東勝氣田致密砂巖氣藏鉆井儲層保護研究及應用

馮永超

（中國石油化工股份有限公司華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南 鄭州 450006）

0 引言

東勝氣田錦66井區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊盟北部隆起杭錦旗斷階帶北東段、泊爾江海子斷層西南處，主要開發(fā)目的層為二疊系下石盒子組盒2+3段砂巖巖性-構造含水氣藏［1］，整體表現(xiàn)出氣水關系復雜，壓裂改造易溝通下部水層造成含水率高［2-3］，儲層物性好，具備完成鉆井作業(yè)后不通過人工造縫的壓裂改造工藝直接投產(chǎn)的自然建產(chǎn)能力。錦66井區(qū)現(xiàn)有的鉀氨基鉆井液泥餅酸溶率37%，鉆井過程中鉆井液濾液侵入砂巖儲層，存在明顯的水鎖損害及壓差損害，不能滿足自然建產(chǎn)的技術需求。本文以東勝氣田錦66井區(qū)盒2儲層為研究對象，開展儲層傷害影響因素分析，引入泥漿侵入深度計算，定量化評價儲層傷害程度，深化自然建產(chǎn)儲層損害機理及對策研究，以實現(xiàn)提高單井產(chǎn)量高效開發(fā)的目的。

1 儲層傷害影響因素及敏感性分析

東勝氣田錦66井區(qū)盒2儲層整體埋深在2730～2780m，儲層非均質性強，發(fā)育淺灰、灰白色砂礫巖，含礫粗砂巖，中砂巖，泥質粉砂巖與褐色泥巖呈等厚互層，泥巖厚度5～10 m。鉆井過程中揭開儲層存在砂巖儲層傷害和泥巖井壁失穩(wěn)的雙重挑戰(zhàn)，鉆遇泥巖井壁失穩(wěn)造成儲層整體液柱壓力上升，加劇鉆井液對砂巖儲層的傷害程度。需同時開展砂巖傷害特征和泥巖井壁失穩(wěn)特征研究，明確儲層傷害影響因素，為儲層保護對策提供依據(jù)。

1.1 儲層砂巖物性特征及敏感性分析

選取下石盒子組盒2砂巖巖心進行孔隙度、氣體滲透率測試，實驗結果見表1。

表1 盒2儲層物性特征Table 1 Physical characteristics of He-2 reservoir

盒2段孔隙度分布區(qū)間為5.0%～16.97%，平均孔隙度為9.3%；滲透率分布區(qū)間為0.15～5.24 mD，平均滲透率為0.89 mD［4］。根據(jù)孔隙、滲透率分類標準，目的層段儲層物性較好，總體屬于低-特低孔、低滲-超低滲儲集巖，為超低滲透儲層［5］。盒2儲層平均排驅壓力0.83 MPa，最大孔喉半徑1.7648 μm；儲層巖樣排驅壓力較大，巖樣的孔喉較小，滲透性較差。在此基礎上，采用盒2段砂巖巖心開展敏感性評價實驗，實驗結果見表2所示。盒2儲層整體敏感性較弱，但鹽敏和應力敏感性較強，鉆井過程中應避免壓力波動帶來的應力傷害。

表2 盒2儲層敏感性特征Table 2 Sensitivity characteristics of He-2 reservoir

1.2 盒2儲層砂巖孔隙類型及潛在損害分析

選取下石盒子組盒2段砂巖進行鑄體薄片分析，實驗結果見圖1、圖2。

圖1 錦62井3055.39 m處盒2段砂巖孔隙結構Fig.1 Structure of sandstone pores in He-2 section at 3055.39m in Well Jin-62

圖2 錦62井盒2段砂巖加載巖石微觀圖像Fig.2 Microscopic image of loaded sandstone rocks in He-2 section in Well Jin-62

由實驗測試可知：錦66井區(qū)盒2儲層段孔隙類型以原生粒間余孔和粒間溶孔為主，其次為粒內(nèi)溶孔和裂縫，裂縫連通粒間孔隙，是主要的油氣運移通道。對現(xiàn)場應用的鉀氨基鉆井液體系進行固相粒徑分析，實驗結果見圖3。由實驗結果可知，鉀氨基鉆井液粒徑分布在1～150 μm，其中D10=5.35 μm，D50=31.19 μm，D90=79.20 μm，按照D90規(guī)則做出鉆井液粒徑分布曲線，和不同開度的裂縫油?；€進行對比，當儲層微裂縫開度＞100 μm時，鉆井液中的固相顆粒會較大程度侵入儲層，造成固相堵塞，而鉆井液泥餅酸溶率62.8%，整體入井固相材料酸溶率較低，固相侵入解堵能力差，造成永久性傷害。

圖3 鉀氨基鉆井液粒徑分布Fig.3 Solid phase particle size distribution of potassium amino drilling fluid

1.3 盒2儲層粘土礦物及潛在損害分析

選取盒2儲層巖心，利用XRD衍射實驗，進行粘土礦物含量分析。盒2砂巖儲層以石英為主，粘土礦物平均20%，含量較少；其中粘土礦物中伊利石含量最高（平均38%），其次為綠泥石（平均26%）；條狀帶狀的伊利石，隨著流體流速的增大而分散遷移，為速敏型礦物，在儲層流體的作用下，很容易運移堵塞孔道；綠泥石能夠形成櫛殼構，這種結構相對穩(wěn)定，但綠泥石酸敏性較強，在酸的作用下，會發(fā)生溶蝕和運移?；赟EM掃描實驗，實驗結果見圖4。由實驗結果可知，外來流體侵入巖心后，巖心中的敏感性礦物在流體作用下水化膨脹，并順著微裂縫運移，在巖石表面出現(xiàn)類似晶體的顆粒特征，端面、裂縫旁有生成物產(chǎn)生，部分裂縫底端或晶間孔周圍溶蝕較嚴重，產(chǎn)物增多，堵塞巖心微裂縫和孔隙，旁生物隨時間的增加而增加，降低儲層的滲透率，影響產(chǎn)能釋放。

圖4 巖心污染前后微裂縫產(chǎn)狀Fig.4 Microfracture occurrence before and after core contamination

1.4 盒2儲層泥巖組構特征及及潛在損害分析

盒2儲層非均質性強，發(fā)育淺灰、灰白色砂礫巖，含礫粗砂巖，中砂巖，泥質粉砂巖與褐色泥巖呈等厚互層，鉆井過程中鉆遇泥巖易引起井筒井壁失穩(wěn)，造成儲層液柱壓力升高，增大井底壓差、復雜處理難度，延長儲層浸泡時間，加劇儲層傷害程度，儲層保護需考慮泥巖夾層井壁失穩(wěn)問題［6-10］。分別取JPH-xx1井和JPH-xx2井水平段泥巖的掉塊及巖屑進行了全巖礦物和粘土礦物組分含量的X射線衍射分析。實驗結果見表3、表4。

表3 盒2儲層泥巖巖心全巖礦物分析Table 3 Whole rock mineral analysis of mudstone cores in He-2 reservoir

表4 盒2儲層泥巖巖心粘土礦物分析Table 4 Clay mineral analysis of mudstone cores in He-2 reservoir

由實驗結果可知：JPH-xx1井下石盒子組盒2鉆屑巖樣粘土礦物總量為36.6%～38.1%，粘土礦物以伊蒙混層為主，含量高達65%～66%，其次為伊利石、高嶺石和綠泥石，屬于硬脆性泥巖，易水化剝落。JPH-xx2井下石盒子組盒2掉塊巖樣中深灰色細砂巖的粘土礦物總量為32.8%，紅褐色泥巖和灰色泥巖的粘土礦物總量高達48.7%和58.1%，粘土礦物均以伊/蒙混層發(fā)育為特點，含量達到52%～78%，其次為伊利石、綠泥石和高嶺石，其含量分別在17%～24%、6%～9%及15%～18%。下石盒子組泥巖屬于硬脆性泥巖，易水化剝落。

為深入分析泥巖地層的微觀結構，對東勝氣田泥頁巖巖心制作切片進行電鏡掃描，掃描照片如圖5所示。由掃描電鏡結果可見：JPH-xx1井下石盒子組泥巖鉆屑樣品樣品較疏松，粒間縫長約200 μm，粒間孔隙約10 μm，微裂縫較為發(fā)育。

圖5 盒2泥巖裂縫特征Fig.5 Fracture characteristics of mudstone in He-2

室內(nèi)對從JPH-xx1井現(xiàn)場收集的盒2灰褐色泥巖、灰色泥巖掉塊進行了浸泡評價實驗，實驗結果表明：灰褐色泥巖易水化分散；灰色泥巖微裂縫發(fā)育易剝落。

綜上所述，盒2段泥巖掉塊樣品較致密，孔隙2～5 μm，泥質中裂縫長約20 μm，泥質中裂縫寬約2 μm。盒2段泥巖灰褐色泥巖回收率52.45%，易水化分散；灰黑色、灰色泥巖微裂縫發(fā)育，遇水易剝落。儲層段泥巖井壁失穩(wěn)坍塌，造成鉆井復雜處理時間長，延長儲層浸泡時間，同時復雜處理過程中為有效平衡泥巖坍塌壓力，提高鉆井液密度造成井筒液柱壓力高，進一步增大外來流體侵入動力，增加儲層傷害程度。

2 儲層損害機理研究

基于儲層影響因素分析，明確了水鎖傷害、應力敏感性、固相傷害和泥巖井壁失穩(wěn)是造成盒2儲層傷害的主要影響因素，在此基礎上，開展儲層傷害機理分析。

2.1 儲層水鎖損害機理研究

2.1.1 巖心自吸能力評價

砂巖是油氣的儲存空間，鉆井過程中的儲層傷害主要表現(xiàn)形式為外來流體的侵入對砂巖的滲透率和導流能力造成傷害導致產(chǎn)能無法釋放［11-13］。為進一步明確外來流體侵入程度對巖心的傷害程度的影響，選取錦93井盒2段目的層砂巖巖心，采用近平衡自吸裝置，繪制巖心質量隨時間的變化曲線，并以侵入前后砂巖儲層滲透率變化的滲透率損害率判定巖心水鎖損害程度，實驗結果見圖6。由實驗結果可知：盒2儲層巖心自吸能力強，前5 h自吸率達到0.2 g/s，自吸速率在初始階段最高，后逐漸趨于平穩(wěn)，自吸后滲透率損害率達到54.32%，鉆井液濾液在毛細管力的作用下使得儲層滲透率大幅降低。

圖6 盒2砂巖巖心自吸實驗曲線Fig.6 Self-imbibition test curve of sandstone cores in He-2

2.1.2 鉆井液液相侵入能力分析

基于HTHP砂床濾失實驗評價泥餅形成過程的阻止水侵入能力，HTHP砂床滲透失實驗評價泥餅形成后的阻止水侵入能力。對鄂北工區(qū)現(xiàn)用鉆井液體系開展阻水侵入能力評價，實驗結果見圖7，由實驗結果可知：現(xiàn)有的鉆井液體系泥餅承壓能力差，基于砂床滲透失水實驗，在泥餅形成后20～40目砂床滲透失水量17～23.4 mL，大量鉆井液濾液侵入砂巖儲層，造成水相傷害，且大量濾液侵入泥巖，造成泥巖應力釋放，水化剝落，造成鉆井復雜，進一步加劇儲層傷害程度［14-16］。

圖7 東勝氣田現(xiàn)有鉆井液體系性能評價Fig.7 Performance evaluation of existing drilling fluid systems in Dongsheng Gas Field

2.2 泥漿侵入深度計算

采用MFC-1型高溫高壓多功能水平井傷害評價儀，記錄單位巖樣長度電阻和累積侵入量隨時間的變化情況，待各監(jiān)測段電阻不再明顯變化時停止實驗。實驗溫度80℃，圍壓7 MPa。通過監(jiān)測單位長度巖樣電阻（R）和累計侵入量（Q）隨侵入時間（t）的變化情況，繪制R-t和Q-t關系曲線。采用控制變量的方法分別計算不同侵入時間、不同壓差條件下鉆井液濾液的巖心單位面積濾失量和累計濾失量，利用物質平衡原理求解鉆井液濾液的侵入深度。

通過記錄侵入巖心的鉆井液流量來評價鉆井液的侵入深度，根據(jù)質量守恒定律，通過實驗獲得鉆井液最大侵入量（Qmax），采用式（1）計算鉆井液侵入深度Lfmax。

式中：r——實驗巖樣半徑，cm；Φ——孔隙度，%；Swo——初始含水飽和度，無因次。

根據(jù)實驗數(shù)據(jù)，為獲得鉆井液侵入穩(wěn)定時間（tmax），定義Qmax滿足式（2）時，鉆井液侵入時間為穩(wěn)定時間，此時的侵入量為最大侵入量。

式中：tmax——鉆井液侵入穩(wěn)定時間，min；Qmax|tmax——tmax對應的累計侵入量，mL；Q’max|tmax+10——tmax+10對應的累計侵入量，mL。

由式（2）確定鉆井液侵入穩(wěn)定時間tmax后，可根據(jù)式（1）計算得出鉆井液侵入深度Lfmax。

由實驗結果可知（見圖8）：泥漿侵入深度和壓差、時間呈正相關關系，隨著壓差和時間的增加而增加，水相傷害程度增大；鉆井液濾液侵入儲層深度隨著時間、壓差增大而增大，壓差＞20 MPa后趨于平緩，最大侵入深度76 cm；在壓差2～3.5 MPa條件下，壓差對鉆井液濾液侵入儲層敏感性最強。

圖8 泥漿侵入深度計算（鉀氨基聚合物）Fig.8 Drilling fluid intrusion depth curves

3 儲層保護鉆井液體系優(yōu)化及性能評價

3.1 儲層保護技術對策

盒2儲層特征要求鉆井液具有良好的井壁穩(wěn)定性能和儲層保護性能。基于盒2儲層傷害，影響因素和損害機理，儲層保護鉆井液應滿足以下技術要求［17-20］：

（1）無土相。盒2儲層發(fā)育隱形裂縫，是主要的油氣運移和導流通道，鉆井液固相材料易侵入儲層造成堵塞，鉆井液體系需采用無土相，有效降低固相和坂土含量。

（2）低密度。盒2致密砂巖儲層存在強應力敏感性，正壓差條件下造成應力敏感傷害降低儲層滲透率，且增大外來流體侵入儲層的能力，加劇儲層傷害，需采用近平衡或平衡鉆井，降低液柱壓力，減少壓差傷害。

（3）低失水。液相傷害是造成致密砂巖儲層傷害的主要原因，鉆井液體系需進一步降低外來液相的侵入能力，強化泥餅的阻水能力，采用潤濕反轉，降低巖心親水能力，減少泥漿侵入深度。

（4）強封堵。盒2儲層泥巖微裂縫發(fā)育，需針對性開展復合暫堵劑優(yōu)選，提高對微裂縫硬脆性泥巖的封堵能力，降低泥巖坍塌壓力，確保低密度井壁穩(wěn)定。

3.2 防水鎖劑優(yōu)選

從水相圈閉的本質來看，由于毛細管壓力而產(chǎn)生了一個附加的表皮壓降，它等于毛細管彎液面兩側非潤濕相壓力與潤濕相壓力之差，其大小可由任意曲界面的Laplace方程確定。當儲層的潤濕性為水潤濕時，毛細管壓力將阻礙地層油、氣向井筒內(nèi)流動，產(chǎn)生水鎖傷害。

式中：Pc——毛細管壓力，dyn/cm2；σ——油、氣-水界面張力，dyn/cm；R1、R2——兩曲界面半徑，cm；r——毛細管半徑，cm；θ——毛細管潤濕角，（°）。

由毛細管壓力公式可知，σcosθ值越小，形成的毛細管力越小，造成水鎖損害程度越輕，降低表面張力，增大接觸角是降低毛細管力的主要手段。采用液滴形狀分析儀，進行潤濕性分析，實驗結果見表5。由實驗結果可知，潤濕反轉劑具有反向的σcosθ，基本消除了毛細管力，有利于防水鎖和儲層保護。潤濕反轉劑具有最大的接觸角91.9°，液相在泥巖表面不潤濕，有利于井壁穩(wěn)定。

表5 防水鎖劑優(yōu)選實驗Table 5 Optimization experiment on waterproof locking agents

3.3 封堵劑的優(yōu)選

根據(jù)架橋理論和理想充填理論［20］，結合泥巖微裂縫尺寸，開展不同封堵劑壓力傳遞實驗和復配實驗，實驗結果見圖9。

圖9 不同封堵劑壓力傳遞實驗Fig.9 Pressure transfer experiment on different plugging agents

由實驗結果可知：納米封堵劑2 MPa壓力傳遞時間為12000 s，超細瀝青2 MPa壓力傳遞時間為8000 s，具有良好的微裂縫封堵效果，在此基礎上，開展復配研究，優(yōu)選出適用于上古生界泥巖的納米封堵材料（納米封堵劑∶超細瀝青=3∶2），綜合封堵率達到91.2%。依據(jù)D90規(guī)則［20］選擇600目超細碳酸鈣對較大裂縫進行封堵，考慮到地層微裂縫分布的不均質性，選用2000目和5000目的超細碳酸鈣對中小微裂縫進行封堵，并依據(jù)濾失量對其配比進行優(yōu)選，實驗結果見表6。由實驗結果可以看出，2.5%的鈉土漿的濾失量為31.6 mL，基于正交試驗優(yōu)選不同粒度級配的超細碳酸鈣比例。確定鉆井液體系中5000目、2000目和600目超細碳酸鈣的推薦加量分別為0.5%、0.5%和1.0%。

表6 不同粒徑超細碳酸鈣正交實驗Table 6 Orthogonal experiment on ultrafine calcium carbonate with different particle sizes

3.4 低密度儲保型鉆井液配方綜合評價

結合東勝氣田錦66井區(qū)地層特征及前期處理劑優(yōu)選結果，開展錦66井區(qū)鉆井液配方研究，形成無土相復合暫堵高酸溶鉆井液，在有效降低外來流體和固相侵入的同時，可以在完井作業(yè)中進行酸化作業(yè)，進一步解除固相堵塞帶來的儲層傷害。形成的鉆井液配方為：5%～6%氯化鉀+0.3%～0.5%低粘羧甲基纖維素+0.2%～0.3%黃原膠+0.3%～0.5%低粘聚陰離子纖維素+2%改性淀粉+1%胺基抑制劑+1%抗高溫微米封堵劑+1%納米可變性封堵劑+1%潤濕反轉劑+3%超細碳酸鈣（5000目∶2000目∶500目=1∶1∶2），在80、100℃條件下老化16、32 h，實驗結果見表7。老化后表觀粘度和塑性粘度等性能變化較小，API濾失量2.4～2.8 mL，粘附系數(shù)0.06～0.08，鉆井液體系保持較好的流變性能和較低的濾失性，滿足鉆井要求。

表7 鉆井液配方流變性能Table 7 Optimization of drilling fluid formula

3.4.1 抑制性評價

泥頁巖的水化膨脹和分散性能是宏觀評價泥巖井壁穩(wěn)定性的重要指標，選取盒2段泥巖進行理化性能分析，結果如表8所示。從實驗結果可知，無土相復合暫堵高酸溶鉆井液16 h膨脹率僅16.5%，比鉀銨基鉆井液的20.15%低了3.65%，16 h后膨脹基本趨于穩(wěn)定，在有效保證儲層井壁穩(wěn)定的同時，也可減少砂巖內(nèi)水敏泥巖的膨脹，保護儲層。

表8 不同鉆井液膨脹性評價Table 8 Expandability evaluation of different drilling fluids

3.4.2 儲層保護評價

選取盒2段砂巖巖心開展毛管力、滲透率恢復率、泥餅酸溶率和泥漿侵入深度對鉆井液儲層保護能力進行宏觀評價，結果如表9所示。從實驗結果來看，土相復合暫堵高酸溶鉆井液體系儲層滲透率恢復值＞90%，σcosθ值13.19 dyn/cm，儲層滲透率恢復值可達91.11%，泥漿侵入深度降低至7.6 cm，具有較好的儲層保護性。

表9 不同鉆井液儲層保護評價Table 9 Reservoir protection evaluation of different drilling fluids

4 研究成果應用

（1）東勝氣田錦66井區(qū)推廣應用無土相復合暫堵高酸溶鉆井液體系，儲層鉆井液性能參數(shù)明顯提升，鉆井液密度保持在1.06～1.08 g/cm3、API失水3.8～5 mL、固相含量≤4%，坂土含量≤20 g/L，見表10。降低目的層井底壓差7.53 MPa，鉆井成功率100%，著陸中靶率100%。單井成本較鉀銨基鉆井液增加6～8萬元。

表10 Jxx-1井無土相復合暫堵高酸溶鉆井液指標Table 10 Parameters of soil-free compound temporary plugging high acid soluble drilling fluid

（2）東勝氣田2021年應用無土相復合暫堵高酸溶鉆井液體系7井次，平均單井產(chǎn)量1.4萬m3/d，較2020年單井產(chǎn)量1.25萬m3/d提高了12%；實現(xiàn)自然建產(chǎn)3井次，試氣1個月平均單井日產(chǎn)氣量2.2萬m3/d，單井最高日產(chǎn)氣5.3萬m3/d（見表11），單井節(jié)約壓裂費用58萬元，累計節(jié)約投資159萬元，有效提升鉆井質量，降低單井投資成本。

表11 2021年錦66井區(qū)自然建產(chǎn)井情況Table 11 Natural production wells in the Jin-66 area in 2021

5 結論與建議

（1）東勝氣田盒2儲層致密砂巖儲層鹽敏和應力敏感性較強，儲層微裂縫發(fā)育，含有綠泥石、伊利石等敏感性礦物，鉆井液液相和固相在正壓差條件下易造成嚴重的水鎖和堵塞傷害。

（2）東勝氣田盒2儲層泥巖以伊蒙混層和伊利石為主，屬于硬脆性泥巖，微裂縫發(fā)育，水化分散性較強，鉆井過程中易引起井壁剝落掉塊失穩(wěn)。

（3）基于盒2儲層損害機理，優(yōu)化了無土相復合暫堵高酸溶鉆井液，該體系化學封堵抑制性強，具有低密度、低固相、低失水和強抑制的特點，濾液表面張力低，儲層滲透率恢復值高，泥漿侵入深度10.8 cm，具有良好的儲層保護效果。

（4）優(yōu)化后的無土相復合暫堵高酸溶鉆井液能有效降低鉆井液水鎖和固相傷害，進一步保護儲層，2021年杭錦旗實現(xiàn)3井自然建產(chǎn)，試氣1個月平均單井日產(chǎn)氣量2.2萬m3，單井節(jié)約壓裂費用58萬元，累計節(jié)約投資159萬元。