低滲油氣藏損害成因及鉆完井液技術

徐安國(中海油田服務股份有限公司，河北 三河 065201)

0 引言

低滲油氣田是我國的重要資源，其儲量較大，截至2007年已探明的低滲天然氣地質儲量達到4.95×1012m3，其中海上低滲油氣藏為新型開發領域，具有較強的發展潛力。在深層油氣勘探工作持續推進的背景下，預計其在后期的發展規模將逐步擴大。低滲油氣藏絕大部分分布在渤海海域，約占總量的72%，排于次位的是南海西部，約占總量的26%。受技術水平、基礎設施、資金等方面的共同限制，導致低滲儲量的開發進程較為遲緩[1]。為推動行業的發展，有必要從技術角度入手展開分析，探討適用于低滲油氣田儲層孔隙結構的相關技術。文章則以試驗分析為主要手段，提出鉆井液體系，希望給同行提供參考。

1 低滲儲層孔隙結構的主要特征

從成因的角度來看，低滲儲層孔隙結構主要包含兩部分：一是原生低滲儲層，該結構的出現與持續性的沉積作用有明顯關聯，存在較多的原生粒間孔隙，但此類儲層的已探明量相對較少，并非主要形式；二是次生低滲儲層，其主要與成巖作用有關，存在較多的溶蝕孔隙，在低滲層類型中占比較大。海上低滲儲層的顯著特點在于其存在豐富的次生溶蝕孔隙，與此同時伴有少量的原生孔隙，從而構成了儲集空間。喉道類型豐富，以管束狀居多，雖然存在彎片狀和片狀，但其占比相對較小。喉道缺乏良好的連通性，片狀自生粘土礦物對喉道的影響較為明顯，存在分割孔喉的情況[2]。

某油田項目中，其各井儲層在孔隙度方面的表現具有差異性，普遍集中在10.71%～21.41%，具有明顯的低孔低滲特征，在此條件下鉆完井液易進入至喉道，引發較為明顯的喉道孔滲現象。主流喉道半徑0.4～41.7μm2，若開發過程中因各類原因而導致儲層空隙內存在流體，將明顯加大清理難度。根據圖1可知，壓汞曲線的主要特征在于中間增長極為平緩，表明巖石喉道高度集中至某個小范圍區域，但平面段的位置略微靠上，其呈現的信息是巖石喉道半徑偏小，而排驅壓力偏大，最大可達到0.59MPa。

2 低滲透儲層保護鉆井液體系

非成熟鉆井液技術的可靠性欠佳，在諸多方面存在缺陷，將其應用于海洋鉆井作業中伴有較明顯的風險，不利于安全生產作業。對此，結合多年的海洋石油鉆井經驗，以既有的PEM體系為基礎，根據實際情況采取優化措施，以期實現對低滲透儲層的防護。此處以低滲透油田為案例，提出了成膜技術和屏蔽暫堵技術，將其綜合應用于生產中，以確保儲層得到保護。兼顧技術可行性、成本效益性等方面的要求，提出鉆開液的配方，具體有：

3%海水膨潤土漿+0.2%燒堿A+0.15%純堿B+0.5%抑制劑+0.4%包被劑 +2.5%SPNH+2%SMP-1+1%DYFT-2+2%GJC+0.15%XC+1.5%CMJ+2%GBL+5%KCL+儲層保護劑ZD-1+重晶石。

通過對該油田儲層孔隙結構的分析后，提出了暫堵顆粒組成方案，具體成分包含：低滲、特低滲儲層保護劑ZD-1：

1.5%400目超細碳酸鈣+1.5%納米碳酸鈣+1%2200目超細碳酸鈣+0.1%t0.5%纖維LF+3%EP-2。

2.1 性能表現

圖1 某油田儲層壓汞曲線及孔喉分布圖

非儲層段PEM鉆井液和鉆開液都具有較良好的性能表現，具體體現在流變性、潤滑性、抑制性等方面，將其投入使用后可滿足鉆進施工需求。

2.2 儲層保護效果

通過PEM鉆井液和鉆開液的綜合應用，能夠創造可觀的儲層保護效果，其具備的滲透率恢復值處于較高的水平，正常情況下至少達到80%。由于減少了濾液的進入量，儲層喉道的穩定性得到顯著的提升，從而實現對儲層的保護，雖有液體濾失現象但極為微弱。

2.3 與油基對比實驗

鉆開液體系的組成包含如下幾部分：油:水=8:2+4%主乳化劑+3%輔乳化劑+2%MONYI+0.5%+0.8%HSV+2%潤濕劑MOWET+2.5%有機土+5%降濾失劑MOTEX+2%堿度調節劑+1.5% 400目超細碳酸鈣+1.5%1250目納米碳酸鈣+1%2200目超細碳酸鈣+0.1%～0.5%纖維LF+重晶石。

結果表明，油基鉆井液在滲透率方面的表現較為良好，可實現對儲層的全方位防護，所產生的滲透率恢復值至少達到85%，能夠滿足作業需求。

3 基于鉆完井技術的研究成果分析

現階段，在業內人士的持續研發之下，以儲層保護技術為代表的一系列技術已經取得顯著的發展成果，初步形成鉆完井技術體系，打破了以往低滲透油氣藏開發難度大、效率低的僵局，為開發工作提供了可靠的技術支持。下文則對幾類主流的技術展開分析：

3.1 抗高溫隨鉆測量技術

經驗表明，深層低滲透油氣層開發過程中普遍存在井底溫度明顯超出合理范圍、井眼軌跡偏位等問題。對此，從高溫測控電路的角度切入，圍繞其檢測機制、制造等相關工作展開探討，經過元器件的選擇以及一系列測試后，提出了175℃高溫隨鉆測溫系統，將其應用于175℃的環境中可以持續工作至少400h，即便在185℃的超高溫環境中也依然可維持穩定運行狀態，具備工作200h的能力。

高溫隨鉆測量系統主要安裝在順北1-7H井等處，通過對4口井工作狀況的分析得知，其累計無故障使用時間已達到1300h。具體至順北1-7H井中，檢測結果表明井底最高循環溫度為158℃，單次持續使用時間可達到279h，能夠給深井高溫地層嚴苛條件下的井眼軌跡控制工作提供技術支持。

3.2 近鉆頭伽馬成像技術

低滲透氣藏儲層的作業環境較為復雜，主要表現出薄層分布廣泛、非均質現象明顯等問題，因此對薄儲層的隨鉆評價提出較高的要求，而通過對近鉆頭伽馬成像技術的分析與優化后，可達到跨螺桿電磁波無線短傳的效果，具體原理如圖2所示。在近鉆頭伽馬成像系統的硬件組成中，其容納了包含伽馬探測器在內的多種高精度傳感器，伴隨鉆進作業的持續推進，可及時采集各扇區的參數信息，具體包含伽馬射線強度、工作面角等，且配套了井下鉆具旋轉動態掃描功能，因此可生成全面的伽馬成像圖。以伽馬成像系統的運行機制為依托，設計出了相應的解釋系統，在獲取扇區的隨鉆成像數據后，可對其執行自動化的處理和解釋操作，給工作人員提供了地層產狀計算、地質建模等多種豐富的功能，能夠以更加直觀的方式呈現出地層、井眼軌跡的圖像，以便技術人員展開分析，明確井眼軌跡與所在區域地層所形成的空間關系。

圖2 跨螺桿電磁波無線短傳示意

3.3 全過程儲層保護技術

低滲油氣藏儲層還存在較強的敏感性，而從現階段的行業發展狀況來看，在儲層損害評價方面依然有較多的局限之處，鑒于此問題，經研究后提出了綜合損害評價裝置，其特點在于具有較強的全程覆蓋能力，貫穿至鉆進、完井、儲層改造等各階段的各細分環節中。通過該裝置的應用，能夠為技術人員的定量評價工作提供幫助。此外，根據該裝置的特點還采用了專用儲層保護關鍵處理劑，由此構成完整的保護工作液體系。從試驗結果來看，低滲透儲層在鉆進期間易發生不同程度的受損情況，水鎖、固相污染等問題都較為普遍，針對此問題采用了特定的儲層保護劑，其具有高阻滲、低殘留的特點，并在既有的環保高效潤滑劑的基礎上采取了改進措施，使其能夠更好地應用于高溫高壓、飽和鹽水等較極端的施工環境中，由此形成具有低滲低傷害特征的鉆井液體系，正常使用時其抗溫能力可達到150℃。根據2井次的試驗結果可知，能夠達到單井產量100%的目標。

4 結語

綜上所述，得出以下幾點結論：

(1)海上低滲儲層的特殊之處主要體現在儲集空間的層面，其以次生溶蝕孔隙居多，喉道則以管束狀為主。喉道缺乏連通性，鉆完井作業時容易發生水鎖等多種類型的損害。

(2)低滲儲層的生產條件欠佳，經試驗分析后提出了PEM鉆井液體系，其建立在常規體系的基礎之上，具有安全可靠、流變性好、潤滑能力強等多方面的特點，可有效保護儲層。

(3)經過技術攻關后，提出了包含175℃高溫隨鉆測量系統在內的多項新型技術，在低滲油氣藏開發中得到有效的應用，在保證開發質量的同時還可減少成本，具有顯著的社會經濟效益。