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1、水平井保护油层钻井完井液技术研究与应用编写人：黄达全钻井泥浆技术服务公司200412目录一、钻井完井液体系评价1二、油层保护方案研究6三、现场应用14四、应用效果19五、认识与建议24水平井开发的目的是为了提高油井单井产量，提高油藏采收率，降低开发成本，因此，水平井油层保护工作比普通开发井更为重要。油层保护是一项系统工程，它贯穿于油藏开发的全过程，钻井完井液是接触储层的第一种外来流体，钻井完井液所含有的固相和液相都会对储层产生损害，因此，水平井钻井完井液的油层保护是搞好水平井油层保护的重要环节。为了配合油田公司二00四年水平井开发搞好该项工作，钻井泥浆公司承担了“水平井钻井完井液油层保护”技术
2、的研究与应用工作。在油田公司的大力支持下，开展了钻井完井液体系的优选，结合大港油田的地层特点，开展了一系列室内评价实验，在大港油田水平井首次使用了KCL有机正电胶钻井液体系和无固相钻井完井液。针对不同完井方式，采用了不同油气层保护技术保护储层。根据每口水平井的储层物性、储层孔喉半径分布优选暂堵剂粒径配比方案。在现场应用中，严格按室内配方加入油层保护材料，通过现场井浆油层保护效果评价和完井后试油结果表明，该技术对油层保护效果好，达到了水平井开发的预期目的。一、钻井完井液体系评价按照大港油田公司水平井项目组的要求和部署，遵循“适用、成熟、具有推广价值”的原则，我们对水平井钻井液体系进行了针对性评价
3、。1、有机正电胶钻井液体系我油田于一九九四年使用正电胶钻井液成功地完成了官H2水平井的施工，正电胶钻井液是对油层损害最轻的钻井液体系之一，这是由正电胶钻井液的特殊的结构与流变学性质决定的。正电胶钻井液通过正负胶粒极化水分子形成复合体，在毛细管中呈整体流动，像一块“豆腐块”，很容易反排出来。它不同于其它钻井液体系，其它钻井液体系基本上是通过负电性稳定钻井液，钻井液在流动中，不同粒径的颗粒可进入不同大小的毛细管，直至卡死为止。这样反排起来就很困难，造成渗透率不好恢复。正电胶钻井液体系不仅具有保护油气层的特性，同时还具有井壁稳定的作用，两者相辅相成，主要体现在：近井壁处形成静止层；正电胶与水分子的亲
4、和力强，抑制了粘土的水化分散膨胀，从而使粘土成为惰性；改变钻井液的流变性能，满足井眼稳定、携岩的要求。尽管常规正电胶钻井液体系有很多优点，但与有机正电胶钻井液体系相比仍存在不足，主要表现在：无机正电胶电性不够高，且水溶油不溶；无机正电胶钻井液滤失量较大；可配伍的降滤失剂不多。且抗温能力差；无机正电胶钻井液对降粘剂特别敏感，粘度、切力一旦被破坏，再恢复其性能就特别困难。而有机正电胶具有更强的正电性，能被水润湿，且有油溶性，并易于与其他处理剂配伍，具有更强的页岩抑制性、稳定井壁和油层保护能力，因此，适合于水平井的勘探与开发。1）有机正电胶体系抗温稳定性评价通过大量处理剂匹配实验，确定钻井液体系基本
5、配方为：1.03 g/cm3浆+2%有机正电胶+2%GKHm+0.2%PMHA-+1%NH4-HPAN+2%SAS+2%FDTY-80+3%细目碳酸钙+0.5%KCl，并对该体系的抗温稳定性进行评价，评价结果见表1。评价结果表明体系抗温性能良好，有利于现场应用。抗温稳定性评价 表1g/cm3FVsFLml/mmPHGELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa备注1.03 g/cm3浆+2%有机正电胶+2%GKHm+0.2%PMHA-+1% NH4-HPAN +2%SAS +2%FDTY-80+3%细目碳酸钙+0.5%KCl1.05346.4/0.591.5/3.52818101.05356.
6、0/0.593/632221012016h滚动1.03 g/cm3浆+2%有机正电胶+2%GKHm+0.2%PMHA-+1% NH4-HPAN +2%SAS +2%FDTY-80+3%细目碳酸钙+0.5%KCl +石灰石粉1.20386.2/0.59.52/43422121.20416.0/0.59.53.5/6.538271112016h滚动2)抑制性评价采用港205井1681m做岩屑回收率实验，达到88.4%，该岩屑的清水回收率为26.1%，这表明：有机正电胶钻井液具有较强的抑制性。3)抗污染评价按优选出的钻井液配方配制实验用基浆，然后加入100目岩心粉，测量其常温和高温滚动后钻井液性能，
7、以评价钻井液抗钻屑污染能力，实验结果见表2。抗污染评价 表2g/cm3FVsFLml/mmPHGELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa动塑比备注1# ：基浆1.05346.4/0.591.5/3.52818100.551#配方+5%岩芯粉1.09381#配方+10%岩芯粉1.12421/33521140.661.12451/43923160.698016h滚动2#： 1#配方+12%岩芯粉(水化16h)1.13451.5/7.54229130.451#配方+12%岩芯粉+0.5%HMP-(片碱调PH值)35101/33626100.38通过表2的评价结果分析，该体系不仅在较高的固相容限量
8、仍有较好的流变性能，同时有较好的稀释剂与其配伍，能保证水平井的现场施工的正常运行。4）保护油气层效果评价室内选用不同渗透率人造岩心，进行了渗透率恢复值评价，评价结果见表3。不同渗透率岩心进行恢复值评价 表3岩心号Ka10-3m2Ko10-3m2前最大突破压力 MPaKd10-3m2后最大突破压力 MPa恢复值%人造岩心1006.11110.50.0385.00.0876.92800.67147.800.05121.170.0981.98554.12106.230.0393.970.0588.46221.1198.340.0282.920.0484.32109.3245.780.0339.730
9、.0786.78实验条件：70 3.5MPa 200s-1 2h 2、无固相钻井液研究家H2位于沈家铺油田官1071断块，该井设计垂深2203.2m，目的层为孔二2油组上砂体，是一口双分支水平井，分支井眼采用裸眼完井，主井眼采用筛管完井，因此，油层保护是本井施工的重要工作之一。针对家H2分支水平井的完井方式和油田公司的要求，结合我公司近年来为各油田服务的多口水平井钻井液使用情况，决定家H2分支水平井三开钻井液为无固相钻井液体系。为了搞好该井施工，在室内对无固相钻井液进行钻井液配方优选、盐类加重剂优选、油层保护剂优选及评价研究。1）钻井液配方优选总结我公司多年钻井液研究与服务经验，初步确定无固相
10、钻井液的基本处理剂为提粘剂、降滤失剂、流型调节剂、抑制剂等，其实验结果见下表。无固相钻井液配方优选 表4密度g/cm3漏斗粘度 s失水/泥饼ml/mmPH值GELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa1#清水+0.4%PAC141+0.2%流型调节剂+2%降失水剂+3%SMP-+2%成膜剂+KCl1.153117.2/0.28.52/2.531.51912.51#+2%NFA-25(加温至75待凉后测)1.153020/0.28.52/5.532.52210.58013h滚动1.152318.8/0.281/1.522.5184.52#清水+0.4%PAC141+0.2%流型调节剂+2%降失
11、水剂+3%SMP-+2%JYW-1+KCl1.156021.6/0.28.52.5/341.52516.52#+2%NFA-25(加温至75待凉后测)1.153710.6/0.18.52.5/2.543.52914.58013h滚动1.153311.2/0.182/2.539.52712.5续表4密度g/cm3漏斗粘度 s失水/泥饼ml/mmPH值GELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa3#清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%PAC(HV)+3%SMP-+2%页岩稳定剂+2%KHm+2%JYW-1+KCl(加温至75待凉后测)1.17389.6/0.28.52.5/3
12、42.52517.54#清水+0.4%PAC141+0.4%流型调节剂+1.0%PAC(LV)+3%SMP-+2%页岩稳定剂+2%KHm+2%JYW-1+KCl(加温至75待凉后测)1.17269.6/0.28.51.5/2.5292185#清水+0.6%PAC141+0.4%XC(HV)+1.0%PAC(LV)+3%SMP-+2%页岩稳定剂+2%KHm+2%JYW-1+KCl(加温至75待凉后测)1.17329.6/0.28.52/43524116#清水+0.5%PAC141+0.6%XC(HV)+0.8%PAC(LV)+3%SMP-+2%页岩稳定剂+2%KHm+2%JYW-1+KCl(加温
13、至75待凉后测)1.17409.4/0.28.54.5/64426187#清水+0.5%PAC141+0.8%XC(HV)+0.8%PAC(LV)+3%SMP-+2%页岩稳定剂+2%KHm+2%JYW-1+KCl(加温至75待凉后测)1.17529.2/0.28.55/8.548.52721.5通过上述实验可以看出：综合考虑各项性能及成本来看，3#配方最为理想。2）盐类加重剂优选为了优质、安全、快速的钻好该水平井，要求使用无固相钻井液体系，结合家H2的实际情况我们决定对盐加重剂进行优选，实验所用盐为KCl、NaCl和Weigh2，实验结果见下表。盐类加重剂优选 表5密度g/cm3漏斗粘度 s失
14、水/泥饼ml/mmPH值GELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa1#清水+0.6%增粘剂+0.2%KPAM+2%NPAN+3%SMP-+1%FT-1+2%聚合醇+11%KCl+10%NaCl(钻采院提供的配方)1.122377/0.272.5/2.521.5147.58016h滚动1.1222143/0.272/2.5181262#清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%PAC(HV)+3%SMP-+2%页岩稳定剂+2%KHm+2%JYW-1+weigh21.13567.2/0.28.53/463.53825.58016h滚动1.13596.4/0.283/4.56033
15、273#清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%PAC(HV)+3%SMP-+2%页岩稳定剂+2%KHm+2%JYW-1+KCl1.13449.6/0.28.51.5/3.54827218016h滚动1.13438.8/0.282.5/4482523通过上述实验表明：1#配方失水大、粘度低，2#配方虽然失水最小，但成本高，而3#配方虽然失水较2#配方稍大一些，但综合考虑各项性能及成本来看，3#配方最为理想，盐类加重剂选择KCl。3）保护油气层效果评价官1071断块所钻的井在孔二段没有取心，因而没有储层岩心物性分析资料。根据测井解释结果，家H2相邻的家k39-27、家k39-25
16、和家k43-25等三口井孔二段油层和油水同层26个小层的物性：孔隙度为11.15%26.51%，平均18.44%；渗透率5.9427.110-3m2，平均105.7510-3m2。因此，我们选渗透率在40010-3m2左右的岩芯进行实验。我们根据前述试验优选出的钻井液配制实验用钻井液，然后分别加入不同生产厂家的油层保护剂进行相同条件下的油层保护对比实验。其常规性能见下表，两个配方所加的盐量相同。密度g/cm3漏斗粘度 s失水/泥饼ml/mmPH值GELPaAVmPa.sPVmPa.sYPPa清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%PAC(HV)+3%SMP-+2%页岩稳定剂+2
17、%KHm+2%JYW-1+KCl(加温至75待凉后测)1.14417.5/0.28.52.5/3.5472918清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%PAC(HV)+3%SMP-+2%页岩稳定剂+2%KHm+2%OCL-BST-+KCl(加温至75待凉后测)1.12328/0.29.51.5/2.5342113不同厂家的油层保护剂加入后的性能 表6（1）渗透率恢复值评价表7油层保护实验所钻井液是按以下配方配制的，清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%PAC(HV)+3%SMP-+2%页岩稳定剂+2%KHm+2%JYW-1+KCl。油保材料加入之后钻井液渗透率
18、评价实验 表7岩心号Ka10-3m2Ko10-3m2前最大突破压力MPaKd10-3m2后最大突破压力MPa恢复值%实验条件人造岩心64#429.7459.640.1646.860.3078.880表8油层保护实验所钻井液是按以下配方配制的，清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%PAC(HV)+3%SMP-+2%页岩稳定剂+2%KHm+2% OCL-BST-+KCl。油保材料加入之后钻井液渗透率评价实验 表8岩心号Ka10-3m2Ko10-3m2前最大突破压力MPaKd10-3m2后最大突破压力MPa恢复值%实验条件人造岩心67#417.6364.800.1654.000.2
19、083.0080（2）酸化解堵实验酸化解堵实验是先将已做过油层保护实验的岩芯再进行污染，然后用10%的盐酸浸泡三小时，再进行岩心渗透率恢复值的测量，以评价其酸溶后储层的污染状况。表9是用JYW-1作为油层保护剂，按优选配方配制实验用钻井液进行的酸化解堵实验。酸化解堵实验 表9岩心号Ka10-3m2Ko10-3m2前最大突破压力MPaKd10-3m2后最大突破压力MPa恢复值%实验条件人造岩心64#429.7459.640.1652.910.2688.780表10是用OCL-BST-作为油层保护剂，按优选配方配制实验用钻井液进行的酸化解堵实验。进行的酸化解堵实验。酸化解堵实验 表10岩心号Ka1
20、0-3m2Ko10-3m2前最大突破压力MPaKd10-3m2后最大突破压力MPa恢复值%实验条件人造岩心67#417.6364.800.1660.000.1892.6080通过对JYW-1和OCL-BST-这两种不同厂家的同种油层保护剂的渗透率恢复值评价实验以及酸化解堵实验，我们可以看出OCL-BST-这种油层保护剂的渗透率恢复值较JYW-1高，因此，OCL-BST-的保护油层效果较好，其酸化解堵效果也较JYW-1好，建议选用OCL-BST-作为家H2井油层保护剂。综合上述实验，家H2井三开井段无固相钻井液基本配方为：清水+0.5%PAC141+0.5%流型调节剂+0.6%PAC(HV)+3
21、%SMP-+2%页岩稳定剂+2%KHm+2% OCL-BST-+KCl。二、油层保护方案研究大港油田油藏属于典型的断块非均质砂岩油藏，各断块的储层物性差别非常大，同一断块不同层位的油层物性也各不相同，二00四年油田公司所部署的水平井分布不同的断块，除家H2分支水平井采用筛管完井外，其它水平井均为射孔完井。因此，家H2井采用无固相钻井完井液保护油层，其它水平井均采用广谱型屏蔽暂堵保护油气层技术保护油层，针对不同区块的地层特性、井深、井温选择不同的钻井液体系，以期取得较好的保护油层效果。1、广谱型屏蔽暂堵保护油气层技术简介屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术（简称屏蔽暂堵技术）主要用来解决裸眼井段多压力层
22、系地层保护油气层技术的难题，其原理是利用钻井液液柱压力与油气层孔隙压力之间的压差和钻井液中的固相与处理剂，在油气层被钻开的极短时间内在井筒近井壁附近形成渗透率接近零的屏蔽暂堵带，此屏蔽暂堵带能有效地阻止钻井液、水泥浆中的固相和滤液继续侵入油气层，对油气层造成污染，而形成的屏蔽暂堵带能够通过射孔解堵。广谱型屏蔽暂堵保护油气层技术是对传统屏蔽暂堵保护油气层技术理论的继承与发展，该技术是依据储层的d流动50和最大流动孔喉直径来确定不同渗透率段下的暂堵剂粒子的直径，克服了传统屏蔽暂堵技术确定暂堵剂粒径时存在的缺陷，使得屏蔽暂堵理论更具科学性，其主要技术要点：（1）分析研究储层渗透率变化规律，采用所研究
23、区块储层（取心井）岩心实测的渗透率与孔喉特性数据，计算出渗透率贡献值达到97%（1%）时储层孔喉的平均直径d流动50，以及储层最大孔喉直径dmax。渗透率贡献值3%的微小孔喉没有考虑的主要原因：由于孔喉直径极小，在储层中常被不流动的流体所占据，容易造成永久损害，在目前开采条件下不可能开采出该孔隙中的油和气，封堵这部分孔喉没有实际意义；如果把它的孔喉直径累计到求d50的值中去，会使该值大幅度降低，起不到堵塞主要流通孔道的作用。（2）依据储层的d流动50和最大流动孔喉直径来确定不同渗透率段下的暂堵剂粒子的直径，按1/22/3储层的d流动50来选择架桥粒子的d50 。充分考虑砂岩油藏的非均质性，根据
24、目标区块油气层渗透率的分布规律确定各种粒径暂堵剂的比例，并使其在钻井液中的含量大于4%；按1/4储层孔喉的平均直径d流动50选择充填粒子直径d50，其加量大于1.5%。在选择架桥粒子时，还必须考虑架桥粒子的d90等于1/22/3储层最大孔喉直径。（3）选用沥青类产品作为可变形粒子添加剂，加量为2%，但其软化点应高于油层温度1050。如地质录井要求使用低荧光钻井液，则可使用乳化石蜡、聚合醇类产品作为可变形粒子添加剂。与传统屏蔽暂堵保护油气层技术相比，广谱型屏蔽暂堵技术对储层物性特征的研究更细致，暂堵剂优选时针对性更强。解决了储层的平均孔喉直径与主要流动孔喉平均直径差异较大带来的问题，提出了储层渗
25、透率贡献值的新概念。2、油层保护方案研究1）唐H2井唐H2井位于唐家河油田港71井区，目的层为馆I32，由于其开发较早，储层资料匮乏。孔隙度为30.62%，一半以上高达33%，渗透率50%落在25410-3m277310-3m2范围，50%落在131610-3m2274810-3m2，属于高孔高渗储层，个别储层达到300010-3m2以上，且泥质含量高达7.45%。因此，体系的强抑制性以及广谱保护油气层技术应该是行之有效的保护方法。据塘H2水平井邻井资料储层的孔隙结构参数以及渗透率分布状况，以及冀东油田高104-5区块浅层水平井（与本井储层物性参数非常相似）的成功应用经验，按照理想充填理论和D
26、90规则，并通过一定的数学方法进行处理，最后依据复配暂堵剂粒径分布曲线与目标线的相对位置确定出最佳暂堵方案。结果为：广谱暂堵剂（WC-1C20600目超钙601000目超钙1010FB-2）加量5，其中FB-2为油溶性树脂暂堵剂，它可用WZD-2代替。室内选用不同渗透率人造岩心，进行了渗透率恢复值评价，配方为：1.03 g/cm3基浆+2%有机正电胶+2%GKHm+0.2%PMHA-+1%NH4-HPAN+2%SAS+2%FDTY-80+0.5%KCl +5%广谱暂堵剂，评价结果见表11。不同渗透率岩心恢复值评价 表11岩心号Ka10-3m2Ko10-3m2前最大突破压力MPaKd10-3m2
27、后最大突破压力 MPa恢复值%人造岩心120913840031173100484761006.11110.50.0396050.0886928006714780005121.170098198554121062300387600068246实验条件：100 3.5MPa 200s-1 2h 2)扣H1井扣H1井位于扣村油田扣50断块，目的层为沙三I油组2号砂体，其沙三段储层为孔隙型。由于扣50断块没有取心井，因而没有实测的物性数据，也没有储层压汞分析资料，其物性数据依据测井解释结果得出，储层的孔喉资料参照相邻断块岐南5-16和扣47断块沙三段储层压汞分析数据。依据测井解释结果得出：沙三段油层孔
28、隙度平均为17%左右，渗透率平均为8510-3um2左右，该断块储层不均质，沙三段油层最高渗透率为232.45103m2，最低为1.068103m2。根据岐南5-16和扣47断块沙三段储层压汞分析数据，储层的孔喉半径随储层渗透率增加而增大，平均流动孔喉直径为3.84m,最大孔喉直径为11.88m。依据扣50-1井测井资料对储层敏感性处理解释得出：沙三段储层为中等偏弱速敏，中等偏强水敏，中等偏弱盐敏，中等偏弱碱敏，中等偏强酸敏。扣50断块没有地层水分析资料，参考扣47断块沙三段储层地层水分析结果，沙三段地层水为碳酸氢钠型，总矿化度13092mg/L。综上所述，扣H1井目的层为非均质砂岩储层，其主
29、要油流通道为细孔喉，屏蔽暂堵保护油层方案为：1200目碳酸钙加量3%，d50粒径为3-6m，800目碳酸钙加量1%，d50粒径为6-8m，可变径粒子选用WZD-II，加量为2%，加入0.1-0.2%防水所剂（ABSN），加入0.5%KCL调整钻井液滤液的矿化度，防止储层粘土水化膨胀，油层保护评价结果见表12。岩心渗透率恢复值评价 表12岩心号Ka10-3m2Ko10-3m2前突破压力 MPaKd10-3m2后突破压力 MPa恢复值%人造岩心55.7818.220.0614.310.0978.54108.5539.880.0532.590.0781.72200.7751.070.0545.560
30、.06589.21311.44108.010.0489.730.0683.08实验条件：100 3.5MPa 200s-1 2h 3）羊H1井羊H1井所处断块主要含油层系为上第三系馆陶组和明化镇组，本井开发的是馆陶一油组。参考羊三断块取心井分析数据，馆陶组储层粘土矿物绝大部分井均以伊蒙无序间层为主,占50%94%，其次含高岭石、伊利石和绿泥石。而仅有一口井(羊2-3井)储层中粘土矿物以伊蒙无序间层和高岭石为主，分别占36%、37.6%。该断块馆陶组油层的储油砂岩孔隙类型以粒间孔隙为主，其次为铸模孔，组份内孔和微裂隙，具有渗透率高，孔隙度大，连通状况好，孔隙分选好等特点。该断块储油层为泥质胶结的
31、砂岩，属于高孔高渗储层，油气层物性好。根据取心井样品物性分析，其孔隙度为27%29%，平均渗透率为800120010-3m2。根据已钻井资料对57口井储层的解释结果，明化镇组和馆陶组共有油、气层285层；孔隙度19.05%40.61%，平均32.61%；渗透率50415210-3m2，平均131510-3m2。本断块储层为严重非均质储层，根据已钻井资料对57口井储层的解释结果：明化镇组和馆陶组285油、气层中，特高渗透率(200010-3m2)56层，占19.65%；高渗透率(500200010-3m2)177层，占62.11 %；中渗透率(50010010-3m2)51层，占17.89%；低
32、渗透率(10010-3m2)1层，占0.35%。参考羊三、羊八等断块储层压汞分析数据得出该断块明下和馆陶组油层为中粗喉型储层。因此，进入油层时采用广谱型屏蔽暂堵保护油层钻井液技术，油层保护方案：150目碳酸钙1%+200碳酸钙1%+600目碳酸钙1%+1250目碳酸钙1%。室内对聚合物钻井液体系加入油保材料前后钻井液性能和保护油气层效果评价进行了对比评价，评价结果见表13、表14。加入油保材料前后钻井液性能 表13密度g/cm3粘度马s中失ml/mmPH值GELPa/PaAVmPa.sPVmPa.sYPPa备注1.04基浆+0.3%大钾+0.5%NPAN+2%KHM+2%SAS+2%SMP1.
33、053072/0.591/2.5363061.04基浆+0.3%大钾+0.5%NPAN+2%KHM+2%SAS+2%SMP+1%石灰石+1%200目+1%600目+1%1250目1.073164/0.58.51/2.534286 油保材料加入之后钻井液渗透率评价实验 表14岩心号Ka10-3m2Ko10-3m2前突破压力MPaKd10-3m2后突破压力MPa恢复值%实验条件人造岩心728107.270.0597.520.0690.91601.04基浆+0.3%大钾+0.5%NPAN+2%KHM+2%SAS+2%SMP+1%石灰石+1%200目+1%600目+1%1250目评价结果表明：加入油保
34、材料后对钻井液性能无不良影响，不同程度上还改善了钻井液性能，在聚合物体系中加入油保材料后渗透率恢复值达到90%，达到保护油气层的目的。4）女MH4井根据女34井X-衍射分析结果表明：中生界储层粘土矿物以伊蒙无序间层(或蒙皂石)与高岭石为主，平均分别为46%与36%；其次为绿泥石和伊利石，平均含量分别为15%和3%。四口取心井335块岩心物性分析资料研究表明，女34断块中生界储层有效孔隙度为8.122.2%，平均17.7%；水平渗透率0.1256010-3m2，平均20.010-3m2；碳酸盐含量0.6421.2%，平均含量为5.92%。渗透率大多均分布在15010-3m2，占总样品数的79%.
35、根据10口井56层测井解释中生界为油层和油水同层的渗透率统计结果：孔隙度为12.2224.8%，平均18.69%；渗透率16.06300.810-3m2，平均122.4610-3m2；泥质含量0%24.3%，平均9.56%。MH2与MH3两口水平井油层渗透率明显高于同断块其它井，两口水平井36层中生界油层平均孔隙度20.68%，平均渗透率164.0410-3m2，泥质含量9.82%，渗透率大多分布在10030010-3m2，占77.8%；8口非水平井20层中生界油层平均孔隙度15.1%，平均渗透率47.6310-3m2，泥质含量9.08%，渗透率大多分布在105010-3m2，占75%。因此，
36、本区块储层渗透率差异大，采用广谱型屏蔽暂堵保护油层钻井液技术。油层保护方案：1250目碳酸钙1%+1000目碳酸钙1.5%+ 600目碳酸钙1%+ 石灰石0.5%+可变型粒子：WZD-2%。室内对硅基钻井液体系加入油保材料前后保护油气层效果进行了对比评价，钻评价结果见表15。钻井液渗透率评价实验 表15岩心号Ka10-3m2Ko10-3m2前最大突破压力MPaKd10-3m2后最大突破压力MPa恢复值%实验条件人造岩心1282.9472.50.02558.320.0581110截取2cm后71.050.0398110人造岩心1234.3283.30.0365.810.0579110截取2cm后
37、77.550.03593.1110 评价结果表明：加入油保材料后对钻井液性能无不良影响，同时通过钻井液的调整还改善了钻井液性能。渗透率平均80%以上，达到保护油气层效果。5)西H1井西H1井位于西13-13断块，该断块所钻的井没有取心，依据“港西开发区精细油藏描述重建地质模型及综合调整方案研究”报告中所提供的资料得出：明化镇组油层主要岩性为棕黄、暗红粉砂岩细砂岩，颗粒以细粉砂岩为主，泥、钙质胶结，泥质胶结为主，胶结物含量一般在15%35%，高的可达40%50%，少的小于10%，胶结一般为较疏松疏松，胶结类型以接触-孔隙式、孔隙-接触式及接触式三者居多。储层储集空间以原生粒间孔为主,其次为次生粒
38、间孔和颗粒内溶孔。根据测井解释结果，西H1相邻的港西12-13和港西新13-13等井明化镇油组油层物性：孔隙度为35.29%35.35%，平均35.32%；渗透率1443.11530.8710-3m2，平均148710-3m2；泥质含量7.9%8.21%，平均8.06%；属于高孔高渗油层。西H1邻井明下段三段油层压力系数为0.970.99g/cm3，试油实测油层中部温度为5057。由于西1313断块没有取心，因而，没有储层压汞分析。参考港西油田港西17-12-2井、港东油田港205井和东检5井明化镇组压汞分析结果，得出渗透率与孔喉半径关系。依据西H1邻井明下三油组渗透率分布在1443.1153
39、0.8710-3m2，其流动孔喉半径处在10.794511.7182m，最大连通孔喉半径为15.924816.1614m。依据港西油田港西17-12-2井、港东油田港205井和东检5井明化镇组压汞资料在室内对保护油气层方案进行了研究，表16为井浆加入不同油层保护材料后性能的变化，表17为油层保护效果评价结果。加入油保材料前后钻井液性能 表16密度g/cm3漏斗粘度 s失水/泥饼ml/mmPH值GELPa/PaAVmPa.sPVmPa.sYPPa井浆1.1870（马氏）3/0.583/844.52915.5井浆调整后性能（井浆+25%水）24（苏）5.2/0.381.5/223.5176.5方案
40、1：调整后浆+2%WZD-+1.5%325目+1.5%600目+1%1250目24.1（苏）4.8/0.281/1.523176方案2：调整后浆+2%JYW-1（加温至60后凉后测）76（苏）2.8/0.383/9705416 油保效果评价实验 表17岩心号Ka10-3m2Ko10-3m2前最大突破压力MPaKd10-3m2后最大突破压力MPa恢复值%实验条件露头岩心1238126.710.04114.040.109060露头岩心1254.62126.70.0468.450.1554.060切1.5cm118.3393.460评价结果表明：方案1加入油保材料后对钻井液性能无不良影响，同时通过钻
41、井液的调整还改善了钻井液性能；方案2加入JYW-1后钻井液明显增稠，流变性能较差。方案2油层保护效果较差，而方案1渗透率平均90%，能很好的保护油气层，能够满足保护油气层的要求。因此，本井油层保护方案：聚合物体系+325目碳酸钙*1.5%+600目碳酸钙*1.5%+ 1250目碳酸钙*1%+可变型粒子WZD-*2%。6）港H1井港H1水平井位于港东油田一区六断块港221井区,设计垂深2092.2m，目的层馆11。依据港东油田一区六断块馆陶组水平井前期研究项目的研究报告所提供的资料得出：馆陶组岩性主要为灰白色，黄褐色砾状砂岩，粗砂岩、中砂岩、细砂岩、灰色粉砂岩，灰绿色和紫红色泥岩组成；储层储集空
42、间以原生粒间孔为主,其次为次生粒间孔和颗粒内溶孔。本区无取心井资料，根据港东开发区储量参数研究及储量复算研究报告对港东馆陶组油层分析结果表明：Ng为中高孔，高渗储层，平均渗透率为92610-3m2，1油层的渗透率约分布在40080010-3m2。港H1邻井馆段油层压力系数为0.970.99，试油实测油层中部温度为8587，地层水总矿化度为38496019 mg/L，为碳酸氢钠水型。港东油田一区六断块没有取心，因而没有储层压汞分析。参考港东油田港205井、港西油田港西17-12-2井和港西检1井馆陶组压汞分析结果，得出渗透率与孔喉半径关系。依据港H1邻井馆段油层渗透率分布在245100010-3m2，从表30中的数据可以得出其流动孔喉半径为2.392315.2771m，最大连通孔喉半径为6.098521.5877m。参考港东油田港205井、港西油田港西17-12-2井和港西检1井馆陶组压汞分析结果在室内对保护油气层方案进行了研究，表18为基浆加入不同油层保护材料后性能的变化，表19为油层保护效果评价结果。油层保护剂