Damage Mechanism and Countermeasures for Tight Oil Reservoirs in Ningdong Oilfield
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摘要:
鄂尔多斯盆地宁东油田致密油储层岩性复杂、低孔低渗、非均质性强，钻井过程中钻井液漏失情况多发，固相、液相侵入极易造成储层损害。为明确宁东油田致密油储层的微观特征与损害机理，降低钻完井对储层的损害，进行了SEM扫描、固液伤害性测试等试验研究，证实该油田致密油储层损害的主要原因为固相侵入、水锁及伴有的水敏感性和盐敏感性；明晰了该油田致密油储层的损害机理，发现钻井所用钾铵基聚合物钻井液对致密油储层的损害较大，采用隐形酸对储层进行处理时渗透率恢复率较低。针对该油田致密油储层损害机理和钻井所用钻井液的缺点，构建了低损害无固相钻井液，其黏度为45.5 mPa·s，API滤失量为3.5 mL，对储层损害较低，渗透率恢复率达85%以上，可满足宁东致密油储层保护需求。研究结果为鄂尔多斯盆地致密油储层保护技术措施的制定提供了依据。
Abstract:Tight oil reservoirs in Ningdong Oilfield in Ordos Basin are characterized by complex lithology, low porosity and permeability, and strong heterogeneity. Drilling fluid losses occur frequently during the drilling process, and the invasion of the solid and liquid phase can easily cause damage to the formation. In order to determine the microscopic characteristics and damage mechanism of the tight oil reservoir in Ningdong Oilfield and reduce the damage to the reservoir during drilling and completion, systematic experimental studies such as scanning electron microscope (SEM) and solid-liquid damage tests were carried out. It was determined that the main causes of damage to the studied tight oil formation were solid phase invasion, water blockage, and associated water and salt sensitivity. The damage mechanism of the tight oil reservoir in this oilfield was clarified. In addition, it was found that the potassium ammonium-based polymer drilling fluid caused great damage to the tight oil formation, and the permeability recovery was low when the reservoir was treated with invisible acid. In view of the damage mechanism of tight oil reservoirs and the shortcomings of drilling fluid used in the oilfield, a low-damage and solid-free drilling fluid was constructed with a viscosity of 45.5 mPa·s, an API filtration loss of 3.5 mL, achieving a permeability recovery more than 85%, which caused low damage to the formation and could meet the requirements of protecting tight oil reservoirs in Ningdong Oilfield. The research results can provide a basis for formulating technical protection measures for tight oil reservoirs in Ordos Basin.
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致密油属于非常规油气资源，高效开发致密油具有重要的现实作用[1]。致密油储层物性较差，孔隙度和渗透率低，钻井过程中容易受到钻井液液相和固相的损害，堵塞油气通道，难以获得高产[2–4]。储层损害受内因和外因的共同作用。其中，储层特性是内因，是储层损害的潜在因素，主要受储层孔隙结构、敏感性矿物、岩石表面性质和油气层流体性质等因素影响；钻井液和工程作业条件是外因，是诱发储层损害的因素，主要受工作液的性质、井筒压差、地层温度和作业时间等因素的影响[5–8]。国内外学者对低渗透致密储层的损害机理进行了大量研究[9–12]，认为储层的化学敏感损害是由于工作液性能与储层特性不匹配产生的水敏感性、速度敏感性及应力敏感性等引起的。此外，储集空间中的液相受毛细管力影响会聚集和滞留，产生水锁损害，固相侵入堵塞油气通道也会造成储层损害，固相与液相损害可能同时发生并相互作用，从而加剧储层损害[12–13]。不同储层的岩性、物性和含油气特性等各不相同，导致储层的损害机理各不相同，因此，要根据储层特性进行钻井液优化设计，以保护储层。
宁东油田位于鄂尔多斯盆地西缘，主力储层为延安组和延长组。该油田地质条件复杂，延安组发育有煤层系地层，钻井过程中漏失、井壁失稳频发。油田企业研究了具有维持井壁稳定和储层保护功能的钻井液，防漏防塌效果显著，也取得了一定的储层保护效果[13–15]，但没有系统分析储层损害机理，储层损害的主控因素不明、损害机理不清，钻井液的储层保护功能缺乏针对性。针对上述问题，笔者以宁东油田延5段为研究对象，通过分析岩心，揭示了宁东油田储层的基本特征，明确了储层损害的主控因素和现场钻井液损害机理，提出了针对性的储层保护对策。
1. 储层地质特征
利用扫描电子显微镜（SEM）及XRD全岩矿物测试系统，分析了宁东油田延5段、长8段及长9段等3个层段岩样的岩性和物性（见图1、图2）。
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图 1 宁东致密油储层岩心SEM扫描结果Figure 1. SEM images of core of tight oil reservoir in Ningdong Oilfield![]()
图 2 宁东致密油储层岩样铸体薄片Figure 2. Thin section images of rock samples from tight oil reservoir in Ningdong Oilfield从图1和图2可以看出：该油田致密油储层中的砂岩为中砂岩，分选中等，磨圆以次棱角状为主，杂基含量低，可见长石矿物裂缝，胶结物含量低；溶蚀作用发育，以长石及部分岩屑溶蚀为主；孔隙度主要分布在1.0%～16.8%，差异性较大，平均约为14.0%，属于低孔隙度储层；渗透率主要分布在0.05～156.00 mD，平均约为17.00 mD，属于中低渗储层；储集空间以原生孔隙为主，其次为次生溶蚀孔隙，孔喉孔径主要分布在0.1～1.0 μm。润湿角主要分布在20°～40°，平均为29.7°，亲水性较强。宁东区块储层岩石石英含量最多，平均为43.2%，伊/蒙混层比较发育。黏土矿物含量较低，主要为非膨胀型黏土：延5段的黏土矿物含量平均为1.89%，以高岭石为主；长8段和长9段黏土矿物的含量分别为3.31%和5.00%，均以绿泥石为主。
2. 储层损害主控因素分析
从储层地质特征看出，宁东油田致密油储层孔喉孔径小，小孔径的孔喉更容易产生水敏，黏土矿物遇水膨胀，导致孔喉闭合或堵塞。同时，钻井液、完井液等工作液的固相颗粒在井筒压差作用下容易侵入储层，固相损害风险较高。润湿角试验结果表明，储层具有强水湿性质，其潜在的水锁损害风险较高。研究表明，储层还存在潜在中等偏弱水敏感性及压力敏感性、中等偏强速度敏感性及盐敏感性损害风险。为了系统分析该油田储层损害的主控因素，开展了不同因素敏感性试验、不同含水饱和度下渗透率变化试验、钻井液粒径与地层孔喉分析及固相侵入损害试验。
2.1 敏感性试验
选用宁东26井延5段（埋深约2 060 m）的岩样，进行了水、盐、速度、碱和应力敏感性试验，结果见表1。敏感性试验所用岩样的孔隙度平均为6.39%，气体渗透率平均为14.35 mD。
表 1 延5段储层敏感性评价结果Table 1. Evaluation results of reservoir sensitivity of the Yan 5 section敏感性
类型最大渗透率
变化率，%临界值 损害程度 水 55.00 临界矿化度下限20 g/L 中等偏强 盐 51.72 临界矿化度上限100 g/L 中等偏强 流速 44.29 临界流速0.5 mL/min 中等偏弱 碱 20.07 临界pH值11.5 弱 应力 20.80 临界应力17.0 MPa 弱 由表1可知，延5段岩样表现出弱碱敏性、弱应力敏感性和中等偏弱的速度敏感性等特征。储层水敏感性和盐敏感性试验结果如图3所示。由图3可以看出：随着模拟地层水矿化度降低50%，再降至蒸馏水，渗透率损害率逐步增大至55%，储层水敏感程度中等偏强，其临界矿化度下限为20 g/L；盐敏感性试验中，岩样渗透率变化率51.72%，盐敏感程度总体为中等偏强。高矿化度流体与地层接触时可能发生储层损害，以渗透率变化20%为标准，确定临界矿化度上限为100 g/L。
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图 3 储层水敏感性及盐敏感性试验结果Figure 3. Water and salt sensitivity test results of the reservoir2.2 液相损害分析
水敏感性损害是因为储层蒙脱石和伊/蒙混层等水化膨胀导致孔喉变小、堵塞，使渗透率降低；水锁损害的主要原因是工作液侵入储层后滞留在孔隙之中，在毛细管力的作用下无法被驱动压力排出，造成孔隙堵塞、渗透率降低。水敏感性和水锁效应会相互影响，因水锁导致工作液滞留在储层，更容易引起黏土吸水膨胀，使储层孔隙度进一步降低，水锁效应也进一步加剧。
全岩矿物分析结果表明，延5段石英矿物含量最多，黏土矿物以非膨胀型为主，水敏感性潜在损害为中等偏弱。由表2可知，使用8%标准盐水及8%KCl溶液测试，该储层岩样均有较严重的液相损害，相比初始气体渗透率，液相渗透率降低了70%以上。试验发现，储层岩样水敏感性中等偏强，全岩矿物分析结果和实际测试结果不一致。分析认为，由于储层具有强水湿性及小孔径孔喉的特性，除伊利石、蒙脱石发生一定水化膨胀造成水敏感性损害外，渗透率降低的主要原因是水锁。
表 2 储层液相损害Table 2. Liquid phase damage of the reservoir岩样编号 岩样井深/m 测试流体 气体渗透率/
mD液体渗透率/
mD渗透率降低率，
%ND26-1 2 060.84 8%标准盐水 14.35 1.71 88.10 ND26-2 2 061.03 8%标准盐水 12.27 2.58 78.97 ND26-3 2 062.14 8%氯化钾 22.19 5.16 76.76 为了进一步研究水锁对岩样渗透率损害的影响，利用延5段岩样Y5-1和Y5-2进行滤液侵入损害试验，测定了岩样不同含水饱和度下的渗透率，结果见图4。为了排除水敏感性损伤的干扰，采用了8%KCl溶液。由图4可知：干燥状态下岩样Y5-1的气体渗透率为13.26 mD，随着KCl溶液逐渐进入岩心中，岩样渗透率逐渐降低，当岩样中KCl溶液饱和度为2.20%时，其渗透率最低为1.21 mD，相比气体渗透率降低了90.8%；岩样Y5-2干燥状态下的气体渗透率为0.87 mD，随着岩样中KCl溶液饱和度升高，其渗透率呈数量级降低，当KCl饱和度为2.24%时，其渗透率仅为0.0018 mD，相比气体渗透率约降低了99.8%。试验结果表明，岩样浸泡时间越长，含水饱和度越高，液相侵入储层造成的水锁损害越严重；储层越致密，渗透率越低，水锁损害影响越大，即使仅有少量滤液侵入，也会导致储层渗透率呈数量级降低。上述试验结果表明，宁东油田致密油储层受水锁损害影响较为严重，钻井液设计应以防水锁损害为主、防水敏感性损害为辅。
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图 4 岩样不同含水饱和度下的渗透率Figure 4. Permeability of rock samples under different water saturation levels2.3 固相损害分析
由于致密油藏孔喉孔径小，固相颗粒的侵入主要发生在近井壁处，难以侵入远井筒（储层深部），并且侵入量相对较少。固相侵入孔隙主要是由固相颗粒的粒径与孔隙孔径不匹配导致的[16]，需要结合实际钻井液固相粒径分布和储层孔隙尺度来评估储层损害。利用Bettersize2000粒度仪，测试了宁东油田3口井所用钾铵基聚合物钻井液的粒径分布情况，结果如图5所示。
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图 5 现用钻井液固相粒度分布与理想粒度分布Figure 5. Solid and ideal particle size distribution of drilling fluids in use根据理想充填理论和d90原则，对于孔隙型储层，当固相颗粒粒度分布曲线与储层孔隙度曲线呈类似斜率且略微向右偏移时，颗粒会形成封堵[17–20]。由图5可知：钻井液1和钻井液2的粒径曲线与储层孔隙曲线基本重合，根据理想充填理论，这2种钻井液中的固相将会对储层形成一定的封堵；钻井液3的粒径曲线位于储层孔隙曲线的左侧，粒径明显偏小，低于孔隙孔径平均值的比例高达70%以上，表明固相颗粒无法对井壁表面较大的孔喉形成暂堵，颗粒易侵入储层，堵塞储层较深处的微小孔隙，导致更大损害，储层渗透率更难恢复。图6为岩样端面被钻井液3污染前和被钻井液3污染后离岩样端面3 mm处的SEM扫描结果。由图6可知，岩样被污染前可观测到端面存在大量孔洞、孔缝，钻井液3污染后岩样端面完全被钻井液固相微粒和黏土覆盖，形状为片状和粒状。因此，要根据储层孔隙孔径优选钻井液加重材料的粒径，防止固相颗粒侵入储层，降低固相对储层的损害。
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图 6 岩样被钻井液3污染前后端面的SEM扫描结果Figure 6. SEM images of end face before and after rock sample was contaminated by drilling fluid 33. 现场钻井液性能评价
宁东油田早期使用钾铵基聚合物钻井液解决井眼失稳问题，利用K+和NH4+来抑制储层黏土矿物水化膨胀，其密度为1.05～1.10 kg/L，膨润土含量约30～35 g/L，储层保护效果较差。随着对地质及工程认识的提高，对储层保护也重视起来，宁东3和宁东5等平台的直井和定向井采用添加聚阴离子纤维素PAC和暂堵剂的钻井液，利用聚阴离子纤维素PAC控制钻井液滤失量，暂堵剂防止钻井液侵入储层。宁东油田不断探索储层保护技术，NP1水平井和NP2水平井采用了无土相钻井液，通过无水聚合醇、防水锁剂、防塌剂及KCl等材料防止水化膨胀和储层损害，具有一定的储层保护效果，但其性能不稳定，实际使用中滤失量控制失常，API滤失量约为8.0 mL。后来，采用了钾铵基聚合醇钻井液，通过添加K-PAN、NH4-HPAN及PAC、防塌剂和暂堵剂来控制滤失量和保护储层，但储层保护效果依然不明显，储层渗透率恢复率低。分析认为，储层保护效果差的主要原因是钻井液中活性固相较多，容易对储层造成固相损害。
3.1 钻井液基础性能评价
为了进一步明确该油田钻井液性能对储层的损害，选取了3口水平井所用的钻井液，测试其老化前后的基础性能，结果如表3所示。3口水平井都使用了钾铵基聚合物钻井液，分别为钻井液1#、2#和3#。
表 3 现场钻井液基础性能测试结果Table 3. Test results of basic drilling fluid properties used in the field钻井液 测试条件 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/Pa API滤失量/
mLpH值 初切 终切 1# 老化前 40.0 29 11.0 4 7 3.6 9 老化后 32.0 24 8.0 5 5 4.0 9 2# 老化前 24.0 17 7.0 1 4 6.0 9 老化后 33.0 21 12.0 1 1 13.2 9 3# 老化前 32.5 27 5.5 3 5 2.4 10 老化后 29.5 27 2.5 1 3 2.4 10 注：老化条件为100 ℃下滚动16 h。 从表3可以看出，钻井液1#和3#老化后的表观黏度、塑性黏度及动切力与老化前相比稍有降低，API滤失量变化不大；钻井液2#老化后的表观黏度、塑性黏度、动切力及API滤失量与老化前相比均增大。虽然3口水平井所用钻井液的性能均满足钻井基本需求，但每口井所用钻井液的性能有差异，钻井液1#和3#的热稳定性较好。从储层保护角度看，钻井液2#老化后的API滤失量明显增大，超过工程对API滤失量的要求（要求不高于10 mL），更容易对储层造成液相损伤；钻井液1#和3#的API滤失量较低，对储层造成液相损害的程度相对较低，但不排除固相侵入的可能。
3.2 钻井液损害评价
为了研究钻井液对储层的实际损害，使用取自延5段（井深2 060 m）的岩样进行了3口水平井所用钻井液损害评价试验，结果见表4。
表 4 现场使用的钻井液岩心损害试验Table 4. Field drilling fluid core damage test钻井液 渗透率/mD 损害率，% 污染前 污染后 1# 58.59 5.22 91.09 2# 9.98 6.92 30.66 3# 8.48 1.43 83.15 注：渗透率为岩样的煤油渗透率。 由表4可知，储层岩样被3种钻井液污染后，其渗透率都有不同程度的降低，其中被钻井液1#和3#污染岩样的渗透率降低得较多，达80%以上，被钻井液2#污染岩样的渗透率降低得相对较低，为30.66%。结合滤失测试结果综合分析认为，钻井液1#和3#对储层的损害主要为固相损害，伴随水锁及轻微的水敏损害；钻井液2#对储层的损害主要为水锁，并有轻微的水敏及固相损害。试验证实，钾铵基聚合物钻井液对致密油储层造成的损害较大。因此，钻进致密油储层时，应采用保护致密油储层的专用钻井液。
3.3 储层修复效果评价
致密油储层孔喉孔径小，产生损害后渗透率及孔隙度会进一步降低，解堵液难以进入致密油储层的孔喉，不能接触到固相颗粒，解堵效果较差。采用隐形酸处理被钻井液1#污染的岩样，进行煤油驱替，试验结果表明，岩样初始渗透率为58.62 mD，被钻井液1#污染后，经隐形酸处理后其渗透率为16.26 mD，渗透率恢复率仅为27.74%，可见隐形酸对该储层具备一定的修复能力，但对远井筒储层固相堵塞的解除仍不理想。
4. 储层保护对策
宁东油田致密油储层具有强水锁、强固相损害特征，一旦造成污染，普通的解堵措施难以有效恢复其渗透率，因此需要从钻井液体系入手来提高储层保护能力，防止储层损害。通过大量的室内试验，构建了低损害无固相钻井液，其配方为水+0.2%NaOH+0.2%XAN-PLEXD（增黏剂）+0.3%包被抑制剂+0.4%PAC-LV（降滤失剂）+1.8%生物降滤失剂+1.0%小分子抑制剂+1.0%纳米防塌封堵剂+3.0%可酸溶暂堵剂+1.0%防水锁剂+7.0%KCl，其老化前后的性能见表5。由表5可看出，老化前后该钻井液的 性能变化非常小，表明其性能稳定，且其滤失量较低。该钻井液的显著优点是固相含量极低，且使用了由乙烯基单体与丙烯酸类单体结合引发而成的纳米聚合物防塌剂，可以与可酸溶暂堵剂配合对储层进行暂堵，强化井壁稳定的同时能有效抑制钻井液滤液侵入储层。同时，针对储层水锁损害强的特点，添加了防水锁剂，进一步降低了液相损害。
表 5 低损害无固相钻井液老化前后的基础性能Table 5. Basic properties of low-damage and solid-free drilling fluid before and after aging测试条件 密度/
（kg·L−1）表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/Pa 静切力/Pa API滤失量/mL pH值 初切 终切 老化前 1.09 44.0 24 16.3 4.5 5.0 2.1 10 老化后 1.09 45.5 24 17.8 7.0 7.0 3.5 10 注：老化条件为90 ℃下滚动16 h。 为了评价该钻井液对致密油储层的保护效果，用延5段岩样进行了损害评价试验，结果见表6。
表 6 低损害无固相钻井液岩心损害试验结果Table 6. Core damage test results of low-damage and solid-free drilling fluid岩样编号 渗透率/mD 渗透率恢复率，% 污染前 污染后 1 1.64 1.40 85.36 2 119.32 97.58 81.78 由表6可知，岩样被低损害无固相钻井液污染后，渗透率恢复率达80%以上。岩心1距端面0.5 cm处的渗透率恢复率达93.3%，说明低损害无固相钻井液对储层的损害在近井地带，容易解除。
5. 结 论
1）鄂尔多斯盆地宁东油田致密油储层具有低孔、中低渗特征，石英含量较高，黏土矿物含量较低，主要为非膨胀型，伊/蒙混层较发育，平均润湿角较小，储层亲水性较强。储层损害从高到低的顺序依次为固相、水锁、水敏、盐敏、速敏和压敏，主要是固相损害和水锁损害。
2）宁东油田钻井所用钾铵基聚合物钻井液保护储层的效果一般，其原因是钻井液部分固相颗粒偏小，侵入储层内部造成固相损害；而隐形酸等只能解除近井地带井筒储层的污染，难以解除远井地带水锁或固相堵塞对储层造成的损害。
3）宁东油田致密油储层保护应以防控水锁及固相损害为主，低损害无固相钻井液能够将固相损害降至最低，具有较好的储层保护效果。添加防膨剂、降滤失剂、防水锁剂和纳米微尺度暂堵剂等可以有效防止水敏感性和水锁等液相损害，并将损害限制在近井地带，便于解除，有利于提高单井产量。
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图 1 宁东致密油储层岩心SEM扫描结果
Figure 1. SEM images of core of tight oil reservoir in Ningdong Oilfield
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图 2 宁东致密油储层岩样铸体薄片
Figure 2. Thin section images of rock samples from tight oil reservoir in Ningdong Oilfield
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图 3 储层水敏感性及盐敏感性试验结果
Figure 3. Water and salt sensitivity test results of the reservoir
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图 4 岩样不同含水饱和度下的渗透率
Figure 4. Permeability of rock samples under different water saturation levels
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图 5 现用钻井液固相粒度分布与理想粒度分布
Figure 5. Solid and ideal particle size distribution of drilling fluids in use
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图 6 岩样被钻井液3污染前后端面的SEM扫描结果
Figure 6. SEM images of end face before and after rock sample was contaminated by drilling fluid 3
表 1 延5段储层敏感性评价结果
Table 1 Evaluation results of reservoir sensitivity of the Yan 5 section
敏感性
类型最大渗透率
变化率，%临界值 损害程度 水 55.00 临界矿化度下限20 g/L 中等偏强 盐 51.72 临界矿化度上限100 g/L 中等偏强 流速 44.29 临界流速0.5 mL/min 中等偏弱 碱 20.07 临界pH值11.5 弱 应力 20.80 临界应力17.0 MPa 弱 
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表 2 储层液相损害
Table 2 Liquid phase damage of the reservoir
岩样编号 岩样井深/m 测试流体 气体渗透率/
mD液体渗透率/
mD渗透率降低率，
%ND26-1 2 060.84 8%标准盐水 14.35 1.71 88.10 ND26-2 2 061.03 8%标准盐水 12.27 2.58 78.97 ND26-3 2 062.14 8%氯化钾 22.19 5.16 76.76
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表 3 现场钻井液基础性能测试结果
Table 3 Test results of basic drilling fluid properties used in the field
钻井液 测试条件 表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/
Pa静切力/Pa API滤失量/
mLpH值 初切 终切 1# 老化前 40.0 29 11.0 4 7 3.6 9 老化后 32.0 24 8.0 5 5 4.0 9 2# 老化前 24.0 17 7.0 1 4 6.0 9 老化后 33.0 21 12.0 1 1 13.2 9 3# 老化前 32.5 27 5.5 3 5 2.4 10 老化后 29.5 27 2.5 1 3 2.4 10 注：老化条件为100 ℃下滚动16 h。
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表 4 现场使用的钻井液岩心损害试验
Table 4 Field drilling fluid core damage test
钻井液 渗透率/mD 损害率，% 污染前 污染后 1# 58.59 5.22 91.09 2# 9.98 6.92 30.66 3# 8.48 1.43 83.15 注：渗透率为岩样的煤油渗透率。
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表 5 低损害无固相钻井液老化前后的基础性能
Table 5 Basic properties of low-damage and solid-free drilling fluid before and after aging
测试条件 密度/
（kg·L−1）表观黏度/
（mPa·s）塑性黏度/
（mPa·s）动切力/Pa 静切力/Pa API滤失量/mL pH值 初切 终切 老化前 1.09 44.0 24 16.3 4.5 5.0 2.1 10 老化后 1.09 45.5 24 17.8 7.0 7.0 3.5 10 注：老化条件为90 ℃下滚动16 h。
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表 6 低损害无固相钻井液岩心损害试验结果
Table 6 Core damage test results of low-damage and solid-free drilling fluid
岩样编号 渗透率/mD 渗透率恢复率，% 污染前 污染后 1 1.64 1.40 85.36 2 119.32 97.58 81.78
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