低伤害钻井液技术在义北油区的应用

李秀灵，陈二丁，张海青，王金利，　王志

（胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司，山东东营257064）

低伤害钻井液技术在义北油区的应用

李秀灵，陈二丁，张海青，王金利，王志

（胜利石油工程有限公司钻井工程技术公司，山东东营257064）

李秀灵等.低伤害钻井液技术在义北油区的应用[J].钻井液与完井液，2016，33（2）：64-68.

针对胜利油田义北油区大43区块储层特征，在低渗透油气藏“协同增效”钻井液体系的基础上，开发了一种低伤害钻井液技术。研制的油层保护剂AMP-2封堵性强，稳定性好，放置30 d不分层；防水锁剂FCS抗低温能力强，在-20 ℃不分层；形成的低伤害钻井液体系FA砂床侵入深度仅为4.0 cm，高温高压砂床侵入深度为5.2 cm，封堵性能强，滤液表面张力为22.1 mN/m，可有效减少水锁损害，渗透率恢复值不小于90%，油气层保护效果好。通过在4口井进行现场试验表明，该低伤害钻井液体系的性能稳定，易于维护，平均钻井周期缩短11.73 d，油层保护效果明显，投产后均不需酸化压裂，投产自喷，平均日自喷量为7.88 t/d。该低伤害钻井液在义北油区大43区块的应用，为今后胜利油田老油区开发提供了较好的借鉴意义。

防止地层损害；钻井完井液；低伤害；油层保护剂；防水锁剂；自喷井

义北油区大43区块从投产至今，经历了4个开发阶段：产能建设阶段、稳产阶段、 产量递减阶段、 低速开发阶段。截止到2010年8月， 投产油井平均单井日产油量为2.7 t/d。为提高储量控制和动用程度，采用低伤害钻井液技术，完善区块井网分布，开发沙二、沙四段油藏，提高采收率，增加产能潜力。低伤害钻井液技术是在低渗透油气藏“协同增效”钻井液体系[1]的基础上，根据施工井地层特点、储层损害因素，结合钻井液封堵技术、油层保护作用机理等，进一步完善聚合物油层保护剂和防水锁剂的性能，形成的一种钻井液油层保护施工技术，以较好地解决钻进过程中遇到的难题，最大程度地保护储层，达到“增储上产”的目的。该低伤害钻井液在义北油区大43区块的应用取得了成功。

1　储层特征

义北油区大43区块沙二段为滨浅湖滩砂沉积，滩砂以粉砂岩为主，孔隙较发育。平均孔隙度为21.5%，平均渗透率为291×10-3μm2，为中孔中渗储层。沙四段为滨湖相沉积， 以碳酸盐岩为主。平均孔隙度为18%，平均渗透率为40×10-3μm2，为中孔低渗储层。

沙二段地层温度为88 ℃， 压力系数为0.81～0.92；沙四段地层温度为92 ℃，压力系数为0.96～0.99。由于储层压力系数存在上低下高，多口井在上部沙二段发生漏失，在钻遇沙四段部分高压储层需要提高密度，因此钻井液的安全密度窗口较窄，既要平衡沙四段的地层压力，又要防止沙二段出现漏失。

根据试油资料表明， 沙二段地层水总矿化度平均为16 554 mg/L，氯离子含量平均为7 615 mg/L，为NaHCO3水型。沙四段地层水总矿化度平均为16 000～17 000 mg/L， 为NaHCO3水型。

2　储层损害因素分析

1）固相堵塞。储层埋藏井深平均在2 700～2 900 m左右，沙二段岩性以粉砂岩为主， 岩性疏松，储层平均孔隙较大，固相颗粒易于侵入油层[2]，造成油层孔隙永久堵塞。

2）水锁损害。沙四段油层孔道狭窄，平均渗透率为40×10-3μm2，毛细管效应明显， 容易产生水锁效应[3-5]，大大减少了储层的油、 气流动通道。

3）敏感性伤害[6]。由于沙四段以碳酸盐岩为主，当碳酸盐等敏感性矿物与不配伍的外来流体接触后，将会发生一系列反应，就会造成孔隙黏土的膨胀和分散，使孔喉缩小，渗透率严重下降。

4）结垢。储层地层水以NaHCO3型为主，总矿化度较高，含量达16 000～17 000 mg/L。当与储层不配伍的流体进入储层后，易发生化学反应，产生CaCO3等沉淀，堵塞油气层通道。

3　完善关键处理剂的性能

3.1油层保护剂

3.1.1提高封堵能力

由于施工井为中孔、中低渗油层，为了增强聚合物油层保护剂AMP封堵大孔隙的能力，加入了一定量的纤维状架桥颗粒A和刚性封堵材料B，制得完善后的产品AMP-2。利用岩心流动实验仪评价油层保护剂AMP-2的封堵效果，实验结果见表1。

表1　3%AMP-2对不同渗透率岩心的封堵效果

从表1可以看出，对于渗透率在69.85×10-3～302.54×10-3μm2范围内的岩心，加入3%AMP-2后，对不同渗透率岩心的封堵率都大于90%。由此可知，完善后的油层保护剂可封堵施工井的储层孔隙。

3.1.2增强稳定性能

油层保护剂AMP-1储存30 d后，乳液上层会有澄清液析出，不利于产品的存放和使用。为了增强乳液稳定性，加入一定量的稳定剂C成为油层保护剂AMP-2放置30 d后，AMP-2稳定性更高，不发生分层，有利于现场使用。

3.1.3膜强度变化

将改善后的油层保护剂AMP-2加入到3%基浆中，中压滤失30 min，制得泥饼，用电子显微镜对AMP-2在滤纸表面的成膜效果进行评价，结果如图1所示。以一定流速的自来水冲刷泥饼30 min，评价其膜韧性（或强度），如图2所示。从图1、图2可以看出，油层保护剂AMP-2具有较好的成膜性，滤饼表面光滑，滤饼薄，经自来水冲刷30 min后，滤饼仍然完好，韧性强。

图1　泥饼在电子显微镜下放大10倍的状态

图2　自来水冲刷下的泥饼

3.2防水锁剂

由于大43区块为冬季施工，而防水锁剂FCS中含有大量水，在低温情况下，容易冻结，影响其性能和现场使用。因此，在防水锁剂FCS中引入一定量防冻剂，降低体系冰点，方便现场使用。

将防冻剂D按照不同加量加入到体系中，评价防冻剂D加量对其性能的影响，实验在-20 ℃下进行，冷却24 h，结果见表2和图3。

表2　不同加量防冻剂D实验结果（-20 ℃、24 h）

图3　防冻剂D对防水锁剂抗冻能力的影响

由表2和图3可知，当防冻剂D加量不小于20%时，体系在-20 ℃冷却24 h后，倒置试剂瓶，瓶中液体能顺利流向瓶口，不发生结冻现象。

通过测定表面张力考察防冻剂D对防水锁剂性能的影响，结果见表3。由表3可知，将体系中的水换成20%的防冻剂D后，对防水锁剂的性能没有产生明显影响。

表3　防冻剂D对防水锁剂性能的影响

4　低伤害钻井液技术

4.1配方和作用机理

根据大43区块地层特征、施工状况和油层保护的需求，储层上部采用聚合物钻井液体系钻进，进入储层200～300 m前，将上部钻井液转化为低伤害钻井液体系，达到保护油层的目的，其低伤害钻井液体系基本配方如下。

（2%～4%）膨润土+（0.5%～1.0%）LV-CMC+（0.2%～0.3%）KPAM+（3%～5%）聚合物油层保护剂AMP-2+（0.3%～0.5%）防水锁剂FCS-2+（3%～4%）SMP-1+（5%～8%）植物油润滑剂+适量加重剂（根据地层压力调整）

低伤害钻井液体系油层保护机理：在泥饼形成前，利用完善后FCS-2的强憎水憎油属性，改变岩石表面性质，减少黏土水化膨胀、水锁等因素引起的储层损害，有利于原油流动和工作液返排；泥饼形成后，利用改善后的油层保护剂AMP-2等处理剂，在井壁形成致密、韧性强、渗透性极低的屏障，保护储层；在钻进过程中，随着钻探时间的延续，任何钻井液都不可避免地有滤液侵入地层。在钻井液中加入防水锁剂，可最大程度地降低滤液的表面张力，减少滤液对油层渗透率的水锁伤害，使岩石表面性质向有利于原油流动、有利于保护油气层的方向转变，达到保护油气层的目的[1]。

4.2性能评价

4.2.1基本性能

经测定低伤害钻井液体系的密度为1.2 g/cm3，表观黏度为41 mPa·s，塑性黏度为31 mPa·s，动切力为10 Pa，动塑比为0.32 Pa/mPa·s，滤失量为2.8 mL，表面张力为22.1 mN/m。可知该体系具有良好的流变性，可满足地层钻进需要；较强的封堵性能，滤失量为2.8 mL，有效减少滤液和固相颗粒进入储层；表面张力仅为22.1 mN/m，远低于聚合物钻井液体系滤液的表面张力57.8 mN/m[1]，有利于减少或防止水锁损害。

4.2.2封堵性能

通过FA可视砂床封堵仪和TransparentFilter-2高温高压可视砂床滤失仪（由北京探矿工程研究所研制）评价低伤害钻井液体系的封堵性能，实验结果见表4。从表4可知，低伤害钻井液无论在常温低压下，还是在150 ℃、3.5 MPa高温高压下，30 min均无钻井液漏出，且滤液侵入深度浅，封堵效果良好。

表4　低伤害钻井液体系封堵性能评价

4.2.3油层保护性能

采用岩心评价实验评价油层保护效果，结果见表5。由表5可以看出，该钻井液体系在多种处理剂的协同作用下，体系封堵率大于90%；当切除一段暂堵端后，渗透率恢复值均大于90%，可以保护低渗油层。

表5　低伤害钻井液体系各配方对岩心的封堵效果

4.3施工方案

①根据地层孔隙压力，合理调整钻井液密度。将钻井液密度尽量控制在安全钻进的低限。②进入储层前，根据地层情况，补充降滤失剂、防塌剂、润滑剂含量，调整好钻井液性能，确保具有良好的流变性和悬浮携带能力。逐步加入油层保护剂、防水锁剂和其他低伤害处理剂等，将上部钻井液转化为低伤害钻井液体系。控制钻井液黏度在40～50 s， API滤失量小于5.0 mL， 高温高压滤失量小于10 mL， 滤液表面张力小于25 mN/m，黏滞系数不大于0.1， 钻井液膨润土含量控制在30～40 g/L，保持钻井液性能稳定。③加入润滑剂，提高钻井液润滑性能，从而提高钻井速度，减少井壁和油层浸泡时间，降低油层损害，保持黏滞系数小于0.1。④提前做好各项工序的衔接工作，提高机械钻速，快速穿过目的层，最大限度地缩短对储层的浸泡时间。

5　现场应用及效果

5.1钻井液流变性

低伤害钻井液技术在义北油区大43区块进行了4口井的现场应用，取得了良好的应用效果。以大43-斜395井为例，该井完钻井深为2 915 m，油藏位于沙河街组，完钻地层为沙四段，储层段钻井液性能见表6。从表6可知，该体系具有良好的流变性能，完全能满足施工要求，较强的润滑效果，有效降低摩阻和扭矩，提高钻进速度。

表6　大43-斜395井储层段钻井液性能

5.2应用效果

从现场施工来看，4口井施工过程中没有出现任何复杂情况，电测一次成功率均达到100%。4口井在确保井壁稳定的前提下，平均提前11.73 d完钻，最大程度上减少了钻井液对储层的浸泡时间，解决了该区块完井电测时易发生复杂情况，造成电测遇阻、遇卡、电测一次成功率低的情况，其钻井技术指标见表7。

表7　大43区块4口井的钻井技术指标

5.3油气层保护效果

从采油效果来看， 低伤害钻井液适用于砂质泥岩、泥岩与砂砾岩互层性地层、 碳酸盐岩， 油层保护效果明显， 投产的4口井均不需酸化压裂， 投产自喷， 平均日自喷量为7.88 t/d， 而同期投产的邻井绝大多数需要酸化压裂后才投产， 采油效果见表8。

表8　大43区块部分施工井的初期采油效果对比

6　结论和建议

1.低伤害钻井液体系根据施工井地层特点，采用完善后的油层保护剂、防水锁剂等低伤害处理剂，通过处理剂之间的“协同作用”，结合适当的现场施工措施，形成了符合地层特点的油气层保护技术，在现场应用过程中，钻井液性能稳定，油层保护效果突出，采油增产效果明显。

2.从施工情况来看，低伤害钻井液技术可满足长裸眼井段施工要求，已施工井的机械钻速快，钻井周期短，技术优点明显。

3. 低伤害钻井液在义北油区大43区块的成功应用为胜利油田老油区开发提供了较好的借鉴意义。

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Application of Low Damage Drilling Fluid in Yibei Area

LI Xiuling, CHEN Erding, ZHANG Haiqing, WANG Jinli, WANG Zhi
(Drilling Engineering Technology Branch of Shengli Petroleum Engineering Company, Dongying, Shandong 257064,China)

A low damage drilling fluid has been developed to protect the low permeability reservoir in the Block 43， Yibei， Shengli oilfield. The development of the new drilling fluid is based on a “synergistic effect” of a drilling fluid for use in drilling low permeability reservoirs. AMP-2， a reservoir protection agent for the new drilling fluid， has strong plugging capacity and good stability； no settling has ever been found after standing for 30 days. FCS， a water blocking agent， does not settle at low temperature to -20 ℃. Invasion depth of the new drilling fluid on FA sand bed is only 4.0 cm， and on HTHP sand bed this invasion depth is 5.2 cm. The low surface tension of the mud filtrates is 22.1 mN/m， which is efficient in minimizing the damage caused by water block. Recovery of permeability is greater than 90%， an indication of good reservoir protection. Application of this drilling fluid technology on 4 wells reveals that the drilling fluid has stable performance， its properties easy to maintain， and average drilling time reduced by 11.73 days. Wells drilled with this drilling fluid do not necessitate acidization and fracturing， and flow at first production. The average flowing production rate has been 7.88 t/d. This drilling fluid has been successfully used in the Block 43， and the practices are of importance for the development of old oilfields in Shengli area.

Prevent formation damage； Drill-in fluid； Low damage； Reservoir protection agent； Water block agent； Flowing well

TE254.3

A

1001-5620（2016）02-0064-05

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.02.014

中石化石油工程公司先导项目“低渗透油气藏低伤害钻井液的先导试验”（SG14-03X）。

李秀灵， 工程师， 1983年生， 现在从事钻井液研究工作。电话 （0546）8721047；E-mail：lixiuling. slyt@sinopec.com。

（2015-12-9；HGF=1506M4；编辑马倩芸）