储层主要损害机理

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1、1 储层主要损害机理1.1 储层岩性、物性分析根据冷87井、冷103井、冷深85井和冷科1井等探井薄片鉴定报告和储层岩样的X2射线 衍射分析结果，可知该地区储层泥质含量为6 %15 %，粘土含量很高，为13 %17 %，蒙脱 石含量为10%14%,伊/蒙间层矿物含量为4 %9 %,伊/蒙间层矿物间层比为20%58%, 属于水敏性较强的储层;由冷四 1 井压汞分析结果可知，该地区油气层孔喉半径为 2100 13136 p m ,渗透率为（0187 554160） X 10 - 3 p m2，孔隙度为 719 %2615 %。基 本上可将其定位为中孔中渗和中孔高渗的储层1 。1.2 储层敏感性预测

2、及损害机理诊断 在缺少具有代表性的岩样和系统的储层岩性、物性资料的情况下,笔者采用人工神经网络储层 敏感性预测新方法,结合现场调研资料,针对该地区具有代表性的储层,对其 5 种敏感性潜在 损害的程度进行了预测,其结果表明:1）尽管储层中粘土矿物（即泥质） 含量较高,但由于其中非膨胀性的粘土矿 物高岭石和绿泥石含量较低,因此因微粒运移导致的速敏损害较弱,储层速敏性为弱;2）因蒙脱石和伊/ 蒙混层等水敏性粘土矿物含量较高,储层水敏性为中偏强,这一结果与岩 石矿物组分分析的结果相吻合;3）由于地层水矿化度较低,因此发生盐敏损害的危害性较小,储层盐敏性为弱;4）绿泥石为含铁的粘土矿物, 经验表明, 储

3、层中少量绿泥石的存在也会表现出一定程度的盐 酸酸敏性, 储层具有中偏弱的盐酸酸敏性;5）由于碱敏性矿物含量较低,因而储层碱敏性为中偏弱。该地区钻井过程中,引起储层损害的 主要因素为:（1）钻井液中固相颗粒的侵入;（2）粘土矿物水化膨胀和分散。因此,必须尽力提高钻井液的抑制性和封堵性,特别是对保护 储层暂堵方案进行优化设计。2 保护储层暂堵方案的优化设计2.1 优选暂堵剂颗粒尺寸分布的新方法 理想充填的含义是:对于保护储层的钻井液,需要根据孔喉尺寸加入具有连续粒径序列分布的 暂堵剂颗粒来有效地封堵储层中大小不等的各种孔喉,以及暂堵颗粒之间形成的孔隙。经论证, 当暂堵剂颗粒累积体积分数与粒径的平方

4、根（ d） 成正比时,可实现颗粒的理想充填2 。Hands 等人依据该理论, 进一步提出了便于现场实施的 d90 经验规则:当暂堵剂颗粒在其粒 径累积分布曲线上的 d90 值（指90 %的颗粒粒径小于该值） 与储层的最大孔喉直径或最大裂 缝宽度相等时, 可取得理想的暂堵效果325 。根据理想充填理论和 d90 规则, 笔者建立了暂堵剂颗粒尺寸优选新方法:1）选用具有代表性岩样进行铸体薄片分析或压汞试验, 测出储层最大孔喉直径（即 d90 ） , d90 也可从孔喉尺寸累积分布曲线上读出。2）在暂堵剂颗粒“累积体积分数-d”坐标图上，将d90与原点之间的连线作为该储层的“油 保基 线”。若优化设

5、计的暂堵剂颗粒粒径的累积分布曲线越接近于基线，则颗粒的堆积效率越高， 所形成泥饼的暂堵效果越好。3）若无法得到最大孔喉直径（如探井），则可用储层渗透率上限值进行估算，即Kmax d90。 若已知储层平均渗透率，可先确定d50，即K平均d50。然后将d50与坐标原点的连线延 长， 可外推出 d90 。4）应用暂堵剂优化设计软件，确定满足d90规则的暂堵剂最优复配方案。2.2 暂堵剂颗粒尺寸分布的优化设计根据调研资料，可推断该地区储层的最大孔喉直径为131364m。利用暂堵剂优化设计软件进 行计算，满足理想充填理论及d90规则条件的暂堵剂的最优方案为p (48 p m) : p (23 p m)

6、: p (13 p m ) =20 % : 66 % : 14 %。经验表明，考虑到暂堵剂在环空的剪切磨损，复配 暂堵剂的优化粒度分布曲线略靠储层目标线的右侧，因此，将 3 种暂堵剂产品的复配比例调 整为：p (48 p m) : p (23 p m) : p (13 p m )= 30 % : 60 % : 10 %。最后通过试验，确定 暂堵剂总加量为4 %，则48p m、23p m和13p m的暂堵剂(CaC03 )在钻井液中的加量分别 为 112 %、 214 %和 014 %。3 钻井液配方的确定及性能研究3.1 钻井液配方的确定 根据所钻地层的地质和地层特性，通过室内试验和优选，确定

7、使用强抑制性低损害聚磺钻井液 体系， 其配方为 ： 315 %膨润土+ 012 % Na2 CO3 +012 %KPAM + 013 %Na HPAN + 210 %PSC +110 %SMP2 II + 014 %CMC + 015 %ODB - 060 +2 磺化沥青 + 011 % XY227 + 013 % FCL S +016%油溶性暂堵剂+014 p m CaCO3 +214 #p mCaCO3+112Hp mCaCO3+110%ORH2103 。 其性能见表 1 。表1优选钻井液的性能注：1)老化条件为150 C下热滚16 h ; 2)加重后的泥饼粘滞系数为01 044，高温高压

8、滤 失量为 101 4 mL 。由表 1 可以看出，所优选出的钻井液配方性能优良，特别是 API 滤失量和高温高压滤失量很 低， 可以满足现场施工的需要。3.2 钻井液损害评价试验为了检验采用理想充填暂堵方法的使用效果，按文献 6 中的方法，分别将未加入暂堵剂与加 入理想充填暂堵剂的钻井液进行了损害程度评价。试验中使用冷四 1 井储层岩心，试验仪器 为J HMD2 II岩心流动试验仪,试验结果见表2。表2加入理想充填暂堵剂前后岩心渗透率恢复率的比由表2 可看出，未加入暂堵剂的钻井液的岩心渗透率恢复率为56.74 % ，而加入理想充填 暂堵剂的钻井液的岩心渗透率恢复率为81.03%。这表明加入理

9、想充填暂堵剂，有助于钻井液 在井壁上形成致密泥饼， 降低油层污染深度。4 现场应用及效果评价4.1 现场应用基本情况 上述理论和试验结果在青海油田某深探井上进行了现场应用。该井是柴达木盆地北缘昆特依 凹陷潜伏I号构造上的一口重点风险预探井，设计井深5950 m ,完钻井深5950 m ,完钻层位 为路乐河组地层。钻探目的是了解地层层序、第三系沉积储层特征及含油气情况。该井主要油气层段(43005950 m)为下干柴沟组和路乐河组地层，岩性主要为棕红色泥岩、 棕红色砂质泥岩、含砾石砂质泥岩以及常规砂质泥岩。棕红色泥岩造浆性强，易发生水化膨胀、 缩径、坍塌掉块， 因此要求钻井液具有强抑制性， 并具

10、有良好的抗高温特性。该井采用优选出的钻井液配方，严格按优选的复配比例加入暂堵剂，确保其加量达到 4 %。为 避免钻井液增稠，分次加入暂堵剂，但到达主力油层之前，其加量必须满足设计要求。为了提高 封堵效果，钻井液中加入了适量的可变形粒子(如磺化沥青，其软化点与储层温度相适应) 。4.2 应用效果评价该井钻进、取心、测井、下套管以及固井等作业均非常顺利， 实现了安全、快速、优质钻进， 最后顺利钻达设计井深5950 m。按文献6 中的方法，使用该探井井深5246 m的储层岩心用 未加入暂堵剂与加入理想充填暂堵剂的钻井液分别进行了损害程度评价,储层岩心的 渗透率恢复率分别 47.22 %和 82.54 %。该井四开最大井径为 295.20 mm(4300 m) ， 最小为 199.44 mm(5900 m) ，平均为 231.60 mm ，平均井径扩大率仅为7.23 %。在该地区深探井钻井 中首次没有井塌、缩径和划眼等井壁失稳情况发生， 这充分说明该钻井液具有十分理想的防塌 和井壁稳定效果。所优选出的钻井液抗高温能力强，在高温下无明显增稠现象。所形成泥饼致 密且光滑，在四开井段,API滤失量可低于4 mL ,高温高压滤失量低于9 mL，降低了钻井液滤 液对储层的侵入损害。