南堡灘海深層天然氣藏保護(hù)儲層鉆井液體系研究與效果評價

吳曉紅，盧淑芹，朱寬亮

南堡灘海深層天然氣藏保護(hù)儲層鉆井液體系研究與效果評價

吳曉紅，盧淑芹，朱寬亮

（中國石油冀東油田公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000）

南堡灘海是渤海灣盆地北部的一個小型陸相斷陷灘海，天然氣資源豐富。但因地質(zhì)條件復(fù)雜，儲層傷害機(jī)理認(rèn)識不清增加了儲層保護(hù)難度，同一層位鄰井有高產(chǎn)井有失利井，產(chǎn)氣量差異顯著。通過對比測定不同流體驅(qū)替、污染前后的氣相及油相滲透率恢復(fù)值，分析得出天然氣儲層的水鎖傷害程度較油層高出30～50個百分點。在此基礎(chǔ)上利用反滲透及防水鎖協(xié)同作用理論完善研究了180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液，體系高溫高壓失水為8mL，膜效率可以從0.11提高至0.5，對地層巖心氣體滲透率恢復(fù)值達(dá)到91%。在NPAX-C等兩口井上應(yīng)用，表現(xiàn)出良好的泥頁巖抑制性及致密天然氣儲層保護(hù)效果，能夠滿足利用水基鉆井液鉆探南堡灘海致密天然氣儲層的需求。研究成果為南堡灘海致密天然氣藏高效勘探提供了更加可靠的技術(shù)支持，其技術(shù)思路也為國內(nèi)類似致密天然氣藏的勘探開發(fā)提供了良好的方法借鑒和示范作用。

深層天然氣； 傷害機(jī)理； 水鎖； 納微米； 半透膜

南堡灘海深層天然氣藏位于古近系東營組三段（Ed3）及沙河街組（Es），埋深 3500～5000m[1-3]。儲層巖性致密，孔隙度平均為11.48%，滲透率平均為1.508×10-3μm2，屬于典型的特低—低孔、特低滲氣藏。黏土礦物總量在2.57% ～ 32%范圍內(nèi)，以伊/蒙混層為主，位于粒間呈襯墊式產(chǎn)出。沙河街組平均孔隙半徑為0.19μm，小于0.1μm的孔喉占94%以上，非均質(zhì)性嚴(yán)重，孔喉尺寸跨度在納米與微米數(shù)量級之間，細(xì)小的孔喉結(jié)構(gòu)極易造成束縛水滯留導(dǎo)致的儲層水鎖、水敏傷害以及應(yīng)力敏感傷害，儲層保護(hù)難度非常大。早在2007年至2010年，冀東油田對南堡灘海深層致密天然氣藏進(jìn)行了早期勘探，先后鉆探成功南堡5-10井等兩口高產(chǎn)工業(yè)氣流井，南堡5-10井初期日產(chǎn)氣14×104m3/d，而在其周邊同一層位部署的多口探井、評價井試油只有少量天然氣，未形成工業(yè)氣流，勘探效果不理想[2-4]。近年來隨著國內(nèi)外對清潔能源需求的不斷增加以及非常規(guī)油氣在世界油氣新增儲量和產(chǎn)量中所占的比重越來越大，加大致密天然氣藏勘探開發(fā)已成為世界石油與天然氣工業(yè)發(fā)展的必然趨勢。國內(nèi)外學(xué)者也對致密天然氣藏的主要損害機(jī)理、儲層保護(hù)難點及技術(shù)對策開展了大量研究，針對性形成了油包水鉆井液、仿油基鉆井液、成膜技術(shù)與理想充填技術(shù)等鉆井液技術(shù)[5-6]。為了高效勘探開發(fā)南堡灘海天然氣資源，筆者利用氣相滲透率與油相滲透率對比評價實驗研究得出南堡灘海致密天然氣儲層的水鎖傷害程度較油層高出30～ 50個百分點，并具有強(qiáng)應(yīng)力敏感及水敏傷害特征，據(jù)此筆者著重研究采用了反滲透作用及防水鎖技術(shù)，設(shè)計形成180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液體系，達(dá)到高效保護(hù)南堡灘海致密天然氣藏的目的。

1 南堡灘海深層天然氣層傷害機(jī)理分析

1.1 水鎖損害

大量研究表明，低孔滲儲層普遍存在水鎖效應(yīng)，其損害率一般在60% ～ 90%[7-8]。同時，天然氣與原油相比存在分子質(zhì)量小、黏度小、在水中的溶解度高、可壓縮、易散失等特點，因此自然界中存在的大多數(shù)氣藏均為低滲氣藏，較油藏存在孔隙結(jié)構(gòu)更復(fù)雜、束縛水含量更高、壓力敏感性更強(qiáng)、比表面積更大、毛管力更高等特點[9-10]，這些差異理論上決定了氣藏比油藏更容易受到水鎖傷害，為了驗證這一結(jié)論，研究選取深層天然氣儲層巖心開展了自吸水前后、不同流體污染前后氣體滲透率及油相滲透率對比評價實驗。實驗中所用氣體為干燥氮氣，實驗結(jié)果見表1。由實驗結(jié)果可以看出，無論是自吸水、流體加壓端面循環(huán)，氣層傷害率達(dá)到76%至96%，高出油層30%左右，說明水相傷害尤其水鎖是南堡灘海氣藏的主要損害類型。

表1 水鎖傷害評價結(jié)果

1.2 應(yīng)力敏感傷害

氣藏的應(yīng)力敏感性定義為氣藏對所受凈壓力的敏感程度[9]。大量研究證實，強(qiáng)應(yīng)力敏感性是低滲氣藏普遍存在的另一主要傷害因素。為確定南堡灘海深層天然氣層壓力敏感程度，室內(nèi)利用地層巖心開展了應(yīng)力敏感實驗測試，結(jié)果顯示隨覆壓增加，滲透率顯著降低，說明儲層具有極強(qiáng)的應(yīng)力敏感性。同時由于天然氣藏具有一定的壓力滯后效應(yīng)，因此由應(yīng)力敏感引起損害不會因應(yīng)力消失而完全恢復(fù)，鉆井施工過程中應(yīng)嚴(yán)格控制壓差在6MPa以內(nèi)[11-12]。

1.3 水敏傷害

巖石理化性能評價數(shù)據(jù)也顯示南堡灘海天然氣儲層巖石具有弱分散中等膨脹性，與濾液接觸16h后體積膨脹至原體積的5/4倍左右，同時膨脹過程產(chǎn)生的微粒分散運移至喉道處，會進(jìn)一步降低儲層滲透率，這對致密氣層的細(xì)微孔、縫會產(chǎn)生嚴(yán)重影響[13]。按照行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5358—2002，選用南堡天然氣儲層巖樣開展了水敏感性評價實驗，結(jié)果顯示儲層具有中至強(qiáng)水敏特性。

2 深層天然氣層保護(hù)鉆井液體系研究與評價

油基鉆井液具有儲層保護(hù)效果好、濾失量低、抑制性強(qiáng)等優(yōu)點，是國內(nèi)外公認(rèn)的天然氣藏保護(hù)鉆井液體系，但南堡灘海天然氣藏埋藏深、井段長，大幅度提高了鉆井液的用量及成本，尤其是敏感的灘海環(huán)境限制了油基鉆井液的使用[14]。因此根據(jù)南堡灘海深層天然氣儲層特性及損害機(jī)理，著力開展了天然氣儲層保護(hù)水基鉆井液攻關(guān)研究，室內(nèi)優(yōu)化設(shè)計的主要思路為：（1）采用與天然氣儲層孔喉尺寸相匹配的微米、納米封堵材料封堵近井壁地層，形成具有半透膜特征的人工隔離屏障，降低鉆井液濾液侵入的同時，利用反滲透作用驅(qū)動水相由地層向井筒方向遷移[15-17]；（2）降低鉆井液水活度，使其低于地層水活度，保證地層中水相滲透壓指向井筒方向，為地層水向井筒反滲透提供必要條件。（3）提高鉆井液體系的抑制性，降低水敏傷害；（4）評價優(yōu)選高效防水鎖劑，降低鉆井液濾液表面張力，避免或減小水鎖損害[16-18]。

2.1 鉆井液的反滲透作用

地層中水相在3個驅(qū)動力作用下進(jìn)行遷移：其一是鉆井液液柱壓力與地層壓力之間的壓力差，其二是毛細(xì)管力，其三是滲透壓力（圖1），三種力的矢量和（見公式1）決定了水相的遷移方向，在常規(guī)鉆井過程中，鉆井液壓力大于地層壓力，兩者壓力差指向地層方向。在親水性地層，毛管壓力也指向地層方向。因此只能通過控制滲透壓力使其值足夠大、同時方向由地層指向井筒方向，才能驅(qū)動水相由地層向井筒方向遷移，即產(chǎn)生反滲透作用。產(chǎn)生反滲透現(xiàn)象必須具備兩個條件：（1）有半透膜存在；（2）半透膜兩側(cè)溶液存在活度差，研究針對這兩個條件開展了處理劑研究優(yōu)化。

圖1 鉆井過程中井底水相受力分析示意圖

式中：P ( 驅(qū)動)為鉆井過程中井底水相遷移的驅(qū)動壓力，MPa；P ( 壓差 )為泥漿液柱壓力與地層壓力之間的壓力差，MPa；P ( 毛管 )為毛細(xì)管力，MPa；P ( 滲透 )為滲透壓，MPa。

2.1.1 微納米級封堵形成半透膜技術(shù)

針對南堡灘海深層天然氣儲層納米、微米級孔喉尺寸特征，根據(jù)成膜技術(shù)與理想充填架橋理論選擇納米、微米級封堵材料，以保證在井壁地層很淺的地方快速形成具有半透膜特征的人工隔離屏障，為化學(xué)反滲透作用提供條件。室內(nèi)利用激光粒度儀測定了石灰石、瀝青、樹脂等常規(guī)封堵材料的粒徑，平均粒徑為10.38～ 57.38μm，均屬于微米級尺寸，遠(yuǎn)大于天然氣儲層孔喉尺寸，無法對納微米級孔喉實現(xiàn)有效封堵。為此室內(nèi)研究優(yōu)選了尺寸在1～ 100nm之間的膠束封堵劑HSM及尺寸在100～ 1000nm之間的微納固壁劑HGBJ，評價結(jié)果顯示兩種封堵劑復(fù)配后膜效率由原來的0.11提高至0.3（表2），加入微納米封堵材料后高溫高壓濾紙、濾膜失水均降低30%以上（圖2）。

2.1.2 活度調(diào)節(jié)

在鉆井液于井壁附近形成非理想半透膜的條件下，控制鉆井液活度低于地層水活度，保證地層中水相在反滲透力作用下向井筒方向遷移，從而實現(xiàn)降低濾液侵入的目的[19-20]。鉆井液中的降濾失劑、鹽類均具有降低鉆井液活度的作用，而無基鹽類降低鉆井液水活度效果更為明顯，尤其氯化鉀在顯著降低鉆井液活度的同時還能夠提供鉀離子，從而提高鉆井液濾液對黏土的抑制能力，因此項目優(yōu)選了氯化鉀作為體系的活度調(diào)節(jié)劑及抑制劑。

2.2 防水鎖劑優(yōu)選

在鉆井液中使用能夠有效降低油/水界面張力的表面活性劑，可以防止或解除瞬時失水造成的水鎖損害。室內(nèi)通過測定表/界面張力及起泡率對4種常用的防水鎖劑進(jìn)行了評價，由實驗結(jié)果（表3）可以看出，HAR-D體系的表面張力最低，ABS、A-20、HAR-D的油液界面張力均較低，但ABS、A-20的起泡率非常高，因此優(yōu)選HAR-D作為體系的防水鎖劑，同時研究考察了在不同HAR-D加量下鉆井液濾液的界面張力，確定了HAR-D防水鎖劑的最佳加量為2%。

表2 納微米級封堵材料膜效率評價數(shù)據(jù)

圖2 微納米封堵劑HTHP濾紙、濾膜濾失量測試結(jié)果

2.3 180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液配方與性能

根據(jù)處理劑復(fù)配實驗最終確定了低滲氣層保護(hù)180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液配方為：2%膨潤土漿+2%HFL-T+3%HDR+1%HBJ+2%HSM+3%HGBJ+1%HPA+2%HARD+3～ 5%KCl+3%HLB+1%LUB168+ 重 晶 石。 鉆井液性能評價結(jié)果見表4至表5，從表中結(jié)果可以看出體系180℃老化后流變性基本能夠滿足鉆井需要，高溫高壓失水8mL；泥巖熱滾回收率高達(dá)98.3%；半透膜效率由普通KCl聚合物鉆井液的0.11提高到0.5，鉆井液水活度低于地層水活度，假定液柱壓力與地層孔隙壓力的壓差設(shè)定為3.5MPa，根據(jù)式1計算確定地層中驅(qū)動水相遷移的壓差為-0.675MPa，方向指向井筒方向，滿足了反滲透作用條件。

表3 防水鎖劑優(yōu)選試驗

表4 180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液常規(guī)性能

表5 180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液半透膜效率

室內(nèi)油/氣相滲透率恢復(fù)值對比評價實驗（表6）顯示，經(jīng)180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液體系污染后，巖心的氣相滲透率恢復(fù)值及油相滲透率恢復(fù)值均大于85%，氣相滲透率恢復(fù)值由原來的47.3%提高至91%，氣藏保護(hù)效果顯著。

表6 180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液儲層保護(hù)效果評價對比數(shù)據(jù)

3 現(xiàn)場應(yīng)用

NPAX-C井位于河北省灤南縣北堡村，是黃驊坳陷南堡灘海5號構(gòu)造的一口側(cè)鉆井，井別為預(yù)探井，預(yù)探南堡 5號構(gòu)造Es32亞段中部砂巖含油氣情況。二開井身結(jié)構(gòu)，先打?qū)а郏?3960～ 5415m），導(dǎo)眼完鉆后，根據(jù)預(yù)探油氣情況實鉆主井眼井深為5129m。由于該井導(dǎo)眼裸眼段長、砂泥頁巖互層頻繁，自3960m開窗使用180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液配方，進(jìn)入Es1段逐步加入抑制劑、固壁劑、抗溫降濾失劑，進(jìn)入Es3段加入防水鎖劑，提高膠束封堵劑、固壁劑加量。從實際應(yīng)用來看，180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液體系主要具有以下 3個特點：

（1）抑制性強(qiáng)?，F(xiàn)場泥漿泥巖回收率高達(dá)90%，24h線性膨脹率僅為14.4%。鉆進(jìn)過程中沒有出現(xiàn)頁巖吸水膨脹、縮徑現(xiàn)象，起下鉆順利，返出巖屑形態(tài)清晰、成形規(guī)則，井徑規(guī)則，平均井徑擴(kuò)大率小于10%。

（2）封堵效果好。南堡5號構(gòu)造已往所鉆天然氣井均存在不同程度的井塌、井漏、卡鉆等復(fù)雜事故，嚴(yán)重影響鉆井進(jìn)度。NPAX-C井現(xiàn)場泥漿180℃高溫高壓失水僅為8mL，鉆井過程中未出現(xiàn)任何復(fù)雜事故，井壁穩(wěn)定效果顯著。

（3）儲層保護(hù)效果好?，F(xiàn)場泥漿油相、氣相滲透率恢復(fù)值遠(yuǎn)大于90%，測試表皮系數(shù)-0.85。同期該配方在南堡5號構(gòu)造的另一口天然氣井的儲層段進(jìn)行了應(yīng)用，順利完鉆后測試獲日產(chǎn)氣3.5萬方高產(chǎn)工業(yè)氣流，說明鉆井液對天然氣儲層保護(hù)效果良好。

4 結(jié)論

（1）南堡灘海深層天然氣藏具有低孔、低滲、非均質(zhì)性強(qiáng)等低滲透儲層的基本特征。室內(nèi)實驗結(jié)果顯示，水鎖損害是該儲層最主要、最嚴(yán)重的損害類型之一，其對氣層的傷害程度遠(yuǎn)大于油層，傷害率在76% ～ 96%，高于油層30%左右。

（2）對鉆井過程中井底水相進(jìn)行了受力分析，得出滲透壓方向與大小是決定地層水相遷移的主要因素。并利用反滲透作用、防水鎖技術(shù)優(yōu)化設(shè)計了180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液，體系半透膜效率由KCl聚合物鉆井液的0.11提高到0.5，實測滲透壓為-4.42MPa，由此計算得出地層中水相驅(qū)動壓差為-0.675MPa，能夠形成與油基鉆井液類似的反滲透作用，有效避免濾液侵入，對巖心的氣相滲透率恢復(fù)值由原來的47.3%提高至91%，確保對致密天然氣藏的良好保護(hù)。

（3）180℃抗高溫聚束型低自由水鉆井液在NPAX-C井成功應(yīng)用，現(xiàn)場井徑規(guī)則，未出現(xiàn)任何井塌、井漏、卡鉆等復(fù)雜事故，測試表皮系數(shù)僅為-0.85，井壁穩(wěn)定及儲層保護(hù)效果顯著。該體系的研究與應(yīng)用為南堡灘海致密天然氣藏高效勘探提供了更加可靠的技術(shù)支持，對國內(nèi)類似致密天然氣的勘探開發(fā)具有一定的指導(dǎo)意義。

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Development and Application of Drilling Fluid System for Reservoir Protection of Deep Gas Reservoir in Nanpu Offshore Area

WU Xiaohong, LU Shuqin, ZHU Kuanliang
（Drilling and Production Technology Research Institute of PetroChina Jidong Oil fi eld Company, Tangshan Hebei 063000, China）

Offshore area of Nanpu Sag is a small continental fault depression located at northern Bohai Bay Basin, with rich oil and gas resources. The reservoir protection is rather diff i cult due to the complicated geological conditions and the poor understanding to the mechanism of reservoir damage in this area, which results in the occurrence of high-yield well or dry well within a small range with the same target layers, and with the similar situation in the gas production. The comparison and analysis of the recovered gas and oil permeability of core samples measured pre- and post-displacement with different fl uids indicate that the water blocking damage in the gas reservoir is 30～50percent higher than that of oil reservoir. On the basis of that, 180℃ high temperature polymeric micelle drilling fl uid was developed under the guidance of reverse osmosis and water-lock prevention theory. Experimental results show that the membrane eff i ciency of the drilling fl uid increases from 0.11to 0.5, and the gas permeability recovery of core sample reaches 91%. The application of the drilling fl uid in Well NPAX-C and another well shows that the drilling fl uid can meet the needs of drilling the tight gas reservoir with water-based drilling fl uid in Nanpu offshore area due to its perfect shale inhibition and gas reservoir protection performance. This study provides more reliable technical support to the eff i cient exploration of the tight gas reservoir in Nanpu Sag, and the technical thinking also can provide valuable reference and demonstrative effect on the exploration and development of the other areas with the similar tight gas reservoir.

deep gas reservoir; damage mechanism; water blocking; nano-micro meter; semi-osmosis membrane

TE254

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.03.023

1008-2336（2017）03-0023-06

2016-08-22；改回日期：2017-04-14

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”子課題“南堡凹陷油氣富集規(guī)律與增儲領(lǐng)域”（編號：2016ZX05006006）資助。

吳曉紅，女，1982年生，工程師，主要從事鉆井液技術(shù)、儲層保護(hù)等方面的研究工作。

E-mail：jdzc_wuxh@petrochina.com.cn。