高滲砂巖油藏鉆完井一體化儲層保護技術

趙平起，王賀強，郭海濤，馬翠巖，王子毓

中國石油大港油田公司，天津 濱海新區 300280

引言

油氣儲層保護技術是一項涉及多學科、多專業、多部門并貫穿油氣開發全過程的系統工程。油氣開發全過程中任何一個作業環節都可能對儲層造成損害，且損害具有疊加性。油氣儲層巖石性質取決于礦物組分與孔隙結構。儲層礦物與油氣水流體處于平衡狀態，在油氣鉆井、完井、生產、增產及提高采收率等各種作業環節中，這種平衡狀態都可能被打破，儲層巖石與流體產生物理、化學及生物及熱力作用，造成儲層滲透率明顯降低，導致油氣產出或注入能力顯著下降[1]。

2018 年，滕學清等實驗評價中高滲儲層鉆井液動態損害的滲透率恢復率為35%～70%，鉆井液濾液靜態損害儲層巖樣的害率為28%～47%；鉆井周期內鉆井液濾液侵入儲層的深度可達幾十米[2]。墾利10-1 油田多數油井修井作業后恢復困難，產液含水增高、產油量下降，油井生產恢復期長，部分油井如B29 井修井作業后產油恢復期72 d，B37 井修井作業后產油恢復期90 d，B24 井修井作業后產油恢復期更是達到123 d[3]。2014 年，Chen 等針對塔里木盆地高孔高滲油藏，引入纖維材料提高架橋速率，有效預防了鉆井完井液侵入誘發的儲層損害[4]。儲層損害的嚴重后果，以及鉆井有效保護而完井損害的實例也是比比皆是，如塔里木東河1 井[5]。以往雖然認識到儲層保護系統工程重要性，但仍多針對某一作業環節開展儲層保護工作[6]。

本文選取渤海灣極淺海地區趙東油田明化鎮組和館陶組高孔高滲油藏為例，基于儲層保護系統工程，將一體化理念引入到儲層保護中，立足鉆井完井全過程以及開發生產全生命周期，針對施工不同階段形成了一體化的儲層保護技術，取得了良好效果，為儲層保護技術一體化管理提供了重要借鑒。

1 油藏地質特征與潛在儲層損害

渤海灣區域海岸線長達1 152 km，分布著遼河、冀東、大港、勝利等多個油田[7-8]，開發層系大多相同，儲層物性相近。趙東油田地處海灘 極淺海地區，從海岸線到5 m 水深線。區域構造位于埕寧隆起向歧口凹陷延伸的臺階區，新近系為一較完整的頂部塌陷不對稱復式背斜構造，被同沉積斷層羊二莊和趙北斷層切割分為C 區下降盤復式鼻狀圈閉和上升盤D 區穹窿披覆背斜圈閉。主要應用海上固定平臺鉆高密度叢式井，應用水平井及多層合采井型開發。開發至今進入了綜合治理階段，2014 年區塊整體步入高含水階段，綜合含水達94.99%。

趙東油田C/D 區塊主力油層為新近系明化鎮組和館陶組，油層埋深1 000～1 500 m，分別為曲流河與辮狀河沉積環境，綜合取芯資料和測井資料解釋分析，儲層為高孔高滲型，明化鎮組平均孔隙度33.9%，平均滲透率1 268 mD，館陶組平均孔隙度31.6%，平均滲透率1 498 mD。根據孔隙結構及毛管壓力曲線可知，儲層孔喉半徑主要分布在3.0～4.5μm，排驅壓力低，物性好，極易受到微小固相侵入導致孔喉堵塞，鉆完井作業過程中需嚴格控制固相對儲層的損害?？v向上發育為大段泥巖與砂巖互層，由于油藏埋深淺，儲層成巖作用差，泥巖膠結疏松，儲層中黏土礦物含量高，在15%～29%。根據X 衍射資料，黏土成分以蒙脫石為主，其中，蒙脫石含量65%～75%，伊/蒙間層13%～27%，兩者含量高達80%，屬于強－極強水敏儲層，易于發生水敏膨脹，鉆井過程中吸水造漿能力強，巖屑易水化分散，泥巖膨脹易導致“土鎖”[9]和井壁坍塌，鉆井液需有較強的抑制性并盡可能降低鉆井液濾失量，減少鉆井液濾液與儲層的接觸。另外，儲層沒有明顯的酸敏與堿敏現象，具有中等偏弱速敏損害。

趙東油田C/D 區塊各主力開發單元初始油藏壓力系數在0.93～1.02。多年隨鉆測壓及實時井下壓力數據檢測表明，具有較強邊底水能量的開發單元，開發過程中多采用天然能量開采或試注后停注的開發方式，壓力保持相對穩定，壓力系數在0.89～1.00；具有弱邊底水能量的開發單元和人工注水開發但注采連通差或衰竭式開采的開發單元儲層壓力系數在0.25～0.68，在鉆完井過程中需要嚴格控制各類液體漏失對儲層的損害。

2 一體化儲層保護技術

對于趙東油田來說，預防儲層損害，實現儲層保護，需重點攻克抑制淺部地層泥巖水化膨脹、預防固相顆粒封堵油層孔喉、降低鉆井液濾液侵入量、減少完井過程中完井液漏失等難題。為此，該油田堅持地質工程一體化，并將一體化的理念引入到鉆井完井的儲層保護中，制定了全過程有針對性的儲層保護方案，把鉆井液、儲層鉆開液、固井水泥漿和完井液等系列工作流體作為一個系統工程考慮，即在鉆井作業過程中采用的儲層保護技術不影響后續的完井作業，且在完井階段實施的儲層保護技術更有利于后期的修井作業和油井生產，全過程最大限度地保護儲層和釋放潛力[10-14]。

趙東油田一體化儲層保護技術的理念內涵是堅持“入井液材料種類越少、添加劑越少、用量越少，對儲層損害越小”的原則，立足油水井的全生命周期管理，在鉆完井及生產的不同階段，制定有針對性的儲層保護方案，在確保每個階段儲層保護效果的同時兼顧不同階段的需求，做到各環節無縫銜接，確保油層潛力釋放最大化，最終實現油氣田采收率的提高?？偠灾?，一體化儲層保護技術就是一項從鉆完井至生產全過程精準控制作業流體對油層影響程度的系統工程[15-16]。趙東油田海上開發井型主要以大位移井、水平井為主，針對不同井型采取不同的油氣層保護策略，并將一體化保護技術貫穿于建井全過程。

2.1 鉆井液技術

趙東油田在大斜度井（多層合采井）以及水平井的油層段前，采用不分散的KCl-聚合物水基鉆井液體系。該體系主要由KCl 基液、優質無污染降濾失劑（PAC-LV）、高純度生物聚合物（MC-VIS）以及殺菌劑（MC-CIDE）組成，密度控制在1.12～1.21 g/cm3，API 濾失量小于8 mL，為使體系在堿性環境中能更好地發揮聚合物的作用，將pH值控制在8～10。通過室內回收率實驗選用明化鎮過3.360 mm 篩子的巖屑做巖芯，實驗條件為：120°C、滾動16 h，出罐后用0.450 mm 篩子回收，和相鄰區域常用的聚合物體系和有機硅鉆井液體系作對比，KCl-聚合物體系能很好地抑制泥頁巖的水化膨脹與分散（表1）。用過0.174 mm 篩子、105°C烘干2 h的二級土做膨脹實驗，結果表明，該體系可以將頁巖膨脹降低率達81.4%（表2），具有良好的防塌性能。

表1 鉆井液體系回收率實驗對比Tab.1 Comparison of recovery rate experiment of different drilling fluid systems

表2 鉆井液體系膨脹實驗對比Tab.2 Comparison of expansion experiment of different drilling fluid system

鉆井液中的K+和聚合物為抑制劑。聚合物對鉆井液流變性與濾失造壁性有不可替代的調控作用[14]，可以在頁巖顆粒周圍形成一層保護膜或包被膜，從而降低頁巖的水化作用，組織頁巖顆粒與水接觸，同時具有良好的剪切稀釋性，可通過降低鉆頭處的泥漿黏度來提高機械鉆速，從而降低裸眼井段在鉆井液中的浸泡時間，減少頁巖段的裸露時間，根據英國Rushmore 公司統計結果，趙東油田機械鉆速保持世界前列。對于大斜度井或長裸眼井段，可通過小幅度提高鉆井液密度保持井眼內的力學平衡來避免出現井壁穩定問題。同時，在環空中黏度高，攜砂效果好，有利于清潔井筒，在減少工程復雜的同時最大程度減少儲層損害。鉆進過程中，嚴格執行振動篩、除氣器、除砂器、除泥器及離心機組成的5 級固控系統，最大限度除去鉆井液中有害固相，減少微小固相對儲層的損害[17-19]。人造巖芯測試表明，KCl-聚合物體系滲透率恢復率最高為88.21%（表3），高于同地區其他油田聚合物及有機硅鉆井液體系13～18 個百分點。

表3 鉆井液體系滲透率恢復實驗對比Tab.3 Comparison of permeability recovery experiment of different drilling fluid system

現場實踐表明，KCl-聚合物體系在現場應用中體現出了更好的屏蔽暫堵作用，形成了致密堅韌濾餅，儲層更不易發生漏失（表4）。

表4 趙東油田2020 年9 口百噸井入井液漏失情況Tab.4 Leakage of hundred ton production inflow fluid in Zhaodong Oilfield in 2020

2.2 儲層保護鉆開液技術

趙東油田水平井油層段實施儲層專打，將水平段前不分散的KCl-聚合物水基鉆井液體系替換為無固相水基FLO-PRO 儲層鉆開液體系，密度控制在1.08～1.13 g/cm3，API 濾失量小于5 mL，pH 值7～9。對于油層段來說，與普通鉆井液相比，儲層鉆開液更具有保護性，其特點是不含黏土和分散劑、儲層配伍性高、可抑制油層黏土礦物膨脹。該體系為自破膠體系，不需要濾餅降解劑，根據取芯數據所做的滲透率恢復測試，滲透率恢復率可達100%，能夠在井壁表面形成超薄、超低滲漏率的耐久性濾餅，達到固液入侵最少，對儲層傷害最小的目的，且可降低水敏現象的發生。FLO-PRO 儲層鉆開液主要由KCl 基液、高純度生物聚合物（MC-VIS）、交聯淀粉（FLO-TROL）、改性淀粉（MC-STARCH）以及殺菌劑（BIOCIDE）組成。與KCl-聚合物鉆井液體系相比，FLO-PRO 儲層鉆開液體系最大的不同是用交聯淀粉和改性淀粉代替了聚陰離子纖維素PAC-LV，交聯淀粉是用木薯淀粉經過交聯加工的淀粉衍生物，通過加入濃度為85.5 kg/m3的碳酸鈣模擬儲層固相模擬實驗表明（圖1），能有效控制濾失量，通過改變淀粉的分子結構，和黃原膠配合使用，能使鉆井液體系產生很好的低剪切速率黏度（圖2），循環過程中具有很好的假塑性流體性能，從而降低鉆頭處的鉆井液黏度，有效提高機械鉆速，同時提高了鉆井液的靜態懸浮能力，可有效清除水平井、大斜度井的巖屑床，有利于井眼清潔。此外，交聯淀粉具有超強降失水作用及易降解特性，在70°C左右的油層溫度下極易降解，返排突破壓力低至100 psi（1 psi=6.985 kPa）以下，無須加破膠劑即可實現對淀粉類濾餅的清除，減少了施工步驟，降低了常規破膠劑對儲層的影響和損害，最大限度保護油氣層孔喉的原生態[18，20]。

圖1 不同濃度下交聯淀粉的API 濾失量Fig.1 API leakage of cross-linked starch at different concentrations

圖2 不同添加劑對鉆井液低剪切速率黏度的影響Fig.2 Effect of different additive agent on LSRV of drilling fluid

在作業過程中，FLO-PRO 儲層鉆開液體系中加入0.5%（體積比）液體聚胺（ULTRAHIB）來進一步增強鉆井液體系的防塌和抑制能力，防止巖屑水化分散。聚胺通過與水作用產生堿的同時，自身解離為一類能與黏土負電性顆粒吸附的陽離子化合物，從而抑制泥巖的水化膨脹，最大程度上減少了儲層泥巖分散的小顆粒侵入量，保護儲層[21-23]。

2.3 儲層保護固井水泥漿技術

固井作業是一體化儲層保護的關鍵環節之一，也是保證油水井完整性的關鍵環節[24]。

趙東主力油層埋藏淺（1 000～1 500 m）、壓力系數低（孔隙壓力系數1.01，破裂壓力系數1.50）、油層溫度低（55°C）、封固段長（1 000～2 000 m），且海上平臺日費制鉆完井作業的特點，對水泥漿強度發展要求高，普通的高抗硫G 級水泥抗壓強度在低溫下發展比較慢，不能滿足趙東油田的要求。同時，經過近20 a 的鉆井開發，趙東平臺受井口槽數有限且固定的影響，近些年新井井身全為三維軌跡，平均井斜70°，單井最多出現11 次井斜與方位的調整，大斜度段及水平井段對水泥漿沉降穩定性要求也更高。大斜度及水平井段水泥石會因水泥漿析水使水泥下沉，在環空頂部形成水帶，使水泥石頂部與井壁形成間隙并影響水泥石強度的正常發育，水泥漿凝固后體積會收縮，會在水泥環與井壁形成微間隙[22]。儲層縱向上壓力系數復雜、安全窗口窄，極容易漏失，造成油層損害的不可逆，固井質量難以控制，在選擇固井水泥漿體系時要綜合考慮預防井漏、儲層保護、固井質量和井控安全等因素。

因此，趙東油田采用低密低溫超早高強水泥漿體系，取代了雙級固井工藝，簡化了固井工藝，縮短了建井時間。該體系基于緊密堆積原理[23]，優選納米MgO 材料、超細微硅以及高強微球，形成三級緊密堆積模型，堆積率大于81.2%，納米MgO 是一種新型的納米微粒材料，作為一種膨脹劑應用到水泥基材料中，其與水泥水化反應的過程是自身的水化膨脹在起作用，是一種自膨脹材料。Ye 等研究發現，加入納米MgO 后的水泥漿養護后沒有體積收縮[24]，證明了納米MgO 水化后可以彌補水泥漿體后期的體積收縮。通過XRD 等微觀分析發現納米MgO 的水化活性與其微觀結構相關，隨著水化時間的延長，納米MgO 的水化反應趨于平衡。固井過程中，充分發揮納米級MgO 的小尺寸效應和界面效應，能在較低溫度下激發低溫早強的水化速度，形成的水泥漿體系沉降、流變等綜合性能良好，且水泥石12 h 抗壓強度達12 MPa，24 h 抗壓強度21 MPa，與普通G 級水泥相比，低溫早強水泥具有明顯優越性，較好地滿足了趙東油田的開發要求，低溫早強水泥與G 級水泥性能對比結果見表5。

表5 低溫早強水泥與G 級水泥性能對比Tab.5 Properties of low temperature and early strength cement and G-grade cement

趙東油田低密低溫超早高強水泥漿體系具有3 大優點：1）早期強度高，常溫養護24 h 水泥石抗壓強度超過21 MPa，強度滿足井筒長效密封的要求；2）流變性好，失水量小，減小循環壓耗，沉降穩定性好；3）低溫條件下自身強度發展快，滿足海上平臺快速施工的要求；4）儲層保護能力好，降低儲層漏失損害[25-29]。該體系構成為“G”級水泥+新型早強材料+新型分散材料，其性能見表6。

表6 低密超早高強水泥漿基本性能Tab.6 Basic properties of low density ultra early high strength cement slurry

施工過程中采用先進的自動化控制系統，配備液體添加系統和全自動水泥密度控制系統，通過電腦程序管理整個固井過程。通過該體系的應用，在新井平均井斜70°的情況下，固井質量第二界面優質率達80%以上，同時也很好地保護了儲層，降低了漏失損害。

2.4 完井過程井筒清潔技術

井筒的清潔程度是架接鉆井與完井的關鍵橋梁，鉆井作業結束后，套管內壁上會附著水泥、毛刺等物質，不但影響后續工具下入與順利施工，還會造成對儲層的二次損害，因此，井筒的清潔作業是不可缺少的關鍵環節[30-31]。實踐經驗表明，完井過程中30%的非生產時間是由井筒殘留的廢物直接造成的。井筒不清潔也會造成對油層的二次損害。因此，干凈清潔的井筒是確保完井高效實施以及油層能夠最大限度釋放潛力的關鍵所在，在轉到生產階段之前，完井階段的井眼清潔工作極為重要。

趙東油田平均井斜約70°，各種碎屑等物質更容易堆積影響儲層保護效果，因此，井眼清潔采用專門設計的工具組合 套管清潔工具、碎屑清除工具以及循環、噴射工具，配合清洗和頂替作業，通過水力、化學和機械相結合的方式一趟管串完成井筒的清潔，同時也提高了作業時率。在化學清潔方式方面采用具有雙重乳化作用的D-D 清洗劑、柴油、次氯酸鈉混合液作為洗井液串，充分利用柴油對油類污染物的溶解性，并通過D-D 清洗劑改善所有固體表面水潤濕性，降低活性物質的黏接傾向，利用其乳化作用降低污染物黏度，結合次氯酸鈉作為較強氧化劑對聚合物的破膠作用，配合工具串實施一體化頂替作業，去除井壁濾餅和鉆屑等有害附著及沉淀物質與顆粒，從而最大限度地達到井眼清潔的效果，既消除了井筒不清潔對儲層的影響，同時，有利于后期修井作業和生產。

2.5 儲層保護完井液技術

完井過程中的固相顆粒往往會對儲層帶來不利的影響。趙東油田在下入篩管和舉升管柱等完井作業前用與油層及鉆井液配伍性好的鹽水對鉆井液進行頂替，確保完井作業全過程在過濾鹽水環境中進行，這也是一體化儲層保護的關鍵環節之一。完井全過程采用兩級過濾的清潔KCl 鹽水，其抑制性好，呈弱堿性，具有較好的防腐性能，與鉆開液及儲層均有良好配伍性，不易產生沉淀。過程中利用兩級過濾設備（圖3），以濁度為控制指標，嚴控固相含量。第一級是通過硅藻土板框式過濾器，將硅藻土附著在曬布上建立層層的濾餅篩網，通過硅藻土將大多數大顆粒的固相從液體中有效吸附出來，設備可實現快速清洗，提高日費制完井效率；第二級過濾器為雙桶濾芯過濾器，兩個濾筒串聯，根據要求安裝不同精度的濾芯，可去除2μm 以上的所有固相。在現場應用時，將入井液濁度控制在5～10 NTU以內，固相含量控制在0.05%以內，對井內返出液循環過濾，循環出口濁度控制在30 NTU 以下，方可進行下一步作業，避免懸浮固相堵塞儲層孔喉，最大程度保護儲層。

圖3 完井鹽水兩級過濾設備示意圖Fig.3 Schematic diagram of two-stage filtration equipment for well completion brine

3 應用效果

趙東油田通過一體化儲層保護技術的應用，獲得了很好的儲層保護綜合效果，避免了井下復雜事故的發生，在各個開發階段都發揮了重要作用，并且各個作業環節良好銜接，見表7。

表7 趙東油田一體化儲層保護技術措施與特點Tab.7 Technology measures and characteristics of integrated oil and gas reservoir protection in Zhaodong Oilfield

趙東油田C/D 區塊投入開發以來，鉆井過程中未出現過惡性漏失及井壁失穩等復雜情況，完井時清潔的井眼與井筒確保了無井下事故發生，平均完鉆井深2 650 m，平均鉆完井周期14 d；在油藏進入特高含水階段（95%）仍能保持平均單井日產155 t的高產，近三年來百噸井占比達91%；2020 年在油價暴跌的情況下，仍然保證了自由現金流為正，實現了45 美元油價下單井仍有效益，平均單井內部收益率為15.03%。2020 年，趙東油田9 口日產超百噸（表8），實際產量均高于設計產量，超過同構造陸上同類、同階段的油藏新井產量7～15 倍。

表8 2020 年趙東9 口百噸井初期日產情況Tab.8 Initial daily hundred ton production of 9 wells in Zhaodong Oilfiled in 2020

4 結論

1）儲層保護技術應貫穿于油水井全生命周期的全過程以及各個環節，確保每個作業環節油氣層保護效果的同時兼顧后續環節的需求，做到各環節無縫銜接，確保油層潛力釋放最大化。

2）入井液總體上應秉承化繁為簡的原則，在保證作業安全順利實施的情況下，應盡量選擇簡單、輕便、清潔的體系配方，以此來減少外來有害物質對儲層的損害。

3）趙東油田一體化儲層保護技術借助日費制鉆井管理模式，做到了從設計到施工、從鉆井到完井再到修井等環節的一體化管控和全方位落實，實現了各階段及工序儲層保護的有序銜接，獲得了非常好的儲層保護效果和經濟效益，即使在低油價和高含水期依然能夠實現自由現金流為正。