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[摘 要]本文对史3-6-斜13井区开采现状和潜力进行了分析，提出了史深100沙三段内在伤害因素，针对史深100沙三油藏钻井保护存在问题，并提出了措施，采用区块油层保护技术，形成油气层保护的典范。
[关键词]钻井；内外因素；储层保护
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）13-0051-02
一、井区开采现状及潜力分析
1、史3-6-斜13井区开采现状
史100东区（方案区）目前油井总井11口，开井7口，区块日液55.8t/d，日油41t/d，综合含水26.5%，平均单井日油5.9t/d，平均动液面1568m，累计采油34.38×104t，采油速度0.6%，采出程度为13.2%，水井总井8口，开井5口，日注水平74m3/d，月注采比为1.15，累积注水47.99×104m3，累积注采比0.95。地层压力22.8MPa，地层总压降为22.9MPa。
2、潜力分析
史3-6-斜13井位于2011年井网加密开发调整方案区的东北部，目前该井区注采井网基本瘫痪，油井（史8-斜44、史8-斜24、史3-4-13）全部停产、报废，水井开井1口（史3-5-斜14），日注1m3/d，老水井（史8-28）工程报废待更新，由于水井工程报废、局部井区无井控制导致该井区注采井网不完善，井区核心部位无井控制，含油面积为0.25Km2，主力层位为沙三中21上、沙三中21下、沙三中22，油层叠加厚度20.0m，失控储量为33.0×104t。针对该井区情况与2011年方案部署结合，下步可通过钻新井来完善注采井网，提高储量的控制与动用程度，本次部署新油井1口井（史3-6-斜13），注采完善后该井区排距200米，油井间井距200-250米，井网完善后预计可恢复控制储量8.4×104t，恢復可采储量2.1×104t。
二、钻井过程中储层伤害分析
1、内在因素（表1）
2、外在因素
钻完井过程中对油层的伤害不仅影响油井的初期产量，还会对随后各项作业伤害油层的程度以及作业效果带来影响（表2）。
（1）钻井液固相对储层的污染
井眼周围的最普遍的损害机理是井眼被钻井液固相、钻屑或地层颗粒堵塞。钻井液完井液常含有两种固相颗粒：一种是为达到工艺性能要求而必须加入的有用颗粒，如钻井完井液中的粘土、加重剂和桥堵剂等；另一种就是钻井完井液中的钻屑和注入流体中的固相杂质。当井眼中液柱压力大于油气层孔隙压力时，固相颗粒就会随流体一起进入油气层，在井眼周围或井间的某些部位沉积下来，从而缩小油气层流道尺寸，甚至完全堵死油层。
固相颗粒堵塞的程度与很多因素有关，其中与钻井液完井液本身有关的是：固相含量、固相性质、颗粒尺寸和分布及滤饼形成的速度与质量等。固相含量越高，对储层伤害越严重。
在固相含量一定的条件下，对储层渗透率影响起决定作用的是固相的形状、大小及其类型。压缩性固体颗粒，如膨润土等对油气层的损害是严重的，侵入喉道后很难排除，非压缩性固体，如加重材料，虽然可被挤入孔喉，但能在采油过程中排除。细颗粒和超细颗粒对渗透率损害严重，当颗粒直径小于1/10孔隙直径时，颗粒就会迅速地侵入油气层岩石内，而在岩石表面不能迅速形成滤饼，微粒侵入很深，可达几十厘米或更深，在裂缝油气层内，固相侵入更深，甚至可达数十米。
（2）钻井液滤液造成的水锁伤害
造成水锁效应有内在和外在两方面的因素：损害储层致密、孔隙喉道小，储层压力低是造成储层产生水锁效应的内在因素；驱动压差小、外来流体与岩石的润湿角小、粘度大及油水界面张力大是造成储层产生水锁效应的外在因素。渗透率越低，孔喉半径越小，油气层压力越低，越容易产生水锁损害，且越难以解除其。
三、结束语
区块钻井技术就是根据区块地质、工程等已钻资料，优化钻井液完井液技术配方，有针对性制定区块钻井施工规范，规范化运作，达到统一的性能标准，完钻后统一回收到大型地面处理站，进行统一处理，回收利用。达到占地面积少、减少井下复杂事故、降低钻井成本、储层保护和环境保护的目的。在老区调整区块，井位集中、地层压力复杂，钻井施工难度大的区块，建议采用区块油层保护技术，形成油气层保护的典范。
参考文献
[1] 李茂成.开发层损害机理与评价研究[D]大庆石油学院，2003.
[关键词]钻井；内外因素；储层保护
中图分类号：P618.13 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2018）13-0051-02
一、井区开采现状及潜力分析
1、史3-6-斜13井区开采现状
史100东区（方案区）目前油井总井11口，开井7口，区块日液55.8t/d，日油41t/d，综合含水26.5%，平均单井日油5.9t/d，平均动液面1568m，累计采油34.38×104t，采油速度0.6%，采出程度为13.2%，水井总井8口，开井5口，日注水平74m3/d，月注采比为1.15，累积注水47.99×104m3，累积注采比0.95。地层压力22.8MPa，地层总压降为22.9MPa。
2、潜力分析
史3-6-斜13井位于2011年井网加密开发调整方案区的东北部，目前该井区注采井网基本瘫痪，油井（史8-斜44、史8-斜24、史3-4-13）全部停产、报废，水井开井1口（史3-5-斜14），日注1m3/d，老水井（史8-28）工程报废待更新，由于水井工程报废、局部井区无井控制导致该井区注采井网不完善，井区核心部位无井控制，含油面积为0.25Km2，主力层位为沙三中21上、沙三中21下、沙三中22，油层叠加厚度20.0m，失控储量为33.0×104t。针对该井区情况与2011年方案部署结合，下步可通过钻新井来完善注采井网，提高储量的控制与动用程度，本次部署新油井1口井（史3-6-斜13），注采完善后该井区排距200米，油井间井距200-250米，井网完善后预计可恢复控制储量8.4×104t，恢復可采储量2.1×104t。
二、钻井过程中储层伤害分析
1、内在因素（表1）
2、外在因素
钻完井过程中对油层的伤害不仅影响油井的初期产量，还会对随后各项作业伤害油层的程度以及作业效果带来影响（表2）。
（1）钻井液固相对储层的污染
井眼周围的最普遍的损害机理是井眼被钻井液固相、钻屑或地层颗粒堵塞。钻井液完井液常含有两种固相颗粒：一种是为达到工艺性能要求而必须加入的有用颗粒，如钻井完井液中的粘土、加重剂和桥堵剂等；另一种就是钻井完井液中的钻屑和注入流体中的固相杂质。当井眼中液柱压力大于油气层孔隙压力时，固相颗粒就会随流体一起进入油气层，在井眼周围或井间的某些部位沉积下来，从而缩小油气层流道尺寸，甚至完全堵死油层。
固相颗粒堵塞的程度与很多因素有关，其中与钻井液完井液本身有关的是：固相含量、固相性质、颗粒尺寸和分布及滤饼形成的速度与质量等。固相含量越高，对储层伤害越严重。
在固相含量一定的条件下，对储层渗透率影响起决定作用的是固相的形状、大小及其类型。压缩性固体颗粒，如膨润土等对油气层的损害是严重的，侵入喉道后很难排除，非压缩性固体，如加重材料，虽然可被挤入孔喉，但能在采油过程中排除。细颗粒和超细颗粒对渗透率损害严重，当颗粒直径小于1/10孔隙直径时，颗粒就会迅速地侵入油气层岩石内，而在岩石表面不能迅速形成滤饼，微粒侵入很深，可达几十厘米或更深，在裂缝油气层内，固相侵入更深，甚至可达数十米。
（2）钻井液滤液造成的水锁伤害
造成水锁效应有内在和外在两方面的因素：损害储层致密、孔隙喉道小，储层压力低是造成储层产生水锁效应的内在因素；驱动压差小、外来流体与岩石的润湿角小、粘度大及油水界面张力大是造成储层产生水锁效应的外在因素。渗透率越低，孔喉半径越小，油气层压力越低，越容易产生水锁损害，且越难以解除其。
三、结束语
区块钻井技术就是根据区块地质、工程等已钻资料，优化钻井液完井液技术配方，有针对性制定区块钻井施工规范，规范化运作，达到统一的性能标准，完钻后统一回收到大型地面处理站，进行统一处理，回收利用。达到占地面积少、减少井下复杂事故、降低钻井成本、储层保护和环境保护的目的。在老区调整区块，井位集中、地层压力复杂，钻井施工难度大的区块，建议采用区块油层保护技术，形成油气层保护的典范。
参考文献
[1] 李茂成.开发层损害机理与评价研究[D]大庆石油学院，2003.