全曉虎 ，蔣官澄，呂傳炳，李擁軍，張勇，邱愛民，賈東民

（1.中國石油大學(xué)（北京），北京 102249；2.中國石油華北油田分公司，河北任丘 062550；3.渤海鉆探工程技術(shù)研究院，河北任丘 062550）

吉蘭泰油田位于巴彥-河套盆地臨河坳陷西南部，為快速沉積、超補(bǔ)償型盆地，2000 m 以上的儲層低成熟度、低滲透、低強(qiáng)度、高泥質(zhì)含量的“三低一高”特性顯著，吉蘭泰油田吉華2 斷塊儲層傷害具有多樣性，即泥質(zhì)含量高達(dá)15%左右，其中蒙脫石含量達(dá)85%以上，易發(fā)生水化膨脹和分散，造成孔喉堵塞；非均質(zhì)性強(qiáng)，難以做到暫堵劑粒子與地層孔喉嚴(yán)格匹配，且傷害機(jī)理需加深認(rèn)識，常規(guī)屏蔽暫堵技術(shù)對該儲層保護(hù)效果有限。針對吉華2 斷塊砂礫巖儲層強(qiáng)敏感損害和膠結(jié)性差的特點(diǎn)，對儲層巖性進(jìn)行分析，開發(fā)了雙疏劑和成膜劑，并對雙疏劑和成膜劑進(jìn)行評價。在鉆井液中加入雙疏劑，可大幅降低井壁表面能的效果，以實(shí)現(xiàn)巖石表面由親水性轉(zhuǎn)變?yōu)槭杷裕瑴p少外來固相和液相進(jìn)入儲層[1-8]。在鉆井液中加入成膜劑，成膜劑不僅能夠吸附在黏土表面抑制其水化，還可以吸附在巖石表面自發(fā)聚合形成一層聚合物膜，起到封堵泥頁巖微孔隙和微裂縫，同時加固井壁，降低次生裂縫發(fā)育以及鉆井液壓力傳遞的作用。建立了適合吉華2 斷塊砂礫巖中低滲透儲層的雙疏型儲層保護(hù)技術(shù)。雙疏型儲層保護(hù)技術(shù)體系不僅可以從“封堵”、“降濾失”和“疏水”等途徑來維持井壁穩(wěn)定，還可以減輕或避免儲層損害，解決儲層敏感問題。同時建立了吉華2 斷塊儲層敏感性損害智能化預(yù)測技術(shù)，為該區(qū)塊儲層巖心敏感性的評價提供了方便、快捷的檢測方法。目前，該技術(shù)在吉華2-209x 井和吉華2-322X 井中成功應(yīng)用?？朔嗽兴@井液封堵性較差，以及對孔隙和微裂縫封堵能力不足的問題，井下復(fù)雜情況明顯減少，取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益。

1 吉蘭泰油田吉華2 斷塊儲層特征分析

1.1 儲層礦物特征與儲層物性分析

1.1.1 儲層巖礦特征

研究區(qū)域主要為長石砂巖、巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖。且以巖屑長石砂巖為主，成分成熟度低。石英顆粒占碎屑成分的40%～70%；長石為10%～44%，斜長石含量與堿性長石相當(dāng)；巖屑占10%～35%。儲層巖性以含礫砂巖、砂礫巖及構(gòu)造作用改造的碎裂砂巖為主，孔隙類型以粒間孔為主。

1.1.2 儲層物性

由研究區(qū)E3l3段和K1g1段巖心分析孔、滲直方圖可以看出，E3l3段孔隙度為11.2%～19.7%，平均為15.7%，滲透率為2.89～141 mD，平均為37.8 mD；K1g1段孔隙度為11.7%～19.8%，平均為14.8%，滲透率為1.97～174 mD，平均為30.2 mD，屬中孔-中低滲儲層。

1.2 儲層礦物種類與含量分析

吉華2X 區(qū)塊黏土礦物和常見非黏土礦物含量見表1，吉華2X 井取心洗油前后的巖心見圖1。

表1 吉華2X 區(qū)塊黏土礦物和常見非黏土礦物含量

可以看出，吉華2X 區(qū)塊礦物組分以石英砂巖為主，含量達(dá)60%左右，非黏土礦物達(dá)80%左右；黏土礦物總量達(dá)6%～14%，黏土礦物以膨脹型礦物蒙脫石為主，占黏土礦物含量的58%～96%左右。容易發(fā)生水化膨脹損害。綠泥石含量占黏土礦物含量的4%～23%。酸敏性損害為中～較強(qiáng)～強(qiáng)。

圖1 吉華2X 井取心洗油前（左）后（右）的巖心

由圖1 可以看出，巖心巖性膠結(jié)較差，粒徑不統(tǒng)一，泥質(zhì)含量高，巖石顆粒間膠結(jié)非常疏松，巖心取心較難，洗油后破碎，易發(fā)生速敏性損害。

1.3 吉華2斷塊儲層巖石敏感性評價分析

針對吉華2X 區(qū)塊巖心，巖石顆粒間膠結(jié)非常疏松，巖心取心較難，洗油后破碎，不易進(jìn)行巖石敏感性評價，建立了吉華2 斷塊儲層敏感性損害智能化預(yù)測技術(shù)。敏感性損害智能化預(yù)測技術(shù)由模式識別法、人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)法以及專家系統(tǒng)3 種智能預(yù)測方法對不同樣本的敏感性預(yù)測結(jié)果為網(wǎng)絡(luò)輸入層，以不同樣本的實(shí)際損害值為輸出層，構(gòu)建神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)訓(xùn)練集。利用神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)對3 種方法所得結(jié)果與真實(shí)值之間的內(nèi)在聯(lián)系進(jìn)行訓(xùn)練，得到3 種預(yù)測方法所得結(jié)果對融合結(jié)果的準(zhǔn)確率貢獻(xiàn)的重要度，從而實(shí)現(xiàn)對未知輸入樣本敏感性的準(zhǔn)確定量預(yù)測。首先通過對原始儲層物性資料的收集與處理；建立敏感性預(yù)測數(shù)據(jù)庫；對人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)信息融合并進(jìn)行預(yù)測。通過對吉華2X 區(qū)塊地層巖心敏感性進(jìn)行預(yù)測可知，巖心速敏性中等偏強(qiáng)～強(qiáng)；水敏性中等偏強(qiáng)～強(qiáng)；酸敏性強(qiáng)；堿敏性弱～中等偏弱。為后期該區(qū)塊的敏感性評價提拱快捷的評價手段。

同時選擇吉華2X 區(qū)塊地層巖心，進(jìn)行敏感性實(shí)驗評價，結(jié)果表明，巖心水敏性和速敏性強(qiáng)、鹽敏性中偏強(qiáng)，與前面礦物分析結(jié)果和預(yù)測一致。因此，應(yīng)提高外來流體的礦化度和抑制性，減小濾失量，避免井漏的發(fā)生；此外，由于屬于中孔低滲儲層，還應(yīng)避免毛細(xì)效應(yīng)損害。

2 雙疏型儲層保護(hù)技術(shù)

吉蘭泰油田吉華2 斷塊砂礫巖儲層泥質(zhì)含量高達(dá)15%左右，其中蒙脫石含量達(dá)85%以上，易發(fā)生水化膨脹和分散，造成孔喉堵塞，同時巖性膠結(jié)較差，粒徑不統(tǒng)一，泥質(zhì)含量高，巖石顆粒間膠結(jié)非常疏松，巖心水敏性和速敏性強(qiáng)，此外，儲層屬于中孔-中低滲儲層。因此吉蘭泰油田吉華2 斷塊儲層傷害具有多樣性，常用儲層保護(hù)效果有限。

針對吉蘭泰油田吉華2 斷塊砂礫巖儲層特點(diǎn)，單一的儲層保護(hù)技術(shù)對該儲層保護(hù)效果有限，因此選取“生物膜與超雙疏”融合的雙疏型儲層保護(hù)技術(shù)。雙疏型儲層保護(hù)鉆井液以超雙疏劑和成膜劑為核心，結(jié)合鉆遇的地層特點(diǎn)，配套仿生處理劑等形成雙疏型儲層保護(hù)技術(shù)。雙疏劑以仿生豬籠草口緣區(qū)超雙疏的組成和結(jié)構(gòu)為模本，通過多元聚合制備出具有“超雙疏”效果的雙疏劑，從而成功降低毛細(xì)管壓力甚至使其反向，實(shí)現(xiàn)疏水、疏油目的，改變巖石表面物理化學(xué)性質(zhì)、地層流體分布與滲流規(guī)律等，在鉆井液中能抑制黏土水化膨脹、保護(hù)儲層?！俺赡ぁ笔侵冈诰诨蚪谔幮纬梢粚泳哂辛己糜腿苄院洼^高強(qiáng)度的膜狀物，該膜狀物阻止鉆井液中的固相和液相侵入儲層，實(shí)現(xiàn)廣譜“成膜”暫堵，完鉆后通過射孔或原油返排解堵，達(dá)到保護(hù)儲層的目的，同時還解決了非均質(zhì)儲層的保護(hù)問題。生物膜與超雙疏融合，協(xié)同作用，實(shí)現(xiàn)了從“提高鉆井液性能”的外因法轉(zhuǎn)變?yōu)椤巴瑫r改善鉆井液所接觸的固體表面性質(zhì)”的內(nèi)外因結(jié)合法，進(jìn)而從“高性能”轉(zhuǎn)發(fā)為“高效能”，達(dá)到“安全、高效、經(jīng)濟(jì)、環(huán)?！便@探目標(biāo)。

2.1 雙疏劑的性能表征

2.1.1 雙疏劑的掃描電鏡（SEM）實(shí)驗

對使用雙疏劑處理前后的巖心表面進(jìn)行掃描電鏡分析，見圖2。

圖2 雙疏處理劑處理前后巖心表面掃描電鏡圖

由圖2 可以看出，未處理的巖心表面在納微米級的表現(xiàn)為非常光滑，只存在少量的層狀結(jié)構(gòu)，因而最初的巖心表面表現(xiàn)出親水親油的雙親特性；當(dāng)使用雙疏劑對巖心進(jìn)行處理后，巖心表面覆蓋了很多納米級別的產(chǎn)物，雙疏劑產(chǎn)物之間互相連接在一起，從而整體體現(xiàn)出一種微米尺度的物理結(jié)構(gòu)，再加上其本身的納米結(jié)構(gòu)形成了納-微結(jié)構(gòu)，而納-微多級尺度的物理結(jié)構(gòu)具有一定的“雙疏”性質(zhì)，從而使得處理后的巖心表面具備“雙疏”性能。

2.1.2 雙疏劑的接觸角測量實(shí)驗

分別測定雙疏劑處理后的人造巖心表面的水、油兩相接觸角。其中水相選擇測試液為去離子水，油相選擇測試液為正十六烷，取5 個不同測試點(diǎn)的平均值作為最終實(shí)驗的測試結(jié)果。測試樣品制備方法如下：將所合成的雙疏劑配制成不同濃度的溶液，將巖心片置于溶液中浸泡4 h 后取出，在80 ℃恒溫干燥箱內(nèi)烘干至質(zhì)量恒定。不同濃度雙疏劑處理后巖心表面接觸角見圖3 和圖4。

圖3 不同濃度雙疏劑處理后巖心表面的接觸角

圖4 雙疏劑處理前（左）后（右）巖心的表面接觸角

由圖3 可知，當(dāng)巖心表面未經(jīng)過處理時，巖心表面水相接觸角為34°，正十六烷接觸角為0°，而當(dāng)巖心經(jīng)過雙疏劑處理過后，巖心表面接觸角隨著雙疏劑濃度的增加而不斷增大，最后保持恒定；當(dāng)質(zhì)量濃度為0.1%時，巖心表面水相接觸角達(dá)到85°，正十六烷接觸角為29°，當(dāng)雙疏劑濃度增加到0.3%時，巖心表面水相接觸角不斷上升，達(dá)到150°而正十六烷接觸角達(dá)到90°，隨著“雙疏”處理劑的濃度繼續(xù)增加，巖心表面水相接觸角基本維持在150°不變，油相接觸角均大于90°。同時由圖4 可以看出，雙疏劑處理前后巖心表面的水滴從一個小扁球狀變成了一個大半球狀，巖心表面潤濕性能由親液性向疏液性轉(zhuǎn)變。

2.1.3 雙疏劑處理后毛細(xì)管液面變化

地質(zhì)儲層中，由于存在許多微毛細(xì)管，液相流體在微毛細(xì)管中因為毛管力的存在造成水鎖效應(yīng)，從而對儲層造成嚴(yán)重傷害。實(shí)驗通過引入雙疏劑，改善毛細(xì)管力的大小和方向，模擬實(shí)現(xiàn)保護(hù)儲層的目的，見圖5。由圖5 可知，當(dāng)毛細(xì)管未被雙疏劑處理前，毛細(xì)管內(nèi)去離子液面和正十六烷液面上升高度達(dá)到40 mm 和24 mm，類比于儲層中微毛細(xì)管內(nèi)液相侵入，同時由于毛管力作用而堵塞微毛細(xì)管孔道；當(dāng)使用0.1%的雙疏劑對毛細(xì)管進(jìn)行處理后，毛細(xì)管內(nèi)去離子水液面和正十六烷液面分別下降到液面以下23 mm 和4 mm，此時毛管力大小已經(jīng)明顯減小，同時毛管力方向發(fā)生了改變，類比于儲層中毛管力方向發(fā)生了反轉(zhuǎn)，原本堵塞微毛細(xì)管的孔喉的力轉(zhuǎn)變成促進(jìn)微毛細(xì)管中液相流出的推力；隨著雙疏劑濃度的不斷增加，毛細(xì)管中液相的液面均大幅下降，最終去離子水液面穩(wěn)定在液面以下46 mm，正十六烷液面穩(wěn)定在液面以下16 mm。證明了雙疏劑通過改善微毛細(xì)管表面的潤濕性能，解決了儲層微毛細(xì)管中存在的水堵效應(yīng)，達(dá)到了保護(hù)儲層的目的。

圖5 “雙疏”處理劑對毛細(xì)管液面高度的影響

2.2 成膜劑的性能

成膜劑XZ-CMJ 可以在水下自發(fā)地在頁巖表面形成一種納微米級的聚合物膜，封堵納微米級的孔隙和裂縫，阻止裂縫進(jìn)一步發(fā)育導(dǎo)致頁巖剝落。成膜前后頁巖的比表面積、孔容積、孔徑分布等數(shù)據(jù)變化見圖6 和表2。可以看出，成膜劑形成的聚合物膜確實(shí)使泥頁巖的孔結(jié)構(gòu)發(fā)生很大變化，完全或部分封堵了大量孔隙，使原本孔徑在6 nm 左右的孔大幅度減少，平均孔徑從5.56 減小到2.72 nm，孔容積從0.030 cm3/g 下降到0.018 cm3/g，起到了預(yù)想的封堵效果；成膜劑成膜后泥頁巖的平均孔徑、孔容積和比表面積均有不同程度地下降，這說明成膜劑形成的聚合物膜封堵了泥頁巖微孔隙和微裂縫。

圖6 不同濃度成膜劑成膜后泥頁巖的孔徑分布

表2 不同濃度成膜劑成膜后泥頁巖的孔分布和比表面積

3 雙疏型儲層保護(hù)技術(shù)結(jié)合吉蘭泰油田鉆井液體系的室內(nèi)評價

取吉華2-209X 井和2-322X 井井漿，加入雙疏劑、成膜劑進(jìn)行評價，實(shí)驗結(jié)果表明，雙疏劑和成膜劑的協(xié)同作用起到封堵微納米孔縫的作用，阻止泥巖的吸水膨脹而導(dǎo)致的井壁失穩(wěn)，降低次生裂縫發(fā)育以及鉆井液壓力傳遞的作用，可封堵微納米孔縫，同時成功降低毛細(xì)管壓力甚至使其反向，實(shí)現(xiàn)疏水，從而起到防止泥頁巖水化，防止巖屑破碎及剝落掉塊，保護(hù)儲層?，F(xiàn)場鉆井液配方如下，性能評價見表3。可以看出，井漿中分別加入雙疏劑、成膜劑后，體系黏度變化不大，濾失量降低。

1#吉華2-209X 井井漿

2#吉華2-209X 井井漿+3%水

3#吉華2-209X 井井漿+3%水+3%雙疏劑

4#吉華2-209X 井井漿+3%水+3%雙疏劑+3%成膜劑

5#吉華2-209X 井井漿+3%水+3%成膜劑

現(xiàn)場井漿的滲透率恢復(fù)值見表4。由表4 可知，吉華2-322X 井鉆井液滲透率恢復(fù)值由69.62%提高到90.5%，吉華2-209X 井鉆井液滲透率恢復(fù)值由70.7%提高到92.2%，儲層保護(hù)效果明顯。

6#吉華2-322X 井井漿+3%雙疏劑+3%成膜劑

7#吉華2-322X 井井漿

8#吉華2-209X 井井漿+3%雙疏劑+3%成膜劑

9#吉華2-209X 井井漿

表3 現(xiàn)場鉆井液性能評價

表4 現(xiàn)場鉆井液滲透率恢復(fù)值評價

4 現(xiàn)場應(yīng)用情況

現(xiàn)場應(yīng)用2 口井分別為吉華2-209X 井和吉華2-322X 井，位于內(nèi)蒙古自治區(qū)阿拉善左旗敖倫布拉格鎮(zhèn)，該井型為定向井，井別為開發(fā)井，井深分別為2500 和2530 m，目的層位為K1g2。

4.1 吉華2-209X井現(xiàn)場施工

吉華2-209X 井鉆開儲層50 m 前加入儲層保護(hù)材料，現(xiàn)場鉆井液性能對比見表5。由表5 可知，加入油層保護(hù)材料后鉆井液黏度略有下降，濾失量降低，泥餅比之前致密，可優(yōu)化鉆井液性能。加入油層保護(hù)材料后現(xiàn)場鉆井液滲透率恢復(fù)值由69.62%提高到90.5%，儲層保護(hù)效果明顯?，F(xiàn)場鉆井液性能見表6。加入儲層保護(hù)材料后，鉆井液濾失量降低，泥餅質(zhì)量改善，鉆井液流變性能穩(wěn)定。

表5 吉華2-209X 井現(xiàn)場鉆井液性能

表6 吉華2-209X 井現(xiàn)場鉆井液性能

4.2 吉華2-322X井現(xiàn)場施工

吉華2-322X 井鉆開儲層50 m 前加入儲層保護(hù)材料，現(xiàn)場檢測鉆井液性能如表7 所示?，F(xiàn)場鉆井液性能測試結(jié)果見表8。

表7 吉華2-322X 井現(xiàn)場鉆井液性能

表8 吉華2-322X 井現(xiàn)場鉆井液性能

實(shí)驗數(shù)據(jù)表明，加入油層保護(hù)材料后鉆井液黏度略有下降，濾失量降低，泥餅比之前致密。加入儲層保護(hù)材料可優(yōu)化鉆井液性能，鉆井液滲透率恢復(fù)值由70.7%提高到92.2%，儲層保護(hù)效果明顯。加入儲層保護(hù)材料后，鉆井液體系性能穩(wěn)定。

4.3 試驗井與鄰井效果對比

試驗井與5 口鄰井對比見表9，機(jī)械鉆速提高5.8%，井徑擴(kuò)大率減小12.5%，鉆井周期縮短9%。

表9 試驗井與鄰井效果對比

5 結(jié)論與認(rèn)識

1.形成了一套雙疏型儲層保護(hù)技術(shù)，并在吉蘭泰油田吉華2-209x 井和吉華2-322X 井中成功應(yīng)用。

2.建立了吉華2 斷塊儲層敏感性損害智能化預(yù)測技術(shù)，為該區(qū)塊儲層巖心敏感性的評價提供了方便快捷的檢測方法。

3.在鉆井施工過程中加入儲層保護(hù)劑后鉆井液流變性能穩(wěn)定，儲層保護(hù)劑與體系配伍性好。鉆井液濾失量降低，泥餅質(zhì)量明顯改善，井壁穩(wěn)定性增強(qiáng)，鉆具扭矩和拉力降低。

4.井徑規(guī)則，擴(kuò)大率低，起下鉆正常、無掉塊垮塌現(xiàn)象，表明加入儲層保護(hù)劑后鉆井液體系對該區(qū)塊有較好的防塌效果。機(jī)械鉆速提高，鉆井周期縮短，有利于實(shí)現(xiàn)安全、高效鉆井施工。