哈拉哈塘地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖保護(hù)儲(chǔ)層鉆井液技術(shù)

喻化民，田 惠，吳曉花，李海彪，薛 莉，王家梁

（1.中國(guó)石油渤海鉆探工程技術(shù)研究院，河北任丘 062550；2.中國(guó)石油塔里木油田分公司油氣工程研究院，新疆庫(kù)爾勒 841000）

哈拉哈塘地區(qū)奧陶系石油資源豐富，在強(qiáng)化油藏精細(xì)描述和深化儲(chǔ)層油氣水分布規(guī)律認(rèn)識(shí)后，連續(xù)多年實(shí)現(xiàn)油氣藏勘探大突破，先后發(fā)現(xiàn)了HA6、YueM和FY等多個(gè)油氣富集區(qū)塊，儼然成為塔里木盆地某油田穩(wěn)產(chǎn)增儲(chǔ)主要接替型區(qū)域。該區(qū)油氣藏埋深通常在6 800 m左右，目的層屬于碳酸鹽巖儲(chǔ)集層，儲(chǔ)集空間主要為大小懸殊的孔、洞和裂縫[1，2]，在鉆井過程中常常遇到鉆具放空和井漏現(xiàn)象[3-5]，井漏往往伴隨著溢流，由漏失及其誘發(fā)的井下復(fù)雜對(duì)油氣層造成嚴(yán)重污染，影響了油氣的正常開采和油氣產(chǎn)能的客觀評(píng)價(jià)，因此，開展儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)研究，最大限度的減少漏失污染對(duì)儲(chǔ)層造成的損害，是提高單井產(chǎn)能和綜合效益的關(guān)鍵。

1 儲(chǔ)層特征

根據(jù)哈拉哈塘地區(qū)儲(chǔ)層資料，其主力儲(chǔ)層為一間房組，其次為良里塔格組良3段和鷹山組鷹1段，儲(chǔ)層受巖溶及斷裂雙重控制，斷裂及其伴生的溶蝕裂縫交錯(cuò)發(fā)育，錯(cuò)綜復(fù)雜。按孔、洞和裂縫組合關(guān)系，儲(chǔ)集空間可劃分為洞穴型儲(chǔ)層、裂縫-孔洞型儲(chǔ)層和裂縫型儲(chǔ)層，一間房組和鷹山組以洞穴型儲(chǔ)層為主，良里塔格組以裂縫-孔洞型儲(chǔ)層為主。儲(chǔ)層基質(zhì)致密，物性極差，裂縫的發(fā)育極大的改善了儲(chǔ)層滲流能力。良里塔格組良3段～一間房組巖心實(shí)測(cè)孔滲數(shù)據(jù)為：孔隙度分布范圍為0.07%～6.37%，均值為1.22%，主峰位于0.5%～1.8%；滲透率分布范圍為 0.003 6×10-3μm2～36.6×10-3μm2，均值為 0.77×10-3μm2，主峰位于 0.1×10-3μm2～1.0×10-3μm2（見圖 1）。

儲(chǔ)層的裂縫特征如下：裂縫既是儲(chǔ)集空間，又是滲流通道，孔、洞之間由不同寬度的裂縫連接溝通。通過對(duì)XK、RWP及JY區(qū)塊內(nèi)20口井312條成像測(cè)井裂縫統(tǒng)計(jì)，裂縫以構(gòu)造縫（60%）為主，壓溶縫（20%）次之。裂縫平均寬度為0.035 mm，裂縫孔隙度平均為0.082%，裂縫傾角以高角度（45°～75°）為主。

2 儲(chǔ)層損害機(jī)理分析

哈拉哈塘地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層儲(chǔ)集空間多樣，裂縫和孔、洞組合方式異常復(fù)雜，決定其儲(chǔ)層的損害方式與損害機(jī)理不同于常規(guī)的均質(zhì)性或雙孔介質(zhì)儲(chǔ)集層[6]。

2.1 井漏造成的儲(chǔ)層損害

圖1 哈拉哈塘地區(qū)奧陶系巖心實(shí)測(cè)孔隙度、滲透率分布直方圖

哈拉哈塘地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層裂縫、孔洞發(fā)育，鉆井過程中常常發(fā)生井漏現(xiàn)象，分析漏失的原因主要有：（1）溶洞性漏失；（2）重力誘導(dǎo)型漏失；（3）置換性漏失；（4）正壓差下的漏失。當(dāng)鉆遇不同類型儲(chǔ)層，井漏造成的儲(chǔ)層損害機(jī)理不盡相同。當(dāng)鉆遇洞穴型儲(chǔ)層和裂縫-孔洞型儲(chǔ)層時(shí)，通常伴有鉆具放空、泥漿漏失等現(xiàn)象，且漏速較高，漏失量大，該類儲(chǔ)層傷害機(jī)理較為復(fù)雜，相關(guān)統(tǒng)計(jì)表明，漏失對(duì)產(chǎn)量并沒有構(gòu)成較大威脅，反而起到水驅(qū)置換作用，但大量鉆井液的漏失將會(huì)改變油氣井周圍油氣水分布情況，從而造成生產(chǎn)井油氣產(chǎn)量下降或者勘探測(cè)試井測(cè)試結(jié)果不實(shí)，還容易造成液柱壓力大幅降低，導(dǎo)致先漏后噴，對(duì)儲(chǔ)層造成很大的損害。當(dāng)鉆遇裂縫型儲(chǔ)層時(shí)，一般無放空現(xiàn)象發(fā)生，且漏失量較小，漏失的鉆井液進(jìn)入裂縫將造成嚴(yán)重填充堵塞傷害。

2.2 固相顆粒侵入引起的儲(chǔ)層損害

哈拉哈塘地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖具有極強(qiáng)的非均質(zhì)性，孔、洞和縫等多種尺寸并存，分布范圍廣。其損害程度主要取決于儲(chǔ)層的孔隙大小與分布、裂縫寬度與分布、鉆井液的固相顆粒大小與分布、壓差的大小和外泥餅的形成速度與質(zhì)量等。

2.3 液柱壓力差對(duì)儲(chǔ)層損害

哈拉哈塘地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層普遍含有H2S，且硫化氫濃度高（十幾至十幾萬mg/L），為防止H2S從井口逸出，保證鉆井安全，除及時(shí)補(bǔ)充NaOH和除硫劑外，一般采取高地層壓力系數(shù)當(dāng)量密度附加值鉆進(jìn)，這將導(dǎo)致井內(nèi)液柱壓力大于地層壓力。井內(nèi)液柱壓力差越大，鉆井液中的固相、液相越容易進(jìn)入油氣層，對(duì)油氣層的損害也越大，儲(chǔ)層污染也越嚴(yán)重。

圖2 FY1井巖心鹽敏傷害評(píng)價(jià)曲線

2.4 儲(chǔ)層敏感性傷害評(píng)價(jià)

據(jù)分析，巖石類型以灰?guī)r為主。其礦物成分單一，方解石含量在97%以上。黏土礦物總含量低，可定性判斷以伊利石為主，伊/蒙混層次之。取現(xiàn)場(chǎng)巖心進(jìn)行敏感性評(píng)價(jià)及應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)。部分結(jié)果（見圖2、圖3、表 1）。

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：哈拉哈塘地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)層水敏及鹽敏損害程度中等偏強(qiáng)；堿敏損害程度強(qiáng)；儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性較強(qiáng)，且應(yīng)力敏感滯后效應(yīng)十分顯著。

綜上，基于以上調(diào)研資料分析和儲(chǔ)層敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果，哈拉哈塘地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層損害主控因素為漏失污染及其誘導(dǎo)的固液相侵入導(dǎo)致的儲(chǔ)層傷害。對(duì)于孔隙、裂縫特別發(fā)育的儲(chǔ)層段，堿敏引起的無機(jī)垢堵塞損害和應(yīng)力敏感性傷害也較為嚴(yán)重。

3 保護(hù)儲(chǔ)層鉆井液技術(shù)

3.1 儲(chǔ)層保護(hù)思路

圖3 YueM2-3X井巖心應(yīng)力敏感評(píng)價(jià)曲線（裂縫無充填）

表1 哈拉哈塘地區(qū)巖心堿敏評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

哈拉哈塘地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層巖石骨架成分單一，基質(zhì)致密，漏失的鉆井液對(duì)基質(zhì)的入侵損害幾乎可完全忽略，而孔隙、裂縫發(fā)育是儲(chǔ)層段發(fā)生井漏的根本原因，鑒于無法準(zhǔn)確預(yù)測(cè)孔隙、裂縫等漏失通道類型、位置、產(chǎn)狀、尺寸、分布規(guī)模和連通性等特征參數(shù)，若從快速封堵裂縫入手，必然降低控制漏失的難度，將大幅減少鉆井過程中井漏對(duì)儲(chǔ)層的損害。

表2 隨鉆封堵劑評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

因此，提出保護(hù)儲(chǔ)層鉆井液技術(shù)思路為：

（1）在認(rèn)真研究和掌握儲(chǔ)層物性和敏感性基礎(chǔ)上，確保鉆井流體及處理劑與儲(chǔ)層巖石具有良好的配伍性。

（2）通過構(gòu)筑井周堅(jiān)韌屏障，盡量減少漏失污染及其誘發(fā)的井下復(fù)雜對(duì)油氣層的損害；即利用油氣層被鉆開時(shí)鉆井液液柱壓力與油氣層壓力之間形成的壓差，在極短時(shí)間內(nèi)迫使鉆井液中加入的各種類型和尺寸的固相粒子進(jìn)入油氣層孔喉或微裂縫中，在井壁附近形成滲透率接近零，且厚度小于射孔彈射入深度的屏蔽暫堵帶，阻止鉆井液固相和濾液繼續(xù)進(jìn)入油氣層，在完井投產(chǎn)時(shí)再通過射孔、返排、酸化等措施解堵。

（3）當(dāng)鉆遇儲(chǔ)層發(fā)育段，漏失較嚴(yán)重時(shí)，此種情況一般已達(dá)到鉆井目的，可研究提前完鉆。

3.2 隨鉆防漏堵漏技術(shù)

在常規(guī)隨鉆封堵材料基礎(chǔ)上，通過采用鉆井液高溫高壓濾失量（FLHTHP）、高溫高壓滲透失水（FLHTHP′）、高溫高壓砂床濾失量（FL砂床）、高溫高壓砂床滲透失水（FL砂床′）、正反向巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)[7，8]評(píng)價(jià)鉆井液的封堵性能，對(duì)封堵劑進(jìn)行優(yōu)選。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)采用滲透率為20×10-3μm2的人造巖心，清水正向驅(qū)替平衡壓力為0.6 MPa。實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見表2）：實(shí)驗(yàn)用聚磺鉆井液基本配方：3%膨潤(rùn)土+0.3%Na2CO3+2%磺化酚醛樹脂SMP-3+2%磺化褐煤樹脂SPNH+2%抗鹽降濾失劑THJN+0.5%抗溫降濾失劑JNJS-220+0.5%PAC-LV+7%KCl+重晶石。

由表2可以看出：乳化瀝青、聚合醇類處理劑可降低鉆井液高溫高壓濾失量，但在砂床與正反向驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中封堵性能不佳；超細(xì)碳酸鈣的引入能提高正反向驅(qū)替壓力，但由于自身惰性不能成膜封堵，在漏失通道中無法滯留，也不能在砂床條件下形成有效封堵；而酸溶性礦物纖維類在壓力作用下可發(fā)生變形，在漏失通道中能快速堆積，聚結(jié)和架橋，砂床封堵實(shí)驗(yàn)表現(xiàn)優(yōu)秀，但在控制高溫高壓濾失量方面性能略差；當(dāng)?shù)V物纖維與超細(xì)碳酸鈣復(fù)配后，可顯著降低鉆井液高溫高壓濾失量，且正反向巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)需要的驅(qū)替壓力較高，能滿足對(duì)漏失通道封堵要求。

經(jīng)過室內(nèi)配方優(yōu)化研究，形成了適用于哈拉哈塘地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)層防漏堵漏配方，即聚磺鉆井液+2%～6%酸溶性礦物纖維+超細(xì)碳酸鈣復(fù)配物，此復(fù)配物由不同粒徑級(jí)別（600目、800目和2 000目等）的超細(xì)碳酸鈣組成。根據(jù)鄰井儲(chǔ)層孔滲相關(guān)資料，可按理想充填和d90經(jīng)驗(yàn)規(guī)則調(diào)整復(fù)配物中超細(xì)碳酸鈣顆粒級(jí)配，即可在近井壁快速形成滲透率接近于零，并具有一定強(qiáng)度的致密封堵帶，從而阻止鉆井液固液相侵入到儲(chǔ)層深處。

3.3 保護(hù)油氣層暫堵技術(shù)

3.3.1 屏蔽暫堵技術(shù)配方的確定 由理想充填理論可知，巖心裂縫寬度是制定保護(hù)儲(chǔ)層屏蔽暫堵方案的重要依據(jù)[9-14]。根據(jù)斯麥霍夫等研究結(jié)論，地下所見的張開縫都是張開寬度小于100 μm的裂縫，而最常見的裂縫張開寬度小于50 μm[15-17]。結(jié)合哈拉哈塘地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)層壓恢試井資料（試井解釋滲透率范圍為2×10-3μm2～6 336.4×10-3μm2，控制半徑 230 m～2 160 m），根據(jù)理想裂縫寬度估算及按照d90經(jīng)驗(yàn)規(guī)則，選定裂縫寬度50 μm、75 μm和105 μm作為基準(zhǔn)，設(shè)計(jì)屏蔽暫堵技術(shù)配方，探索鉆井液及暫堵劑粒徑累積分布與不同裂縫寬度匹配性。

鑒于哈拉哈塘地區(qū)井深在6 800 m左右，井底溫度在120℃～150℃范圍，考慮到目前油田所用油溶性樹脂（可充當(dāng)變形架橋粒子）軟化點(diǎn)范圍為90℃～130℃。當(dāng)井底溫度遠(yuǎn)超軟化點(diǎn)時(shí)，油溶性樹脂將在壓差作用下進(jìn)入地層深部而失效。因此，在預(yù)計(jì)井底溫度高于130℃時(shí)，選用酸溶性礦物纖維類充當(dāng)架橋粒子；預(yù)計(jì)井底溫度低于130℃時(shí)，選用油溶性樹脂充當(dāng)可變形架橋粒子。設(shè)計(jì)屏蔽暫堵技術(shù)配方如下：

1#：現(xiàn)場(chǎng)聚磺鉆井液；

表3 不同暫堵技術(shù)配方鉆井液性能數(shù)據(jù)

2#：1#+2%超細(xì)碳酸鈣（600目）+2%超細(xì)碳酸鈣（800目）；

3#：1#+2%超細(xì)碳酸鈣（600目）+2%超細(xì)碳酸鈣（800目）+2%酸溶性礦物纖維（細(xì)）；

4#：1#+2%超細(xì)碳酸鈣（800目）+2%超細(xì)碳酸鈣（2 000目）；

5#：1#+2%超細(xì)碳酸鈣（600目）+2%超細(xì)碳酸鈣（800目）+3%酸溶性礦物纖維（細(xì)）；

6#：1#+2%超細(xì)碳酸鈣（600目）+2%超細(xì)碳酸鈣（800目）+2%酸溶性礦物纖維（細(xì)）+1%酸溶性礦物纖維（中粗）。

測(cè)定鉆井液基本性能及粒徑分布情況，考察不同比例屏蔽暫堵配方對(duì)鉆井液性能的影響，實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)（見表3）。

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：在現(xiàn)場(chǎng)鉆井液中加入不同比例屏蔽暫堵劑，對(duì)鉆井液性能影響較小，鉆井液黏切略有增加，濾失量略有降低。但鉆井液體系粒徑累積分布廣度均有不同程度增加，預(yù)期能封堵裂縫寬度范圍將增加。部分配方粒徑累計(jì)分布情況（見圖4～圖6）。

圖4 1#配方鉆井液粒徑累積分布圖

圖5 3#配方鉆井液粒徑累積分布圖

3.3.2 不同暫堵技術(shù)配方保護(hù)儲(chǔ)層效果 取現(xiàn)場(chǎng)巖心進(jìn)行儲(chǔ)層保護(hù)效果評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，因儲(chǔ)層基質(zhì)滲透率低，采用“人工造縫法”對(duì)巖心進(jìn)行預(yù)處理，分別將裂縫寬度控制在50 μm、75 μm和105 μm左右，測(cè)定不同屏蔽暫堵技術(shù)配方在不同縫寬情況下的鉆井液靜態(tài)滲透率恢復(fù)值及巖心侵入深度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見表4）。

表4 不同暫堵技術(shù)配方鉆井液靜態(tài)滲透率恢復(fù)值數(shù)據(jù)

圖6 5#配方鉆井液粒徑累積分布圖

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：現(xiàn)場(chǎng)鉆井液中絕大部分的固相顆粒粒徑均小于50 μm，其粒徑累積分布與裂縫寬度不匹配時(shí)，尺寸較小的固相顆粒在壓差作用下將進(jìn)入儲(chǔ)層孔喉或裂縫的窄小處發(fā)生堵塞損害；單獨(dú)加入超細(xì)碳酸鈣能改善鉆井液粒徑分布范圍，但提高滲透率恢復(fù)值能力有限；超細(xì)碳酸鈣與酸溶性礦物纖維堵漏劑復(fù)配使用則能顯著提高滲透率恢復(fù)值。3#配方在約50 μm裂縫寬度下滲透率恢復(fù)值較高，說明當(dāng)鉆井液體系粒徑累積分布d90值與裂縫寬度相匹配時(shí)，輔助阻滯架橋作用的礦物纖維，能實(shí)現(xiàn)較好封堵效果，其巖心侵入深度較小；5#配方在約75 μm裂縫寬度下滲透率恢復(fù)值較高，說明酸溶性礦物纖維在壓力作用下能被壓縮變形，可將裂縫變?yōu)榭紫叮瑢?shí)現(xiàn)屏蔽暫堵，從而實(shí)現(xiàn)較好封堵效果，裂縫寬度決定所需礦物纖維堵漏劑粗細(xì)和濃度；但在約105 μm裂縫寬度下，各個(gè)配方體系粒徑累積分布均不足以淺層封堵裂縫，大部分暫堵劑顆粒將進(jìn)入裂縫深部，需加入粒徑較大顆粒堵漏劑方能在井壁附近形成較好架橋封堵效果。

3.3.3 屏蔽暫堵技術(shù)配方室內(nèi)優(yōu)化 取現(xiàn)場(chǎng)井漿，分別按不同暫堵技術(shù)配方加入屏蔽暫堵劑，考察其在縫寬約40 μm時(shí)保護(hù)油氣層效果。

1#配方：現(xiàn)場(chǎng)聚磺井漿；

2#配方：現(xiàn)場(chǎng)漿+2%超細(xì)碳酸鈣（600目）+2%超細(xì)碳酸鈣（800目）+2%酸溶性礦物纖維（細(xì)）；

3#配方：現(xiàn)場(chǎng)漿+2%超細(xì)碳酸鈣（600目）+2%超細(xì)碳酸鈣（800目）+2%油溶性樹脂+2%酸溶性礦物纖維（細(xì)）。

測(cè)試不同屏蔽暫堵配方的鉆井液滲透率恢復(fù)值，以評(píng)價(jià)其儲(chǔ)層保護(hù)效果，實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)（見表5）。

由實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可知：在約40 μm裂縫寬度下，加礦物纖維+超細(xì)碳酸鈣復(fù)配物時(shí)，現(xiàn)場(chǎng)漿鉆井液滲透率恢復(fù)值得到較大程度提高；加油溶性樹脂+礦物纖維+超細(xì)碳酸鈣復(fù)配物時(shí)，鉆井液滲透率恢復(fù)值進(jìn)一步得到提高。說明在油溶性樹脂和酸溶性礦物纖維協(xié)同作用下，鉆井液架橋封堵效果更好，即由隨鉆防漏堵漏技術(shù)和保護(hù)油氣層暫堵技術(shù)相結(jié)合，能很好的保護(hù)油氣層。

3.4 儲(chǔ)層保護(hù)措施

基于以上分析及實(shí)驗(yàn)結(jié)果，特提出“隨鉆防漏堵漏技術(shù)+屏蔽暫堵技術(shù)”相結(jié)合的儲(chǔ)層保護(hù)方法，具體措施如下：

（1）根據(jù)預(yù)測(cè)地層壓力和已完鉆井的資料，對(duì)不同類型的漏失層位采取不同的應(yīng)對(duì)方法。提前加入隨鉆堵漏劑和屏蔽暫堵劑強(qiáng)化鉆井液封堵性能，對(duì)于小型裂縫地層和微量漏失，在掌握漏失規(guī)律的基礎(chǔ)上，可采用邊漏邊鉆技術(shù)，邊配制封堵鉆井液邊強(qiáng)行鉆進(jìn)；當(dāng)鉆遇大型裂縫和溶洞時(shí)，漏失將迅速加大，甚至出現(xiàn)鉆井液失返情況，可研究提前完鉆；若的確需要堵漏時(shí)，使用酸溶性或者油溶性暫堵材料；

（2）選用低固相鉆井液體系，并加強(qiáng)固相控制，將有害固相含量降至最低限度；

（3）改善濾餅質(zhì)量，控制較低鉆井液濾失量，API濾失量＜5 mL，HTHP 濾失量＜14 mL；

（4）目的儲(chǔ)層密度低于1.30 g/cm3時(shí)，要求使用石灰石粉加重，密度高于1.30 g/cm3時(shí)，可使用重晶石粉和石灰石粉混合加重；

（5）為防止H2S的入侵，及時(shí)補(bǔ)充NaOH和除硫劑，需維持鉆井液pH在11以上，堿敏性傷害不可避免，應(yīng)加快鉆井進(jìn)程，盡量減少儲(chǔ)層浸泡時(shí)間。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

表5 不同暫堵技術(shù)配方鉆井液靜態(tài)滲透率恢復(fù)值數(shù)據(jù)

現(xiàn)場(chǎng)采用隨鉆防漏堵漏技術(shù)和屏蔽暫堵技術(shù)相結(jié)合，在哈拉哈塘地區(qū)的HA11-8，YueM22，F(xiàn)Y105X等多口井儲(chǔ)層段進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，結(jié)果表明，采用優(yōu)化后屏蔽暫堵技術(shù)配方后，鉆井液各項(xiàng)性能指標(biāo)優(yōu)良，儲(chǔ)層段井漏情況大幅改善，均取得了較好儲(chǔ)層保護(hù)效果。

表6 哈拉哈塘地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)層段鉆井液性能表

4.1 鉆井液性能

取儲(chǔ)層段現(xiàn)場(chǎng)井漿，測(cè)量其鉆井液性能，各項(xiàng)指標(biāo)均符合鉆井工程設(shè)計(jì)要求。濾失量能控制在API濾失量＜5 mL，HTHP濾失量＜14 mL范圍，具體性能（見表6）。

4.2 鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)效果評(píng)價(jià)

取儲(chǔ)層段現(xiàn)場(chǎng)井漿，測(cè)試其鉆井液靜態(tài)滲透率恢復(fù)值，評(píng)價(jià)油層污染程度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果（見表7）。

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知：HA11-8，HA601-5C，YueM20，YueM22，F(xiàn)Y105X現(xiàn)場(chǎng)漿靜態(tài)滲透率恢復(fù)值分別為76.3%，69%，72.5%，80.4%，67%，均能達(dá)到鉆井工程設(shè)計(jì)儲(chǔ)層保護(hù)要求（設(shè)計(jì)要求碳酸鹽巖儲(chǔ)層靜態(tài)滲透率恢復(fù)值在50%以上）。說明現(xiàn)場(chǎng)漿粒徑累積分布與地層巖心裂縫匹配性較好，屏蔽暫堵效果較好，儲(chǔ)層段所受污染較輕，儲(chǔ)層保護(hù)效果較好。多口井在完井試油測(cè)試中獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流（YueM22在井段 7 273.51 m～7 370 m酸壓測(cè)試，折日產(chǎn)油146 m3，日產(chǎn)氣16 698 m3，結(jié)論油氣層；YueM20在井段7 263 m～7 400 m酸壓測(cè)試，折日產(chǎn)油1 171.36 m3，日產(chǎn)氣111 322 m3，結(jié)論油氣層；等），也間接說明采用隨鉆防漏堵漏技術(shù)和屏蔽暫堵技術(shù)能達(dá)到保護(hù)儲(chǔ)層的目的，即鉆進(jìn)時(shí)能暫時(shí)封堵油氣層，減少儲(chǔ)層段漏失污染，完井投產(chǎn)時(shí)又能酸壓解堵，獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流。

5 結(jié)論

（1）哈拉哈塘地區(qū)奧陶系碳酸鹽巖儲(chǔ)層類型以洞穴型和裂縫-孔洞型為主，漏失污染及其誘發(fā)的儲(chǔ)層損害是造成儲(chǔ)層損害的主要因素。

（2）通過對(duì)儲(chǔ)層特征和儲(chǔ)層損害機(jī)理的分析研究，提出了哈拉哈塘地區(qū)儲(chǔ)層保護(hù)基本思路和儲(chǔ)層保護(hù)措施，即采用隨鉆防漏堵漏技術(shù)和屏蔽暫堵技術(shù)相結(jié)合的鉆井液技術(shù)，能在儲(chǔ)層段形成致密封堵層，可以大幅減少儲(chǔ)層漏失污染。

（3）根據(jù)理想裂縫寬度估算及按照d90經(jīng)驗(yàn)規(guī)則設(shè)計(jì)的屏蔽暫堵配方，礦物纖維可充當(dāng)變形粒子，在裂縫中架橋，將縫變?yōu)榭祝瑢?shí)現(xiàn)屏蔽暫堵。在加入纖維可變形粒子后，可顯著提高裂縫寬度為50 μm、75 μm碳酸鹽巖裂縫型儲(chǔ)層滲透率恢復(fù)值，但對(duì)于寬度為105 μm裂縫，鉆井液體系本身粒徑累積分布不足以淺層封堵裂縫，尚需加入大顆粒堵漏劑才能在近井壁帶形成致密封堵層，從而減輕儲(chǔ)層漏失污染，達(dá)到對(duì)儲(chǔ)層最低損害。此結(jié)論對(duì)指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)設(shè)計(jì)屏蔽暫堵配方和制定儲(chǔ)層保護(hù)措施具有重大意義。

（4）在 HA11-8，YueM22和 FY105X 等井現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果表明：室內(nèi)根據(jù)理想充填和d90經(jīng)驗(yàn)規(guī)則優(yōu)化的鉆井液儲(chǔ)層保護(hù)配方性能優(yōu)良，現(xiàn)場(chǎng)井漿的巖心靜態(tài)滲透率能達(dá)到67%以上，對(duì)儲(chǔ)層的保護(hù)達(dá)到預(yù)期效果。

表7 哈拉哈塘地區(qū)碳酸鹽巖儲(chǔ)層段鉆井液靜態(tài)滲透率恢復(fù)值數(shù)據(jù)