［摘要］保护油气层技术是项系统工程,它贯穿在地质、钻井、固井、测试、射孔、酸化、压裂、试油、采油、修井、注水等作业全过程中，油气井的每个施工环节都可能造成地层损害,影响发现油气层和油气产出,保护油气层是“增储上产”和提高采收率的关键之一。在钻井过程中保护油层的钻井技术，一是尽量防止钻井液进入油层;二是进入油层的组分尽量不引起油层堵塞。在大多数情况下“不进入”是不可能的，实际钻开储层时，钻井液的高固相含量及固相粒子的多数分散,对油层的高压差、长时间浸泡等损害油层的因素总是无法避免的，即对油层的损害因素总是存在的。屏蔽暂堵技术作为一种重要的保护油气层技术，本文将讨论它的机理和应用。 ［关键词］屏蔽暂堵，技术要点，适用油藏类型
屏蔽暂堵保护油气层钻井液技术（简称屏蔽暂堵技术）是一项新技术。此项技术主要用来解决裸眼井段多压力层系地层保护油气层技术难题。即利用钻进油气层过程中对油气层发生损
害的两个不利因素（压差和钻井液中固相颗粒），将其转变为保护油气层的有利因素，达到减少钻井液、水泥浆、压差和浸泡时间对油气层损害的目的。
屏蔽暂堵技术是利用储层被钻开时，钻井液液柱压力与储层压力之间形成的压差，在极短时间内，迫使钻井液中人为的各种类型和尺寸的固相粒子进入储层孔喉，在井壁附近形成渗透率接近于零的屏蔽暂堵带。此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，其厚度必须大大小于射孔弹射入深度（我国目前常用的射孔89透水混凝土施工能射穿400mm以上，102射孔深度超过700mm），以便在完井投产时，通过射孔解堵。
形成渗透率接近于零的薄屏蔽暂堵带的技术要点。
1）测定油气层孔喉分布曲线及孔喉的平均直径。
2）按1/2～1/3孔喉直径选择架桥粒子的颗粒尺寸，使其在钻井液中含量大于30%。
3）按颗粒直径小于选用架桥粒子选用充填粒子其加量大于1.5%。
4）加入可变性的粒子，如磺化沥青、氧化沥青、石蜡、树脂等，加量一般为1%～2%，粒径与充填粒子相当。变形粒子的软化点应与石油层温度相适应。
已从常规的砂岩油藏延伸到其它油藏类型
(1)裂缝性油气藏。储层是一类不同于常规砂岩油藏的特殊储层，其特殊性在于这类储层的油气渗流通道以裂缝为主，而钻井液对储层的损害不仅表现为对裂缝渗流通道的堵塞，而且钻井液与裂缝面基岩接触会对基岩造成损害（这种损害有可能延伸到地层深部，对产能的影响尤为严重）。针对这一损害特点，暂堵的要求必须满足近井壁，不进入裂缝更理想。而要实现暂堵要求，用压汞资料显然难于揭示裂缝的特征。通过多年研究，目前国内已有专门描述裂缝特征的成熟技术。构成该技术的一部分是裂缝暂堵的计算机模拟，还有一部分是裂缝的面形扫描。裂缝暂堵的计算机模拟首先将裂缝用二维模拟或三维模拟的方法在计算机中得到裂缝，即根据天然裂缝的特点，将裂缝的二个表面模拟成二个间距随机变化的曲线或曲面，并给出裂缝的统计裂缝宽度值，然后以不同的暂堵材料在计算机上进行暂堵的模拟实验，再据此组配暂堵剂进行实验验证。模拟结果表明：对于裂缝表面，实现稳定暂堵所需要的颗粒状粒子的直径应该达到裂缝平均宽度的0.8倍以上，复配一定量的非规则粒子（片状、棒状、纤维状、椭球状、纺锤状等）可以进一步提高暂堵的效果（如缩短暂堵时间、提高暂堵强度、提高反排效果等）。由于裂缝表面的特殊性，由计算机模拟得到的裂缝能否代表真实的裂缝，还需要有真实的带裂缝的地层岩心给以验证，裂缝的
面形扫描技术可以满足这一需求。该技术是将实际的裂缝二个表面的对应区域用激光扫描，将扫描所得转化为三维图形，再将上述二个三维曲面重叠，得到无应力条件下的裂缝图形，再通过计算将其转化为地应力条件下的裂缝宽度。使用上述技术研制的裂缝暂堵剂已在四川和吐哈以及江汉等油气田入井使用，效果良好。
(2)致密油气藏。这类储层的特殊性在于基岩渗透率很低，滤液的侵入对这类储层的产能有显著影响，同时，滤液的侵入是借助毛管力的作用，是一种自发过程，即滤液与亲水的储层岩石一接触就会自动侵入储层形成阻止储层流体进入井筒的液体屏障，造成储层损害。因此，降低这类储层损害的主要途径是：一方面借助钻井液的内外泥饼控制滤失量，另一方面提高滤液粘度和降低钻井液滤液的表面张力，减少钻井液滤液的侵入量。
(3)气藏。其与常规砂岩油藏的不同点在于储层流体是气体，由于气体的流动粘滞系数远小于液体的粘滞系数，一旦液相在近井壁周围形成阻止储层流体进入井筒的液体屏障（即水锁效应，又称“液相圈闭”），储层损害将很难消除，对这类储层的保护重点是降低水锁效应、减少钻井液滤液的侵入，即在使用屏蔽暂堵技术的同时，用表面活性剂降低气—液—固界面的表面张力，通常亲水型表面活性剂可将表面张力降到30×10-5N/cm以下，经过优选和复配后可以降得更低。
(4)疏松砂岩稠油油藏。储层岩石胶结性差，存在比较显著的应力敏感性，在实施屏蔽暂堵技术时，不仅要将钻井液的分散相粒度分布调整到与储层的孔喉分布相匹配，而且所使用的压差应尽量避免引起疏松储层砂岩变化而导致应力敏感。在暂堵颗粒的选择上，由于疏松砂岩的孔喉尺寸比较大，按2/3架桥原理设计的钻井液固相粒度难于控制储层揭开时大量钻井液的侵入(现场表现为进入储层时会有少量的渗漏），即使架桥时间同样为10～30s，而高渗地层将使侵入液体的总量会增加，因此架桥粒子的选择应该大于2/3。我国渤海湾地区的油藏是比较典型的疏松砂岩油藏，常规钻井液的粒度最大在母线框50～60μm之间，不能满足储孔喉100多μm的暂堵要求，将钻井液的粒度最大尺寸调节到100μm左右，并使粒度分岂有此理图形呈现双峰。经现场实验，达到了预期效果。有资料介绍：对于高渗透疏松砂岩储层，钻井液的粒度分布哇双峰型是一种较理想的分布，其中的大尺寸部分用于快速架桥，小尺寸部分用于逐级填充。
在实施油层保护技术时，许多实际的油藏类型并不都是单一，针对不同的储层类型，将保护不同类型储层的技术予以有机的组合，形成了近年来保护储层钻井液的一系列新技术。以致密碎屑岩裂缝气藏为例，在考虑储层保护钻井液时，须同时面对气藏、裂缝、致密，通过裂缝暂堵、降表面张力，并结合储层改造，使川西致密碎屑岩裂缝气藏的评和开发取
得了显著的效益，进而形成了针对川西致密碎屑岩裂缝气藏的开发策略———保护与改造并举。
这层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，达到保护油气层的目的。该项技术是利用钻井过程中对油气层发生损害的两个不利因素(压差和钻井液中固相颗粒)，将其转变为保护油气层的有利因素。钻开油层时，钻井液中人为加入的各种类型和尺寸的固相粒子进入油气层孔喉，在井壁附近快速、浅层、有效地形成一个损害堵塞带。此损害堵塞带能有效地阻止钻井液、水泥浆中的固相和滤液继续浸入油气层。由于损害带很薄，可通过射孔解堵。单个架桥粒子随泥浆液相进入油层，在流经孔喉时，在小于粒径的孔喉处卡住，成为架桥。架桥粒子架桥后，孔喉孔隙大量减小，泥浆中更小一级粒子卡在更小喉道处，这一过程不断重复。如果泥浆中仅有刚性颗粒作为架桥和填充粒子，仍会留下形状不规则的微间隙，暂堵带的渗透率不会为零。这就需要引入外形在一定的温度条件下可变的软化变形颗粒，嵌入不规则的微间隙，使堵塞带的渗透率接进于零。
c4烯烃屏蔽暂堵作为保护储层的一种低成本、高效益的技术措施其主要特点是利用钻井液中已有固相粒子对油气储层的堵塞规律，根据需要人为地向钻井液中加入一些与孔喉的堵塞机理
相匹配的架桥粒子、填充粒子和可变形粒子，技术要点为：架桥粒子与孔喉直径必须遵循2/3关系原则；架桥粒子(喉径的2/3)、填充粒子(喉径的1/2-2/3)在钻井完井液中的重量百分比不低于2%-3%；可变形封堵粒子(软化点与油层温度匹配)在钻井完井液的重量百分比不低于1%；钻井液柱压力与油气储层的孔隙压力差不小于3MPa。为了研究屏蔽暂堵机理，以大庆芳407区块为例来作为试验对象。依据毛管压力数据,芳407区块主要渗流孔隙半径在2-6μm之间。为了达到屏蔽暂堵的目的，泥浆中应有大量的直径为10-15μm之间的桥架粒子，同时又要有大量粒径在8μm以下的填充粒子，要使屏蔽环的渗透率降至为零，必须在泥浆中加入软性粒子以封堵架桥后留下的微孔隙。
屏蔽环的深度马德保半球实验。屏蔽深度也是屏蔽暂堵的关键。固相颗粒侵入越深对地层造成的损害越严重，而且很难恢复。所以为了达到保护储层的目的，必须控制固相颗粒的侵入深度。将4块岩心分成两组，一组被大庆井浆封堵,另一组被大庆井浆加3%的WZD-II封堵,封堵作用压力及温度等参数模拟钻井情况。试验时从岩心被污染一侧，逐渐截取逐渐测截取后岩心的渗透率,当渗透率恢复值突变较大时,被截取的岩心长度就是屏蔽环深度。试验结果表明，岩心切去一定长度后，所剩岩心的渗透率比没加储层保护剂的渗透率高18.85%，并且基本接近于100%，可以认为屏蔽环深度为2 cm左右，这个深度远远小于射孔深度，因此完全可以
用射孔解堵。
屏蔽环的反排解堵能力。将6块不同渗透率的岩心分成两组,一组被大庆井浆封堵,另一组被大庆井浆加3%的WZD-II封堵。试验时采用煤油驱替,时间是30 min。在试验过程中录取油流反向突破屏蔽环开始流动的压力(突破压力)及反排压力、渗透率反排解堵恢复值等数据，通过数据对比说明两种不同情况下岩心的反排解堵能力。使用不同泥浆在相同情况下封堵,加入WZD-Ⅱ井浆的岩心渗透率恢复值比未加入WZD-Ⅱ的大庆井浆的岩心渗透率恢复值高16.13%。
暂堵剂对泥浆性能的影响。将确定的暂堵剂WZD-Ⅱ加入到现场的聚合物体系泥浆中，通过测常规泥浆性能初步评价暂堵剂与泥浆是否为良性配伍加入暂堵剂后泥浆的API失水降低，粘度增加不明显，可以认为加入3%暂堵剂不会对泥浆的流变性能产生太大的影响。
按1／2～2／3孔喉直径选择油气层保护添加剂的粒径。在进入油气层前加入油气层保护添加剂，调整钻井液中的固相粒径分布，从而将钻井液转化为保护油气层钻井完井液，达到保护油气层的目的。传统屏蔽暂堵保护油气层技术在计算储层平均孔喉直径时是将储层所有孔喉都参加了计算，它忽略了两个因素，一是不同的孔喉直径对储层渗透率的贡献是不
收获时间到
同的，大的储层孔喉数量少，但它对储层渗透率的贡献大，微小孔喉数量大，但对储层渗透率的贡献小；二是由于储层的非均质性，在储层存在孔喉直径极小的微孔隙，这些孔隙中的流体在目前开采条件下是不流动的，因此，封堵这些孔隙也是没有意义的。如果将这些孔喉用于计算平均孔喉直径，那么理论计算的平均孔喉直径将大大小于储层实际流动的平均孔喉直径，根据这样的计算结果选择的油气层保护剂其封堵效果较差，起不到堵塞主要流通孔道的作用。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，其主要技术要点如下。
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