摘 要：水锁、水敏及碱敏等造成了低渗透砂岩储层渗透率难以恢复的伤害，成为了储层保护的技术瓶颈。为此，依据屏蔽暂堵技术原理，以岩心实验确定的对渗透率贡献最大的孔喉半径区间为依据，研制出了与储层孔喉渗透率贡献率分布相匹配的多级架桥暂堵油气层保护剂，它由多级架桥粒子FDPD和可变形粒子FEP组成，在钻井液中最佳加量分别为4％和2％～3％。室内对加入多级架桥暂堵油气层保护剂前后钻井液性能变化和岩心渗透率恢复值进行了实验评价。结果表明：①岩心渗透率恢复率达85％，能很好地保护低渗透储层；②多级桥架暂堵剂加入钻井液后，虽钻井液的黏度和切力有所上升，但波动不大，能够满足工程的要求；③中压滤失量和高温高压滤失量降低，更有利于储层保护。2口应用井与同区块其他井相比油气产量明显提高，起到了良好的储层保护作用。该技术具有低成本、施工方便等特点，是一种切实可行的低成本且安全可行的油气层保护方法。
关键词：低渗透储集层 架桥粒子 暂堵 屏蔽 保护剂 储层损害 钻井液 油气层保护
Multi-level bridge plugging for the protection of low-permeability reservoirs
Abstract：The water lock，water sensitivity and alkali sensitivity will resuh in irrecoverable damage to low permeability sandstone reservoir permeability，which becomes the bottlenecking problem of reservoir protection．Therefore，the range of pore throat radius with the most greatest contribution to the permeability was first determined in the core sample tests；then according to the principles of shielding temporary plugging．a multi-level bridge temporary plugging agent was developed for oil&gas reservoir protection matched with the distribution of contribution rate of pore throat permeability．This newly developed agent consists of FDPD(multi-level bridge particles)and FEP(deformable particles)，the optimum amounts of which added to the drilling fluid are 4％ and 2-3％ respectively．The experimental evaluation was performed on the drilling fluid performance changes and core permeability recovery values before and after this agent was added．The following findings were achieved．a．The core permeability recovery reaches 85％，which is good enough to protect low permeability reservoirs．b．With this new agent added，the drilling fluid viscosity and shear force are increased slightly with little fluctuation，meeting the drilling requirements．c．The medium pressure filtration loss and high-temperature high pressure filtration loss are both reduced，which is more favorable to reservoir protection．The actual application showed that the oil and gas outputs of the two pilot test wells are increased significantly compared with those of other wells in the same block and this technology is proved to function well in reservoir protection with a low cost and an advantage of easy and convenient operation．
Key words：low-permeability reservoir，bridging particle，temporary plugging，shield，protective agent，reservoir damage，drilling fluid，reservoir protection
目前保护储层钻井研究热点集中存屏蔽暂堵保护油层技术、无渗透钻井液技术和欠平衡钻井技术3个方面。无渗透钻井液技术[1-2]是利用惰性材料和可变形胶团封堵孔隙，形成暂堵环；欠平衡钻井技术由于井筒内液柱压力低于地层压力，钻井液和有害固相的侵入就会减轻或消除，从而有效地保护储层，但对工艺要求高[3-5]。屏蔽暂堵保护油层技术作为储层保护中的一项重要技术[6-8]，已经在国内外广泛推广应用，并且取得了良好的效果。四川油气田某地区上三叠统须家河组砂岩储层孔隙度低于10％，渗透率主要分布在0.1～1mD，储层具有典型的低孔、低渗透及裂缝不发育特点，在钻井、完井过程中，水敏、水锁、碱敏、固相颗粒堵塞及地层水中的Ca2+、Mg2+与不配伍的钻井液处理剂或滤液产生沉淀，从而封堵孔隙和微裂缝，造成对储层的损害。为此，通过应用多级架桥暂堵储层保护技术，在2口井上进行了现场试验，测试数据和试验结果表明，屏蔽暂堵钻井完井液体系性能优于改造前的钻井液体系性能，有利于防止地层损害，提高储层岩心渗透率恢复率。
1 储层孔渗特征及潜在损害因素评价
1．1 储层孔渗特征
通过对该地区储层段岩样统计分析表明，储层孔隙度主要集中分布在6％～8％(图1)，平均孔隙度为6.72％；储层段样品渗透率主要集中在0.035～0.5mD，占98.06％(图2)，平均渗透率为0.1085mD。储层孔隙度和渗透率二者存在较好的指数相关性，R达到0.6988，渗透率随孔隙度增大而增大(图3)。因此，该区储层属于低孔、低渗透性储层。
根据砂岩储层孔隙度、渗透率与最大孔喉半径的关系，该区块储层渗透率主要分布在0.035～0.5mD，占98.06％，主要孔喉半径分布在O.1～0.8mm；储层最大渗透率范围在0.5～2mD，其对应的最大孔喉半径范围0.8～3.0mm，该储层对渗透率贡献率最大的孔喉半径区间为0.1～0.8mm和0.8～3.0mm。
1．2 储层潜在损害因素
根据行业标准SY／T 5358-2010储层敏感性实验评价方法，选用该地区须家河组低渗透储层段岩样进行储层水锁、水敏、碱敏、速敏、应力敏感性评价。结果表明该类储层岩心具有较强的水锁、水敏和碱敏损害特征，中等速敏和压力敏感损害。
1)储层岩心具有较强的水锁、水敏和碱敏损害特征：根据对该地区低渗透储层段含水饱和度的统计，其储层段含水饱和度平均为64.81％，对照实验结果，储层段受到中等偏强水锁损害(表1)。储层段岩心水敏性实验表明，渗透率分别由0.3485mD降至0.0572mD、由0.1750mD降至0.0292mD，岩心的敏感指数分别为83.6％和83.3％，说明该地区低渗透储层段具有强水敏性(图4)。储层段岩心碱敏评价实验结果表明，当pH值由7升至l3时，岩心渗透率分别南0.3762mD降至0.0158mD、由0.2639mD降至0.0095mD，岩心的碱敏感指数分别为95.8％和96.4％，该地区低渗透储层具有强的碱敏性(图5)。
2)中等速敏和压力敏感损害：储层岩心液测速敏实验表明，在1～5mL／min的测定流量范围内，岩心的最小渗透率Kmin和最大渗透率Kmax分别为0.1029mD、0.2514mD和0.08mD、0.155mD，临界流量为2～2.5mL／min，Kmin／Kmax分别为0.41、0.52，液测速敏损害较强(图6)。储层岩心应力敏感实验结果由实验结果可知：该地区低渗透储层的应力敏感性为中等损害，渗透率由0.49mD降低为应力变化后的0.275mD，其应力敏感引起的不可逆渗透率损害率为43.9％(图7)。
2．1 基本原理
多级架桥暂堵储层保护技术[9-11]是利用钻井液中的固相颗粒在一定的正压差作用下，很短时间内在距井壁很近的距离内形成有效封堵(渗透率接近为零)的暂堵层。由于它具备一定的承压能力，能够阻止钻井液中大量固相和液相进一步侵入储层。最后，利用一种经济合理的解堵方式解除暂堵层，使储层的渗透率恢复到原始水平。由于形成的低渗透暂堵层很薄(一般小于5cm)，容易被射孔弹射穿，同时也可通过流体返排或其他解堵技术解除堵塞，因而这种堵塞是暂时性的，不会对此后的流体产出带来不利影响。该项技术把造成地层损害的两个无法消除的因素：正压差和同相粒子，转换成实现这一技术的必要条件和有利岗素。
根据上述基本原理，如果储层孔喉渗透率贡献率呈单一分布，则采用原有屏蔽暂堵方法可以简单方便地利用单一粒子群进行屏蔽暂堵油气层保护体系配方设计。这就是普通屏蔽暂堵技术中，暂堵粒子设计多采用D90或D最大进行设计[12]。若储层孔喉对渗透率的贡献率呈多峰状分布，采用单峰状的屏蔽暂堵方法必然导致暂堵不完全、暂堵效果差。
基于储层孔喉渗透率贡献率的多峰分布理论，本文提出多级架桥暂堵储层保护技术：设计采用与储层孔喉渗透率贡献率分布相匹配的多级架桥暂堵粒子对储层进行逐级暂堵屏蔽，以达到快速、准确、高效的暂堵效果。
2．2 多级架桥暂堵油气层保护剂设计与评价
2．2．1模型设计
根据以上分析，设计该多级架桥暂堵油气层保护剂(以下简称暂堵油保剂)的模型为：原钻井液+一级架桥粒子+二级架桥粒子+可变形软化粒子。
2．2．2孔喉暂堵粒子参数设计
该储层的孔喉半径区间为0.1～0.8mm、0.8～3.0mm对渗透率贡献率最大。依据2／3架桥原理[13]，其对应的多级架桥粒子直径应为0.13～1.07mm、1.07～4.0mm。采用实测岩心孔喉大小及其分布确定架桥粒子的粒径和分布比例[10]，对设计出的多级架桥粒子产品命名为FDPD。通过大量室内实验结果分析表明FDPD的最佳加量为4％。
可变形粒子是保证多级桥架暂堵环致密有效的关键。本项研究采用FEP系列，即钻井液用弱荧光防塌封堵剂，它由高聚物乳化而成，为白色膏状，能在水中自动分散，粒子粒径呈多级分布(1～10mm)。它提供了与地层温度相适应、粒径与被封堵微裂缝的大小相匹配的可变形软化粒子，从而实现对各类微裂缝的有效封堵，保持井壁稳定。通过大量室内实验结果分析表明FEP的最佳加量为2％～3％。
2．2．3钻井液性能评价
为考察暂堵油保剂加入后钻井液性能的变化，采用了该地区现场钻井液加入4％FDPD多级架桥暂堵粒子和2.5％FEP可变形软化粒子前后的流变性能对比实验(表2)。
由表2可知，暂堵油保剂加入钻井液后，钻井液的黏度和切力有所上升，但波动不大，能够满足工程的要求；中压滤失量和高温高压滤失量降低，更有利于储层保护。因此实验评价结果表明：暂堵油保剂对钻井液性能没有较大影响。
2．2．4暂堵油保剂返排效果评价
为评价暂堵油保剂返排效果，测定了现用钻井液体系中加入暂堵油保剂前后该地区岩心渗透率恢复值(表3)。
由实验结果可知，加入暂堵油保剂后3口井的钻井液无论对孔隙性岩心或是对裂缝性岩心渗透率恢复值都有显著提高，渗透率恢复值达到90％，大大减轻了钻井液固相和液相对储层的伤害，说明多级架桥暂堵返排效果较好。因此，在该地区储层实钻钻井液中添加适当的暂堵油保剂，调整钻井完井液粒度后，钻井完井液可以在岩心前端形成致密的桥堵带，从而防止钻井完井液固相和液相对储层岩心的进一步损害，同时降低滤液和固相颗粒的侵入深度，为返排解堵提供良好条件，能够达到保护储层的要求。
3 现场应用
针对研究的四川油气田某区块须家河组储层，须家河组储层段中的2口开发井实施多级架桥暂堵储层保护技术前后的油气产量对比(表4)。实施多级架桥暂堵储层技术的2口开发井，其油气产量得到明显提高，充分说明多级架桥暂堵技术对值层具有良好的保护作用。
4 结论
1)室内实验表明，受水锁、水敏、碱敏等损害的低孔低渗透砂岩储层采用多级架桥暂堵技术可提高岩心渗透率恢复率。暂堵油保剂的暂堵粒子尺寸与低渗透储层孔喉特征的匹配很好地保护了低渗透储层的物性。
2)暂堵油保剂加入钻井液后对钻井液流变性能、失水性能和密度影响很小，与实钻钻井液配伍性好。
3)多级架桥暂堵技术具有低成本、施工方便等特点，在低成本勘探开发的条件下是一种切实可行的低成本及安全可行的油气层保护方法。
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本文作者：王先兵 易炳刚 欧阳伟 吴文刚 廖旭芳 殷悦琳
作者单位：中国石油川庆钻探工程公司钻采工程技术研究院
中国石油西南油气田公司重庆气矿
中国石油西南油气田公司天然气研究院
中国石油西南油气田公司重庆天然气净化总厂
中国石油西南油气田公司采气工程研究院
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