獅子溝構造帶裂縫儲層保護鉆井液配方

王雙威, 張 闖，張 潔，譙世均，趙志良，張 蝶

(1.中國石油集團工程技術研究院有限公司, 北京 102206；2.青海油田鉆采工藝研究院，敦煌 736202)

1 儲層概況及儲層損害因素分析

1.1 儲層概況

英西獅子溝構造主要儲集層為下干柴溝組上部E32地層，儲層為高鹽度，較深湖沉積，陸源碎屑-碳酸鹽-膏鹽混積特征明顯。主要發育泥質白云巖夾少量重力流沉積碎屑巖。巖性掃描測井結果表明除了鹽巖，地層中礦物成分包括了黏土礦物、硅質礦物、方解石、白云石、鐵白云石、黃鐵礦、菱鐵礦、硬石膏等，碳酸鹽含量為30%左右[3]，膠結弱，有潛在速敏損害。如圖1所示，獅23井和獅43井主力儲層含有20%左右的黏土礦物，主要為伊利石(23%～49.8%)、伊蒙混層(12.57%～55.2%)、蒙脫石(0～38.55%)和綠泥石(7.1%～19%)，具有潛在水敏、堿敏損害。如圖2所示儲層巖石掃描電鏡圖像證明，縫洞是儲層主要的儲集空間和滲流通道，獅子溝構造的裂縫主要為礦物充填縫為主，其次為不規則裂縫和水平縫[4]。斜交縫寬度最大，一般2～10 mm，最寬可達25 mm，延伸長，此外有少量的張開縫。垂直裂縫長度較短，延伸受巖性影響，縫寬可大于1 0 mm，寬裂縫易被充填。獅子溝宏觀裂縫的孔隙度為0.05%～0.75%，滲透率為(2.1～22.5)×10-3μm2，微觀裂縫的孔隙度為0.1%～0.76%，滲透率為(0.2～5.2)×10-3μm2[5]。

圖1 獅子溝構造帶巖心黏土含量

圖2 獅子溝構造帶巖心掃描電鏡

1.2 儲層損害因素分析

獅子溝構造帶儲層以裂縫性灰云巖為主，縫洞發育，壓力系統差異大(儲層壓力1.5～2.0)，為降低井控風險，實鉆過程中普遍采取高密度鉆進，井底正壓差作用下，鉆井液大量侵入儲層，鉆井液固相封堵儲層裂縫，液相造成敏感性傷害和水鎖傷害[6]。以獅204井為例，獅204井完鉆井深3 036 m，固井完井方式。二開揭開高壓層2 644～2 649 m 段時曾發生井漏，漏失鉆井液1 176.2 m3。如圖3所示為獅204井生產曲線，該井在2 650～2 660 m 層射孔，酸化、投產日產油小于5.4 t，53 d后發現返鉆井液，替漿洗井后日產油26 t，說明鉆井液侵入儲層造成嚴重的儲層傷害。

圖3 獅204井生產曲線

2 現場儲層保護劑及體系優選

取現場7種儲層保護劑和3套鉆井液體系，室內評價了儲層保護劑的粒徑分布、溶解率，鉆井液的動態濾失量和動態滲透率恢復值。優選出了適用于縫洞發育儲層的儲層保護劑和鉆井液配方。

2.1 儲層保護劑優選

影響儲層保護劑對儲層孔隙屏蔽暫堵效果的因素主要包括儲層保護劑的溶解率以及儲層保護劑粒徑分布與儲層主要儲集空間尺寸的匹配性。Hands等[7]依據理想充填理論，提出了便于現場實施的D90規則，即當暫堵劑顆粒在其累積粒徑分布曲線上的D90值與儲層的最大孔喉直徑或最大裂縫寬度相等時，可取得理想的暫堵效果。暫堵劑在成功封堵儲層流動通道后，通過酸洗或與儲層油氣資源接觸后溶解程度越高，儲層保護效果越好。因此檢測了儲層保護劑的粒徑分布和總體酸溶、油溶率。

2.1.1 儲層保護劑酸溶、油溶率測定

1)實驗方法

(1)將式樣攪拌均勻，稱取20 g放入300 mL燒杯中，加入200 mL蒸餾水稀釋，用玻璃棒攪拌均勻。

(2)將4只20 mL的帶密封蓋的離心管洗凈，在(105±2)℃條件下烘干至恒重，稱其質量，然后分別加入上述液體15 g。將離心管放入離心機中，在2 000～3 000 r/min下離心15 min，倒出上部液體。再加入蒸餾水15 g，用玻璃棒攪拌均勻，再離心后倒出上部液體，直到上部液體變清，否則繼續離心。

(3)將離心管與沉淀放入電熱恒溫干燥箱中，在(100±2)℃條件下烘干至恒質。將離心管放入干燥器中，30 min后取出稱其質量，然后分別在四只離心管加入15%HCl溶液15 g(或煤油15 g)，將離心管蓋上蓋，放入80 ℃恒溫水浴中，每隔 10 min 攪拌一次，2 h后取出。

(4)將離心管放入離心機中，在2 000～3 000 r/min下離心15 min，倒凈上部HCl溶液(或煤油)，將離心管放入(100±2)℃電熱恒溫干燥箱中烘干 4 h，取出置于干燥箱中，30 min后稱其質量。

(5)然后分別在四只離心管加入15 g煤油(或15%HCl溶液15 g)，將離心管蓋上蓋，放入80 ℃恒溫水浴中，每隔10 min攪拌一次，2 h后取出。

(6)將離心管放入離心機中，在2 000～3 000 r/min下離心15 min，倒凈上部煤油(或15%HCl溶液15 g)，將離心管放入(100±2)℃電熱恒溫干燥箱中烘干4 h，取出置于干燥箱中，30 min后稱其質量。

通過步驟(1)～(6)可以測得儲層保護劑的酸溶油溶率；通過步驟(1)～(4)可以測得儲層保護劑的酸溶率或油溶率。

2)實驗結果

評價了白瀝青NFA-25、硅藻粉、微晶纖維TP-6、非滲透處理劑BDY-2、酸溶性礦物纖維SQ-2、聚合物封堵劑YDW、超細碳酸鈣XY的酸溶率、油溶率，如表1所示。7種封堵劑中酸溶率最高的處理劑為XY，油溶率最高的處理劑為NFA-25；NFA-25、XY、SQ-2、TP-6整體溶解率在60%以上，可以作為儲層保護劑。在儲層酸化改造過程中，酸液可能不能波及所有污染區域，酸溶性材料XY與油溶性材料NFA-25配合使用，可以增加酸液波及不到區域封堵劑的解堵。

表1 儲層保護劑油溶、酸溶性評價

2.1.2 儲層保護劑的粒徑分析

使用使用HORIBALA-950型激光粒度分析儀，測定了4種溶解程度較高儲層保護劑的粒度分布情況，測試結果如圖4所示，NFA-25、XY、SQ-2、TP-6的D90粒徑分別為825.3、35.37、52.58、35.09 μm，粒徑分布范圍為3.78～903.26 μm。儲層使用的屏蔽暫堵劑呈顆粒狀，粒徑較儲層裂縫寬度較小，難以在較短時間內封堵裂縫通道。需要復配纖維類暫堵劑，增加對裂縫入口的封堵，減少固相顆粒侵入裂縫深度，加快致密泥餅形成。

圖4 儲層保護劑粒徑分析

2.2 儲層段鉆井液體系優選

取4種現場鉆井液及儲層段巖心，評價了各鉆井液的動態滲透率恢復值。如表2所示，密度為2.02的鹽水聚磺鉆井液滲透率恢復值為41.77%，密度為1.60的鹽水聚磺鉆井液滲透率恢復值為68.09%。鹽水聚磺鉆井液中的屏蔽暫堵劑粒徑相對于儲層裂縫較小，動態濾失量大，整體滲透率恢復值較低。鉆井液中的固相含量越高，滲透率恢復值越低。密度為1.60的聚胺有機鹽鉆井液滲透率恢復值為84.50%，密度為1.80復合有機鹽滲透率恢復值為85.52%。聚胺有機鹽和復合有機鹽中加入了大顆粒暫堵劑NFA-25，動態濾失量低。使用有機鹽加重后鉆井液中固相含量低，密度為1.80復合有機鹽比密度為1.60聚胺有機鹽滲透率恢復值相當，因此復合有機鹽鉆井液體系的儲層保護效果最佳。

表2 現用鉆井液儲層保護效果評價

3 復合有機鹽鉆井液配方優化

通過儲層傷害因素分析以及現場儲層保護劑性能評價可知，復合有機鹽鉆井液配方對儲層的主要傷害因素有以下兩點。

(1)對于較大裂縫和縫洞，儲層保護劑封堵能力不足，油溶率較低。在較大井底正壓差作用下，鉆井液沿裂縫通道長驅直入，在裂縫中形成封堵層[8]，并沿裂縫面對儲層形成網絡狀傷害帶。酸化過程中難以保證波及所有傷害區域，加之污染顆粒油溶率較低，無法再儲層油流中溶解，造成長期固相顆粒傷害。

(2)對于微裂縫，缺少水鎖損害預防。可采取在工作液中添加適合的表面活性劑以降低界面張力的方法來防止或減輕水鎖損害[9-11]。儲層微裂縫具有裂縫通道半徑小，裂縫面大，毛細管作用力強，易吸收外來流體。特別的，縫洞型性氣藏在長期的蒸發作用下，損失大量水分，導致初始含水飽和度低。接觸外來水基工作液時，存在強烈的水鎖傷害趨勢。

針對復合有機鹽配方在儲層保護方面的不足，研發了低聚有機硅防水鎖劑和可酸溶纖維與可酸溶、油溶顆粒材料復配的儲層保護劑。新的儲層保護劑加入鉆井液后可以提高鉆井液對裂縫的封堵能力以及侵入儲層鉆井液返排率，提高鉆井液儲層保護效果。

3.1 低聚有機硅防水鎖劑性能評價

如圖5所示，研發的新型低聚有機硅防水鎖劑具有支鏈化結構，含有耐溫性磺酸基、Si—C，抗溫可達150 ℃以上。儲層巖心與鉆井液濾液的接觸角為15°，加入0.2%OP-10后接觸角為25°，加入0.2%十二烷基苯磺酸鈉(SDS)后接觸角為28°。新型防水鎖劑具有強大的降低表面張力能力，當加量為0.2%時，可將鉆井液濾液表面張力將至20 mN/m，接觸角提高至120°以上，降低侵入儲層鉆井液的返排壓力。與常規防水鎖劑相比，有機硅防水鎖劑本身是一種消泡劑，加入鉆井液中不會起泡，不會影響鉆井液體系的密度和流變性。

圖5 低聚有機硅防水鎖劑分子式

3.2 復合儲層保護劑的性能評價

對于裂縫性油氣藏，纖維可以大大減少致密泥餅形成時間。當直纖維進入裂縫儲層時，由于纖維長度遠遠大于裂縫寬度，此時就很容易在裂縫口處形成架橋，同時捕獲隨后經過的纖維、顆粒，從而相互牽扯形成網架結構[12]，對裂縫進行成功封堵。顆粒類暫堵劑可以進一步提高泥餅的致密程度，形成“雙保險”，最大程度的阻止鉆井液侵入儲層。研發了長度為0.1～0.5 mm，120 ℃條件下酸溶率為92%的可酸溶纖維。將可酸溶纖維和現場顆粒類暫堵劑結合，優化各暫堵劑比例形成了一種復合儲層保護劑。復合儲層保護劑整體酸溶率為63.5%，油溶率34.1%，整體溶解率達95.1%。復合暫堵劑加入復合有機鹽鉆井液配方后對裂縫巖心的封堵率達99%以上。封堵率實驗結束后，將巖心裂縫剖開，測量鉆井液侵入裂縫深度為0.53 cm。說明優化后的復合有機鹽體系對裂縫的封堵層建立時間短，致密程度高。

3.3 優化后復合有機鹽鉆井液性能評價

在現場復合有機鹽鉆井液中加入0.2%低聚有機硅防水劑和4%復合暫堵劑后測定了鉆井液的常規性能和動態滲透率恢復值。實驗結果如表3～表4所示。加入儲層保護劑后鉆井液輕微增粘，但是變化程度小，濾失量明顯降低。滲透率恢復值實驗結果顯示，實驗過程中，動態濾失量為0。防水鎖劑與復合暫堵劑協同增效，可使現有鉆井液滲透率恢復值提高至92.24%。大大提高了鉆井液的儲層保護效果，有助于勘探過程中儲層產能的發現。

表3 儲層保護劑對鉆井液常規性能影響

表4 巖心滲透率恢復值實驗

4 結論

(1)英西獅子溝區塊儲層縫洞發育，裂縫是主要的儲集空間和滲流通道，是儲層保護的重點對象。水鎖傷害是鉆井液對儲層微裂縫的主要傷害因素，固相顆粒傷害是鉆井液對較大裂縫和溶洞的主要傷害因素。

(2)現場儲層段使用的3種鉆井液中，復合有機鹽鉆井液的儲層保護效果最佳，動態污染巖心后，滲透率恢復值為85.52%，鉆井液中固相顆粒的粒徑分布和固相含量對鉆井液儲層保護效果影響顯著。

(3)在復合有機鹽鉆井液中加入低聚有機硅防水鎖劑和纖維-顆粒復合暫堵劑后，鉆井液的流變性基本穩定，鉆井液的濾失量顯著降低。

(4)在復合有機鹽鉆井液中加入低聚有機硅防水鎖劑和纖維-顆粒復合暫堵劑，將鉆井液的滲透率恢復值平均提高至92.24%。