BH油田储层主要由中泥页段薄砂层和东河砂岩层构成, 其主要油藏类型包括薄砂层的层状边水油藏和东河砂岩的复合油藏，所属油区分别包括BH1、BH10和BH4，已探明储量对应为1 637×104 t和6 505×104 t。BH油藏储层岩性以细粒石英砂岩为主，灰质细粒石英砂岩为辅。储层孔隙为粒间原生孔、粒间溶孔及粒内溶孔，孔隙连通性较好。薄砂层产层包括2、3号小层，厚度为0.6~2.0 m、1.5~1.70 m；2、3层孔隙度11.82%、15.78%，渗透率46.21×10-3 μm2、1.25 μm2，属于中孔、中渗储层。东河砂岩为厚度0.6~29 m，孔隙度15.65%，渗透率126.51×10-3 μm2(≤2 000×10-3 μm2)；属中~高孔、高渗储层。BH油田分别经历了1998年~1999年试采阶段、2000年~2004年建产阶段、2005年~2008年稳产阶段，至2009年进入递减期。针对目前BH油田开发过程中存在的问题，为继续优质高效开发该油田并实施稳产，有必要对其储层保护技术现场应用效果进行评价研究[1-2]。
BH油田储层矿物组成如表 1所示。其储层黏土矿物以高岭石、伊/蒙混层为主，其次为伊利石，绿泥石含量较低。BH油田储层黏土矿物潜在伤害形式如表 2所示。其潜在的伤害形式可能包括微粒运移堵塞孔喉、黏土颗粒水化膨胀分散运移及堵塞孔喉等[2-4]。
BH油田储层敏感性评价结果如表 3所示。表 3的实验结果表明，BH油田储层无速敏现象，存在弱碱敏、弱水敏、弱酸敏及中等盐敏现象[5]。因此，结合表 1中储层黏土矿物构成可知，BH油田储层不存在微粒运移堵塞孔喉现象或伤害，也不存在水敏性伤害或黏土矿物水化膨胀分散运移伤害的可能。其可能的伤害类型如表 4所示。
由表 4可知，BH油田储层潜在伤害包括：外来固体颗粒堵塞、地层结垢及外来流体二次污染，如盐敏伤害及细菌与乳化堵塞等。其中，外来固相颗粒堵塞及油井结垢是该油田伤害的主要因素。因此，对进入储层的各种流体，如完井液、压井液、射孔液、酸化液的性能提出了更高的要求[6]：
(1) 入井流体为无固相或低固相流体；
(2) 入井流体滤失或漏失量低；
(3) 入井流体液相与地层及地层流体配伍。
截止2011年7月，BH油田共钻完井151口，所用完井液种类主要包括：聚磺钻井液+暂堵剂(油溶或酸溶)、正电双保钻井液、正电性钻井液、聚合物钻井液、膜屏蔽钻井液、油包水钻井液[7]。其中聚磺钻井液+暂堵剂应用最多，而正电双保钻井液、正电性钻井液及聚合物钻井液仅在2004年~2007年间在个别或少数井中使用。而膜屏蔽钻井液仅在2009年用于BH4-32-1井，油基(油包水)钻井液也只是在2010年用于BH171-1H井。尽管BH油田已钻完井151口，且所用完井液种类有6种之多，但聚磺钻井液+暂堵剂体系更广泛用于BH油田储层保护中，所用井数高达95%以上。而且使用该类完井液仅有BH4-49H、BH4-52H两口井进行了酸化解堵投产，可见其对储层保护效果还是较好的。
有关BH油田完井液体系配方构成及主要性能如表 5所示(表中各物质用量均为质量分数)。
从表 5可看出，BH油田所使用的6种完井液均具有较低的失水量，仅5 mL左右，可以满足BH油田储层对完井液低滤失的要求。此外，从其配方构成可看出，除聚合物钻井液及膜屏蔽钻井液外，其自身活性固相(黏土)含量相对较低，≤5%(w)，其中聚磺钻井液+暂堵剂完井液和正电性钻井液仅为3%(w)左右，从而较好地满足了BH油田储层要求使用无固相或低固相完井液的要求[8]，正电性钻井液失水量偏高(7 mL)，且仅在1口井试用。因此，聚磺钻井液+暂堵剂完井液被广泛使用于BH油田水平井钻井过程中，很好地保证了水平钻井对其流变性、滤失性能及储层保护性能的要求。有关聚磺钻井液+暂堵剂完井液对储层的保护效果如表 6。
表 6表明，BH油田所使用的主要完井液(聚磺钻井液+2%~3%(w)暂堵剂)对储层具有良好的保护效果。2010年1月至2011年7月间，所使用该类完井液所钻9口新井，均可直接转泵生产，无需酸化解堵。而2010年前，所投产井也仅有BH4-49H、BH4-52H(表 5)两口井进行酸化解堵投产。
综上所述，聚磺钻井液+暂堵剂体系是一种较适合于BH油田储层保护需要的完井液体系，可继续用于BH油田二次开发钻井过程中对储层的保护。
压井液广泛用于新钻井完井和老井的各种井下作业过程中，而射孔液主要用于新井完井射孔及老井补孔或改层射孔作业中。通常，若射孔时不实施负压射孔，则压井液与射孔液密度及配方均相同，两者完全具有相同的使用功能，可以既作为压井液又可作为射孔液[9]，从已收集的现场资料看，BH油田作业过程中，射孔液与压井液基本属于同一流体，基本构成为：清水+NaCl(CaCl2)+黏土稳定剂+增稠剂+缓蚀剂(视具体情况而定)。有关BH油田具体使用压井液/射孔液类型、使用井号、作业情况如表 7所示。
由表 7可知，BH油田所用压井液/射孔液主要包括：轮南清水(ρ=1.0 g/cm3)、改性钻井液、清水+黏土稳定剂+增稠剂、清水+NaCl(CaCl2)+黏土稳定剂+增稠剂等4种类型。除4口井(BH4-48H、BH4-35H、BH4-66-1J、BH4-32-2H)采用有固相的改性钻井液外，其余均为无固相流体。因此，从储层保护需要出发，无固相压井液或射孔液效果更好。具体就无固相流体对储层保护效果、悬浮携砂及对地层压力平衡而言，清水+盐+黏土稳定剂+增稠剂体系优于单一清水。
BH油田所用射孔液/压井液类型及具体配方见表 8。从表 8可看出，清水+黏土稳定剂+增黏剂既可以较好地克服单一清水对地层存在的水敏性问题，而且通过添加增黏剂可有效调节流体黏度及携砂能力，有利于作业过程中砂子的携带与及时上返，提高压井液/射孔液对储层的保护效果[10]。
有关“清水+0.5%(w)~1%(w)黏土稳定剂+0.2%(w)增黏剂+NaCl(≥0)”压井液/射孔液等完井流体对储层的保护效果如表 9所示。
表 9表明，BH油田所用无固相压井液/射孔液(清水+0.5%(w)~1%(w)黏土稳定剂+0.2%(w)增黏剂+NaCl(≥0))对储层具有较好的保护作用。除两口井分别实施酸化、酸洗外，其余12口新井完井后均能自然投产，而且投产井产能均高于配产要求。从漏失情况看，BH新完井14口中，只有1口井存在漏失(52.5 m3)，说明其压井液密度合适，可满足平衡地层压力需要。
综上所述，BH油田压井、射孔液宜继续采用无固相液体。具体配方：清水+0.5%(w)~1%(w)黏土稳定剂+0.2%(w)增黏剂+NaCl(≥0)；性能要求：密度为1.0~1.08 g/cm3，黏度为25~30 s。
对压力系数 < 1的油井，可加入1%~3%油溶性暂堵剂, 防止压井液向地层大量漏失。
(1) BH油田储层潜在伤害包括外来固体颗粒堵塞、地层结垢及外来流体二次污染。其中，外来固相颗粒堵塞及油井结垢是该油田伤害的主要因素。要求进入储层的完井液、压井液、射孔液等为无固相或低固相流体、滤失或漏失量低、液相与地层及地层流体配伍。
(2) BH油田现有在用钻完井液(聚磺钻井液+2%(w)~3%(w)油溶性暂堵剂)可满足储层保护需要，所用压井液/射孔液应以清水+0.5%(w)~1%(w)黏土稳定剂+0.2%(w)增黏剂为主，当地层压力系数 < 1时，建议加入1%(w)~3%(w)的油溶性暂堵剂，防止压井液向地层大量漏失。
2013, Vol. 42 Issue (6): 619-623
2013, Vol. 42 Issue (6): 619-623