临兴区块致密砂岩气储层损害机理及钻井液优化

2018-03-27董兵强邱正松陆朝晖张烨邓智孙泽宁张伟

钻井液与完井液 2018年6期

董兵强，邱正松，陆朝晖，张烨，邓智，孙泽宁，张伟

（1.页岩气勘探开发国家地方联合工程研究中心·重庆地质矿产研究院，重庆401120；2.国土资源部页岩气资源勘查重点实验室·重庆地质矿产研究院，重庆400042；3.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580；4.中联煤层气有限责任公司，北京100011；5.中海油服油田化学研究院，河北燕郊065201）

致密砂岩气藏是一种非常规能源，具有低孔隙度、低渗透率、孔隙结构复杂及非均质性强等特征，储层钻井过程中极易造成储层伤害。由于致密气储层天然微裂缝和孔喉半径极小，存在明显的毛管力自吸滤液的现象[1-3]，当钻井流体在正压差下打开储层时，水基液会迅速侵入并充满井眼周围的裂缝网络，引起敏感性黏土矿物膨胀[4-5]，堵塞孔喉，并造成液相滞留效应[6-7]，降低储层渗透率；同时，钻进过程中的钻井液固相颗粒、钻屑或地层颗粒很容易堵塞储层[8]，导致后期储层压裂改造困难，严重影响单井产能[9]。针对临兴区块致密砂岩气藏钻探过程中存在的储层保护技术难题，开展了储层损害机理及保护钻井液技术研究。

1 致密砂岩气储层损害机理

1.1 岩石组成

临兴区块致密砂岩储层岩样XRD分析测试表明，储层致密砂岩组成矿物中石英含量最高，为69%～84%，黏土矿物含量在10%～22%之间，长石含量较少，菱铁矿、铁白云石、方解石含量低；临兴区块储层致密砂岩的黏土矿物成分中，伊利石含量最高，为39%～63%，绿泥石次之，为10%～45%，高岭石及伊蒙间层含量较少，储层致密砂岩应属弱-难膨胀性岩样。临兴区块致密砂岩储层敏感性矿物含量较高，易引起不同类型的敏感性损害[10]。其中伊利石、高岭石易引起储层速敏性损害，绿泥石、菱铁矿、铁白云石及方解石易引起储层酸敏性损害，伊/蒙间层易吸水膨胀、脱落，运移后堵塞喉道，潜在水敏性、盐敏性及速敏性损害。

1.2 岩石微观结构及孔渗性质分析

1）微观结构。临兴区块致密砂岩储层扫描电镜分析结果表明，储层岩石胶结致密，微裂缝发育，颗粒表面共生大量丝状伊利石、薄片状绿泥石及少量书状高岭石等敏感性黏土矿物。岩石孔隙类型以粒间孔隙为主，是储集层的主要储集空间；岩石孔喉细小，内部填充有黏土矿物。

利用岩石薄片观察可以得出，临兴区块储层致密砂岩具中-粗砂状结构，颗粒分选性中等，磨圆度较好（次圆状为主，次棱角状为辅），胶结类型主要为接触式胶结（泥质）、再生胶结（硅质），粒间黏土杂基和硅质充填，存在未充填溶蚀孔。

2）孔渗性质。利用超低渗透率仪与压汞仪测定临兴区块典型致密砂岩储层岩石渗透率及毛细管压力曲线，分析岩石渗透率、孔喉大小及分布的系列特征参数，可知1#、2#岩样渗透率分别为0.100、0.753 mD，最大孔喉半径分别为0.6434、4.031 μm，孔喉中值半径分别为 0.0149、 0.3790 μm，排驱压力分别为 1.1420、 0.1823 MPa，最大汞饱和度分别为83.5%、 90.5%，退汞效率分别为31.9%、25.1%。临兴区块致密砂岩储层为典型低孔隙度、低渗透率储层。

1.3 敏感性

参考石油天然气行业标准SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》实验方法，通过岩心流动实验对目标储层岩样进行敏感性分析。结果表明，储层致密砂岩存在中等偏强水敏性、应力敏感性损害，临界矿化度为7500 mg/L，临界压力为7.0 MPa；存在中等偏弱速敏性、盐敏性、碱敏性及土酸敏感性损害，临界流速为0.75 mL/min，临界pH值为10.0；储层致密砂岩与盐酸接触后，渗透率略有增大。

1.4 水锁损害

利用岩心驱替实验，考察岩心经高压氮气（分别为1、2、3、4、5、6、7 MPa）驱替2 h后的含水饱和度与气测渗透率的关系，分析临兴区块致密砂岩储层水锁损害程度，结果见图1。由图1可知，临兴区块致密砂岩气储层潜在严重的水锁损害，且岩心含水饱和度越高，岩心气测渗透率值越低，水锁损害越严重；由于模拟地层水的表面张力值较高，为73.0 mN·m-1，且岩石为亲水性，侵入液受毛细管力作用较大，经7 MPa氮气驱替2 h后岩石渗透率恢复值仅为71.2%；模拟地层水+0.5%纳米乳液试液表面张力值较低，为18.6 mN·m-1，受毛细管力作用较小[11]，具有良好的解水锁效果，驱替后岩石气测渗透率恢复值达92.3%。

图1 岩心含水饱和度与气测渗透率的关系

2 钻井液主要技术难点

临兴区块致密砂岩储层主力产层主要集中于上石盒子组、下石盒子组、山西组及太原组，储层孔渗低，非均质性强，其中上石盒子组主要为紫红色、灰绿色泥岩夹砂岩；下石盒子组主要为灰色泥岩与灰白色中-粗砂岩互层；山西组为一套陆相含煤岩系，由含砾中粒砂岩、细粒砂岩与砂质泥岩、泥岩、炭质泥岩及煤层组成；太原组为一套海陆交互相含煤地层，灰岩夹煤层与泥岩、砂岩。基于前期完钻的3口直探井及2口水平开发井，统计出存在的主要钻井复杂情况，如表1所示。基于临兴区块致密砂岩储层主要损害机理与现场钻井复杂情况可知，该区块钻井液技术难点主要为以下3个方面。

1）长水平井段储层保护问题。研究区致密砂岩储层钻进过程中，钻井液与储层接触时间长、面积大，由于储层含大量黏土矿物，且微裂缝发育，在毛管力及正压差作用下，钻井液极易侵入储层，且临兴地区多为低压、常压储层，侵入液返排困难，易造成严重的储层伤害。

2）长裸眼井段与煤层段的漏失及垮塌问题。二开井眼尺寸较大、裸眼段较长，钻遇层位多，地层胶结疏松，岩性主要为泥岩夹砂岩，黏土矿物含量高，微裂缝发育，极易发生剥落掉块和钻井液渗漏。同时，本溪组、太原组及山西组煤层发育，单层厚1～10 m，1号井、2号井钻井资料表明，4/5#煤层与8#/9#煤层井壁垮塌严重，平均井径扩大率分别为24.31%、29.89%，井眼扩径大，造成憋压、起下钻及电测遇阻，影响固井质量。

表1 临兴区块5口井钻井复杂情况统计结果

3）长裸眼水平段润滑及井眼清洁问题。临兴地区水平井三开长裸眼水平段较长，钻杆循环压耗较高，后期施工循环泵压高，循环排量较低，钻屑上返困难，且储层夹泥岩层，易剥落掉块，易产生井眼清洁难题。此外，针对长水平段钻井过程中，摩阻、扭矩大，尤其井斜较大时，极易出现润滑难题。

3 储层保护钻井液优化及评价

3.1 保护储层的钻井液优化

1）防水锁剂优选。利用吐温80、正辛烷、正丁醇和GTN双子表面活性剂配制出微乳液[12]，将其稀释于水中制备出具有良好防水锁效果的纳米乳液。同时，通过室内实验评价不同类型商用防水锁剂的基本特性及储层保护效果，实验结果如表2所示。由表2可知，纳米乳液防水锁效果最好，自吸液量最少，可将岩心在较低驱替压力下的渗透率恢复值提高至91.7%。由于纳米乳液可封堵岩石微孔喉，阻缓试液侵入岩石，并有效降低试液界面张力，极大地降低毛细管力[7]，减少自吸液量。此外，纳米乳液荷正电，随试液进入流体后，通过静电作用吸附在岩石表面，修饰岩石界面为中性润湿后，进一步降低毛细管力[13]，岩心中液体返排阻力减小，最终表现为较好的渗透率恢复效果。

表2 在2.0%KCl中加入不同防水锁剂的性能

2）钻井液配方优化。室内配得临兴区块致密砂岩气X井的现场无膨润土暂堵型聚合物钻井液：清水+0.1%NaOH+0.2%PAC-HV+0.3%XC-D+0.2%KPAM+0.1%PAM+1.5%GD-K（Ⅲ）（降滤失剂）+0.3%PAC-LV+5%KCl+碳酸钙（加重至密度为1.15 g/cm3），通过实验评价其基本性能。由表3可知，现场钻井液老化前后流变性稳定，但初、终切力较低，润滑性差，高温高压滤失量过大，形成的滤饼质量较差，极易导致严重的储层损害、漏失、卡钻及井眼清洁等难题。

表3 现场无膨润土暂堵型聚合物钻井液性能评价结果

针对现场钻井液性能无法满足现场优快钻进的难题，通过室内实验开展钻井液配方优化。利用纳米乳液储层保护剂提高钻井液防水锁性能；通过加入降滤失剂、匹配酸溶性加重剂改善钻井液泥饼质量与封堵效果；通过提高PAC-HV加量，增大钻井液切力，增强钻井液携岩效果；通过添加高效润滑剂，提高钻井液润滑性，降低摩阻及扭矩，防止卡钻。最终形成致密砂岩气储层保护钻井液：清水+0.1%NaOH+0.25%PAC-HV+0.3%XC-D+0.2%KPAM+0.1%PAM+1.5%GD-K（Ⅲ）+0.3%PAC-LV+2.0%LCZY（磺化沥青）+5.0%KCl+2.0%石墨+0.5%纳米乳液 +1000目超细碳酸钙（加重至密度为1.15 g/cm3）。

3.2 储层保护钻井液性能评价

3.2.1 基本性能

表4为致密砂岩气储层保护钻井液基本性能评价结果。由表4可知，储层保护钻井液黏度、切力适中，老化前后流变性稳定；滤失量较小，封堵性能良好；润滑系数较小，具有良好的润滑性。

表4 储层保护钻井液基本性能评价结果

3.2.2 储层保护性能

1）防水锁性。选取3块尺寸及孔渗特征相近的临兴区块致密砂岩岩心作为测试岩样，利用岩心自吸实验剂润湿性测试评价保护储层的钻井液防水锁性能，实验结果如表5所示。

表5 致密砂岩气储层盒8段岩心自吸滤液实验结果

由表5可知，致密砂岩气储层保护钻井液有良好的防水锁效果。由于钻井液中添加有0.5%的纳米乳液防水锁剂，可有效降低钻井液滤液的表面张力，并与滤液中溶解的聚合物处理剂协同改变岩心表面润湿性为中性润湿，大幅降低入侵滤液的毛管力，且纳米乳液粒径较小[12]，可有效封堵岩石微孔喉，进一步削弱储层水锁损害。

2）抑制性/防水敏性。选取临兴区块致密砂岩气储层泥页岩夹层岩样进行滚动分散实验，测得清水、现场钻井液、储层保护钻井液的一次回收率分别为40.6%、78.6%和92.1%，二次回收率分别为30.8%、70.0%和88.5%。由此可知，致密砂岩气储层保护钻井液可有效抑制泥岩水化分散，二次回收率达到88.5%，具有良好的抑制性，能够防止储层水敏性损害，有利于维护井壁稳定。

3）渗透率恢复值。选取尺寸及孔渗特征相近的临兴区块致密砂岩岩样作为测试岩样，利用钻井液动态污染仪模拟地层条件下钻井液对储层岩心的伤害程度[14]，实验结果如表6所示。可以看出，由于储层保护钻井液可形成一层致密的泥饼，滤失量低，滤液表面张力小，固相颗粒难以侵入岩心，岩心污染后渗透率恢复值为91.3%，表明储层保护钻井液具有良好的储层保护效果。

表6 滤液及固相颗粒运移损害评价实验结果

4 现场应用

室内优化的储层保护钻井液体系在临兴区块进行了现场应用，取得了良好的应用效果。

LX10X-XH为中联煤层气有限责任公司为落实临兴区块LX-10X井区北部盒8段砂岩含气性及产能而部署的一口调整井水平井，是一口三维绕障井，建井周期约126 d。LX10X-XH井一开用φ311.15 mm钻头钻至井深204.5 m，二开用φ222.3 mm钻头钻至井深235.0 m处造斜，侧钻井深1154 m，钻至井深1745.0 m处三开（钻头尺寸φ152.4 mm）进入水平段，完钻井深2706 m，水平位移约961 m，全角变化率最大为7.61°/30 m（井深945.82 m），最大井斜为92.46°（井深为2439.15 m）。

LX10X-XH井二开分别钻至井深2110 m处回填至1008 m、钻至井深2468 m处回填至1008 m，再次钻进过程中，由于3个领眼井共用上部井眼，地层浸泡时间极长，井眼上部出现周期性坍塌、掉块，钻井液漏失严重，起下钻过程中遇阻卡严重，划眼无效，多次出现扭矩滑脱，憋转盘现象严重，严重影响施工进度（约40 d）。同时，该井设计井斜方位变化较大，预计三开水平段岩屑返出困难，井眼清洁困难，且需采取保护气层措施，因此急需对钻井液体系性能及时进行调整。

二开钻至井深1505 m处（井斜角88.8°），循环钻井液，增大PAC-HV加量至0.20%，加入1.0%LCZY与1.0%石墨润滑剂，控制钻井液塑性黏度为20～30 mPa·s，动切力为7～13 Pa，高温高压滤失量控制在9～12 mL，提高封堵效果与润滑性能。钻井液调整后，顺利钻至井深1745 m处，进行固井作业。

三开进入储层后，匹配酸溶性暂堵剂超细碳酸钙，钻井液密度由1.25 g/cm3调至1.15～1.18 g/cm3，调整PAC-HV、LCZY及石墨加量，同时加入纳米乳液储层保护剂，转换为储层保护钻井液体系，并维护塑性黏度为30～40 mPa·s，动切力为10～15 Pa，高温高压滤失量为6～10 mL，润滑系数低于0.100。应用结果表明，储层保护钻井液体系流变性能稳定，泥饼致密且韧性好，高温高压滤失量小，良好地稳定了水平段井眼。三开水平井段钻进顺利，起下钻顺利，无挂卡现象，无井下复杂情况，平均井径扩大率仅为7.5%，远低于邻井的14.8%。同时，致密砂岩储层保护钻井液体系具有良好的储层保护效果，该井盒8段压裂后测试无阻流量约8.5×104m3/d，远高于邻井相同层段的4.8×104m3/d。