東海X 低滲氣田鉆開液儲保性能評價及應用研究

王家航，秦丙林，董文秀，褚道余，李基偉，李 乾

（1.中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司石油工程技術研究院， 上海 200120；2.中國石油化工股份有限公司上海海洋油氣分公司勘探開發研究院， 上海 200120）

隨著東海油氣勘探開發力度的不斷加大，深部地層發現了大量低滲、特低滲資源[1-2]。該類儲層普遍存在埋藏深、溫度高、孔隙結構復雜等問題，導致鉆完井過程中易受到污染[3-10]。近年來，東海主要采用水平井動用此類資源，通過在水平段替入無固相EZLOW鉆開液[11-15]保護儲層。然而受海上作業等客觀因素的影響，長裸眼段作業時間長，進一步增加了儲層的浸泡時間，給儲層段鉆開液的儲層保護性能提出了挑戰[16-17]。針對上述問題，通過開展鉆開液配方優化及儲層保護性能評價，為鉆井液的選型提供了理論依據。

X 氣田位于東海西湖凹陷J 構造，主力層位為花港組和平湖組，平均孔隙度9%～15%，平均滲透率（1～100）×10?3μm2，表現為中孔中滲-低孔低滲特征。受制于孔隙結構、溫度、壓力等因素的影響，相比常規儲層，低滲儲層開發儲層保護存在兩個主要難點。

（1）水鎖風險高

孔隙結構縱向上、平面上均存在非均質性，由上至下孔隙結構逐漸變差，平均孔喉半徑主要分布在0.02～6.83 μm，飽和度中值壓力整體偏低，但部分偏高，易發生水鎖傷害；部分層位動用，原始地層壓力虧空，排驅壓力（0.04～7.09 MPa）等，可進一步加劇儲層損害程度。

（2）儲層溫度高

地溫梯度為3.38 ℃/100 m，部分主力層位垂深大于4 500 m，溫度超過150 ℃，因此要求鉆開液具有良好的抗溫性能。

1 無固相鉆開液性能優化方案

EZFLOW 鉆開液是一種無固相的弱凝膠鉆井液，其塑性黏度低，懸浮性能好，剪切稀釋性強，同時具備適中的LSRV（低剪切速率黏度）可以降低鉆井液濾失，對常規儲層的保護性能良好。

針對深部低滲儲層溫度高、易發生水鎖的問題，通過優選加重方式提高體系抗溫性，優化防水劑加量進一步改善該鉆開液的儲層保護性能。

1.1 加重方式優選

可溶性加重劑主要包括無機鹽和有機鹽[18]，其中無機鹽有NaCl、KCl、CaCl2、CaBr2、ZnBr2，有機鹽有NaCOOH、KCOOH、CsCOOH。通過對比NaCl、NaCOOH 兩種加重劑，優選體系抗溫性更好的加重方式。

兩種加重方式配方如下：

NaCl 加重：海水+純堿+燒堿+0.5%～1.0% EZVIS（流型調節劑）+2.0%～3.0% EZFLO（改性可降解淀粉）+2%～3% JLX-C （聚合醇類防塌潤滑劑）+5%KCl+3%～6% EZCARB （儲層保護劑）+NaCl。

NaCOOH 加重：海水+純堿+燒堿+0.5%～1.0%EZVIS（流型調節劑）+2.0%～3.0% EZFLO（改性可降解淀粉）+2%～3% JLX-C（聚合醇類防塌潤滑劑）+5% KCl+3%～6% EZCARB(儲層保護劑)+ NaCOOH。

對兩種加重方式的鉆開液流變性進行測試。實驗藥品：NaCl、NaCOOH。實驗儀器：滾子加熱爐、PH 值計、養護罐、黏度計、高速攪拌器等。

135 ℃老化16 h、50 ℃測試兩種加重方式的鉆開液流變性實驗結果見表1。

使用有機鹽加重劑甲酸鈉，滾后LSRV 保持較高值，鉆開液體系抗溫性、流變性更優。

1.2 防水鎖加量優選

兩種加重方式條件下，SATRO 加量為1.5%時，老化后濾液表面張力均小于30 mN/m，可以較好的降低水鎖傷害（表2）。

老化48 h 后，SATRO 加量1.5%，濾液表面張力小于30 mN/m，2.0%加量時，變化不大（表3）。

2 儲層保護性能評價

依據SY/T 5329—2012《碎屑巖油藏注水水質推薦指標及分析方法》、SY/T 654—2002《鉆開液完井液損害油層室內評價方法》，實驗選取低滲H5 層巖心柱6 塊，地層水、地層油各1 L，優化后無固相鉆開液30 L，用于開展鉆開液濾液與地層流體配伍性實驗、鉆開液巖心損害滲透率恢復實驗。

2.1 配伍性

如圖1 所示，地層原油與鉆開液分層明顯，相界面清晰，不存在乳化現象。鉆開液濾液與地層原油在比例1∶1、1∶2 和2∶1 時均表現出了良好的配伍性，立刻實現了油水分離，在鉆井過程中鉆開液不會對生產產生影響，實驗數據見表4。

鉆開液濾液與地層水混合后，無論常溫還是加熱后（90 ℃）各溶液均澄清透明（圖2），說明該鉆開液與地層水配伍性良好，實驗數據見表5.

圖2 無固相鉆開液濾液與地層水混合Fig.2 Solid-free drilling fluid filtrate mixed with formation water

表5 無固相鉆開液濾液與地層水配伍性實驗數據表Table 5 Experimental data of compatibility between solid free drilling fluid filtrate and formation water

2.2 儲層保護性能評價

2.2.1 鉆開液損害儲層靜態模擬評價

對鉆開液損害儲層靜態模擬評價進行實驗，滲透率恢復數據結果見表6。實驗得到，巖心損害滲透率恢復率大于95%，表明鉆開液對儲層傷害小。

表6 無固相鉆開液損害巖心滲透率恢復率Table 6 Recovery rate of core permeability damaged by solid-free drilling fluid

靜濾失后，巖心端面殘留一層鉆開液，非膠狀成分，對于滲透率無影響。將巖心端面切下厚度為1.5 mm的薄片，兩個切面均未見鉆開液成分，表明鉆開液未侵入。巖心濾失后端面情況見圖3。

圖3 巖心濾失后端面情況Fig.3 Core end face condition after filtration

對比優化前、優化后鉆開液儲層保護性能（表7）。優化后鉆井液損害儲層滲透率恢復率高于優化前，表明優化后的鉆開液具有更好的儲層保護效果。

表7 優化前后無固相鉆開液損害儲層滲透率恢復率Table 7 Recovery rate of core permeability damaged by solid-free drilling fluid before and after optimization

2.2.2 鉆開液損害儲層動態模擬評價

測試了2 塊巖心的鉆開液動濾失傷害情況（表8）。實驗結果動濾失量為零，表明鉆開液具有良好的屏蔽暫堵作用，防止濾失。滲透率傷害率為負值，主要原因為鉆井液中含有潤濕調節成分，改善了液相滲透率。

表8 動濾失滲透率損害率及動濾失量測量Table 8 Damage rate of dynamic filtration permeability and measurement of dynamic filtration loss

動濾失后，巖心端面殘留一層鉆開液，非膠狀成分，對于滲透率無影響，巖心污染前后斷面情況見圖4 和圖5。

圖4 巖心污染前端面情況Fig.4 Core end face condition before filtration

圖5 巖心污染后端面情況Fig.5 Core end face condition after filtration

2.2.3 驅替介質影響分析

目前鉆開液損害儲層評價實驗可應用煤油、水相和氣相三種驅替介質進行評價實驗，不同驅替介質的模擬評價實驗結果存在差異，分析不同驅替介質對模擬評價實驗的影響程度。

按照評價標準，對比驅替介質為水、原油的巖心靜濾失實驗，結果見表9。

表9 不同介質靜濾失滲透率恢復率對比Table 9 Comparison of static filtration permeability recovery rate of different displacement media

從表9 中可以看出，不同驅替介質差異性較大，測得滲透率保留率：水相＞＞油相。油相測出滲透率損害率遠高于水相測出滲透率損害率，其原因是乳化水鎖傷害較為嚴重，造成油相滲透率降低。但總體而言，優化后鉆開液油測滲透率損害率小于優化前鉆開液，在多種驅替介質下均體現出良好的儲層保護效果。

3 現場應用

優化后鉆開液在該氣田及相鄰區塊4 口調整井水平段中進行了應用，最高使用溫度由138.3 ℃提升至151 ℃，濾失量由3.4～4.8 mL 降至2.6～4.4 mL。從投產情況上看，投產初期產能均達到或超過了配產要求，對比鄰井類似層位，初期產能顯著提高（表10），表明優化后的鉆開液對低滲油氣藏具有良好的適用性。

表10 無固相鉆開液現場應用情況Table 10 Field application of solid-free drilling fluid

4 結論與認識

（1）無固相鉆開液采用甲酸鈉加重，抗溫性更優；防水鎖劑SATRO 加量1.5% 可降低濾液表面張力至30 mN/m 以內，有效降低了水鎖風險。

（2）配伍性實驗、巖心損害滲透率恢復實驗結果表明，優化后的無固相鉆開液體系與地層流體配伍，巖心損害靜濾失滲透率恢復值大于95%，動濾失量為0，儲層保護性能良好。

（3）現場應用結果表明，優化的無固相鉆開液體系使用溫度可提高至150 ℃以上，新井投產初期產能達到或超過配產要求，可滿足對低滲儲層的保護要求，具備良好的應用價值。