裂縫性氣藏封縫堵氣技術研究

韓子軒， 林永學， 柴龍， 李大奇

裂縫性氣藏封縫堵氣技術研究

韓子軒1，2，3， 林永學1，2， 柴龍1，2， 李大奇1，2

（1.中國石化石油工程技術研究院，北京100101；2.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室，北京100101；3.中國石油大學（北京）博士后流動站，北京102249）

韓子軒，林永學，柴龍，等.裂縫性氣藏封縫堵氣技術研究[J].鉆井液與完井液，2017，34（1）：16-22.

HAN Zixuan, LIN Yongxue, CHAI Long,et al.Plugging micro-fractures to prevent gas-cut in fractured gas reservoir drilling[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2017，34（1）：16-22.

塔里木油田塔中地區碳酸鹽巖奧陶系儲層地質條件復雜，儲層裂縫發育，裂縫開度為20～400 μm的小裂縫和微裂縫所占比例在50%左右，鉆井過程中井漏溢流頻發，氣侵現象嚴重，增加了井控風險。由于地層微裂縫分布復雜，且溫度高（180 ℃），導致架橋粒子、充填粒子級配難度大，鉆井液封堵效果不理想，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，提出了有針對性地封縫堵氣評價方法：利用天然/人造巖心制作出微裂縫巖心模型，微裂縫開度介于20～400 μm之間，縫面粗糙度與天然裂縫接近；自主設計了封縫堵氣實驗評價裝置，建立了微米級裂縫的封縫堵氣評價方法。室內初步優選出抗高溫的顆粒、纖維、可變形材料等納微米封堵材料，并形成封堵配方，封堵配方與聚磺鉆井液體系、ENVIROTHERM NT體系配伍性好，且酸溶率高于70%，不易污染儲層。

氣藏；微裂縫；巖心；封縫堵氣；評價方法

0 引言

在油氣勘探與開發鉆井過程中，地層中的流體（油、氣、水等）進入井筒，可能導致溢流，如果失控便會導致井噴。氣侵的發生實際上是井筒地層流體壓力平衡系統被打破失衡后出現的現象[1-4]。通常認為，氣液置換型氣侵是指在過平衡、近平衡條件下，井筒中的鉆井液進入地層的同時，地層中的氣體也進入井筒。氣液置換多發生在裂縫性地層特別是垂直裂縫性地層，其根本原因是鉆井液進入裂縫，占據裂縫空間，擠壓裂縫內氣體，使得裂縫中氣體的壓力增大到大于井筒中鉆井液的壓力而產生局部負壓差，進而誘發了氣侵[5-6]。

最典型的氣液置換型氣侵出現在塔里木油田塔中地區深部奧陶系目的層鉆井中。塔里木油田塔中地區奧陶系目的層地質條件復雜，儲層裂縫發育，裂縫開度為20～400 μm的小裂縫和微裂縫所占比例在50%左右，發育的裂縫為油氣提供了大量的儲存空間，同時也為鉆井施工帶來了難題：鉆井過程中井漏溢流頻發、壓力敏感等，增加油氣井的鉆井成本，延長了油氣井的建井周期。因此，亟需開發一種技術來減少或阻止氣侵，降低鉆完井風險和成本。

預防裂縫氣液置換氣侵的關鍵技術就是鉆遇微裂縫后，快速在裂縫內形成致密封堵層，在第一時間內阻止井筒內鉆井液進入裂縫空間擠壓裂縫內氣體，避免裂縫內壓力升高；實現快速有效的封堵，防止鉆井液在微過平衡條件下進入裂縫，壓縮裂縫內氣體，使得裂縫內氣體壓力升高亦或是當裂縫內氣體壓力升高后，能有效阻止氣體進入井筒[7-8]。

針對目前室內無法有效模擬地層條件下的氣侵特點，缺乏氣液置換氣侵的評價設備及方法，展開有針對性的研究，制作了縫寬為20～400 μm的微裂縫巖心，研制了封縫堵氣的評價設備，并形成一套評價方法，利用優化的封縫堵氣配方體系，能夠快速有效地實現對微裂縫的封堵。

1 塔中北坡奧陶系儲層氣侵特點

新疆塔中北坡順南區塊碳酸鹽巖儲集類型以裂縫、孔洞為主，儲層非均質性強。塔中北坡奧陶系鉆揭3套儲層：一間房組～鷹山組上段、鷹山組下段、蓬萊壩組3套儲層。鷹山組下段鉆揭優質溶蝕縫洞型儲層，巖心情況見表1，宏觀觀察巖心見不同產狀裂縫相互切割，有2期裂縫明顯參與溶蝕作用，形成溶蝕縫洞型儲層，裂縫交匯處發育大直徑溶蝕孔洞。

表1 塔中北坡順南區塊奧陶系儲層巖心情況

順南區塊氣層埋藏深、溫度高（180 ℃），縫洞發育、分布復雜，漏失風險大，伴隨氣竄復雜。在已鉆的順南某井奧陶系鷹山組上段進行過封縫堵氣作業，如表2所示。從暫堵前后的全烴值及氣竄速度分析，暫堵作業未起作用，暫堵效果不明顯。分析其原因主要為堵漏材料大小與裂縫不匹配，無法進入裂縫并形成致密封堵層，且存在所用封堵材料抗溫能力較低、高溫下易碳化失效的問題。

表2 塔中北坡順南某井鷹山組上段封縫堵氣作業情況

綜上所述，順南區塊奧陶系儲層因大量微裂縫和孔隙未被有效封堵，進而為氣液置換和擴散侵入提供了通道，造成油氣不斷進入井筒形成氣侵。

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

微裂縫巖心模型制作過程為：①選取尺寸為φ25 mm×（30～60）mm的圓柱形巖心，利用巖心造縫工具將巖心壓裂成2部分；②將預定厚度的金屬網放置于巖心的適當部分，用特種膠和密封帶將2部分巖心緊密黏貼在一起，形成一定縫寬的微裂縫；③將裂縫巖心放入巖心實驗裝置，通過20 MPa的圍壓固定巖心，形成最終的裂縫開度。巖心見圖1。

圖1 不同裂縫寬度的人造/天然巖心

天然巖心裂縫表面粗糙，孔隙、微裂縫發育；而通常使用的金屬縫板表面光滑平整，縫面形態特征與天然微裂縫差異較大，且金屬縫板無法做到500 μm以下的裂縫；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，裂縫開度在20～500 μm可調，更適用于微裂縫實驗。

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，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，根據以下公式[9-10]，計算裂縫寬度。

式中，e為裂縫寬度，μm；D為裂縫間距，mm；Kf為裂縫滲透率，mD。

根據以上數學模型，利用設計組裝的巖心流動實驗裝置，通過室內實驗可測得裂縫巖心的等效滲透率Kf，根據公式可計算出微裂縫的有效開度。室內測試了制作的20、100、300和450 μm 4個量級微裂縫的有效縫寬，實驗數據如表3所示。由實驗數據可以看出，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。

表3 流量法驗證裂縫開度實驗

2.3 微裂縫封堵評價裝置及實驗方法

根據封縫堵氣評價特點，自主設計了封縫堵氣評價裝置，由手搖泵、巖心夾持器、微裂縫巖心、圍壓泵、氣源、氣體流量計等部件組成，其結構圖見圖2。

圖2 封縫堵氣評價裝置原理圖

封縫堵氣防氣侵效果評價實驗分2步進行：第1步完成封堵，測試不同封堵配方體系對不同的微裂縫的封堵效果，第2步進行反向的承壓測試。詳細的評價方法如下。①制備直徑為2.5 cm、長度為3～6 cm含單條裂縫的巖心柱（人造巖心或天然巖心）；②將巖心放入夾持器，保持圍壓20 MPa，正向液測巖心滲透率，根據等效計算公式計算裂縫寬度；③保持圍壓為20 MPa，用封堵體系正向封堵，壓力從1 MPa到10 MPa逐步加壓，每個壓力點穩壓2 min；加壓至10 MPa后穩壓1 h，記錄漏失量；漏失量的大小反映了封堵的有效性和封堵層形成速度；④承壓測試：保持圍壓20 MPa，正向/反向氣測突破壓力，氣源逐步加壓，0.1、1、2、3、4 MPa，每個壓力點穩壓5 min；加壓至4 MPa后穩壓30 min；⑤記錄承壓值，正向/反向承壓值反映了形成封堵層后氣體侵入井筒受到的阻力，該值越高說明封堵的效果越好。

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，室內結合激光粒度儀對鉆井液的封堵能力進行評價。首先利用激光粒度儀對現場使用的井漿進行粒度分析，見圖3。由分析可知，顆粒粒度主要集中在1～10 μm，D50為5.2 μm，較大顆粒相對較少，說明鉆井液存在較多細顆粒，根據“1/2-2/3架橋”理論[11-12]，鉆井液能夠對30 μm以下的微裂縫形成封堵，而對于50 μm以上的微裂縫，無法實現有效封堵。利用設計的微裂縫封堵評價裝置對其封堵能力進行評價，實驗結果見表4。

為驗證分析結果，利用封縫堵氣實驗評價裝置，對模擬鉆井液的封堵能力進行評價。

基漿 4%膨潤土漿+4%SMP-2+4%SMC+3% FT342+0.2%NaOH

模擬井漿 基漿配方+重晶石

圖3 基漿粒度分布

表4 基漿和模擬井漿封縫堵氣實驗結果

由表4可以看出，基漿不具備封堵能力，而模擬井漿中的重晶石未經過長期循環磨損和破碎，顆粒粒徑相對較大，雖然針對100 μm裂縫具有一定的封堵能力，但濾失量仍偏大，對于150 μm裂縫失去封堵能力，說明鉆井液不能對該量級微裂縫實現有效封堵。因此，為了改善現場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充填粒子組成，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[13-16]。考慮實際情況，在顆粒狀封堵材料上，選擇抗溫性及酸溶性好的不同目數的超細碳酸鈣，抗高溫海泡石礦物短纖維，充填粒子選用納微米級的納米二氧化硅核殼材料，封堵材料掃描電鏡圖片見圖4。

通過20～400 μm的微裂縫封縫堵氣實驗，按照一定比例復配形成封堵材料SMCSA-1。利用粒度儀分析封堵材料SMCSA-1的粒徑分布，如圖5所示。粒度分布發生明顯變化：粒度分布范圍為1.0～200 μm，粒度中值為18.5 μm。

圖4 封堵材料電鏡圖片

圖5 封堵漿粒度分布

以優選的聚磺鉆井液（4%膨潤土漿+ 0.5% PFL-L+4%SMP-2+4%SMC+3%FT342+0.2%NaOH+重晶石）為基漿，加入6.5% SMCSA-1封堵材料，作為封堵鉆井液。由于順南地區奧陶系儲層段微裂縫大小分布廣，所形成的配方需具有一定的廣譜封堵能力，所以將形成的最終封堵配方對450 μm以內的5個級別裂縫進行封堵效果評價。利用封縫堵氣評價裝置對寬度為20～450 μm的微裂縫進行了封堵效果評價，實驗結果見表5。根據漏失量及反向突破壓力判斷封堵效果。

根據表5封堵評價實驗，在正向驅替壓力10～12 MPa下，1 h內漏失量小于1 mL，封堵后，正向測定氣體承壓能力均大于4.0 MPa，反向氣測承壓均大于1.5 MPa，表明優化的聚磺鉆井液的封堵效果良好，起到了封縫堵氣的效果。

表5 優化的聚磺鉆井液對不同縫寬的封堵實驗結果

圖6為封堵后的巖心，由圖6可以看出，封堵漿在巖心表面形成封堵層，剖開巖心可以看出，封堵漿在裂縫入口2/3位置處形成一段封堵帶，固相封堵顆粒均勻分散在裂縫表面，阻止了鉆井液的繼續侵入。圖7為通過實驗優化后，封堵材料在微裂縫表面及內部形成的封堵層掃描電鏡，可以看出通過架橋粒子與充填粒子的相互作用，形成致密的封堵層，對封堵層縱向分析，可以看出封堵顆粒、短纖維、納米顆粒在縱向上形成致密的縱橫交織的封堵網絡，進一步證明優化的封堵材料在微觀上的封堵特點。

圖6 封堵漿封堵巖心

圖7 封堵層掃描電鏡圖片

2.5 封縫堵氣體系性能評價實驗

2.5.1 與常用聚磺鉆井液體系的配伍性

封堵劑除了需要具備較好的封堵能力外，還需要與常用鉆井液體系具有較好的配伍性，尤其是隨鉆封堵劑，加入后不能明顯影響井漿的流變性和濾失量。通過表6可以看出，即使封堵材料加量達到12%時，在180 ℃高溫老化前后，常用聚磺體系的流變性和高溫高壓濾失基本不受影響，表明封堵材料與聚磺體系具有較好的配伍性，實驗用配方如下。

1#4%膨潤土漿+0.5%PFL-L+4%SMP-2+4% SMC+3%FT342+0.2%NaOH+重晶石的密度為1.80 g/cm3

2#1#+12%SMCSA-1

表6 封堵劑與常用聚磺鉆井液體系的配伍性實驗

2.5.2 與麥克巴ENVIROTHERM NT體系的配伍性

對該封堵劑與M-I SWACO ENVIROTHERM NT高性能水基鉆井液（密度為1.85 g/cm3）的配伍性進行了實驗評價。從表7可以看出，在封堵材料加量不大于9%時，對體系流變性和濾失量的影響基本不大，達到12%時主要對流變性有一定影響，但仍處于該體系性能設計指標之內，表明封堵劑與國外高溫高密度體系也具有較好的配伍性。

表7 封堵漿與M-I SWACO ENVIROTHERM NT高性能水基鉆井液配伍性實驗

2.5.3 封縫堵氣配方酸溶性評價

在（105±3）℃下，稱取干燥2 h的SMCSA-1試樣（m1），放入200 mL燒杯中，滴加25 mL土酸，待反應停止后，轉入已知質量的玻璃坩堝中抽濾，用蒸餾水洗至無氯離子為止（用1%AgNO3檢查）。將玻璃坩堝置于干燥箱中，在（105±3）℃下干燥2 h，取出放入干燥器中，待冷卻至室溫后稱量殘渣質量（m2）。計算酸溶率，結果見表8。實驗表明，該封堵劑酸溶率高于70%，可用于封堵儲層。

封堵劑m1/ g m2/ g酸溶率/ % S M C S A -1 2 . 0 2 0 . 4 3 7 8 . 8 2 . 0 5 0 . 5 2 7 4 . 6 2 . 0 0 0 . 4 5 7 7 . 5

2.5.4 封縫堵氣配方對儲層損害評價

采用儲層傷害模擬實驗裝置，對封縫堵氣配方的儲層保護效果進行研究和評價，實驗步驟為：①將巖心抽真空，飽和模擬地層水，老化40 h待用；②正向測定巖心的氣測滲透率K0；③在動態條件下，用封堵漿反向污染巖心，注入量應大于2倍孔隙體積，使封堵漿與巖心接觸120 min，模擬條件：壓差3.0 MPa，圍壓20.0 MPa，溫度60 ℃，速梯300 s-1；污染時間120 min；④用12%HCl+3%HF清洗后，再用氮氣測其滲透率Kd，并計算Kd/K0，結果見表9。實驗結果表明，經過封堵漿污染后，通過酸液清洗后的巖心滲透率恢復值在80%以上，對儲層傷害程度較小。

表9 加有SMCSA-1封堵漿的儲層損害評價實驗

3 現場應用

順南某井在鉆至奧陶系鷹山組地層后，一直存在氣侵現象。隨著后期水平段揭開油氣層厚度的增加，起鉆靜止后油氣上竄速度最高達60.58 m/h，嚴重影響起下鉆等施工過程中的井控安全。為減緩油氣上返速度、提高鉆井效率和井下安全，對使用封縫堵氣評價方法優選出的封堵劑SMCSA-1進行現場試用。

現場通過加料漏斗向循環井漿中加入6%的封堵材料SMCSA-1，配制封堵漿40 m3，利用加料漏斗剪切循環1～2 h。施工過程中，起鉆至套管鞋后，開泵循環10～30 min，之后注入封堵漿40 m3，待封堵漿循環至預計氣侵井段后，替井漿和壓水眼重漿后，起鉆至安全位置，2～3 h后重新開始鉆進。試驗數據見表10。

表10 塔中北坡順南某井使用封縫堵氣評價方法優選出的封堵劑封堵后的數據

現場實驗顯示，用封堵漿封堵后，油氣上竄速度降低率大于75%，封堵材料起到了較好的降低氣侵的效果，延長了安全作業時間，進一步增強了井控安全，達到了預期的試驗效果。

4 結論

1.根據新疆順南氣藏地層微裂縫特點，制作出一種微裂巖心縫物理模型，裂縫開度為20～400 μm，實驗結果重復性好，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，利用自主設計的封縫堵氣評價裝置對封堵劑進行評價，形成了封縫堵氣評價方法，并有針對性地優選了封堵劑。

3.對優選出的封堵劑SMCSA-1進行性能評價，表明SMCSA-1與聚磺鉆井液體系及高性能鉆井液體系配伍性良好，該封堵劑酸溶率大于70%，不會污染儲層。

4.現場試驗效果表明，所選封堵劑提高了鉆井液封縫堵氣效果，降低了油氣上竄速度，降低率大于75%。

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Plugging Micro-fractures to Prevent Gas-cut in Fractured Gas Reservoir Drilling

HAN Zixuan1,2,3, LIN Yongxue1,2, CHAI Long1,2, LI Daqi1,2
(1.Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101;2.State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development, Beijing 100101;3.Postdoctoral Mobile Station of China University of Petroleum, Beijing 102249)

The Ordovician carbonate rock reservoirs drilled in Tazhong area (Tarim Basin) have complex geology and developed fractures, 50% of which with widths between 20 μm and 400 μm. These fractures have led to frequent lost circulation, well kick and severe gas cut, which in turn resulted in well control risks. Complex distribution of fractures and high formation temperatures (180 ℃) make bridging with sized particles less effective in controlling mud losses. In laboratory experiment, commonly used testing methods for evaluating the performance of plugging drilling fl uids are unable to effectively simulate the real fractures, and hence there is a big discrepancy between the laboratory evaluation and practical performanceof the plugging agents. To solve this problem, a new method has been presented based on the idea of plugging micro-fractures to prevent gas-cut. In this method, natural/artif i cial cores are used to make test cores with fractures of 20 μm-400 μm in width and roughness that is closely simulating the fractures encountered in the reservoirs drilled. Included in the new method are a device used to evaluate the performance of a drilling fl uid in plugging micron fractures, and an evaluation procedure. With this method, particle, fi ber and deformable LCMs sized in microns and nanometers were selected and an LCM formulation compatible with polymer sulfonate drilling fl uid and ENVIROTHERM NT drilling fl uid developed. This plugging PCM formulation, having acid solubility of greater than 70%,does not render contamination to reservoir.

Gas reservoir; Micro fracture; Rock core; Plug micro-fracture to prevent gas-cut; Evaluation procedure

TE282

A

1001-5620（2017）01-0016-07

2016-11-9；HGF=1605F6；編輯 付玥穎）

10.3969/j.issn.1001-5620.2017.01.003

國家重大專項“彭水地區常壓頁巖氣勘探開發示范工程”（2016ZX05061）；國家自然科學基金重大項目“頁巖油氣高效開發基礎理論研究”（51490650）。

韓子軒，1982年生，博士，現為中國石化石油工程技術研究院在站博士后，主要從事鉆井液技術研究工作。電話（010）84988573；E-mail：hanzx.sripe@sinopec.com。