用于灘壩砂低滲透油藏的復合鹽低傷害鉆井液技術

陳二丁， 趙洪濤， 李秀靈， 張明星， 周向東， 王成文

（1.中石化勝利石油工程公司鉆井工程技術公司，山東東營 257064；2.中石化勝利油田石油開發中心有限公司，山東東營257000；3.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266580）

勝利油田低滲透油氣藏儲量大，開發難度大，在鉆井過程中極易因外來流體侵入而產生水敏、水鎖等損害，損害率高達70%～90%以上，而且儲層一旦受到損害，很難恢復，有時甚至會“槍斃”油氣藏[1-3]。勝利濱425區塊為灘壩砂低滲透油藏，目前處于低采油速度、低采出程度、低含水的“三低”開發階段。油層埋深一般在2 200～3 200 m，鉆探目的層為沙四段，巖性以極細粒長石砂巖為主，為砂泥薄互層灘壩砂沉積。壩砂平均滲透率為19.9 mD，孔隙度為15.7%；灘砂平均滲透率為10 mD，孔隙度為10.2%，屬于低孔、低滲儲層。沙四段儲層溫度為102～121 ℃，地層壓力為25.2～32.3 MPa，屬于常溫常壓系統。該儲層為弱鹽敏，鹽敏的臨界礦化度為20 000 mg/L。地層水為氯化鈣型，總礦化度平均為156 311 mg/L。為此，針對濱425區塊的儲層特點，根據鉆井工程和油藏地質特征[4-5]，通過優選低傷害處理劑，根據“協同增效”理論，研發了復合鹽低傷害鉆井液體系。

1 關鍵處理劑優選

1.1 引入CaCl2-KCl增強地層配伍性

由于濱425區塊地層水為氯化鈣型，總礦化度平均為156 311 mg/L，其中氯離子含量平均為90 512 mg/L，引入CaCl2-KCl復合鹽，不僅能增強與地層流體的配伍性，還能進一步提高鉆井液體系的抑制性能。

1.2 引入聚合物油層保護劑和納米乳液增強封堵性能

聚合物油層保護劑是由苯乙烯（SM）、丙烯酸丁酯（BA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、纖維狀架橋顆粒以及剛性封堵材料，通過無皂乳液聚合制得，具有較強的封堵性能[5]。納米乳液是一種水包油型的細小乳狀液，當乳液破乳時可與井壁巖石吸附形成保護膜，其成膜特性與聚合物油層保護劑相結合，最大程度地減輕儲層傷害[6-8]。

按以下配方配制鉆井液：4%膨潤土+3%聚合物油層保護劑+2%納米乳液，加到砂石表面，讓其自行沉降滲透30 min。采用掃描電鏡法，分析砂石表面的變化情況。在砂石表面可觀察到良好的成膜封堵結構，如圖1所示。

圖1 砂石表面掃描電鏡圖

1.3 引入胺基硅醇增強抑制性

胺基硅醇是在聚胺單體的基礎上，引入硅羥基而研制成功的[9]。在地層溫度和壓力作用下，胺基通過電荷吸附在黏土顆粒表面，Si—OH鍵可與黏土上的Si—OH鍵縮聚成Si—O—Si鍵，在黏土表面形成一層具有疏水特性的吸附層，可改變巖石表面的親水性，阻止和減緩了黏土表面的水化作用，見圖2。在胺基、硅羥基的雙重作用下，胺基硅醇有效抑制井壁水化，有利于井壁穩定。

圖2 胺基硅醇的疏水性能

1.4 引入防水鎖劑FCS-3降低表面張力

由于該區塊屬于低孔低滲儲層，儲層巖心的粒度中值為0.1 mm，孔喉半徑為1.34 μm，微孔隙發育。因此在鉆井液中加入一定量的防水鎖劑，可降低毛細管阻力，減輕水鎖傷害[10-12]。FCS-3防水鎖劑是利用碳氫表面活性劑復配制得的，具有較強的表面活性。配制不同濃度的FCS-3溶液，采用ZL-2表面張力儀評價其表面張力性能，結果見圖3。從圖3可知，當FCS-3加量為0.5%時，可將液體的表面張力降至20 mN/m以下。

圖3 FCS濃度對表面張力的影響

2 低傷害鉆井液對儲層巖心的影響

在分析區塊地質特點的基礎上，結合上述優選的處理劑，根據現場實際施工情況，形成了一套以封堵材料為主、抑制材料為輔的復合鹽低傷害鉆井液。其基本配方如下。

（4%～6%）膨潤土漿+（0.5%～1.0%）PAM+（0.1%～0.2%）CaCl2+（3%～6%）KCl+（0.3%～1.0%）胺基硅醇+（0.5%～1.0%）LV-CMC+（1%～2%）乳化石蠟+（3%～5%）復配超細碳酸鈣+（2%～4%）聚合物油層保護劑+（1%～3%）納米乳液+（2%～4%）降濾失劑+（2%～5%）SMP-2+（0.5%～1.0%）FCS-3+（2%～5%）全油基潤滑劑+重晶石

選取濱425區塊儲層段天然巖心，采用巖心表面潤濕實驗、巖心自吸實驗，分析鉆井液入侵巖心能力；通過SEM、IR等分析鉆井液入侵前后巖石內部孔隙以及礦物成分等方面的物性變化；另外對鉆井液污染前后的巖心進行顯微CT掃描，數字重構巖心，建立三維巖心模型，分析巖心內部微觀結構，編制程序計算其內部不同位置處孔隙度，從而分析鉆井液對巖心不同位置處的傷害程度，探究鉆井液對低滲儲層傷害機理。

2.1 巖心潤濕性

為了研究復合鹽低傷害鉆井液對巖心潤濕性的影響，選取井深為2 873.1 m的8#天然巖心制成薄片，使用德國KRUSS公司產的DSA100儀器測量鉆井液在巖心表面接觸角的變化過程，結果見表1。由表1中8#巖心對水相5 min時潤濕角小于90°，可判斷該巖心為親水性砂巖；隨著接觸時間的延長，8#巖心對2種鉆井液的接觸角都發生了不同程度的下降，接觸角的減小說明鉆井液在巖心表面發生了鋪展，鉆井液中的水進入巖心；復合鹽低傷害鉆井液由于加入了一定量的防水鎖劑，具有更小的接觸角減小量（40.46°），而聚合物鉆井液的減小量為43.26°，表明復合鹽低傷害鉆井液濾液在巖心表面的鋪展速度較為緩慢，不易引起水鎖和水敏傷害，更有利于保護儲層。

表1 鉆井液在8#巖心（2 873.1 m）表面接觸角變化 （°）

2.2 巖心自吸性能

采用自制的自吸實驗裝置，對2#（取自井深2 448.5 m處）、3#（取自井深2 449.6 m處）巖心進行鉆井液自吸能力的測試。通過測量一定時間內巖心對鉆井液的自吸量、自吸速率及侵入深度，分析巖心對不同鉆井液的自吸能力，結果見表2。從表2可知，巖心的自吸吸附主要發生在初期，隨著自吸時間的增加，吸附鉆井液重量與毛管力逐漸趨于平衡，鉆井液自吸量和侵入深度逐漸趨于穩定。復合鹽低傷害鉆井液含有一定量的防水鎖劑，不易在巖石表面吸附潤濕，具有更小的初始自吸速率，且封堵性能更強，侵入深度淺，因此水鎖傷害和水敏損害相對較小，有利于保護低滲儲層。

表2 自吸實驗結果

2.3 巖心污染實驗

以 9#（取自井深 2 875.2 m 處 ）、10#（取自井深2 878.6 m處）巖心為例，采用JHDS動態污染儀進行實驗，污染時間為125 min，壓力為3.5 MPa。結果顯示，聚合物鉆井液幾乎侵入整個巖心，復合鹽低傷害鉆井液具有較好的封堵性能，入侵深度僅為整個巖心的1/2，遠遠低于聚合物鉆井液。

2.4 巖心滲透率測定

采用9#、10#天然巖心，評價鉆井液體系對巖心的保護效果，結果見表3。從表3可知，復合鹽低傷害鉆井液在聚合物油層保護劑、納米乳液和復配超細碳酸鈣等協同作用下，封堵性能優于聚合物鉆井液體系，封堵率大于90%，當切除一段暫堵端后，滲透率恢復值達90.65%，表明復合鹽低傷害鉆井液的儲層保護效果較好。

表3 鉆井液污染前后巖心滲透率的變化情況

2.5 掃描電鏡技術分析

將天然巖心、聚合物污染后的9#巖心、復合鹽低傷害鉆井液污染后的10#巖心，分別采用日立S-4800型掃描電鏡分析污染前后不同斷面巖心孔隙結構的變化，結果如圖4、圖5所示。

圖4 距離污染端面0～5 mm處巖心掃描電鏡圖

圖5 距離污染端面5～10 mm處巖心掃描電鏡圖

通過對比可知，未被污染的巖心中碎屑顆粒孔隙間部分充填有膠結物，膠結物沒有發生水化膨脹，孔隙具有一定的連通性。巖心淺層被2種鉆井液污染后，其孔隙內部除部分填充有膠結物外，還有少量的固體顆粒；部分縫隙之間的泥質膠結物已經開始發生水化膨脹；在距離污染端面5～10 mm的巖心斷面，其孔隙幾乎沒有滯留的固相顆粒；被聚合物鉆井液污染的9#巖心孔隙中泥質膠結物發生了一定程度水化，孔隙大幅減小，而被復合鹽低密度鉆井液污染的10#巖心孔隙中黏土礦物水化膨脹不明顯，表明低傷害鉆井液濾液的侵入深度較淺。

從巖心的SEM掃描電鏡圖綜合分析可知，低滲儲層發生水敏損害，造成黏土礦物吸水膨脹，導致孔喉出現橋接或變小，是引起低滲透儲層傷害的主要原因之一。而固相顆粒不易進入巖心深部，因此固相堵塞不是引起油流通道堵塞的主要原因。

2.6 顯微CT掃描技術分析

采用Xradia高分辨率3D X射線CT顯微鏡將生成的三維巖心進行切片后，利用VSG.Avizo軟件進行圖像處理，分析鉆井液對巖心孔隙度的影響[13-15]。

1）巖心不同橫向切片分析。9#、10#巖心污染后，依次在巖心的1、2、5、8、11、15、18 mm處，進行橫向切片，觀測孔隙結構。通過VSG.Avizo軟件計算，得到各切片孔隙度，數據如表4所示。從表4可知，被鉆井液污染后，巖心孔隙度均有所下降，復合鹽低傷害鉆井液對巖心孔隙度影響更小，當深度大于8 mm時，對巖心滲透率基本沒有影響。

表4 巖心污染前后不同位置處的孔隙度

2）巖心縱向切片分析。從巖心污染前后縱向切片可清晰看到，聚合物鉆井液污染后，9#巖心孔隙變化明顯，主要在前15 mm范圍內，孔隙整體上明顯減少；而用低傷害鉆井液污染后，10#巖心孔隙減少主要集中在前8 mm。其縱向中心處截面孔隙度數據見表5。

表5 巖心縱向中心位置處孔隙度

3 復合鹽低傷害鉆井液性能評價

3.1 基本性能

如表6所示，復合鹽低傷害鉆井液的流變性能相對穩定，具有低黏度、高切力的特點，鉆井液濾失量低，有效減少濾液和固相顆粒進入儲層；表面張力低，有利于減少或防止水鎖損害。

表6 復合鹽低傷害鉆井液體系流變性能評價

3.2 抑制性能

1）頁巖膨脹實驗。采用鈉膨潤土，按照NP-2頁巖膨脹實驗操作步驟，評價復合鹽低傷害鉆井液的抑制性能，結果見圖6。從圖6可知，該鉆井液抑制性能較強，其巖心膨脹高度僅為1.02 mm。

圖6 不同鉆井液的頁巖膨脹數據

2）巖屑回收率實驗。從表7看出，復合鹽低傷害鉆井液的頁巖滾動回收率高達91.2%，回收的巖心棱角分明，基本保持原狀，說明其抑制能力較強。

3.3 封堵性能

采用FA砂床封堵實驗、TransparentFilter-2高溫高壓可視型砂床濾失儀、PPA滲透堵塞儀器評價

表7 濱425區塊某井巖屑在不同體系中的回收率

鉆井液體系的封堵性能，實驗結果見表8。由表8可知，復合鹽低傷害鉆井液無論在常溫低壓下，還是在120 ℃、3.5 MPa高溫高壓下，封堵性能均優于聚合物鉆井液體系。

表8 鉆井液（ρ=1.3 g/cm3）體系的封堵評價數據

3.4 鉆井液濾液與地層流體配伍性評價

根據濱425區塊某井水樣分析結果，以總礦化度為179 026 mg/L，Ca2+平均含量為17 459 mg/L，Mg2+平均含量為1 015 mg/L，K++Na+平均含量為49 828 mg/L，Cl-平均含量為110 533 mg/L，配制1 L的體積為例，依據“地層模擬水配制及礦化度計算程序”，得出配制模擬水所需的物質的質量，則地層模擬水的配方為：3.7%KCl+9.7%NaCl+0.8%MgCl2+4.8%CaCl2。

采用絮凝法評價鉆井液濾液與模擬地層水的配伍性，1#為模擬水，2#為濾液∶模擬水體積比=2∶1，3#為濾液∶模擬水體積比=1∶1，4#為濾液∶模擬水體積比=1∶2。實驗結果顯示，濾液與地層水按照不同配比混合后，未見發生化學反應和沉淀物生成，表明鉆井液濾液與儲層流體配伍性良好。

4 現場應用效果

復合鹽低傷害鉆井液在濱425區塊的整體開發中，成功應用了26口井，平均機械鉆速為22.80 m/h，平均鉆井周期提前11.23 d，減少了鉆井液對低滲儲層的浸泡時間。其儲層段的鉆井液性能以濱425-斜xx1井為例，結果見表9。從采油效果來看，復合鹽低傷害鉆井液適用于砂泥互層、氯化鈣型的地層，油層保護效果明顯。該區塊施工井由過去的“壓裂投產”轉變為“全過程油層保護+常規射孔”，使新井投產費用大幅減少。統計17口新鉆井表皮系數為-0.9，有效降低了儲層傷害，其中部分井的表皮系數見表10。投產的第1口生產井不壓裂直接射孔投產，日產量達到5.8 t，與同區塊的壓裂投產井產量相當。其中部分新井的投產初期生產情況見表11。

表9 濱425區塊儲層段鉆井液性能

表10 濱425塊部分新投井地層表皮系數統計

表11 濱425塊部分新井投產初期生產情況

5 結論

1.針對灘壩砂低滲透油藏特點，開發了一種復合鹽低傷害鉆井液體系，該體系配方性能穩定，易于維護。體系中的處理劑通過“協同作用”，增強了油層保護效果，最大程度減少鉆井液固相顆粒和濾液進入儲層。

2.通過儲層巖心分析，發現固相堵塞不是引起濱425區塊低滲透砂巖儲層傷害的主要原因，其儲層傷害主要來自水敏和水鎖傷害；用顯微CT掃描量化鉆井液在巖心發生的微觀傷害，定量評價鉆井液對巖心傷害的程度。

3.復合鹽低傷害鉆井液油氣層保護技術在濱425區塊成功應用，已施工井的機械鉆速快，鉆井周期短，降低了儲層傷害，油層保護效果明顯。