高溫深井微裂縫封堵評價方法及其應用——以松遼盆地徐深氣田為例

劉永貴宋　濤徐用軍.哈爾濱工業大學 .中國石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院

劉永貴等.高溫深井微裂縫封堵評價方法及其應用——以松遼盆地徐深氣田為例.天然氣工業,2016,36(2):78-83.

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高溫深井微裂縫封堵評價方法及其應用——以松遼盆地徐深氣田為例

劉永貴1,2宋濤2徐用軍1
1.哈爾濱工業大學 2.中國石油大慶鉆探工程公司鉆井工程技術研究院

劉永貴等.高溫深井微裂縫封堵評價方法及其應用——以松遼盆地徐深氣田為例.天然氣工業,2016,36(2):78-83.

摘 要松遼盆地徐家圍子斷陷深層白堊系營城組火山巖地層微裂縫發育，鉆進過程中經常發生井壁剝落、坍塌和惡性漏失等井下復雜，而采用常規鉆井液封堵評價方法在模擬裂縫形態和效果評價方面與現場實際存在著較大的差距。為此，提出了有針對性的高溫深井微裂縫封堵評價方法：使用與巖石成分接近的硅鋁酸鹽材料制作了一種新型微裂縫巖心模型，微裂縫開度介于1～50μm，重復性好，縫面粗糙度、孔隙發育情況及縫面形態與天然裂縫更加接近，彌補了傳統方法的不足；自主設計了微裂縫封堵評價裝置，工作溫度達200 ℃，工作壓力介于3.5～5.0 MPa，可模擬井下工作液的流動狀態，具有鉆井液用量少、操作簡便及成本低等優點。XSP-3井現場試驗結果表明，采用上述評價方法優選的鉆井液配方有效地解決了微裂縫發育的火山巖地層難以安全鉆進的難題，改善了鉆井液的粒度分布，提高了鉆井液封堵防塌能力，保證了該區深層裂縫性地層的安全鉆進。

關鍵詞高溫高壓微裂縫封堵實驗評價方法鉆井液火山巖松遼盆地徐深氣田

近年來，隨著中國石油大慶油田有限責任公司（以下簡稱大慶油田）勘探開發工作的不斷深入，松遼盆地徐家圍子斷陷深層白堊系營城組火山巖氣藏（徐深氣田）已成為大慶油田穩產的重要接替資源之一。徐家圍子火山巖地層分布廣、厚度大、裂縫發育、含大量破碎帶，鉆進時經常發生井壁剝落、坍塌和惡性漏失等井下復雜[1-5]，給大慶油田勘探開發造成了巨大的經濟損失[6]。主要原因是地層被鉆開后，鉆井液與地層巖石、孔縫及流體之間產生復雜的物理化學作用使井壁坍塌壓力增加，導致井眼失穩風險進一步加劇，而在深部微裂縫發育的硬脆性地層這一問題則更加突出。業界已經充分認識到有效地阻止鉆井液及濾液進入地層，阻止井筒壓力向地層傳遞是穩定井壁的重要途徑[7-9]。科研工作者也對微裂縫封堵評價方法做了大量工作。國內外常用的封堵評價方法為HPHT濾失量和動態濾失量等，對孔隙性地層封堵具有指導作用。對于裂縫性地層的模擬主要以宏觀致漏裂縫為主，對微米級裂縫封堵評價方法研究較少，然而采用巖心流動裝置巖心測試法，能夠模擬地層條件，但是評價過程復雜，大量重復實驗困難，溫度控制難度大[10-12]。因此，有必要開發一種與天然微裂縫形態接近，裂縫開度精確、重復性好、操作簡便的模擬封堵評價裝置，形成一套有效的鉆井液微裂縫封堵評價方法，為裂縫發育復雜地層的安全鉆進提供技術支持。

1　深層火山巖地質情況

徐家圍子斷陷為松遼盆地北部深層規模較大的斷陷，深部地層白堊系營城組為火山巖巖性圈閉發育區，巖性以流紋巖為主，其次為凝灰巖和角礫巖。巖心資料及測井解釋表明，該層位火山巖裂縫以高角度構造縫、溶蝕縫為主，裂縫寬度介于1～50μm，裂縫密度介于1～5條/m。為了有針對性開展研究，對營城組火山巖樣品進行了化學成分、X射線衍射、掃描電子顯微鏡和鑄體薄片分析，以確定巖石化學成分、礦物種類及含量、巖石孔隙結構和裂縫發育情況等（表1、圖1、圖2）。

白堊系營城組火山巖化學成分（表1）以SiO2為主，其次是Al2O3、K2O+Na2O、Fe2O3、CaO和MgO；火山巖中黏土礦物含量少，以綠泥石為主（絕對含量介于1.99%～8.06%，相對含量介于46%～72%），含少量伊利石（絕對含量介于0.29%～1.60%，相對含量介于2%～8%），伊利石和綠泥石的水化程度較弱；火山巖巖性致密、堅硬、部分顆粒呈鑲嵌狀，孔隙發育差，連通性差，主要為裂隙孔，表面貼附伊利石，局部見少量膠結物溶蝕孔，粒間孔隙中充填少量綠泥石；火成巖呈斑狀粗面結構、粒狀結構、塊狀結構和凝灰結構，鏡下觀察的22塊樣品中，20塊存在線狀或管狀微裂縫，裂縫寬度介于1～50μm，形態不規則，長度不等。

圖1　火山巖掃描電子顯微鏡照片

圖2　火山巖鑄體薄片照片

2　微裂縫巖心模型制作與封堵實驗

2.1微裂縫巖心模型制作

為了制作與火山巖地層相似的微裂縫巖心物理模型，根據巖石化學成分及微裂縫特征，室內優選出一種化學成分與火山巖接近，固化成形后不再發生水化反應的超細硅鋁酸鹽膠凝材料，化學成分如表2所示。微裂縫巖心模型制作過程為：①按照一定水灰比配制膠凝材料漿液，并倒入巖心模具中；②將預定厚度的金屬箔片插入到凝膠材料中，并放入水浴中養護；③初凝前選擇合適的時間輕輕移除箔片，形成一定縫寬的裂縫；④繼續將模具放置于水浴中養護，由于膠凝材料會繼續硬化，即具有生長能力，可通過養護溫度和時間控制微裂縫的最終開度范圍。

表2　超細硅鋁酸鹽凝膠材料化學成分表

為了進一步對比天然巖心與微裂縫巖心模型，利用掃描電子顯微鏡和高精度全自動金相顯微鏡對天然巖心微縫、金屬縫板和巖心模型縫面形態進行了微觀掃描分析（圖3）。與傳統電子掃描顯微鏡相比，DSX500科研級高端全自動金相顯微鏡可以在不損壞樣品的情況下對樣品進行分析，無需對樣品進行專業處理，實驗操作簡便，光學系統放大倍數為139～5 000倍，分辨率達0.01μm，能夠滿足巖石微觀分析需求。通過微觀分析可以發現，天然巖心表面粗糙，發育孔隙；金屬縫板表面光滑平整，僅有極少量碳化點，縫面形態特征與天然微裂縫差異較大；與金屬縫板相比，模擬巖心表面粗糙，有不規則紋理，孔隙發育，裂縫形態與天然巖心縫面具有更高的相似度，基質為硅鋁酸鹽材料與地層巖石接近。

圖3　室內實驗巖心及裂縫照片

2.2微裂縫有效寬度驗證

巖心模型的微裂縫有效開度是開展評價實驗的重要參數，關乎評價實驗的準確性。依據儲層裂縫有效寬度的數學模型[17]，假設流動介質清水是單相不可壓縮穩定流體，考慮裂縫的分形特征、裂縫開裂度隨位置的變化規律以及裂縫表面粗糙度的影響，根據Navier-Stokes（N-S）方程、質量守恒方程和達西定律，可以推導出裂縫流動的有效開度模型為：

式中h表示裂縫有效開度，μm；Q表示縫內流體單位時間的流量，mL/s；μ表示流體的黏度，mPa·s；L表示裂縫行程，mm；ω表示裂縫寬度mm；ε表示裂縫粗糙度校正系數，無量綱；?p表示流體流動方向的壓差，MPa。

根據以上數學模型，設計組裝了巖心流動測試裝置（圖4）。通過室內實驗可測得巖心模型兩端壓差，流過巖心的流量，流體的黏度等參數，以準確計算出微裂縫的有效開度。室內測試了制作的1μm、10μm和50μm 3個量級微裂縫有效流動寬度，實驗數據如表3所示。由表3中的實驗測試數據可知，使用3種厚度的鋁箔制作的微裂縫開度達到了設計要求，能夠模擬地層微裂縫開度。

圖4　巖心流動測試裝置結構圖

表3　流量法驗證裂縫開度精確度實測數據表

2.3微裂縫封堵評價裝置結構

使用以上制作的微裂縫巖心模型自主設計了封堵評價裝置，由氣源、減壓閥、壓力表、鉆井液杯及上下杯蓋、攪拌槳、轉速控制箱、加熱系統、回壓冷凝接收器及相關密封件組成，其結構圖見圖5。

圖5　微裂縫封堵評價裝置結構示意圖

微裂縫模擬評價裝置工作溫度為室溫至260 ℃，壓力介于0～10 MPa，鉆井液杯容量為800 mL，微裂縫長度介于50～100 mm，裂縫開度介于1～50μm。操作步驟包括：①制作微裂縫模擬巖心，并將其安裝在鉆井液杯的預留位置；②注入鉆井液，并蓋上頂蓋保持密封；③給密封好的鉆井液杯加熱，通過溫控系統設置溫度；④升至預定溫度后，打開氣源模擬鉆井壓差，在正壓差作用下鉆井液驅入微裂縫；⑤同時計量出液口的濾失量，實驗完成后觀察并測量裂縫內封堵層的侵入深度，綜合評價封堵效果。

2.4微裂縫封堵評價實驗

以設計加工的微裂縫封堵評價裝置為基礎，室內結合激光粒度儀對現場使用的有機硅鉆井液固相顆粒粒度分布及封堵能力進行了評價，便于有針對性地完善，提高鉆井液封堵防塌能力。

使用Mastersizer-2000型激光粒度儀對現場使用的有機硅鉆井液進行粒度分析（圖6）。由圖6可知，顆粒粒度主要集中在0.4～20.0μm之間，約占總體積的84.28%，較大顆粒比例相對較少，只占總體積的15.72%，說明有機硅鉆井液存在較多細顆粒。根據“1/2～2/3架橋”理論，鉆井液能夠對10μm以內微裂縫形成封堵，而對于50μm以上的微裂縫，因鉆井液具有的顆粒濃度較低或粒度與微裂縫寬度不匹配，無法實現有效封堵。

圖6　有機硅鉆井液粒度分布曲線圖

為了驗證分析結果，利用設計的微裂縫封堵評價裝置對有機硅現場鉆井液封堵能力進行評價，160℃條件下對微裂縫巖心模型進行封堵2 h，同時采集動態濾失量，評價實驗數據如圖7所示。

圖7　微裂縫封堵實驗累計出液量曲線圖

由圖7可知，在封堵實驗中鉆井液的累計出液量隨時間增長而逐漸增加，對1μm和10μm裂縫，動態濾失量在40 min后趨于平穩，基本不再增加，說明鉆井液對1～10μm微裂縫具較好的封堵能力，但是在50μm微裂縫封堵實驗中鉆井液完全穿透進入計量管中，2 h內累計出液量逐漸增加，說明鉆井液不能對該量級微裂縫實現有效封堵。因此，為了改善有機硅鉆井液封堵能力需要添加適當粒徑的封堵顆粒改善鉆井液固相顆粒粒度分布。

根據1/3～2/3架橋充填理論，封堵顆粒應由起橋堵作用的剛性顆粒和起充填作用柔性粒子組成，架橋粒子尺寸按裂縫寬度的1/3～2/3選擇，其在鉆井液中的含量大于3%；充填粒子顆粒直徑小于架橋粒子（約1/4裂縫寬度），其含量大于1.5%，即可對裂縫有良好的封堵效果。考慮實際情況，選擇超微細剛性顆粒和樹脂材料復配形成封堵劑GBW-1，加量5%，同時起到架橋和充填的作用。

有機硅鉆井液添加封堵劑后，粒度分布發生明顯變化（圖8）。與原體系相比，粒度曲線出現兩個明顯的峰結構，顆粒主要分布在0.5～10μm、20～107μm，與50μm微裂縫架橋及充填粒子的粒度相符。

圖8　有機硅鉆井液添加封堵材料前后粒度分布曲線圖

為了驗證添加封堵劑后，鉆井液的封堵能力得到改善，利用微裂縫封堵評價裝置進行了1μm、10μm和50μm 這3個量級微裂縫封堵效果評價（圖9）。根據動態濾失量及顆粒堆積形態判斷封堵效果。

圖9　有機硅添加封堵材料前后動態濾失量曲線圖

由圖9可知，與添加封堵材料前相比，有機硅鉆井液封堵1μm和10μm裂縫后，其動態濾失量略有降低，且趨于平穩，說明粒度分布發生變化后仍然對1μm和10μm具較好的封堵效果；對50μm微裂縫實施封堵后，鉆井液瞬時出液量大幅度降低，隨時間增加累計出液量基本保持穩定，說明添加封堵材料后鉆井液對50μm裂縫可實現有效封堵，在裂縫入口處形成了封堵層，阻止了鉆井液的侵入（圖10-b），而未添加封堵材料的鉆井液完全穿透微裂縫（圖10-a）。利用金相顯微鏡對微裂縫剖面進行了微觀分析，未添加封堵劑的鉆井液在裂縫表面上形成的泥餅疏松（圖10-c），固相顆粒分散于巖心表明，添加封堵材料后鉆井液泥餅連續且致密（圖10-d）。

圖10　封堵前后50μm裂縫形貌及泥餅微觀面照片

3　現場應用

使用微裂縫封堵評價方法優選的封堵劑在XSP-3井進行現場應用。XSP-3井是徐深氣田的一口水平井，水平段設計長達1 700 m，目的層位于白堊系營三段火山巖，巖性以玄武安山巖、火山角礫巖、灰黑色集塊巖為主，含伊利石、綠蒙混層等黏土礦物，孔隙發育差，裂縫較為發育。該井三開鉆進至3 368 m時，提鉆具劃眼有刮卡現象，劃眼到底后再次提放鉆具遇阻，多次重復劃眼未能有效解除井下復雜且伴有鉆井液漏失，總漏失量27 m3。由于無法繼續鉆進進行了填井側鉆，側鉆至目的層前，多次逐漸向鉆井液中加入封堵劑GBW-1，觀察固控設備和井口返砂情況。在目的層鉆進過程中未出現漏失和阻卡現象且鉆井液日損耗量由原來的8～9 m3，降低至5～6 m3，為保證安全鉆進，每鉆進100 m，按照少量多次的原則，緩慢加入封堵劑，鉆進過程未發生泵壓突變、鉆井液損失等問題，返屑正常，最終順利鉆完1 704 m的水平段。

4　結論

1）根據大慶深部火山巖地層微裂縫特點，制作出了一種硅鋁酸鹽材質的微裂縫巖心物理模型，微裂縫開度1～50μm，重復性好，縫面粗糙，孔隙發育，縫面形態與天然裂縫更加接近。

2）使用制作的微裂縫巖心模型，自主設計了微裂縫封堵評價裝置，工作溫度達200 ℃，工作壓力介于3.5～5.0 MPa，可模擬井下鉆井液的流動狀態，具有鉆井液用量少、操作簡便、成本低等優點。

3）利用自主設計的微裂縫封堵評價裝置對有機硅鉆井液進行了評價，有針對性地優選了鉆井液配方?，F場試驗效果表明，所選鉆井液提高了封堵防塌能力，有效解決了微裂縫發育的火山巖地層難以安全鉆進的難題。

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（修改回稿日期 2016-01-16 編 輯 凌 忠)

A new evaluation method for micro-fracture plugging in high-temperature deep wells and its application:A case study of the Xushen Gas Field in the Songliao Basin

Liu Yonggui1,2,Song Tao2,Xu Yongjun1
(1.Harbin Institute of Technology,Harbin,Heilongjiang 150001,China; 2.Drilling Engineering Technology Research Institute of CNPC Daqing Oilfield Drilling Engineering Company,Daqing,Heilongjiang 163413,China)

NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 2，pp.78-83，2/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:Micro-fractures are developed in volcanic layers of Cretaceous Yingcheng Fm in the deep part of Xujiaweizi fault depression,Songliao Basin.In the process of well drilling,various complex problems happen,such as borehole wall slabbing and collapse and serious fluid leakage.Based on conventional drilling fluid plugging evaluation methods,the real situations cannot be presented accurately,especially in fracture feature simulation and plugging effect evaluation.Therefore,a specific micro-fracture plugging evaluation method was put forward especially for high-temperature deep wells in this paper.It is a new type of micro-fracture core model with the fracture apertures in the range of 1-50μm.It is made of aluminosilicate that is compositionally close to natural rocks.It is good in repeatability with fracture-surface roughness,pore development and fracture-surface morphology close to natural fractures.Obviously,this new model has no deficiencies of the conventional methods.A new micro-fracture plugging evaluation instrument was independently designed with operating temperature of 200℃ and operating pressure of 3.5-5.0 MPa.It can be used to simulate the flow regime of downhole operating fluids,with the advantages of low drilling fluid consumption,convenient operation and low cost.The plugging capacity of the organosilicone drilling fluid system was evaluated by using this instrument.It is shown that the grain size distribution of the drilling fluid is improved and its anti-collapse capacity is enhanced.Based on the field test in Well XSP-3,the safe drilling problems in volcanic layers with developed micro-fractures are effectively solved by using the drilling fluid formula which is optimized by means of this evaluation method.And the safe drilling is guaranteed in the deep fractured formations in this area.

Keywords:HPHT; Micro-fracture; Plugging experiment; Evaluation methods; Drilling fluid; Volcanic rock; Xushen Gas Field; Songliao Basin

作者簡介：劉永貴，1973年生，高級工程師，博士研究生；主要從事鉆井液體系、防漏堵漏、鉆井液助劑材料的研究和現場技術服務工作。地址：（163413）黑龍江省大慶市紅崗區八百坰南路37號。電話：（0459）4893799。ORCID:0000-0002-7015-4916。E-mail:liuyonggui@cnpc.com.cn

基金項目：中國石油天然氣集團公司科學研究與技術開發項目“特殊工藝井鉆完井配套技術研究與應用”（編號：2013T-0308-001）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.02.011