致密砂巖氣藏鉆井過程中儲層損害因素及保護措施研究

郝烴

[1. 中聯煤層氣有限責任公司，北京100015；2. 中海石油(中國)有限公司非常規油氣分公司，北京 100015]

我國的致密砂巖氣儲量十分豐富，占天然氣可采資源量的比例較大，具有良好的勘探開發前景[1-4]。致密砂巖氣藏的基質滲透率較小、孔隙度低、非均質性嚴重，并且普遍具有較高的毛細管力和較低的含水飽和度等特點，在鉆井過程中極易造成嚴重的儲層損害現象，因此，需要對此類儲層進行損害因素分析，并提出合適的儲層保護措施，以最大限度的降低儲層損害，確保致密砂巖氣藏的高效合理開發[5-11]。

以四川盆地西部某致密砂巖氣藏儲層段為研究對象，在分析儲層基本特征的基礎上，開展了儲層敏感性評價、水鎖傷害評價以及固相顆粒堵塞評價試驗，分析儲層損害的主要因素，并通過抑制劑和防水鎖劑的優選評價試驗，開發了一種適合致密砂巖氣藏的儲層保護低傷害鉆井液體系，對其綜合性能進行了評價，該鉆井液體系具有良好的流變性、較低的濾失量以及良好的儲層保護性能，能夠滿足致密砂巖氣藏鉆井作業的需求。

1 致密砂巖氣藏儲層基本特征

四川盆地西部某致密砂巖氣藏儲層段巖石以石英砂巖、巖屑砂巖以及長石巖屑砂巖為主，3 種砂巖類型占全部巖石含量(w)的90%以上，其中碎屑以石英為主，巖屑和長石次之。膠結物含(w)5%～8%的白云石，硅質含量較少，膠結類型以孔隙-壓結為主。儲層黏土礦物含量(w)較高，在12%以上，主要以伊利石和伊蒙混層等敏感性礦物為主。儲層孔隙度為1.5%～10.6%，平均為5.2%，儲層滲透率為(0.01～5.93)×10-3μm2，平 均 為0.31×10-3μm2，非均質性比較嚴重，儲層物性較差。儲層溫度為119.5～132.6 ℃，地溫梯度為2.31～2.54 ℃/100 m。地層壓力分布為71.6～85.4 MPa，地層壓力系數為1.98～2.14。地層水總礦化度為115 200 mg/L，水型為CaCl2型。

2 致密砂巖氣藏儲層損害因素

2.1 儲層敏感性

室內參照石油天然氣行業標準SY/T 5358—2010《儲層敏感性流動試驗評價方法》，對四川盆地西部某致密砂巖氣藏儲層段巖心進行了敏感性評價試驗，主要考察了水敏、速敏、酸敏、堿敏以及應力敏感性，試驗結果見表1。

表1 致密砂巖氣藏儲層敏感性評價試驗結果

由表1 可見：四川盆地西部某致密砂巖氣藏儲層段水敏損害率為51.2%～64.1%，損害程度為中等偏強；速敏損害率為9.8%～21.6%，損害程度為弱；酸敏損害率為1.9%～11.5%，損害程度為弱；堿敏損害率為17.5%～35.8%，損害程度為弱至中等偏弱；應力敏損害率為71.8%～92.7%，損害程度為強。因此在致密砂巖氣藏儲層鉆井過程中應重點關注水敏和應力敏對儲層造成的損害。

2.2 水鎖損害

致密砂巖氣藏的水鎖損害現象通常比較嚴重，在致密砂巖氣藏鉆井過程中，由于鉆井液濾液或其他工作液的侵入，使儲層含水飽和度不斷增大，從而造成氣相滲透率的不斷下降。室內選用四川盆地西部某致密砂巖氣藏儲層段巖心，在儲層溫度條件下評價了不同巖心含水飽和度對氣相滲透率的影響，試驗結果見圖1。

圖1 水鎖損害評價試驗結果

由圖1 可見：隨著致密砂巖氣藏儲層段巖心含水飽和度的不斷增大，巖心的氣相滲透率迅速下降，當含水飽和度由20%增大至80%時，巖心的氣相滲透率由0.158×10-3μm2降低至0.012×10-3μm2，氣相滲透率損害率達到了92.4%，水鎖損害程度較強。因此，在該致密砂巖氣藏鉆井過程中應注意采取防水鎖措施。

2.3 固相堵塞損害

鉆井過程中固相堵塞損害主要是由于鉆井液中的固相顆粒粒徑與儲層孔隙不匹配，在鉆井過程中不能形成濾餅，使后續固相顆粒繼續進入儲層造成的。室內開展了四川盆地西部某致密砂巖氣藏現場鉆井液(聚磺體系)對儲層段巖心的固相堵塞損害評價試驗，試驗結果見圖2。

圖2 固相堵塞損害評價試驗結果

由圖2 可見：使用現場鉆井液體系污染后，巖心滲透率損害率達到了90%左右，而切除了巖心泥餅端0.5 cm 后，巖心滲透率損害率仍達到50%以上，表明鉆井液中固相顆粒較多了進入了巖心孔隙中，對巖心造成了嚴重的固相顆粒侵入堵塞損害。

3 致密砂巖氣藏保護儲層鉆井液技術

針對以上四川盆地西部某致密砂巖氣藏儲層特征及儲層損害因素研究結果，該致密砂巖氣藏鉆井過程中主要存在水敏性損害、應力敏損害、水鎖損害以及固相顆粒堵塞損害等，因此，在保護儲層鉆井液的設計過程中需要重點考慮對封堵劑、抑制劑以及防水鎖劑的研究，封堵劑采用項目組前期研制的微納米復合封堵材料FDH-3，筆者主要開展了抑制劑和防水鎖劑的優選評價試驗，并在此基礎上研究了一種適合致密砂巖氣藏儲層保護的低傷害鉆井液體系。

3.1 抑制劑優選

室內采用目標區塊儲層段鉆屑，對不同類型的抑制劑進行了優選評價，試驗采用滾動回收率法，試驗溫度為120 ℃，試驗結果見表2。

表2 抑制劑優選試驗結果

由表2 可見：不同類型的抑制劑對目標區塊儲層段的鉆屑均能起到不同程度的抑制水化膨脹效果，且隨著抑制劑加量的增大，鉆屑的滾動回收率逐漸增大，其中復合抑制劑FYJ-2 的效果最好，當其加量(w)為3%時，滾動回收率可以達到90%以上。

3.2 防水鎖劑優選

室內采用測定溶液表面張力和界面張力的方法對適合致密砂巖氣藏鉆井液體系的防水鎖劑進行了優選評價，防水鎖劑加量(w)均為0.5%，試驗結果見表3。

表3 防水鎖劑優選試驗結果

由表3 可見：在清水中加入不同類型的防水鎖劑后，溶液的表面張力和界面張力均出現不同程度的下降現象，其中防水鎖劑FSJ-3 的效果最好，當其加量(w)為0.5%時，溶液表面張力可以降低至25 mN/m 以下，界面張力可以達到0.21 mN/m。

3.3 鉆井液體系配方及基本性能

根據以上主要處理劑優選評價試驗結果，最終確定適合四川盆地西部某致密砂巖氣藏的儲層保護低傷害鉆井液體系，具體配方(w)為：3.0%膨潤土漿+0.15% NaOH+0.3% Na2CO3+1.0%增黏劑ZNT-2+3.0%降濾失劑SMP-2+3.0%復合抑制劑FYJ-2+0.5%防水鎖劑FSJ-3+5.0%微納米復合封堵材料FDH-3，重晶石加重至密度為1.6 g/cm3。鉆井液常規性能評價結果見表4，鉆井液老化溫度為120 ℃，老化時間為16 h。

表4 鉆井液體系基本性能

由表4 可見：研究的鉆井液體系老化前后流變性能變化不大，黏度和切力適中，高溫老化后鉆井液體系的濾失量較小，常溫常壓濾失量僅為0.6 mL，高溫高壓濾失量為4.2 mL，說明鉆井液體系具有良好的耐溫性能和降濾失效果。

3.4 鉆井液儲層保護性能

室內針對以上研究的適合四川盆地西部某致密砂巖氣藏的儲層保護低傷害鉆井液體系進行了儲層保護效果評價試驗，試驗巖心取自目標區塊儲層段，試驗結果見表5。

由表5 可見：目標區塊儲層段天然巖心經過鉆井液體系污染后，滲透率明顯下降，這是由于鉆井液在巖心端面形成了濾餅，起到了良好的封堵效果，阻止更多的固相顆粒進入巖心孔隙中。而將巖心污染端切除0.5 cm后，巖心滲透率顯著提高，滲透率恢復值均可以達到95%以上，說明鉆井液體系起到了良好的儲層保護效果，能夠滿足致密砂巖氣藏鉆井過程對鉆井液性能的要求。

表5 鉆井液體系儲層保護性能

4 結論

1)四川盆地西部某致密砂巖氣藏具有低孔、低滲的特點，且非均質性嚴重，整體物性較差，儲層黏土礦物含量高，在鉆井過程中極易造成不同程度的儲層損害現象。

2)儲層損害因素研究結果表明，目標區塊致密砂巖氣藏儲層存在較強的水敏損害和應力敏感性損害，并且水鎖損害和固相顆粒堵塞損害程度也比較嚴重。

3)通過主要處理劑的優選及評價試驗，研究了一種適合目標區塊致密砂巖儲層的低傷害鉆井液體系，其具有流變性好、降濾失效果好以及儲層保護效果顯著等特點，能夠滿足目標區塊致密砂巖儲層鉆井施工的需要。