吴若宁，刘 云，成志刚，邓富元，郭红强，包 恒，郭星波

(1.延长油田股份有限公司 勘探开发技术研究中心，陕西 延安 716000; 2.延长油田股份有限公司 开发部，陕西 延安716000;3.中石油塔里木油田分公司油气田产能建设部，新疆 库尔勒 841000)

0 引言

延长油田东部油区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡，延长组长6段为主力开发层段，具有低孔、低渗、低丰度和低压的特点，俗称“磨刀石”[1]。过去采用直井和定向井方式开发，单井日产油仅为0.14 t[2]。在“低油价”石油行业背景下，低产、低效问题面临严峻的挑战。近年来，浅层水平井开发技术在东部油区应用并推广，单井日产油是常规井的10倍，成效显著，为油田千万吨持续稳产提供了有力的技术支撑[3-4]。但水平井钻井过程中也暴露出了问题，如与邻井对比，个别水平井投产后产量低，通常情况下人们将其原因归咎于压裂液对油气层的损害而忽视了钻井液的影响。事实上，特低渗油藏储层孔隙结构复杂，喉道细小，水平井钻井过程中钻井液对储层的伤害更为严重[5]。按照“钻压一体化”理念，把对特低渗油藏“储层保护”贯穿于钻完井的始终，不仅可以减小井下复杂情况，提高钻速，缩短建井周期，还可以有效保证压裂增产的效果，实现油田“降本增效”的目的[6-7]。目前，国内外对于特低渗油藏的损害机理及保护对策进行了大量的研究，取得了一定的认识。认为造成特低渗油藏储层损害的主要因素是正压差作用下液相侵入导致的水锁损害、敏感性损害和固相侵入损害[8-10]，并形成了以“屏蔽暂堵”为核心的系列技术，如理想充填技术、分形几何学暂堵和广谱暂堵等[11-15]。然而，由于特低渗油藏储层结构的复杂性加之对储层损害缺少定量评价，储层保护效果不理想，有待进一步定量分析特低渗油藏储层损害，采取针对性的储层保护对策。

该文以延长油田东部油区长6储层特征为切入点，通过岩心分析和岩心流动实验，定量评价了延长油田特低渗油藏水平井钻井过程中的敏感性损害和水锁损害，从微观上分析了损害机理，提出了“防水锁、强抑制”的储层保护对策，以期为东部油区浅层油藏的高效开发提供理论借鉴。

1 储层特征分析

1.1 储层岩石与黏土矿物特征

对延长油田东部油区7块长6储层岩样开展了铸体薄片、扫描电镜和X衍射实验，图1所示为矿物含量分布。由图1可知，长6储层岩石主要由长石、石英和黑云母组成，平均占比分别为48.4%，23.4%和9.2%；钾长石和斜长石是长石的主要组分，平均占比分别为31.6%和16.8%。长6储层黏土矿物总量为7.5%～18.6%，主要以绿泥石和高岭石为主，其次为伊/蒙混层和伊利石，不含蒙脱石，黏土矿物产状如图2所示。由图2a可知，伊/蒙混层以呈薄片状、团状和丝状的混合形态镶嵌于储层孔喉中间，在外来流体的作用下极易发生水化分散和运移，堵塞储层孔隙；由图2b可知，高岭石呈书页状以集合体形态堆积在岩石颗粒间，是造成储层碱敏伤害的主要黏土矿物；由图2c可知，绿泥石呈针叶状与高岭石、伊利石混存，长6储层黏土矿物中，绿泥石占有一定的比重，是造成储层酸敏损害的主要矿物；由图2d可知，伊利石呈丝状、毛发状错乱“搭桥”于储层孔道中间，这种特殊形态结构的伊利石极易在外来流体的作用下发生运移和堆积，堵塞油气渗流通道。

图1 矿物含量分布Fig.1 Mineral content distribution

图2 储层黏土矿物产状Fig.2 Formation clay mineral occurrence

1.2 储层物性

根据探井100余块样品的物性分析，该区长6油层组物性较差，储层孔隙类型主要以粒间孔和溶蚀孔为主，孔喉半径为0.01～1.25 μm，平均值为0.43 μm，发育少量的裂缝孔。由图3孔隙度分布直方图和图4储层渗透率分布直方图可知，孔隙度为6%～12%，平均值为9.43%；渗透率为(0.1～2.0)×10-3μm2，平均值为0.68×10-3μm2，属特低孔特低渗透-裂缝性储层。

图3 储层孔隙度分布直方图Fig.3 Histogram of reservoir porosity distribution

图4 储层渗透率分布直方图Fig.4 Histogram of reservoir permeability distribution

2 储层损害机理

基于储层特征分析结果，东部油区属于特低孔特低渗油藏，固相颗粒侵入储层深度有限，且储层埋深浅，地层压力低，钻井液不采用重晶石加重，这就消除了重晶石侵入对储层造成的永久性伤害，即使钻井液中的其他固相颗粒侵入储层，也可以通过压裂改造解除；相反，液相侵入造成的储层伤害比较严重而且不易解除[7]。因此，室内采用8块东部油区长6储层的岩心，通过速敏、水敏、盐敏、碱敏、应力敏感和水锁实验，分析储层的损害因素。

2.1 储层敏感性损害

按照标准SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》，对储层岩心进行敏感性评价，其中应力敏感实验采用人造裂缝的储层岩心进行。

图5所示为储层速敏实验结果。由图5可知，储层岩心无速敏损害，分析认为，由于该区块储层岩心致密，胶结性良好，未固结的微粒少，速敏矿物高岭石以叠片状堆积减弱了在外力作用下的机械搬运，加之储层孔喉细小，分布范围广，速敏损害程度弱。钻井过程中可以不考虑储层速敏损害。

图5 储层速敏实验结果Fig.5 Experimental results of reservoir velocity sensitivity

表1所示为储层岩心水敏实验结果。X区块长6储层岩心地层水水敏实验中，储层岩心渗透率损害率为41.66%～68.98%，平均值为53.82%，损害程度为中等水敏。分析认为，该区块黏土矿物的绝对含量超过5%，偏高，长6储层的黏土矿物类型主要是高岭石、绿石泥、伊利石和伊蒙混层，这4类黏土矿物在一定的条件下均会不同程度的发生水敏损害，其中伊蒙混层发生水敏损害的程度最强。

表1 储层岩心水敏实验结果Table 1 Water sensitivity test results of reservoir cores

图6所示为储层岩心盐敏实验结果。随着矿化度由70 000 mg/L降到0,岩心损害程度由3.70%增加到55.86%，岩心渗透率呈不断降低的趋势。当盐水的矿化度由30 000 mg/L降到20 000 mg/L时，储层岩心渗透率损害程度超过5.0%，表明此过程中岩心已经发生了盐敏损害，由此可以判断临界矿化度为30 000～20 000 mg/L。采用蒸馏水驱替后岩心的渗透率为1.432 8 mD，此时岩心的渗透率损害率为55.86%，盐敏损害程度为中等偏强。分析认为，随着钻井液矿化度的降低，黏土矿物中含有的伊蒙混层发生膨胀和分散，膨胀的黏土矿物缩小了渗流空间，同时分散的黏土矿物会发生运移，“卡死”在孔隙喉道的缩径处，降低孔喉的连通性，从而伤害储层。

图6 储层岩心盐敏实验结果Fig.6 Salt sensitivity test results of reservoir cores

图7所示为储层岩心碱敏实验结果。随着注入流体的pH值的增加，储层岩心渗透率逐渐降低，岩心渗透率损害率逐渐增加。当注入流体的pH值由7增加到8时，岩心渗透率伤害率已经超过5.00%。说明岩心此时已经发生碱敏损害。当pH值为13时，岩心渗透率损害率为67.20%，也即碱敏指数达到67.20%，参照相关标准，碱敏损害程度为中等偏强。分析认为，储层黏土矿物中含有大量的高岭石，同时含有长石和微晶石英，这是造成储层发生碱敏损害的潜在因素。呈集合体的高岭石在碱性环境中容易分散造成结构失稳，在碱性介质中，黏土晶片易排斥而分散，在流体作用下运移且堵塞喉道。此外高pH值溶液对石英、长石具有溶解作用生成硅凝胶体或硅酸盐沉淀，影响储层渗透率。因此要控制钻井液的pH值在合理的范围内。

图7 储层岩心碱敏实验结果Fig.7 Alkali sensitivity test results of reservoir cores

图8 储层岩心应力敏感性实验结果Fig.8 Experimental results of reservoir core stress sensitivity

图8所示为储层岩心应力敏感性实验结果。随着有效应力上升，储层渗透率不断下降，有效应力从2.5 MPa上升至20 MPa时，储层岩心渗透率由35.48×10-3μm2降至1.42×10-3μm2，渗透率损害率为85.88%。说明随着有效应力的下降，储层未能达到原有的渗流能力，损害具有不可逆性[9]。分析认为，在特低孔特低渗储层中，通常发育裂缝或微裂缝，这是造成钻井过程中应力敏感损害的主要因素。钻井过程中应力敏感损害具体表现为：由于起钻速度过快产生的抽吸压力使对储层渗透率具有贡献作用的裂缝、微裂缝发生闭合，储层渗透率降低。

2.2 储层水锁损害

水锁是指液相侵入储层后，含水饱和度增加，导致储层油相渗透率下降的现象。当储层原始含水饱和度和束缚水饱和度相差越大，水锁伤害越严重。除此之外，水锁还与储层的润湿性、侵入流体的表面张力以及储层的孔隙结构等因素密切相关[10]。图9所示为储层岩心水锁实验结果。

图9 储层岩心水锁实验结果Fig.9 Experimental results of reservoir core water locking

由图9可知，随着含水饱和度的增加，储层岩心渗透率比值呈降低趋势，也即储层渗透率损害率逐渐升高，当初始含水饱和度达到82%时，渗透率损害率达到了85.74%，说明已经发生严重的水锁损害，东部油区特低孔的储层特征就决定了水锁是主要的储层损害。钻井作业过程中，由于钻井液在水平段长时间浸泡和压差的双重作用导致钻井液中液相侵入储层孔隙，当油相流动时，在油水界面处就会产生一个附加的毛细管阻力[21]。由毛细管力公式可知，毛细管力与喉道半径成反比，而延长油田东部油区储层孔隙喉道细小，所以毛细管力作用明显，水锁更易发生，且对储层造成的伤害更为严重。

3 储层保护对策

延长油田东部油区属于特低渗油藏，通过前面的储层损害机理分析可知，水锁损害和敏感性损害是造成储层损害的主要因素。储层保护的主要对策为：优选高效的防水锁剂，降低钻井液滤液的表面张力，预防水锁损害；优选强抑制剂，提高钻井液的抑制性能，减弱滤液侵入引发的储层敏感性损害。

3.1 水锁损害对策

选用东部油区X-86平1井储层岩心，采用表面张力测定仪和润湿角测定仪，测试5种防水锁剂溶液在岩心表面的润湿角和溶液的表面张力，评价不同表面活性剂的防水锁效果，实验结果见表2。

表2 不同防水锁剂效果Table 3 Effect of different waterproof locking agents

由表2可知，5种防水锁剂在同一浓度下表面张力和接触角均不同。在同一浓度条件下，与其他4种类型的防水锁剂相比，F-113溶液表面张力最低，同时在岩心表面的接触角最大，表面张力实验结果和接触角实验结果相吻合。防水锁剂F-113主要由表面活性剂混配而成，其活性剂分子吸附在液体的表面或油水界面紧密而定向的排列，从而起到降低表面张力作用；防水锁剂F-113也改变岩石的润湿性，增大接触角，可以减轻对低渗储层的水锁损害。因此，优选防水锁剂F-113为储层保护钻井液的添加剂。

3.2 敏感性损害对策

储层损害机理研究结果表明，延长油田东部油区存在中等水敏损害及中等偏强的盐敏损害。钻井液中添加适量的强抑制剂是敏感性储层保护的主要对策。室内采用X-86平1井储层岩心，通过滚动回收率实验和线性膨胀实验优选性能良好的抑制剂，实验结果见表3。

表3 不同抑制剂效果Table 3 Effect of different inhibitors

由表3可知，与岩样在清水中的滚动回收率和线性膨胀实验结果对比，5种抑制剂均发挥了一定的抑制岩样水化膨胀和分散的作用。KCl，PVA，聚胺CYF-1和聚醚胺4种抑制剂中，聚胺CYF-1的滚动回收率为85.16%，2 h和16 h的线性膨胀率分别为8.23%和26.32%，优于其他4种抑制剂，呈现出良好的抑制效果。以往的研究结果表明，在聚胺抑制剂中复配钾盐抑制效果会更好。实验中将1%聚胺CYF-1与1%KCl复配后，滚动回收率较之前提高了3%，2 h和16 h的线性膨胀率较之前降低了1%。因此优选1%聚胺CYF-1+1%KCl为抑制剂，实现“多元协同”抑制作用，减弱因钻井液滤液侵入造成的敏感性损害。

3.3 配伍性评价

延长油田东部油区原有钻井液为：4%膨润土+0.2%Na2CO3+0.4%K-PAM+0.5%RHPT-1+2%水基润滑剂+1.5%无荧光防塌剂+1%纳米乳液RL-2+1%极压减摩剂JM-1(记为0#)，根据“防水锁、强抑制”的储层保护对策，优化后的保护储层的钻井液体系为：原钻井液+(0.3%～0.5%)防水锁剂F-113+1%聚胺抑制剂CYF-1+1%KCl(记为1#)。测试钻井液基础性能，评价防水剂、强抑制剂与原钻井液体系的配伍性，实验结果见表4。

表4 优化前后钻井液基本性能评价Table 4 Basic performance evaluation of drilling fluid before and after optimization

由表4可知，优化后的钻井液动塑比基本保持不变，中压失水降低，表观黏度、塑性黏度和动切力虽然略有上升，但是仍然可以满足现场钻井的要求。由此表明，优选的防水剂F-113、强抑制剂1%聚胺CYF-1+1%KCl与原钻井液中的处理剂具有良好的配伍性。

3.4 储层保护性评价

为了进一步对比优化后钻井液的储层保护性能，选用SW-Ⅱ型动态实验损害评价仪测定不同配方渗透率恢复值，实验结果见表5。

表5 储层岩心渗透率恢复值Table 5 Reservoir core permeability recovery value

0#体系：4%膨润土+0.2%Na2CO3+0.4%K-PAM+0.5%RHPT-1+2%水基润滑剂+1.5%无荧光防塌剂+1%纳米乳液RL-2+1%极压减摩剂JM-1。

1#体系：0#钻井液+0.3%水锁剂F-113+1%聚胺抑制剂CYF-1+1%KCl。

2#体系：0#钻井液+0.5%水锁剂F-113+1%聚胺抑制剂CYF-1+1%KCl。

由表5可知，对于东部油区长6储层岩心，原钻井液体系损害后，渗透率恢复值仅为74.10%，表明原钻井液对储层伤害大。优化后的体系岩心渗透率恢复值超过了85%，为86.29%和88.77%，储层保护效果良好。由此表明“防水锁+强抑制”的储层保护对策有效减轻了储层水锁损害和敏感性损害，提高了原钻井液的储层保护性能。

4 结论

1)基于对东部油区长6储层特征的分析，结合敏感性实验和水锁实验结果，钻井过程中液相侵入造成的储层水敏、盐敏、碱敏以及水锁损害是东部油区长6储层的主要损害因素。

2)针对储层损害机理，提出了“防水锁+强抑制”的储层保护对策，优选出降低表面张力效果良好的防水锁剂 F-113和抑制黏土矿物水化膨胀分散的强抑制剂1%聚胺CYF-1+1%KCl。

3)实验优化出的钻井液体系配方为原钻井液+(0.3%～0.5%)防水锁剂F-113+1%聚胺CYF-1+1%KCl，该体系配伍性良好，岩心渗透率恢复值大于85%，与原钻井液相比，具有良好的储层保护性能，满足延长油田东部油区钻井工程及储层保护的技术要求。