呼圖壁低壓水敏儲層保護(hù)鉆井液技術(shù)

黨文輝，張 弘，葉 成，張 楠，李亞東

（1.新疆油田公司工程技術(shù)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司，北京 102206）

呼圖壁儲氣庫是目前國內(nèi)規(guī)模最大的地下儲氣庫，注采氣量位居全國首位，已建成總庫容117億m3，形成調(diào)峰能力45億m3[1]。為建成中國石油西部儲氣中心，呼圖壁儲氣庫持續(xù)擴(kuò)容增效，2018年呼圖壁儲氣庫部署注采水平井1口。前期完鉆HUHWK2井的鉆井實(shí)踐表明，水平井鉆完井的綜合時效較低，儲層保護(hù)難度大，主要表現(xiàn)為：呼圖壁氣藏型儲氣庫埋藏深達(dá)3 500~4 000 m，四開鉆井液的密度為1.15~1.24 g/cm3，目的層紫泥泉子組原始地層壓力系數(shù)為0.96，經(jīng)過多年開采，系數(shù)降至0.47。低壓地層長水平段鉆進(jìn)中，漏失嚴(yán)重，鉆井液長時間浸泡及漏失導(dǎo)致井筒工作液大量侵入儲層[2?3]。另外，目的層膨脹性黏土礦物含量較高[4]，且屬于中、低孔和中、低滲儲層，儲層物性一般，水敏、水鎖損害的可能性較大。綜上，呼圖壁儲氣庫急需解決強(qiáng)水敏低壓儲層的保護(hù)問題。

關(guān)于水敏儲層保護(hù)技術(shù)，國內(nèi)外從儲層損害機(jī)理、黏土抑制和暫堵等方面開展了大量研究。水敏儲層損害的主要形式為黏土礦物水化膨脹、溶蝕分散和分散運(yùn)移。采取的措施包括：陽離子黏土穩(wěn)定劑，吸附在黏土晶面，避免水分子進(jìn)入層間；黏土抑制劑，主要是鉀鹽、銨鹽、鈣鹽以及一些聚合物[5?6]。另外，針對低滲低壓儲層采取屏蔽暫堵措施，提高鉆井液的封堵性能；同時改變巖石表面性質(zhì)，減弱毛管效應(yīng)，提高侵入液體的返排能力[7?8]。未對儲氣庫的低壓水敏儲層保護(hù)鉆井液開展針對性研究。本文以呼圖壁儲氣庫紫泥泉子組儲層為對象，通過儲層理化性能分析，揭示了儲層損害的主要機(jī)理，提出了儲氣庫水平井防水鎖、強(qiáng)抑制、提高暫堵能力的鉆井液技術(shù)對策。優(yōu)選出以胺基抑制劑為核心處理劑的胺基鉆井液體系，并基于“最優(yōu)充填”橋堵理論優(yōu)化暫堵顆粒粒級分布。室內(nèi)評價和現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，其水敏性低壓油層保護(hù)效果優(yōu)良。

1 儲層損害機(jī)理分析

呼圖壁儲氣庫目的層紫泥泉子組儲層巖性主要為細(xì)砂巖和粉砂巖，巖石顆粒以細(xì)砂級和粉砂級為主，巖心分析孔隙度分布在3.00%~27.90%，平均為15.09%，水平滲透率為0.03~1 300.00 mD，平均為9.16 mD。孔喉分選系數(shù)中等，孔隙峰態(tài)好，排驅(qū)壓力為0.02~1.55 MPa，平均為0.46 MPa，最大連通孔喉半徑為42.93~0.44μm，平均為5.60μm。該區(qū)屬于中、低孔和中、低滲儲層，夾層以泥巖為主，較為發(fā)育。對于低滲儲層應(yīng)當(dāng)特別注意合理開采和油氣層產(chǎn)能保護(hù)，防止鉆完井過程中造成產(chǎn)能損害，特別是水鎖、水敏損害[5?6]。地層水型為NaHCO3型，總礦化度為12 000~16 000 mg/L。入井流體應(yīng)盡量避免Ca2+、Mg2+侵入，并保持合理的pH，以防止形成無機(jī)垢，堵塞地層孔喉。為有效抑制伊蒙混層的水化膨脹，應(yīng)保持入井液的礦化度高于地層水的礦化度。

1.1 地層礦物組分分析

儲層礦物組分，特別是膨脹性黏土礦物含量影響巖石的水化膨脹能力、巖石力學(xué)性質(zhì)、孔隙結(jié)構(gòu)和氣體吸附能力[9]，可為全面分析該區(qū)儲層損害潛在因素及井壁不穩(wěn)定因素提供依據(jù)。表1為取自紫泥泉子儲層巖屑樣品的X衍射全巖礦物和黏土礦物分析結(jié)果。由表1可知，目標(biāo)層位主要以黏土礦物、石英和長石為主，黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，大于28.0%；黏土礦物成分主要以伊蒙混層礦物為主，質(zhì)量分?jǐn)?shù)80.0%以上，其次為伊利石和高嶺石。伊蒙混層具有非膨脹性，與膨脹性黏土相間，遇到礦化度較低入井液會發(fā)生水化，導(dǎo)致非均勻性膨脹；伊利石聚集物在淡水中會發(fā)生分散，其分散運(yùn)移會造成滲透率降低。因此該區(qū)儲層膨脹性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高，具有較高的水敏損害可能。

表1 呼圖壁紫泥泉子儲層全巖礦物和黏土礦物組成Table 1 Whole rock mineral composition and clay mineral composition of Hutubi UGSreservoir %

1.2 巖心膨脹率測定

取儲層段樣品巖屑粉碎，過200目篩子取5 g裝入實(shí)驗(yàn)筒，在10 MPa的壓力下壓5 min，烘干，分別測定其在清水、質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%KCl溶液、現(xiàn)場目前所用鉆井液濾液中的膨脹高度并計算膨脹率，結(jié)果如圖1所示。由圖1可知，該區(qū)地層巖樣在清水中24 h線性膨脹率高達(dá)25.60%，膨脹量較大，極易水化膨脹；采用質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%KCl溶液可以抑制黏土礦物，特別是伊蒙混層的水化膨脹，其膨脹率24 h達(dá)到14.5%；現(xiàn)場所用鉆井液濾液24 h線性膨脹率為10.40%，該體系的抑制性仍有進(jìn)一步提升空間。

圖1 儲層巖樣在不同液體介質(zhì)中的膨脹率Fig.1 Expansion rate of reservoir rock samples in different liquid media

1.3 敏感性評價

HUK 18井儲層不同深度巖心的速敏和水敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。由圖2可知，該區(qū)紫泥泉子組儲層存在較強(qiáng)的水敏性損害形式，不存在速敏。因此，在鉆完井中需要注意保持鉆完井液的礦化度高于10 000 mg/L。

圖2 HUK18井儲層不同深度巖心的速敏和水敏實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.2 Velocity?sensitivity and water?sensitivity test r esults of HUK 18 well at differ ent depths

1.4 水鎖損害評價

將取自同一巖心柱上的巖樣烘干，分別浸泡質(zhì)量分?jǐn)?shù)5%KCl溶液（1#）和現(xiàn)場鉆井液濾液（2#）中24 h，通過巖心逆向自吸使液體侵入巖心，擦干表面后稱重，確定自吸含液飽和度，結(jié)果如表2所示。

表2 巖心逆向自吸不同鉆井液實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 2 Reversal imbibition test result of cores in differ ent dr illing fluids

為模擬井下返排，采用氮?dú)怛?qū)替，測定逆向自吸后巖心在不同驅(qū)替壓力下的氣測滲透率，并與Ka相比求滲透率恢復(fù)率，結(jié)果如圖3所示。

圖3 自吸后巖心氣測滲透率恢復(fù)率Fig.3 Gas permeability recovery curves of cores after imbibition in differ ent fluids

將巖心片表面打磨光滑，在乙醇和丙酮（體積比3∶1）溶液中洗油24 h，然后烘干。采用接觸角測定法確定巖石表面潤濕性，分別用接觸角測量儀測定蒸餾水和正十六烷在多塊巖心表面的接觸角，采用Owens二液法計算其表面能[10]（見圖4、表3）。

圖4 接觸角測定中巖心表面液滴形態(tài)Fig.4 Shapes of liquid drops on cor es during contact angle measurement

表3 巖心表面接觸角和表面能測定結(jié)果Table 3 Gas permeability recovery curves of cores after imbibition in differ ent fluids

從以上實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，呼圖壁儲層巖石自吸鉆井液濾液可以達(dá)到較高的含水飽和度，在返排過程中盡管能夠返排出部分液體，但儲層滲透率恢復(fù)率較低，自吸現(xiàn)場鉆井液濾液驅(qū)替后滲透率恢復(fù)率為65%，濾液進(jìn)入儲層將產(chǎn)生較為嚴(yán)重的損害。該區(qū)儲層巖石表面能較高，對油、水均能夠強(qiáng)烈潤濕，產(chǎn)生較為嚴(yán)重的液鎖損害。

綜上，該區(qū)儲層損害的主要方式為水敏和水鎖。儲層中膨脹性黏土礦物與鉆井液濾液接觸可迅速水化膨脹，封堵儲層孔喉，導(dǎo)致滲透率降低。在水化膨脹過程中產(chǎn)生的微粒易分散運(yùn)移，會進(jìn)一步降低儲層滲透率。另外，儲層滲透率較低且為強(qiáng)液體潤濕表面，毛管自吸效應(yīng)顯著，產(chǎn)生液鎖損害。即鉆井液滲入儲層孔道后，一方面會占據(jù)有限的氣體儲滲空間；另一方面由賈敏效應(yīng)和摩擦阻力造成返排困難，潤濕相流體在孔喉處滯留、捕集，從而形成 液鎖[10?11]。

2 儲層保護(hù)鉆井液技術(shù)對策

綜上，呼圖壁強(qiáng)水敏儲層鉆井液提升儲層保護(hù)性能，必須增強(qiáng)鉆井液的抑制能力，同時應(yīng)該盡量降低毛管自吸程度，降低液鎖效應(yīng)。針對現(xiàn)場鉆井液的防水鎖防水敏性能提升，進(jìn)行以下3方面優(yōu)化：

（1）降低固體表面能，改變巖石表面特征，使其呈現(xiàn)出憎液或者液體潤濕程度降低的特性。對于液濕巖心，毛管力始終是液體進(jìn)入儲層的動力，也是開采過程中返排的阻力。呼圖壁儲層為液濕表面，儲層中的少量水相通常吸附在親水性巖石顆粒表面或占據(jù)小孔隙角隅，外來液體在微孔的毛細(xì)管效應(yīng)作用下滲吸進(jìn)入儲層將進(jìn)一步占據(jù)孔隙中間部位，使孔隙結(jié)構(gòu)含水量急增，進(jìn)而產(chǎn)生水相圈閉或者水鎖損害。加入潤濕反轉(zhuǎn)類的處理劑，使其水油潤濕程度降低，從而有效降低液相滯留飽和度。

（2）提高鉆井液的抑制性，優(yōu)選黏土穩(wěn)定劑。黏土穩(wěn)定劑通過中和黏土表面負(fù)電性、離子交換作用、橋接作用，防止黏土膨脹和運(yùn)移。目前常用的黏土穩(wěn)定劑包括無機(jī)鹽和有機(jī)鹽、季銨鹽表面活性劑、聚胺、聚季銨、有機(jī)硅等。

（3）提高鉆完井液暫堵效果。相比常規(guī)氣田開發(fā)，儲氣庫鉆井面臨超低壓地層有效保護(hù)儲層的挑戰(zhàn)[11?12]。地層壓力低、井底壓差大、鉆井液深度侵入地層造成儲層嚴(yán)重的水敏和水鎖損害。通過在鉆井液中人為加入各種尺寸的固相粒子進(jìn)入孔喉架橋，在井壁附近快速形成堵塞帶，阻止鉆井液的固相和濾液繼續(xù)侵入油氣層。采用理想充填暫堵方案，使暫堵劑粒徑與油氣層的孔喉直徑高度匹配，從而提高暫堵質(zhì)量。

3 儲層保護(hù)鉆井液體系與性能

3.1 防水鎖與防水敏性能優(yōu)化

針對低滲儲層水鎖損害的特點(diǎn)，選取相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)（0.4%）的常用表面活性劑溶液SPAN?80、ABSN、OP?10浸泡巖心，使其吸附在巖心表面，烘干后通過測定巖心的液相潤濕性和表面能優(yōu)選防水鎖劑（見表4）。

表4 不同表面活性劑處理后巖心的油水接觸角和表面能Table 4 Oil/water contact angle and surface energy of cor es tr eated by different sur factants

新型胺基抑制劑SIAT[13]含有多個極性胺基?NH2，與水分子爭奪黏土顆粒上的連結(jié)部位，極易被黏土優(yōu)先吸附，固定黏土片層的間距，分子中引入醚鍵骨架碳鏈增長，能嵌入黏土片層，阻止水分子進(jìn)入，從而能夠有效抑制黏土的水化膨脹與分散，起到優(yōu)良抑制作用（見表5，其中百分?jǐn)?shù)為質(zhì)量分?jǐn)?shù)）。

表5 泥頁巖在不同抑制劑中的滾動回收率(120℃，16 h)Table 5 Rolling r ecovery of mud shale in differ ent inhibitor solutions(120℃，16 h)

綜上，優(yōu)選表面活性劑劑ABSN和胺基抑制劑，提高現(xiàn)有鉆井液體系的防水鎖和防水敏效果。

3.2 暫堵顆粒優(yōu)選

根據(jù)理想充填理論[14?15]，當(dāng)暫堵劑顆粒累積體積分?jǐn)?shù)與顆粒粒徑的平方根d1/2成正比時，可實(shí)現(xiàn)理想充填。當(dāng)儲層最大孔喉尺寸與暫堵劑顆粒的粒徑累積分布曲線上d90（粒徑小于該值的顆粒的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為90%）相匹配時，可取得理想暫堵效果。該區(qū)儲層最大連通孔喉直徑為85.86μm，則暫堵顆粒d1/290為9.30μm。

按照理想充填設(shè)計原則，選擇粒徑小于500目的碳酸鈣作為精細(xì)暫堵劑；粒徑小于200目的碳酸鈣作為中粗暫堵劑；粒徑小于100目的碳酸鈣作為粗暫堵劑進(jìn)行理想充填優(yōu)化設(shè)計。最終設(shè)計結(jié)果：最佳暫堵效果的3種粒徑碳酸鈣混合質(zhì)量比為500目細(xì)顆粒33%、100目粗顆粒67%、不加入200目的中粗顆粒，整個暫堵劑加量為4%。優(yōu)化設(shè)計后的暫堵劑粒徑分布、理想充填目標(biāo)分布趨向和各暫堵劑本身的粒徑累積分布曲線如圖5所示。

圖5 暫堵劑粒徑分布Fig.5 Particle size design of temporary plugging agent

3.3 室內(nèi)性能評價

通過以上儲層保護(hù)性能提升步驟，在現(xiàn)場鉀鈣基鉆井液基礎(chǔ)上引入胺基抑制劑、ABSN和暫堵顆粒，參考配方：2%膨潤土漿+0.8%降濾失劑DSP?2+0.3%PAC?LV+3.0%~5.0%鉀鹽+0.5%~1.0%ABSN+2.0%~3.0%封堵型潤滑劑MPA+1.5%~2.0%胺基抑制劑SIAT+CaCO3暫堵劑+重晶石（以上百分?jǐn)?shù)為質(zhì)量分?jǐn)?shù)），室內(nèi)性能評價如表6、7所示。

表6 優(yōu)化后的胺基鉆井液性能Table 6 Basic properties of optimized amine?based drilling fluid

取泥頁巖樣品過篩6~10目分別置于清水、原現(xiàn)場鉆井液和胺基鉆井液中，120℃熱滾16 h，然后過篩30目，烘干稱量，測量泥頁巖清水滾動回收率為35.20%，原現(xiàn)場鉆井液滾動回收率為75.78%，白油乳化鉆井液的回收率達(dá)92.17%。

優(yōu)化前現(xiàn)場所用鉆井液在未切片未返排情況下滲透率恢復(fù)率為72.53%。綜上可知，優(yōu)化后的胺基鉆井液在未切片未返排條件下滲透率恢復(fù)率大于85.00%，在切片條件下大于91.00%，在返排后恢復(fù)率大于89.00%。因此，優(yōu)化的呼圖壁儲氣庫儲層保護(hù)鉆井液能夠適應(yīng)射孔完井和篩管完井方式。

表7 優(yōu)化后胺基鉆井液體系油層保護(hù)性能Table 7 Formation damage control of optimized amine?based drilling fluid

4 現(xiàn)場應(yīng)用

目前呼圖壁儲氣庫已實(shí)施10口水平井，垂深3 400~3 550 m，井深4 100~4 500 m，水平井段500~800 m，在三開和四開段對現(xiàn)場所用的鉀鈣基鉆井液進(jìn)行了優(yōu)化。相比前期實(shí)施的HUHWK2井和HUHWK4井，鉆井復(fù)雜事故明顯減少，卡鉆、井壁坍塌、劃眼次數(shù)減少20%，復(fù)雜事故時間大幅降低至100 h以下，而前期HUHWK2井處理復(fù)雜192 h。特別是順利鉆穿水敏性極強(qiáng)的泥巖層安集海河組，且平均井徑擴(kuò)大率小于5%，新鉆水平井試產(chǎn)效果良好。根據(jù)呼圖壁儲氣庫第七采氣周期最大試產(chǎn)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，投產(chǎn)6口水平井的油壓20.9~22.1 MPa，日產(chǎn)氣量達(dá)到91.1~133.7萬m3/d，而前期投產(chǎn)的水平井HUHWK2井在22.0 MPa油壓下產(chǎn)氣量為84.2萬m3/d。現(xiàn)場應(yīng)用表明，該優(yōu)化后的鉆井液具有較強(qiáng)的抑制能力，儲層保護(hù)效果良好。

5 結(jié) 論

（1）呼圖壁儲氣庫黏土礦物含量28%以上，清水中24 h線性膨脹率達(dá)25%，巖石對油水均能強(qiáng)烈潤濕，自吸現(xiàn)場鉆井液濾液驅(qū)替后滲透率恢復(fù)率僅為65.00%，主要儲層損害方式為水鎖損害和水敏損害。

（2）呼圖壁儲層保護(hù)鉆井液技術(shù)對策為降低固體表面能、改變巖石表面特征、優(yōu)選黏土穩(wěn)定劑、提高屏蔽暫堵效果。

（3）鉆井液儲層保護(hù)性能優(yōu)化結(jié)果：防水鎖劑為ABSN，黏土穩(wěn)定劑為新型胺基抑制劑，暫堵劑為500目和100目碳酸鈣，按照質(zhì)量比1∶2加入。

（4）室內(nèi)性能評價表明，優(yōu)化形成的胺基鉆井液體系對射孔完井滲透率恢復(fù)率達(dá)91.00%，對篩管完井滲透率恢復(fù)率達(dá)89.00%。呼圖壁儲氣庫現(xiàn)場應(yīng)用效果表明該體系儲層保護(hù)效果優(yōu)良。