北京中科白癜风医院公益抗白 https://4001582233.114.qq.com/ndetail_1743.html哈萨克斯坦阿克莫拉州发现猛犸象化石哈萨克斯坦萨吉兹区块气田储层保护技术研究
李行，王松，王浩任，龙怀远
(长江大学化学与环境工程学院,湖北荆州)
[摘要]对哈萨克斯坦萨吉兹区块气田的潜在损害因素进行分析与评价，结果表明该区域地层为强水敏性损害，具有较强的水敏损害，存在中等偏弱速敏性、弱应力敏感性、中等的酸敏感性、中等偏弱的碱敏感性。再对该地区储层孔、渗特征进行分析，初步确定适合该区域储层特性的钻井液体系，在该基础上优选填充粒子和防水锁剂加入到钻井液中，以改善钻井液的封堵能力，降低水锁效应。该体系性能稳定，对储层岩心的渗透率恢复值达到80%以上，能够有效保护储层，现场应用效果良好。
[关键词]钻井液；高温高压；敏感性；储层保护；暂堵剂；防水锁剂；哈萨克斯坦萨吉兹区块
保护高温高压储层技术是一项贯穿油气田开发全过程的系统工程。中石化国际勘探公司负责的哈萨克斯坦萨吉兹区块气田属于典型的低孔、低渗高温、高压储层，储层保护的难度很大。在钻井、完井过程中，由于该地层存在敏感性矿物，导致储层有一定程度的敏感性损害；钻井液完井液体系中的固相颗粒进入储层，会堵塞地层的喉道及微裂缝，造成对储层的损害，因此开展保护哈萨克斯坦萨吉兹区块气田的钻井液技术研究显得特别重要。
1储层孔隙结构特征分析
1.1储层孔隙结构特征
毛细管压力资料统计表明研究区块孔喉半径为0.～4.60μm,以微小喉道为主，少量为细小喉道。可变断面的收缩部分是主要喉道，其次为弯片状及片状喉道。平均孔喉比为6.40，配位数主要在2～5，储层孔隙连通性较好。
1.2储层孔隙类型
对储层岩石的铸体薄片、图像分析和扫描电镜观察分析，哈萨克斯坦萨吉兹区块气藏储层包括有5种孔隙类型，以粒间孔和铸模孔为主，次为粒内溶孔，可见少量的生物体腔孔和晶间孔，总面孔率平均为19.4%。
1.3储层孔渗特征
选取了哈萨克斯坦萨吉兹区块4口井岩心进行分析，该区域储层渗透率主要分布在0.～mD之间；孔隙度为8%～22%。储层孔隙度和渗透率二者之间表现出一定的相关性，孔隙度增大渗透率相应增大。
1.4储层潜在损害因素评价
选取哈萨克斯坦萨吉兹区块气田的岩心,参照SY/T—《储层敏感性实验评价方法》，对哈萨克斯坦萨吉兹区块气田的岩心敏感性进行了评价。结果表明该区域储层岩心具有较强的水敏损害，存在中等偏弱速敏性、弱应力敏感性、中等酸敏感性、中等偏弱碱敏感性。
2保护哈萨克斯坦萨吉兹区块气田的钻井液体系研究
由于该区域地层水敏性较强，也存在一定的速度敏感性损害，所以储层保护技术的总体思路是优选钻井液完井液配方，加强钻井液体系的失水量控制；提高钻井液的抑制能力，防止钻井液中的有害固相和滤液进入储层造成损害；另外改善储集层岩石的表面性质，防止水锁现象的发生，提高储层保护效果。
2.1现有钻井液对储层的损害
哈萨克斯坦萨吉兹区块气田为异常的高温高压储层，储层温度为℃，地层压力因数为1.9～2.0。结合该区块的实际情况，在室内模拟配制了抗高温高密度水基钻井液体系。其具体配方为：2.5%膨润土浆+1%Na2CO3+0.5%降滤失剂HT-FL+1.5%DF-2+2%降滤失剂SMP-2+2%降滤失剂SPNH+2%封堵剂LSF+2%润滑剂LUBE-2+3%抑制剂Soltex+1%抗温剂Drill-thin+0.5%抗温剂Dristemp+0.5%抑制剂OSAM-K+5%HCOOK+重晶石(调节密度)(配方中的百分数为质量分数，下同)。
配方基本性能：密度2.0g/cm3,API滤失量2.6mL/30min,表观黏度68mPa·s,塑性黏度54mPa·s,初切力3.5Pa；终切力14Pa,高温高压滤失量11.9mL。
选取该区块的天然岩心，按照SY/T—《钻井液完井液损害油气层室内评价方法》，利用JHMD-2高温高压动态损害评价仪器进行岩心动态损害试验，结果见表1。结果表明，室内模拟配制的钻井液对储层有一定程度的损害，需要对现有钻井液进一步改进。
表1模拟钻井液岩心损害前、后渗透率恢复值对比
注：测试条件为℃×min×3.5MPa(岩心损害评价试验条件下同)。
2.2保护储层的钻井液研究
2.2.1优选暂堵剂
哈萨克斯坦萨吉兹区块气田储层的孔隙结构有很强的非均质性，孔喉尺寸一般呈正态分布。孔喉半径在0.～4.60μm之间，传统的暂堵方案都是以储层的平均孔径和暂堵剂的粒度中值作为确定暂堵方案的依据，难以形成强有效的封堵。对于保护储层的钻井液，按照1/2～2/3屏蔽暂堵理论，需要根据孔喉尺寸在钻井液中加入具有连续粒径分布的暂堵剂，有效地封堵储层中大小不等的各种孔喉以及微裂隙，只有加入这种粒径分布合理的暂堵剂，才能确保形成致密泥饼，阻止固相颗粒以及滤液侵入地层。
根据哈萨克斯坦萨吉兹区块储层的相关孔渗数据，确定暂堵剂为超细碳酸钙，暂堵剂组成为：2%目超细碳酸钙和1%纳米碳酸钙。因此初步确定保护该区块的钻井液配方为：2.5%膨润土浆+2%目混合超细碳酸钙+1%纳米碳酸钙+1%碳酸钠+0.5%降滤失剂HT-FL+1.5%封堵剂DF-2+2%封堵剂LSF+2%润滑剂LUBE-2+3%抑制剂Soltex+1%抗温剂Drill-thin+0.5%抗温剂Dristemp+2%降滤失剂SMP-2+2%降滤失剂SPNH+0.5%抑制剂OSAM-K+5%HCOOK+重晶石调节密度为2.0g/cm3。
在JHMD-2高温、高压动态评价仪器测试了上述钻井液对储层的损害程度，试验结果见表2，该暂堵方案对保护储集层有一定的效果，渗透率恢复值有所提高，但是渗透率恢复值还没有达到80%以上，还要进一步完善保护措施。因此在钻井液加入合适的防水锁剂，通过改变岩石的表面性质，减轻水锁损害来达到保护油气层的目的[1～3]。
表2加入超细和纳米级碳酸钙后岩心损害前、后渗透率恢复值
2.2.2优选防水锁剂
对于低渗、特低渗天然气层，除了用单纯的暂堵方法来保护储层外，还应加入防水锁剂，以降低岩石的表面张力，从而减少水锁损害。
在实验室配制了几种防水锁剂溶液，利用TC-C表面张力测定仪测得质量分数为0.3%的防水锁剂的溶液表面张力，试验结果见表3，可以看出，质量分数为0.3%的ASSW-20溶液表面张力最小，仅为22.50mN/m，因此在钻井液中优选质量分数为0.3%的ASSW-20防水锁剂。
表3几种防水锁剂的表面张力测定
2.3暂堵粒子和防水锁剂加入后对钻井液性能的影响
针对该区域低渗透储层的特点，在钻井液中加入质量分数为3%碳酸钙暂堵粒子和质量分数为0.3%的防水锁剂ASSW-20后，评价暂堵粒子和防水锁剂对钻井液性能的影响，试验结果见表4。向模拟钻井液配方中加入暂堵粒子和防水锁剂后，有利于降低钻井液的滤失量，对钻井液的其他性能影响不大。
表4加入暂堵粒子和ASSW-20后对钻井液性能的影响
2.4优选的钻井液对储层的保护效果
通过优化试验，确定保护该区块的钻井液配方为：2.5%膨润土浆+2%目混合超细碳酸钙+1%纳米碳酸钙+1%碳酸钠+0.5%降滤失剂HT-FL+1.5%封堵剂DF-2+2%封堵剂LSF+2%润滑剂LUBE-2+3%抑制剂Soltex+1%抗温剂Drill-thin+0.5%抗温剂Dristemp+2%降滤失剂SMP-2+2%降滤失剂SPNH+0.5%抑制剂OSAM-K+5%HCOOK+0.3%防水锁剂ASSW-20+重晶石调节密度为2.0g/cm3。
对该区域储层岩心进行钻井液动态损害评价试验，测得岩心损害前后渗透率，试验结果见表5。采用在现有钻井液中加入纳米碳酸钙填充粒子和防水锁剂后，岩心渗透率恢复值能够达到80%以上，有效保护高温高压气层。
表5优化后钻井液损害前后渗透率恢复值
2.5现场应用效果
在哈萨克斯坦萨吉兹区块气田使用所研制的钻井液共钻探了2口井，井下没有出现异常复杂事故，起下钻及开泵顺利，井壁稳定，无垮塌现象，岩屑代表性好，现场钻井液的滤失量为1.8mL，高温、高压滤失量为9.2mL，2口井的产气量均达到或超过设计要求。
3结论
1)哈萨克斯坦萨吉兹区块气田孔喉半径为0.～4.60μm，以微小喉道为主。该区域储层渗透率主要分布在0.～mD之间；孔隙度为8%～22%。该区域储层岩心具有较强的水敏损害，存在中等偏弱速敏性、弱应力敏感性、中等的酸敏感性、中等偏弱碱的碱敏感性。
2)通过室内优化试验，确定保护该区块的钻井液配方为：2.5%膨润土浆+2%目混合超细碳酸钙+1%纳米碳酸钙+1%碳酸钠+0.5%降滤失剂HT-FL+1.5%封堵剂DF-2+2%封堵剂LSF+2%润滑剂LUBE-2+3%抑制剂Soltex+1%抗温剂Drill-thin+0.5%抗温剂Dristemp+2%降滤失剂SMP-2+2%降滤失剂SPNH+0.5%抑制剂OSAM-K+5%HCOOK+0.3%防水锁剂ASSW-20+重晶石调节密度为2.0g/cm3，该钻井液体系对岩心损害后的渗透率恢复值达到80%以上。
3)在哈萨克斯坦萨吉兹区块气田现场应用表明，该钻井液体系性能稳定，井下安全，储层保护效果良好。
[参考文献]
[1]余维初，鄢捷年.JHMD-2智能高温高压入井流体动态评价系统[J].钻井液与完井液，,22(1):25～27.[2]鄢捷年.钻井液工艺学[M].东营：石油大学出版社，.[3]徐同台,赵敏,熊友明,等.保护油气层技术[M].第2版.北京:石油工业出版社,.
[编辑]帅群
[收稿日期]-09-10
[基金项目]国家自然科学基金项目()。
[作者简介]李行(-)，男，硕士生，现从事钻井液与完井液的学习与研究工作；通信作者：王松，wangs_2
sina.
