物钻井液体系，主要由膨润土、高分子抑制剂、有效硅酸抑制剂、乳化剂和非渗透油气层保护剂等组成。

1.2 实验方法

钻井完井液动态损害评价实验：（1）岩样气测渗透率并饱和地层水48 h；（2）正向地层水测岩样渗透率Kw；（3）钻井完井液反向滤失60 min（温度90℃、压差3.5 MPa，剪切速率150 s−1），记录滤液滤失体积及岩样渗透率Ki，计算暂堵率Zd=（Kw−Ki）/Kw×100%，查看封堵效果；（4）正向驱替地层水进行返排，逐渐增大返排压差，找出滤饼的突破压力pd，记录返排压力pi及岩样渗透率Kwi；计算岩样渗透率恢复值Kf=Kwi/Kw×100%。（Kw—正向地层水测得的岩样渗透率，mD；Ki—钻井完井液反向滤失过程中测得的岩样渗透率，mD；Kwi—正向驱替地层水返排过程中测得的岩样渗透率，mD；Zd—暂堵率，%；pd—突破压力，MPa；pi—返排压力，MPa。）

钻井完井液滤饼微观结构分析：将钻井完井液动态损害评价实验后的岩样保存完好并自然干燥，获取完整的外滤饼（A）以及岩样内部不同侵入深度的样品（B、C、D）（图2），进行扫描电镜观察；利用Image图像处理软件对所获取的扫描电镜图像进行分析，可得到孔隙率、平均孔径、分形维数等结构参数。

图2 扫描电镜制样所取岩样位置及样品代号Fig.1 The places and marks of SEM samples

2 实验结果与分析

2.1 原钻井完井液储层保护能力评价

由原钻井完井液动态损害实验结果（表1）可知，在滤饼形成过程中，原钻井完井液60 min的累计滤失量均小于3 mL，3 min滤饼已形成且暂堵率可达99.80%以上。气测渗透率小于100.00 mD的1#样和2#样，累计滤失量低且返排恢复率大于80.00%；而气测渗透率大于100.00 mD的3#样、4#样和5#样，其累计滤失量较大且返排恢复率均小于50%；从岩样渗透率与返排恢复率的关系来看，随着岩样渗透率的增大，其返排恢复率逐渐减小。

表1 钻井完井液动态损害实验评价Tab.1 Evaluation results of drilling and completion fluids dynamic damage experiments

由此可知，原钻井完井液具有较强的控制滤失能力，能快速形成滤饼封堵储层；对于气测渗透率小于100.00 mD的储层能有效封堵且易于返排，已达到储层保护的要求。

2.2 原钻井完井液损害机理分析及屏蔽暂堵改性

分析其粒度分布可知，原钻井完井液固相颗粒尺寸呈单峰分布，粒径主要集中在9µm左右（图3），根据储层孔喉大小，原钻井完井液中细颗粒含量已经能达到储层保护的要求，但粗颗粒明显不足；分析原钻井完井液成分可知，原钻井完井液中含有某些非渗透油气层保护剂，这些非渗透处理剂降滤失能力强，但一旦进入储层孔喉，易吸附滞留在孔喉表面，难于返排。因此，原钻井完井液对于气测渗透率小于100.00 mD的岩样封堵能力较好，能在岩芯端面形成致密的滤饼，阻止钻井完井液进一步侵入储层；对于气测渗透率大于100.00 mD的岩样，则封堵能力较差，未能形成致密滤饼，钻井完井液大量侵入储层，且固相和液相侵入深，难以返排，岩芯渗透率大大降低，造成严重的储层损害[13-16]。

在原钻井完井液损害机理分析的基础上，根据三叠系储层孔喉大小和屏蔽暂堵2/3架桥原则，加入（150～200目）碳酸钙和石灰石粉（二者比例为1：1）作为架桥粒子，对其进行屏蔽暂堵改性。由图4可知，1：1配比的碳酸钙和石灰石粉，颗粒粒径主要集中在40µm左右，与储层孔喉相匹配，能形成有效架桥，进而封堵储层，已达到储层保护的要求[17-22]。

图3 原钻井完井液粒度分布Fig.3 Granularity distribution of the original drill-in fluids

图4 （150～200目）碳酸钙与石灰石粉（比例为1：1）粒度分布Fig.4 Granularity distribution of the calcium carbonate（150～200 mesh）and limestone powder（the proportion between them is 1：1）

2.3改性钻井完井液储层保护能力评价

在原钻井完井液损害机理分析的基础上，根据2/3架桥理论，加入适当的架桥粒子、填充粒子和变形粒子，对原钻井完井液进行了屏蔽暂堵改性。改性钻井完井液动态损害实验评价结果（表1）表明，改性钻井完井液在滤饼形成过程（60 min）中累计滤失量小于2.00 mL，3 min时滤饼暂堵率已达99.90%以上，返排恢复率达到90.00%以上，且滤饼突破压力比原钻井完井液低。说明改性钻井完井液能够在较大范围内有效封堵储层，阻止钻井完井液固相和液相进一步侵入，大大降低了滤失量，且易于返排，能快速有效地恢复储层渗透率，达到了储层保护的要求。

2.4 钻井完井液滤饼微观结构分析

对改性前后钻井完井液形成的外滤饼结构（图5、表2）进行分析可知，7#（A）样（改性钻井完井液）形成的外滤饼孔隙率和平均孔径较小，说明其外滤饼致密，能形成有效封堵，阻止钻井完井液侵入，降低滤失量；同时，7#（A）样外滤饼的分形维数较小，说明滤饼孔隙尺寸较为规则，在返排时有利于滤液透过，提高返排恢复率。由此可见，改性钻井完井液已达到了储层保护的要求[23-26]。

图5 钻井完井液滤饼扫描电镜图像Fig.5 SEM images of filter cakes formed from drilling and completion fluids

表2 钻井完井液外滤饼及岩样内部结构参数分析Tab.2 Structural parameter analysis of external filter cakes and samples from the interior of the cores damaged by drilling and completion fluids

由岩样中不同侵入深度的样品分析（图6、表2）可知，随着钻井完井液侵入深度的增加，岩样孔隙率逐渐增大，平均孔径和分形维数也随之增大，这说明随着深度的增加，钻井完井液固相侵入逐渐减少，岩样孔隙逐渐由被堵塞孔隙恢复为原状孔隙。而且，由岩样孔隙率变化可知，由前端到中部，孔隙率增加了5.1%，而由中部到后端，孔隙率只增加了2.9%，表明侵入岩样的钻井完井液固相颗粒主要集中在岩样前端。

图6 钻井完井液损害后岩样内部扫描电镜图像Fig.6 SEM images of samples from the interior of the cores damaged by drilling and completion fluids

根据屏蔽暂堵技术“快速、浅层、高效”的实施原则，薄而致密的外滤饼，能有效阻止钻井完井液中滤液的侵入，并降低固相颗粒的侵入深度，为以经济合理的解堵方式解除滤饼，使储层渗透率尽可能地恢复到原始状态提供良好的条件，实现储层保护的目的。

3 现场试验

为了验证钻井完井液改性配方的实际应用效果，开展了水平井现场试验。

室内测量钻井完井液黏度（表3）发现，原钻井完井液进行屏蔽暂堵改性后，黏度略有增加，在现场应用中，可以在储层保护材料加入前利用固控设备减少无用固相含量或加入稀胶液等，消除储层保护材料对钻井完井液性能的影响。

试验井是该区三叠系下油组部署的一口水平开发井。钻进过程中，检测所得井浆流变性数据（表4）可知，无论是密度、黏度、初/终切以及固相含量，都严格控制在设计要求内，且测量数据表现出良好的稳定性。

表3 钻井完井液黏度测量结果Tab.3 Measurement results of viscosity of drilling and completion fluids

表4 试验井水平段钻进过程中井浆流变性监测Tab.4 Rheology monitoring of drilling fluids in the test well XX’s horizontal segment

测井数据分析可知，该井储层水平段孔隙度在3.50%～26.30%，平均17.78%；储层渗透率在0.10～777.39 mD，平均79.34 mD，且渗透率大于150.00 mD的储层只占15.22%。与邻井相比，储层物性较差，孔隙度和渗透率均低于邻井。

采用钻井完井液改性配方，试验井实现了开井自喷，2.5 mm油嘴自喷的油井产液量达100.1 t/d，高于邻井，而且，在开井生产时油压即可达10 MPa以上，说明该井钻井完井液侵入较浅，容易返排，满足了储层保护的要求。

4 结论

（1）滤饼形成过程、返排恢复实验和粒度分析构成钻井完井液储层保护能力评价的必要手段。扫描电镜分析联合图像处理技术，提取钻井完井液滤饼孔隙率、孔径和分形维数等结构参数，是表征滤饼质量的一个辅助方法。

（2）基于屏蔽暂堵原理设计的改性钻井完井液强化了外滤饼的致密性、返排恢复率高达90%，突破压力仅0.05 MPa，满足水平井高渗砂岩储层保护要求。

（3）水平井钻井完井现场试验表明，屏蔽暂堵改性钻井完井液适合于高渗透率极差的中孔中–高渗油藏保护，实现了油井开井自喷和高产。

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编辑：牛静静

编辑部网址：http：//zk.swpuxb.com

Drillng and Completion Fluids for High Permeability Sandstone Reservoir Protection in Horizontal Well

Kang Yili1,Liu Yanying1,You Lijun1,Niu Xiao2,Luo Faqiang2
1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China 2.Northwest Oilfield Company，SINOPEC，Urumqi，Xinjiang 830013，China

The Triassic reservoir with medium porosity and medium-high permeability in the Tarim Basin，exhibits intensively heterogeneous pore structure，and serious potential damage of solid invasion，particle migration，sanding，fluid sensitivity. After completion，horizontal wells can not produce through natural power or gas-lift.The results of granularity analysis and dynamic damage evaluation experiments present that the original drilling and completion fluids can not protect the reservoir with permeability of more than 100 mD，while the percentage of regained permeability is less than 50%.According to the mechanism of shielding temporary plugging technology，the original drilling and completion fluids are optimized，and the granularity analysis and dynamic damage evaluation experiments of optimized fluids are carried out.The structure of filter cakes，both the original and optimized drilling and completion fluids，are observed through the FEI Quanta 450 environment scanning electron microscope，then the porosity，pore size and fractal dimension of the filter cakes are analyzed with fractal geometry theory.All results indicated that the optimized drilling and completion fluids can form tight filter cakes，plug the pore of reservoir effectively，and enhance the percentage of regained permeability of core samples up to 90%.After applying optimized drilling and completion fluids，horizontal wells achieved production through natural power and got high production after completion.

sandstone reservoir；drilling fluids；completion fluids；formation damage control；shielding temporary plugging；filter cake microstructure

http：//www.cnki.net/kcms/doi/10.11885/j.issn.1674-5086.2012.04.05.01.html