李昊晟，王新海，王小迪，杨金良

（1.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北武汉430100；2.长江大学计算机科学学院，湖北荆州434100；3.长江大学地球环境与水资源学院，湖北武汉430100）

震旦系高石梯-磨溪区块钻井液污染实验评价

李昊晟1，2，王新海1，2，王小迪1，2，杨金良3

（1.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北武汉430100；2.长江大学计算机科学学院，湖北荆州434100；3.长江大学地球环境与水资源学院，湖北武汉430100）

针对震旦系高石梯-磨溪区的钻井液评价实验表明目前采用的钻井液体系屏蔽封堵性能较好，泥饼质量较好，泥浆滤失量不大，对储层损害较轻，损害深度一般。该文开展了储层伤害数值模拟研究，模拟结果显示高石1井灯三下段、高石1井灯影组二段及磨溪8井灯二段3个层位井壁附近的渗透率保持率在25%左右，固相伤害深度约为25 cm，滤饼厚度在2 mm左右。数值模拟结果反映该地区钻井液屏蔽封堵性能较好和对储层损害程度较轻。加重前置液、高温有机转向酸、可降解转向剂在高石梯进行了试验，并取得了成功，根据各施工井储层情况，采用不同的酸液体系交替注入，达到深度酸化的目的，获得较好的增产效果，证明酸液体系与储层是相适应的。

震旦系；储层损害；数值分析；污染评价

在钻井过程中，钻开油层的过高正压差和过长浸泡时间是造成油层损害的主要原因。压差过小，钻井过程反复发生油气侵，也会造成严重油层损害。在钻井过程中，由于地层垮塌和油气侵等原因，为了安全生产，普遍采用正压差钻进［1］。对孔隙小的低渗油层，滤液侵入还会产生水锁效应，滤液中的高分子化合物吸附在粘土表面上也会减小流通孔隙直径，降低渗透率［2］。为了形成一套行之有效的低孔裂缝性碳酸盐岩储层钻井完井液保护技术，开展了高石梯磨溪地区岩心污染试验评价，以便更科学地指导试油方案设计。

1　实验原理

在实验过程中，测量得到的电阻率和渗透率是两测点间岩芯段的平均值。对各向同性、均匀侵入的岩芯，岩芯各截面上的值与测量平均值相等；对非均匀侵入的岩芯，岩芯内各截面处于非均匀的侵入和污染状态，各截面上的值一般与测量平均值不等［3］。

（1）如果电阻率比值R前/R后＞1，即R前＞R后，说明有泥浆（滤液）侵入地层；若R前/R后≈1，即R前≈R后，说明没有泥浆（滤液）侵入地层。

（2）如果K前/K后＞1，即K前＞K后，说明地层受到泥浆污染；若K前/K后≈1，即K前≈K后，说明地层未受到泥浆污染。

2　实验结果分析

2.1钻井液损害综合评价

取高石1井钻井平台的泥浆，选用高石2和磨溪11两口井的油层的岩样（基础资料见表1），用多段渗透率仪模拟地层损害试验，测定岩心损害前后各岩心段渗透率、泥饼厚度、泥浆滤液滤失量、损害深度。

表1　基础数据表

从表2可看出：（1）泥饼质量较好；（2）泥浆滤失量小；（3）高石2井泥浆对储层损害较严重，而磨溪11井泥浆损害较轻；（4）接触时间2 h时，损害深度不深，实际钻开地层过程中，接触时间会远超过2 h，现场实际的损害会更深一些。

2.2钻井液损害程度评价

2.2.1时间对损害的影响如果液体组成及过滤介质不变，在恒压恒温条件下，滤失量与时间的平方根成正比［4］。钻井液中固相颗粒在压差作用下，也会随着滤液侵入储层，在一定范围内，其侵入深度和数量也将随时间增加而增大［5］。将岩心与泥浆滤液接触的时间不断增加，分别接触2 h、24 h、48 h、72 h，测出各接触时间后渗透率的恢复值变化（见表3）。

从表3可以看出：接触时间越长，伤害程度越严重，岩心与泥浆接触2 h，基本没有伤害；接触时间达到24 h后，伤害较严重。接触时间为72 h时，伤害非常严重。这说明：随着泥浆滤液在岩心内滞留的时间越长，它与储层岩石反应就越强烈，伤害也越严重。

表2　泥浆损害流动试验数据表（温度95℃，压差3.5 MPa，时间2 h）

表3　伤害程度与时间关系评价数据表（温度95℃，压差3.5 MPa）

2.2.2压差对储层伤害的影响井筒与地层的压差大小直接影响钻井液的浸入深度和伤害程度，分别在2.0 MPa、3.5 MPa、5 MPa压差下室内模拟钻井液对两口井的油层岩心进行伤害模拟评价试验，测出伤害后渗透率的恢复值变化规律（见表4）。随着压力梯度的增加，泥浆的滤失体积逐渐增大，泥浆滤液侵入储层也会越深，伤害也越严重。

表4　不同压差下泥浆伤害评价数据表（温度95℃，时间2 h）

2.2.3温度对储层损害的影响随着温度的升高，无论是静滤失还是动滤失，其滤失量均变大。因为在高温下滤液粘度降低，而且处理剂的护胶能力大大减弱。从而导致实验过程中，内外泥饼致密性下降，滤失量增大，渗透率恢复值降低，损害程度增加（见表5）。可以看出：温度越高，总滤失量越大；随着温度升高，渗透率恢复值有所降低。

表5　不同温度下泥浆伤害评价数据表（压差3.5 MPa，时间2 h）

2.3水锁伤害评价

评价水锁伤害的室内实验方法：先将岩心饱和地层水，测煤油渗透率Ko1，正向驱地层水并测其渗透率Kw，再测煤油渗透率Ko2，计算水锁指数Iw：

式中：Ko1-伤害前煤油渗透率，10-3μm2；Ko2-伤害后煤油渗透率，10-3μm2；Iw-水锁指数，无量纲。

水锁伤害评价标准为Iw＜30为弱水锁；30＜Iw＜50为中等偏弱水锁；50＜Iw＜70为中等偏强水锁；Iw＞70为强水锁。

用高石2井和磨溪11井岩心进行水锁伤害评价实验，从表6数据来看：两口井储层水锁指数大于50%，即该地区存在中等偏强水锁，水锁伤害较严重。

表6　水锁伤害评价试验数据表

2.4液相侵入深度评价

2.4.1压差对钻井液滤液侵入深度的影响不同压差下钻井液滤液侵入深度随时间的变化图（见图1），反映了压差对钻井液滤液侵入深度的影响。由图1可知，随着压差的增加，侵入深度也相应增加，故压差是影响钻井液滤液侵入深度的关键因素之一。在钻井过程中，合理控制压差能减轻钻井液滤液侵入储层［6］。

图1　压差对钻井液滤液侵入深度的影响（温度95℃）

2.4.2温度对钻井液滤液侵入深度的影响温度对钻井液滤液侵入深度的影响实验结果（见图2）。反映了温度对钻井液滤液侵入深度的影响，由图2可知，随着温度升高，滤液侵入深度随着时间的推移而逐渐加深，滤液侵入储层的速率随时间的推移而逐渐减小。

图2　温度对钻井液滤液侵入深度的影响（压差3.5 MPa）

2.4.3剪切速率对钻井液滤液侵入深度的影响不同剪切速率下的钻井液滤液侵入深度实验结果（见图3）。反映了剪切速率对钻井液滤液侵入深度的影响，由图3可知，剪切速率越大，侵入越深。当剪切速率增大到300 s-1时，这种变化趋势不是很明显。

2.5固相污染深度评价

2.5.1压差对钻井液固相损害深度的影响不同压差下钻井液固相损害程度实验结果（见图4）。反映了压差对钻井液固相损害深度的影响。由图4可知，随着压差的增加，损害深度先增大后减小，在压力大约达到13 MPa时达到峰值。合理控制压差可以大幅度减少钻井液固相对储层的损害［7］。

2.5.2剪切速率对钻井液固相损害深度的影响不同剪切速率下的钻井液固相损害深度实验结果（见图5）。反映了剪切速率对钻井液固相损害深度的影响，固相损害深度随着剪切速率的增加而减小，当剪切速率达到300 s-1时，固相损害深度变化很小。

图3　剪切速率对钻井液滤液侵入深度的影响（温度95℃，压差3.5 MPa）

图4　压差对钻井液固相损害深度的影响（温度100℃）

图5　剪切速率对钻井液固相损害深度的影响（温度100℃，压差5 MPa）

3　结论与分析

（1）钻井液评价实验表明目前采用的钻井液体系屏蔽封堵性能较好，泥饼质量较好，泥浆滤失量不大，对储层损害较轻，损害深度一般。在钻井过程中，为减轻钻井液滤液侵入储层，钻井过程中应合理控制压差，尽量缩短浸泡井壁时间，在保证施工安全情况下，尽量使用低密度钻井液，降低加重剂含量。

（2）开展了储层伤害数值模拟研究，模拟结果显示高石1井灯三下段、高石1井灯影组二段及磨溪8井灯二段3个层位井壁附近的渗透率保持率在25%左右，固相伤害深度约为25 cm，滤饼厚度在2 mm左右。数值模拟结果反映该地区钻井液屏蔽封堵性能较好和对储层损害程度较轻。

（3）加重前置液、高温有机转向酸、可降解转向剂在高石梯进行了试验，并取得了成功，根据各施工井储层情况，采用不同的酸液体系交替注入，达到深度酸化的目的，获得较好的增产效果，证明酸液体系与储层是相适应的。

［1］叶艳，鄢捷年，邹盛礼，等.碳酸盐岩裂缝性储层钻井液损害评价新方法［J］.石油学报，2008，29（5）：752-756.

［2］邱奕龙，杨向同，郭平，等.塔里木大北地区基岩岩心钻井［3］杨枝，孙金声，张洁，等.裂缝性碳酸盐岩储层应力敏感性实验研究［J］.钻井液与完井液，2014，26（4）：28-35.

液污染伤害评价［J］.钻采工艺，2014，37（5）：94-97.

［4］刘晓栋，崔应中，王宇宾.酸性气田碳酸盐岩储层抗盐抗酸性气钻井液技术［J］.石油钻采工艺，2011，33（5）：4-9.

［5］赵欣，邱正松，等.油基钻井液低温特性实验研究［J］.钻井液与完井液，2013，30（3）：17-19.

［6］王富华.八面河油田储层损害机理与保护储层的钻井液技术［J］.天然气工业，2006，26（8）：69-71.

［7］蓝强，邱正松.硅酸盐钻井液实验研究［J］.钻井液与完井液，2007，24（1）：20-22.

Evaluation experiments of drilling fluid pollution in the Sinian Kaolinite Ladder-Mill creek area

LI Haosheng1，2，WANG Xinhai1，2，WANG Xiaodi1，2，YANG Jinliang3
（1.Key Laboratory of Exploration Technologies for Oil and Gas Resources，Ministry of Education，Yangtze University，Wuhan Hubei 430100，China；2.School of Computer Science，Yangtze University，Jingzhou Hubei 434100，China；3.School of Earth Environment and Water Resources，Yangtze University，Wuhan Hubei 430100，China）

In view of the sinian system kaolinite ladder-the mill creek area evaluation results show that the drilling fluid used in drilling fluid system has good shielding plugging performance，better quality of mud cake，mud filtrate volume is not large，damage to the reservoir islighter，damage depth.This paper carried out the numerical simulation of reservoir damage study，simulation results show that the high stone 1 well lights under the three segments，high stone 1 well group of the second paragraph and mill creek 8 wells near a wall lamp 2，3 layer keep rate at about 25%，the permeability of solid phase damage depth of about 25 cm，the thickness of the filter cake at about 2 mm.Numerical simulation results reflect the region shielding plugging drilling fluid with good performance and the damage to the reservoir to a lesser degree.Increase preflush，organic acid，high temperature biodegradable diverter in kaolinite ladder was tested，and success，according to the reservoir construction well，adopt different alternating injection acid system，to achieve the objective of the depth of acidification，achieve good production effect，prove acid system is compatible with reservoir.

Sinian；reservoir damage；numerical analysis；pollution assessment

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.07.003

TE258

A

1673-5285（2015）07-0011-06

2015－05-29

“十二五”国家油气重大专项课题，项目编号：2011ZX05015-002。

李昊晟（1990-），陕西延安人，现为长江大学地质工程在读硕士研究生，研究方向为油气田开发地质，邮箱：510214287@qq.com。