Quantitative Water Injection Technology for Cavernous Fractured Karst Carbonate Reservoirs in the Tahe Oilfield
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摘要:
塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏进入注水开发阶段中期后，面临着注水效率低、有效期短等一系列问题。为解决这些问题，研究应用了以物质平衡方程为理论基础的量化注水开发技术。从注水时机量化、单井注水参数量化和单元注水参数量化等方面，分析、阐述了量化注水开发技术的理论依据、技术方法和应用效果。研究发现，量化注水技术可很好地将注水开发从定性判断转为定量分析，解决前期开发过程中定性注水带来的问题。该技术已应用142井次，累计增油10.95×104 t，注水有效率高达84.3%。研究表明，量化注水开发技术在塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏开发中效果良好，具有很好的推广应用价值。
Abstract:In order to resolve a series of problems such as low water injection efficiency and short longevity that faced in the development period of water injection for cavernous fractured karst carbonate reservoirs in Tahe Oilfield, a quantitative water injection technology was studied and applied on the basis of material balance equations. The theoretical basis, technical method and application effect of quantitative water injection development technology have been analyzed and expounded in three aspects, including the quantification of water injection timing, water injection parameters in single well and unit water injection parameters. The quantitative water injection technology can avoid the problems caused by qualitative water injection in the early development process, and it has been applied in 142 wells, with a cumulative oil increment of 10.95×104 t, and the water injection efficiency higher than 84.3%. The results showed that the quantitative water injection technology had a great effect in the development of cavernous fractured karst carbonate reservoirs in the Tahe Oilfield, with good value of promotion and application as a best practice for similar reservoirs.
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长北区块位于鄂尔多斯盆地东部，主要产层是山西组2段，具有层薄、低孔、低渗、低压、低产和非均质性强等特点[1]。长北区块采用双分支水平井进行开发，单支水平段设计长度达2 000 m，采用裸眼完井[2]，针对储层特点及储层保护的要求，采用“刚性粒子+可变形粒子”的屏蔽暂堵技术，研制了NDW无土相低伤害钻井液，在长北区块40多口双分支水平井进行了应用，均裸眼完井并直接气举投产，其中20多口井日产气量超100×104 m3，单井日产气量最高达220×104 m3，储层保护效果较好[3]。但随着CX丛式生产井持续生产，导致地层压力衰减，造成钻井过程中井底与储层间的压差增大，同时长北区块的主渗流孔喉半径为0.04～2.30 μm，平均为0.44 μm；对渗流贡献最大的孔喉半径为0.07～9.38 μm，平均为1.12 μm，而控制孔隙体积大多数的孔喉半径为0.01～0.10 μm，因此液相侵入后极易造成水锁伤害，加剧了钻井液对储层的伤害[4–6]，现用NDW无土相低伤害钻井液无法满足现场需要。为此，笔者在分析长北区块储层敏感性和水锁伤害机理的基础上，研制了钻井液用解水锁剂G311，并对无土相低伤害钻井液配方进行了优化，形成了适用于压力衰减储层保护的无土相防水锁低伤害钻井液，现场试验取得了良好的效果。
1. 储层损害机理分析
长北区块储层地质特征研究表明：长北气藏属低渗、低压气藏，非均质性强，孔喉结构变化大；同时，储层含有泥质杂基、伊蒙混层矿物、伊利石、高岭石、绿泥石和其他胶结物[7–8]。岩石性质决定了储层可能存在水锁效应、水敏损害、速敏损害等潜在伤害因素，因此通过室内试验分析储层伤害机理。
1.1 储层敏感性评价
参照SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》，选取长北区块山西组2段储层岩心，以氮气作为流动介质，测得岩心束缚水饱和度下的气体渗透率作为初始渗透率，进行长北区块储层敏感性试验。结果表明，该储层水敏损害程度中等偏强，速敏损害程度中等偏弱,盐敏、酸敏、碱敏和应力敏感损害程度均较弱。
1.2 水锁伤害机理分析
1.2.1 储层自吸水能力评价
选取3块长北区块山西组2段储层岩心，用标准盐水模拟地层水，在常温下进行了岩心自吸水饱和度随时间变化的试验，结果见表1。
表 1 岩心自吸含水饱和度随吸水时间的变化Table 1. Self-absorbed water saturation of cores with time岩心
编号不同时间下岩心自吸含水饱和度，% 0.5 min 1.0 min 5.0 min 10.0 min 20.0 min 50.0 min 100.0 min 1 6.8 12.6 34.8 53.9 68.7 72.3 73.3 2 14.3 21.7 41.4 50.9 55.2 61.9 62.9 3 21.2 32.4 58.6 61.5 74.3 87.8 88.6 从表1可看出，3块岩心在开始的30 min内自吸含水饱和度随时间变化很快，表明长北区块储层通过自吸入就可以达到较高的含水饱和度，具有极强的吸水能力。
1.2.2 水锁伤害评价
水锁伤害主要取决于储层原始含水饱和度与束缚水饱和度之差，差值越大，对气藏的伤害越严重[9–10]。为此，进行了长北区块山西组2段储层岩心的水锁伤害试验，评价储层由于水相滞留引起的储层伤害情况，结果见表2。
表 2 山西组2段岩心水锁伤害实验结果Table 2. Results of water-locking damage experiment with cores in the second member of Shanxi Formation岩心
编号原始含水
饱和度，%原始含水饱
和度下的
渗透率/
mD束缚水饱和度，% 束缚水饱和度下的渗透率/
mD水锁伤
害率，%评价
结果4 28.1 1.439 67.2 0.435 69.8 中 5 15.9 1.417 61.0 0.332 76.6 强 6 10.0 2.743 50.6 0.417 84.8 强 7 30.9 3.936 81.7 0.252 93.6 强 平均 21.2 65.1 81.2 强 从表2可以看出，长北区块山西组2段储层存在强水锁伤害，即储层中水相滞留对储层的伤害较为严重，平均伤害率达81.2%。
1.3 压力衰减对储层伤害的影响
随着CX丛式生产井持续生产，地层压力系数从0.90逐渐降至0.70，在钻井液密度不变的情况下，井底与储层间的压差增大，钻井液对储层的伤害加剧。为此，选取21块山西组2段储层岩心，采用NDW无土相低伤害钻井液，进行压力衰减对储层伤害影响评价试验，结果见表3。NDW无土相低伤害钻井液基础配方为：0.3%～0.5%提黏提切剂G310+3.0%～5.0%复合暂堵剂G302+2.0%～3.0%酸溶降滤失剂G301+0.3%～0.5%降滤失剂PAC–L+0.5%～1.0%除氧剂+0.1%～0.2%杀菌剂+0.4%～0.6%NaOH+石灰石。
表 3 不同压差下的岩心伤害试验结果Table 3. Experimental results of core damage under different pressure differences压差/MPa 岩心数量 伤害率，% 平均伤害率，% 14 6 25.3～28.3 26.8 17 5 23.8～46.0 33.8 19 6 69.8～70.1 70.0 21 4 78.6～91.6 85.4 由表3可知，随着压差增大，岩心的伤害率也增大。这是由于压差增大，侵入地层流体的流速增大，地层中黏土矿物发生水化膨胀运移将喉道堵塞，造成水敏和速敏损害[11–13]；同时，侵入地层的液相增多，引起储层水锁伤害，而井壁上的滤饼增厚，从而导致储层渗透能力显著降低。
2. 解水锁剂G311的研制
根据长北区块储层的伤害机理分析结果，确定了钻井液的研制思路：解除水锁，降低钻井液滤液表面张力，提高液相返排能力[14–18]；抑制水敏矿物水化膨胀，防止堵塞孔喉。
根据以上技术思路，自主研发了钻井液用解水锁剂G311，其主要由氟烷基季胺盐表面活性剂、乙二醇醚、有机胺及低碳醇组成。其中，氟烷基季胺盐表面活性剂具有降低表面张力的能力，但难溶于水；乙二醇醚可改善该表面活性剂的水溶性，有机胺能抑制水敏矿物的水化膨胀，低碳醇具有提高气体渗透率的作用。因此，该解水锁剂能有效降低钻井液滤液的表面张力，对滤液的排液效果好，同时能提高钻井液的抑制性，降低储层水锁和水敏伤害。
为了考察长北区块山西组2段储层岩心含水饱和度与气体渗透率的关系，同时评价解水锁剂G311对岩心含水饱和度的影响，进行了岩心自吸解水锁剂和自吸标准盐水的试验，结果见表4。
表 4 渗透率与含水饱和度关系Table 4. Relationship between permeability and water saturation序号 岩心抽真空饱
和标准盐水岩心自吸标准盐水 岩心自吸解水锁剂 含水饱和度，% 渗透率/
mD含水饱和度，% 渗透率/
mD含水饱和度，% 渗透率/
mD1 93.6 0.111 80.2 0.095 70.2 0.104 2 82.8 0.117 74.1 0.101 60.3 0.111 3 80.5 0.130 70.8 0.127 55.1 0.141 4 78.4 0.139 67.6 0.136 51.9 0.199 5 71.6 0.145 62.4 0.143 45.9 0.392 6 62.1 0.199 60.3 0.165 38.8 0.483 7 59.8 0.390 57.9 0.374 33.9 0.581 8 58.2 0.499 57.6 0.509 32.6 0.713 9 38.3 0.729 33.5 0.941 24.4 0.903 10 31.2 1.067 27.6 1.316 14.6 1.215 11 20.6 1.477 21.2 1.537 12.8 1.798 从表4可知，岩心自吸标准盐水和抽真空饱和标准盐水的束缚水饱和度相当，随着含水饱和度的降低，气体渗透率逐渐增大，当驱替到一定程度达到束缚水饱和度时，含水饱和度不再发生变化，分别为58.2%和57.6%，采取烘干岩心的办法可以降低含水饱和度；岩心自吸解水锁剂G311后，其束缚水饱和度降至32.6%，岩心渗透率也明显增大，表明解水锁剂G311有利于液相返排。
3. 钻井液配方优化及性能评价
在NDW无土相低伤害钻井液配方基础上，对钻井液用解水锁剂G311及润滑剂G316加量进行了优化，形成了NWP无土相防水锁低伤害钻井液。
3.1 解水锁剂G311加量优化
在NDW无土相低伤害钻井液中加入不同加量的解水锁剂G311，采用中压失水仪，收集滤液，并利用表面张力仪测试滤液的表面张力，结果见图1。
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图 1 解水锁剂G311加量对钻井液滤液表面张力的影响Figure 1. Effect of G311 dosage on the surface tension of drilling fluid filtrate由图1可以看出，解水锁剂G311加量为0.1%时，可使钻井液滤液的表面张力降至16.48 mN/m，降低率达77.8%，可有效解除水锁伤害。
3.2 润滑剂G316加量优化
针对双分支井长水平段钻进时扭矩大、摩阻高的特点，选用了全油基生物油润滑剂G316，在NDW无土相低伤害钻井液中加入不同加量的G316，测试其老化前后的流变性、滤失性和润滑性能，结果见表5。
表 5 润滑剂G316加量对钻井液性能的影响Table 5. Effect of G316 dosage on drilling fluid performanceG316加
量，%实验条件 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）滤失量/
mL润滑系数 0 老化前 46.0 24 5.6 0.304 100 ℃/16 h 43.0 22 5.8 0.304 0.5 老化前 45.0 23 5.4 0.131 100 ℃/16 h 41.5 21 5.8 0.137 1.0 老化前 44.0 20 5.6 0.097 100 ℃/16 h 42.0 19 5.4 0.094 1.5 老化前 43.5 22 5.4 0.070 100 ℃/16 h 45.0 23 5.8 0.063 2.0 老化前 44.0 21 5.6 0.041 100 ℃/16 h 40.0 18 5.6 0.041 2.5 老化前 42.0 19 5.4 0.030 100 ℃/16 h 41.0 19 5.6 0.034 3.0 老化前 39.0 17 5.4 0.029 100 ℃/16 h 38.0 18 5.2 0.027 从表5可以看出，随着润滑剂G316加量增大，钻井液的极压润滑系数降低，加量超过2.0%后，润滑系数低于0.050。同时，钻井液老化前后性能稳定，表明G316抗温性好，满足水平井长水平段施工要求。
3.3 钻井液性能评价
在NDW无土相低伤害钻井液配方基础上，引入解水锁剂G311和润滑剂G316，根据优化试验结果，形成了NWP无土相防水锁低伤害钻井液基础配方：0.4%提黏提切剂G310+3.0%复合暂堵剂G302+2.0%酸溶降滤失剂G301+0.5%降滤失剂PAC–L+0.1%解水锁剂G311+2.0%润滑剂G316+0.5%除氧剂+0.1%杀菌剂+0.5%NaOH+石灰石。
3.3.1 抑制性
取15 g钙土，在41.4 MPa下压制30 min制成人造岩心，置于OFI动态线性膨胀仪上，分别用清水和NWP无土相防水锁低伤害钻井液浸泡岩心，测定岩心浸泡不同时间后的膨胀率，评价无土相防水锁低伤害钻井液的抑制性能，结果见图2。
从图2可以看出，由于NWP土相防水锁低伤害钻井液具有抑制作用，岩心在钻井液中浸泡16 h的线性膨胀率为22.6%，远低于清水，表明NWP防水锁低伤害钻井液可抑制黏土矿物水化膨胀和分散，降低储层的水敏伤害。
3.3.2 抗温性
由于长北区块气井井底温度达100 ℃，水平段长，长时间钻进对钻井液的抗温性能要求较高，为此使用高温高压流变仪Chandler 7600测试了NWP无土相防水锁低伤害钻井液在不同温度下的流变性能，结果见图3。
从图3可以看出，NWP无土相防水锁低伤害钻井液在高温130 ℃以下的流变性良好，当温度高于130 ℃时钻井液黏度才发生突降，可满足长北区块水平井水平段钻进要求。
3.3.3 储层保护性
在长北区块地层压力系数条件下，测得NDW无土相低伤害钻井液在12 MPa压差下对储层的伤害率低于15.0%，属于轻伤害。因目前地层压力衰减，根据储层条件，将测试参数调整为：温度100 ℃，围压20 MPa，伤害压差17 MPa，动态伤害24 h；采用山西组2段岩心评价NDW 无土相低伤害钻井液和NWP 无土相防水锁低伤害钻井液的储层保护效果，结果见表6。
表 6 岩心伤害试验结果Table 6. Results of core damage experiment岩心
编号长度/
cm直径/
cm孔隙
度，%渗透率/mD 伤害
率，%钻井液 伤害前 伤害后 1 4.88 2.53 6.03 0.764 0.570 39.8 NDW无土相低
伤害钻井液2 4.14 2.54 8.10 0.954 0.575 25.4 3 3.63 2.54 8.20 0.707 0.433 38.9 4 3.43 2.54 9.31 1.120 0.915 18.3 NWP无土相防水
锁低伤害钻井液5 4.53 2.53 8.78 0.856 0.751 12.3 6 4.48 2.53 7.63 0.795 0.703 11.6 由表6可知，与NDW无土相低伤害钻井液相比，NWP无土相防水锁低伤害钻井液可有效降低对储层的伤害，岩心平均伤害率为14.1%，属于轻度伤害。
4. 现场试验
NWP无土相防水锁低伤害钻井液在长北区块2口气井进行了现场试验。结果表明，试验井段钻井施工顺利，钻井液流变性稳定，携岩能力强，井眼清洁，扭矩小，对储层伤害小。下面以CX–5井为例介绍现场试验情况。
CX–5井是一口双分支水平井，目的层为二叠系山西组2段。该井采用三开井身结构，一开钻至井深634.00 m，二开钻至井深3 216.00 m，三开采用ϕ215.9 mm钻头分别完成第一分支水平段（长1 653.00 m）和第二分支水平段（长1 539.00 m），完钻后用甲酸钠完井液将钻井液顶替出，裸眼完井，气举投产。
4.1 储层保护效果
取现场三开水平段钻井液，进行室内岩心伤害评价试验，结果表明，长北区块山西组气层岩心经过钻井液伤害后，岩心的平均伤害率为16.2%，属于轻度伤害，能够保证气藏的原始产能。
CX–5井位于河道边缘，地层压力衰减严重，非均质性强，储层不连续，预期产气量50×104m3/d，2018年12月底该井裸眼完井后直接气举投产，产气量达70×104m3/d，高于预期产量，表明NWP无土相防水锁低伤害钻井液满足压力衰减储层保护的要求。
4.2 钻井提速效果
CX–5井双分支水平段长度均超过1 500.00 m，钻井施工过程中NWP无土相防水锁低伤害钻井液始终保持优良的润滑性能，API滤失量小于5 mL，井壁上形成的滤饼薄而韧，滤饼黏附系数维持在0.035～0.052；钻进扭矩控制在25 kN∙m以内，钻井期间未出现阻卡。同时，钻井液流变性能稳定，携岩性能强，井眼清洁，平均机械钻速由5.13 m/h提高至5.75 m/h，提高了12.1%，钻井时间缩短了7.4 d，满足了长水平段安全快速钻进的要求。
5. 结论与建议
1）长北区块压力衰竭储层伤害的主要因素依次是水锁、水敏和速敏。根据长北区块储层伤害机理分析结果，自主研发了钻井液用解水锁剂G311，可降低钻井液滤液的表面张力。
2）NWP无土相防水锁低伤害钻井液抑制黏土水化膨胀分散的能力强，抗温130 ℃，润滑性好，对储层伤害小。现场试验表明，NWP无土相防水锁低伤害钻井液的储层保护及安全快速钻进效果显著，可在长北区块进行推广。
3）现场施工过程中钻井液起泡较明显，建议对解水锁剂的配方进行优化，以降低气泡对钻井液性能的影响。
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表 1 量化注水开发技术现场应用效果
Table 1 Field application effect of quantitative water injection development technology
计算参数 应用井次 增油量/104t 注水有效率，% 单井注水时机 45 1.84 86.5 单井注水参数 63 5.03 91.3 井组注采压差 25 2.33 84.3 井组分水率 9 1.75 85.2 合计 142 10.95 
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