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摘要：在钻井过程中，钻开产层，破坏了产层原有的平衡状态，使产层开始与外来工作液接触，这必然会给产层带来损害。由于钻井液接触的是处于原始状态的产层，因此对它产生损害的可能性很大，造成的损害也可能最严重，而且由于储层损害一旦发生，则极不易消除。因此，钻开储层时，防止储层损害的问题是储层保护技术的系统工程中必须充分重视的第一环节。然而，量化钻井液对储层各种损害的伤害程度，分清储层保护的主次，有针对性地采取金山气田储层保护措施是降低储层损害提高开采效率的关键所在。
关键词：伤害机理;渗透率;储层保护
1 地质概况及储层岩性特征
金山气田位于梨树断陷东南斜坡带的南端，为长期的斜坡背景。沙河子组沉积早期，受金山地区东南方向的物源供给，扇三角洲发育，规模较大，暗色泥岩与砂砾岩互层沉积;沙河子组沉积后期，金山地区主要发育来自东南方向的扇三角洲平原沉积，地层向盆地边缘超覆、尖灭，地层、岩性圈闭发育。营城组沉积期，继承性的古斜坡沉积，该期发育来自东南方向的扇三角洲沉积，物源供给充足，主要以棕红色泥岩与含砾砂岩互层沉积。沙河子组与营城组为金山含气构造的主要含气储层。
根据对该地区9口井的地质资料及岩石薄片的显微鉴定与统计结果，得到了金山含气构造主要层位的储层岩性特征。登娄库组储层岩性基本上都为砂砾岩为主，本段地层砂岩相对较发育，泥质胶结，部分含灰质，较致密～致密，胶结类型主要为孔隙，分选性差;营城组储层岩性基本上都为砂岩为主，本段地层相对较发育，砂、泥岩含量相当，砂岩占地层总厚度的48.70%。砂以细砂为主，含少量粗砂，次棱角状，泥质胶结，致密，胶结类型主要为孔隙，分选性好;沙河子组储层岩性基本上都为砂岩为主，本段地層砂岩发育，砂岩占地层总厚度的61.82%。砂岩以含砾细砂岩、细砾岩为主，砾状砂岩次之。砂以细砂为主，含少量粗砂，次棱角状，泥质胶结，致密。
在该地区共采集242块岩样的油层物性分析中获得了其孔隙度和渗透率，分别对登娄库组、营城组、沙河子组进行了统计。表明金山气田地区登娄库组、营城组、沙河子组储层主要为低孔特低渗储层。
分析了金山气田储层敏感性矿物的类型、含量、产状，及储层基本地质特征判断，储层中损害源基本相同，各层位间相差不大，综合预测研究区储层潜在的损害为：水锁损害、酸敏、碱敏、速敏、水敏和盐敏损害。
2金山地区储层伤害机理分析
2.1 储层岩心的钻井液液相伤害评价
在模拟地层温度和约0.7倍临界流速条件下，反向注入钻井液滤液，在与造束缚水时相同的条件下，正向地层水驱恢复，并测定岩心的渗透率，与前一过程伤害相比较，可以判断由于钻井液滤液与储层不配伍和毛细管自吸造成的伤害程度。
根据实验要求配制钻井液。其中1#钻井液配方为PK-PB体系：4% NV-1+5% Na2CO3，+1铵盐+0.3% K-PAM+0.3% CMC+2% FT-99+0.5% PB-1+1～2% HA树脂;2#钻井液配方为聚磺体系：1#钻井液+1%SMP+1%SMC+ 0.5%JS-9+1～2% FT-1。根据岩心样品的岩性，取芯深度，登娄库组、基底组、营城组岩样取芯深度<2500m，采用PK-PB体系，即1#钻井液体系。沙河子组、火石岭组岩样取芯深度>2500m，采用聚磺体系即2#钻井液体系。
按照配方，分别配制1#、2#体系后，按标准实验程序和方法测定，室温条件（20℃），岩心经PK -PB体系（1#）和聚磺体系（2#）的滤液污染后，1#体系对登娄库组、基底组、营城组伤害情况较轻，渗透率恢复值最大为66.70%，2#体系对沙河子组和火石岭组这2个层位，岩样的恢复率在11.78%～39.01%不等，伤害比较显著，说明滤液对岩心的伤害较大。
2.2储层岩心的钻井液固相伤害评价
进行滤液伤害后的岩心，在模拟地层温度和钻井压差条件下，用钻井液进行模拟伤害。岩心在以前伤害的基础上，仅可能增加一种由于固相颗粒侵入而造成的伤害。在与造束缚水时相同的条件下，正向驱气（沿产气方向）恢复，并测定岩心的渗透率，与前一过程伤害相比较，可以判断由于固相颗粒侵入而造成的伤害程度。
选用PK-PB体系（1#）和聚磺体系（2#）进行岩心固相伤害实验。PK-PB体系（1#）对登娄库组、基底组、营城组三个层位进行污染，聚磺体系（2#）对沙河子组、火石岭组岩样进行污染。对于登娄库组，1#钻井液体系伤害率为24%，1#钻井液体系滤液伤害率平均为40%，1#钻井液体系对登娄库组的伤害为液相伤害，基本无固相伤害。对于基底组，1#钻井液体系伤害率平均为74.6%，1#钻井液体系滤液伤害率平均为53.81%，固相伤害率为20.79%。对于营城组，1#钻井液体系伤害率平均为78.77%，1#钻井液体系滤液伤害率平均为52.26%，固相伤害率为26.51%。对于沙河子组、火石岭组，2#钻井液体系对岩样伤害严重，2#钻井液体系滤液对岩样伤害严重，2#钻井液体系伤害为液相伤害，基本无固相伤害。
2.3 钻井液处理剂单剂伤害评价
处理剂通过改变体系中液相性质和固相聚集状态来调整钻井液性能，从而影响钻井液是否能满足储层保护的要求。本课题从处理剂的角度入手，先行研究处理剂的损害;运用单因素分析方法，对处理剂的损害评价，为钻井液的配制提供有力的指导。
不同钻井液体系之所以对储层的伤害程度不同，最大的原因是不同体系中相同处理剂的加量不同，因此，本节实验选用现场在用钻井液体系中对储层伤害程度影响较大的几种处理剂：铵盐、KFT、SMC、JS-9等进行了伤害评价，以期找到它们对储层的伤害程度。
实验结果表明，KFT、铵盐和JS-9三种处理剂对登娄库组的伤害较小，恢复率平均值均在80%以上，而SMC恢复率平均值为42%。SMC、铵盐和JS-9三种处理剂对基底组和营城组地层的伤害比较小，恢复率基本在95%以上，而处理剂KFT对基底组岩样伤害后的恢复率值平均为67%，对营城组伤害率较大。四种处理剂对沙河子组和火石岭组的伤害则有高有低，其中JS-9对沙河子组地层的伤害较轻，对火石岭组地层的伤害最严重。恢复率值大于100.00%的部分，为实验真实数据，由于实验有限，若要分析，尚待进一步研究。
2.4 毛细管自吸伤害评价
毛管自吸是水驱油气藏和裂缝性油气藏开采的一个重要现象，在注水驱和边底水活跃的油气藏，可能由于毛管自吸而发生水相圈闭、水锥现象，严重降低油气藏开采寿命和采收率，但同时，毛管自吸又是裂缝油气藏中裂缝和基块之间进行质能传递的动力。在钻井、增产措施和随后的开采作业过程中保护油气层将直接或间接地提高油气采收率。然而，保护油气层的效果受到毛细管自吸作用的影响，因此掌握毛细管自吸行为对于高效经济开采裂缝性油气藏和致密砂岩储层保护具有重要意义。
根据实验结果得知，岩心吸水体积确实与时间的平方根成正比。将各层位岩心吸水量随时间的变化情况，拟合得出的直线斜率：自吸能力比较强的是基底组与营城组，登娄库组与火石岭组岩心吸水能力居中，沙河子组最小。
3结论与认识
（1）金山气田储层潜在的损害为：水锁损害、酸敏和速敏损害;
（2）KFT、SMC、铵盐和JS-9四种被评价处理剂对登娄库组、基底和营城组地层的伤害比较小，其余地层的伤害则有高有低，其中JS-9对火石岭组地层的伤害最严重;
（3）PK-PB体系优化前后对登娄库组地层有显著效果，对基底组和营城组基本无效;聚磺体系经过优化后对沙河子组和火石岭组均有一定的改善，但需要进一步优化。
（4）在聚磺体系中通过表面活性剂的优选，并与定向钻井所需的润滑剂结合，是渗透率恢复值进一步提高。
参考文献
[1]鄢捷年.钻井液工艺学.北京：石油工业出版社.2001.7.22-40
中石化东北油气分公司石油工程环保技术研究院 吉林长春 130062
关键词：伤害机理;渗透率;储层保护
1 地质概况及储层岩性特征
金山气田位于梨树断陷东南斜坡带的南端，为长期的斜坡背景。沙河子组沉积早期，受金山地区东南方向的物源供给，扇三角洲发育，规模较大，暗色泥岩与砂砾岩互层沉积;沙河子组沉积后期，金山地区主要发育来自东南方向的扇三角洲平原沉积，地层向盆地边缘超覆、尖灭，地层、岩性圈闭发育。营城组沉积期，继承性的古斜坡沉积，该期发育来自东南方向的扇三角洲沉积，物源供给充足，主要以棕红色泥岩与含砾砂岩互层沉积。沙河子组与营城组为金山含气构造的主要含气储层。
根据对该地区9口井的地质资料及岩石薄片的显微鉴定与统计结果，得到了金山含气构造主要层位的储层岩性特征。登娄库组储层岩性基本上都为砂砾岩为主，本段地层砂岩相对较发育，泥质胶结，部分含灰质，较致密～致密，胶结类型主要为孔隙，分选性差;营城组储层岩性基本上都为砂岩为主，本段地层相对较发育，砂、泥岩含量相当，砂岩占地层总厚度的48.70%。砂以细砂为主，含少量粗砂，次棱角状，泥质胶结，致密，胶结类型主要为孔隙，分选性好;沙河子组储层岩性基本上都为砂岩为主，本段地層砂岩发育，砂岩占地层总厚度的61.82%。砂岩以含砾细砂岩、细砾岩为主，砾状砂岩次之。砂以细砂为主，含少量粗砂，次棱角状，泥质胶结，致密。
在该地区共采集242块岩样的油层物性分析中获得了其孔隙度和渗透率，分别对登娄库组、营城组、沙河子组进行了统计。表明金山气田地区登娄库组、营城组、沙河子组储层主要为低孔特低渗储层。
分析了金山气田储层敏感性矿物的类型、含量、产状，及储层基本地质特征判断，储层中损害源基本相同，各层位间相差不大，综合预测研究区储层潜在的损害为：水锁损害、酸敏、碱敏、速敏、水敏和盐敏损害。
2金山地区储层伤害机理分析
2.1 储层岩心的钻井液液相伤害评价
在模拟地层温度和约0.7倍临界流速条件下，反向注入钻井液滤液，在与造束缚水时相同的条件下，正向地层水驱恢复，并测定岩心的渗透率，与前一过程伤害相比较，可以判断由于钻井液滤液与储层不配伍和毛细管自吸造成的伤害程度。
根据实验要求配制钻井液。其中1#钻井液配方为PK-PB体系：4% NV-1+5% Na2CO3，+1铵盐+0.3% K-PAM+0.3% CMC+2% FT-99+0.5% PB-1+1～2% HA树脂;2#钻井液配方为聚磺体系：1#钻井液+1%SMP+1%SMC+ 0.5%JS-9+1～2% FT-1。根据岩心样品的岩性，取芯深度，登娄库组、基底组、营城组岩样取芯深度<2500m，采用PK-PB体系，即1#钻井液体系。沙河子组、火石岭组岩样取芯深度>2500m，采用聚磺体系即2#钻井液体系。
按照配方，分别配制1#、2#体系后，按标准实验程序和方法测定，室温条件（20℃），岩心经PK -PB体系（1#）和聚磺体系（2#）的滤液污染后，1#体系对登娄库组、基底组、营城组伤害情况较轻，渗透率恢复值最大为66.70%，2#体系对沙河子组和火石岭组这2个层位，岩样的恢复率在11.78%～39.01%不等，伤害比较显著，说明滤液对岩心的伤害较大。
2.2储层岩心的钻井液固相伤害评价
进行滤液伤害后的岩心，在模拟地层温度和钻井压差条件下，用钻井液进行模拟伤害。岩心在以前伤害的基础上，仅可能增加一种由于固相颗粒侵入而造成的伤害。在与造束缚水时相同的条件下，正向驱气（沿产气方向）恢复，并测定岩心的渗透率，与前一过程伤害相比较，可以判断由于固相颗粒侵入而造成的伤害程度。
选用PK-PB体系（1#）和聚磺体系（2#）进行岩心固相伤害实验。PK-PB体系（1#）对登娄库组、基底组、营城组三个层位进行污染，聚磺体系（2#）对沙河子组、火石岭组岩样进行污染。对于登娄库组，1#钻井液体系伤害率为24%，1#钻井液体系滤液伤害率平均为40%，1#钻井液体系对登娄库组的伤害为液相伤害，基本无固相伤害。对于基底组，1#钻井液体系伤害率平均为74.6%，1#钻井液体系滤液伤害率平均为53.81%，固相伤害率为20.79%。对于营城组，1#钻井液体系伤害率平均为78.77%，1#钻井液体系滤液伤害率平均为52.26%，固相伤害率为26.51%。对于沙河子组、火石岭组，2#钻井液体系对岩样伤害严重，2#钻井液体系滤液对岩样伤害严重，2#钻井液体系伤害为液相伤害，基本无固相伤害。
2.3 钻井液处理剂单剂伤害评价
处理剂通过改变体系中液相性质和固相聚集状态来调整钻井液性能，从而影响钻井液是否能满足储层保护的要求。本课题从处理剂的角度入手，先行研究处理剂的损害;运用单因素分析方法，对处理剂的损害评价，为钻井液的配制提供有力的指导。
不同钻井液体系之所以对储层的伤害程度不同，最大的原因是不同体系中相同处理剂的加量不同，因此，本节实验选用现场在用钻井液体系中对储层伤害程度影响较大的几种处理剂：铵盐、KFT、SMC、JS-9等进行了伤害评价，以期找到它们对储层的伤害程度。
实验结果表明，KFT、铵盐和JS-9三种处理剂对登娄库组的伤害较小，恢复率平均值均在80%以上，而SMC恢复率平均值为42%。SMC、铵盐和JS-9三种处理剂对基底组和营城组地层的伤害比较小，恢复率基本在95%以上，而处理剂KFT对基底组岩样伤害后的恢复率值平均为67%，对营城组伤害率较大。四种处理剂对沙河子组和火石岭组的伤害则有高有低，其中JS-9对沙河子组地层的伤害较轻，对火石岭组地层的伤害最严重。恢复率值大于100.00%的部分，为实验真实数据，由于实验有限，若要分析，尚待进一步研究。
2.4 毛细管自吸伤害评价
毛管自吸是水驱油气藏和裂缝性油气藏开采的一个重要现象，在注水驱和边底水活跃的油气藏，可能由于毛管自吸而发生水相圈闭、水锥现象，严重降低油气藏开采寿命和采收率，但同时，毛管自吸又是裂缝油气藏中裂缝和基块之间进行质能传递的动力。在钻井、增产措施和随后的开采作业过程中保护油气层将直接或间接地提高油气采收率。然而，保护油气层的效果受到毛细管自吸作用的影响，因此掌握毛细管自吸行为对于高效经济开采裂缝性油气藏和致密砂岩储层保护具有重要意义。
根据实验结果得知，岩心吸水体积确实与时间的平方根成正比。将各层位岩心吸水量随时间的变化情况，拟合得出的直线斜率：自吸能力比较强的是基底组与营城组，登娄库组与火石岭组岩心吸水能力居中，沙河子组最小。
3结论与认识
（1）金山气田储层潜在的损害为：水锁损害、酸敏和速敏损害;
（2）KFT、SMC、铵盐和JS-9四种被评价处理剂对登娄库组、基底和营城组地层的伤害比较小，其余地层的伤害则有高有低，其中JS-9对火石岭组地层的伤害最严重;
（3）PK-PB体系优化前后对登娄库组地层有显著效果，对基底组和营城组基本无效;聚磺体系经过优化后对沙河子组和火石岭组均有一定的改善，但需要进一步优化。
（4）在聚磺体系中通过表面活性剂的优选，并与定向钻井所需的润滑剂结合，是渗透率恢复值进一步提高。
参考文献
[1]鄢捷年.钻井液工艺学.北京：石油工业出版社.2001.7.22-40
中石化东北油气分公司石油工程环保技术研究院 吉林长春 130062