致密砂岩气藏损害机理及低损害钻井液优化

2018-10-18黄维安雷明滕学清朱金智李宁张震周斌

钻井液与完井液 2018年4期

黄维安，雷明，滕学清，朱金智，李宁，张震，周斌

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2.塔里木油田公司油气工程研究院，新疆库尔勒 841000 3.渤海钻探塔里木钻井分公司，新疆库尔勒 841000）

致密砂岩气藏储量丰富，在中国油气生产中占有极其重要的地位。据统计，中国致密气可采资源量达9×1012～13×1012m3，约占全国天然气可采资源量的22%。致密砂岩气藏是富集在低渗透率（小于0.1 mD）、低孔隙度（小于10%）砂岩中的非常规气藏，依靠常规技术难以开采，需在一定经济和技术措施下才能获得工业天然气产能[1]。该类气藏普遍具有低孔低渗、高毛细管力、高含水饱和度、孔喉细小、非均质严重以及微裂缝发育等特点，储层极易受到损害，并且损害难以解除[2-4]。因此，研制保护致密砂岩储层的低损害钻井液，最大限度地减轻钻井过程中造成的储层损害具有重要意义。笔者以塔里木盆地B区块致密砂岩气藏为例，模拟该区块储层环境，进行高温敏感性与水锁损害评价，并分析储层固相损害，系统探究致密砂岩气藏损害特征；运用理想充填技术与表面活性剂相结合，优化设计出“协同增效”型保护致密砂岩气藏的低损害钻井液，其可以有效阻止滤液及固相侵入储层，并利于返排，实现保护B区块致密砂岩气藏的目的。

1 储层地质特征

B区块位于塔里木盆地库车坳陷克拉苏构造带，目标层段为白垩系巴什基奇克组（K1bs），储层埋藏深度较深（大于6 000 m），受极强的热动力成岩作用和流体作用，储层岩性致密，储集空间复杂[5]。该区块储层孔隙度分布在1.0%～9.4%，平均为6.8%，渗透率分布在0.011～8.56 mD，平均为0.19 mD。孔隙度与渗透率关系较差，储层岩石微观孔隙结构特征复杂，同一孔隙度样品渗透率分布范围较宽。储层总体孔隙发育程度低，渗透率差，非均质性严重。

储层储集空间主要发育粒间孔隙，有少量溶蚀孔；孔喉分布呈单峰且偏向粗孔喉，孔隙结构表现为小孔隙大喉道，储层孔喉直径分布在0.04～1.39 μm，平均为0.284 μm；储层微裂缝发育，能一定程度上增加储层储集空间和改善其渗流性能，裂缝形态开度不一，开度分布在0.267～70.9 μm，平均为 23.1 μm。

储集层砂岩类型以长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主（见图1），石英和方解石以胶结物的形式存在于碎屑颗粒之间[6]。石英含量为29%～52%，平均为44%；长石含量为11%～22%，平均为17%，以钾长石和斜长石为主，储集层内黏土矿物含量高，在10%以上，含有伊利石、绿泥石、伊蒙混层等敏感性矿物（见表1）。

表1 塔里木盆地B区块K1bs储层岩心矿物组分分析

图1 塔里木盆地B区块巴什基奇克组砂岩成分三角图

综合分析以上储层特征，B区块储层具有孔隙度低、渗透性差、孔喉细小、含天然裂缝、非均质性严重等特点，潜在严重的水锁效应。黏土矿物中伊利石、蒙脱石含量较高，蒙脱石强亲水、吸水膨胀，伊利石以不规则形状充填于孔隙，将孔隙分隔成大量的微细孔隙，导致强烈吸附水，对束缚水饱和度造成影响，在一定程度上会加剧水锁损害，并导致水敏等损害。

2 致密砂岩气藏损害机理

2.1 储层高温敏感性评价

参照SY/T 《5358—2010储层敏感性流动实验评价方法》，结合致密气藏特点，以氮气作为流动介质，以岩心束缚水饱和度下的气体渗透率为初始渗透率，在130 ℃、2 MPa净围压条件下，使用DSRT-Ⅱ型低渗敏感性评价试验仪，进行B区块致密砂岩气藏储层岩心的高温敏感性流动实验。实验结果表明，该储层水敏、盐敏损害中等偏强，临界矿化度为36 500～50 187 mg/L；速敏、酸敏、碱敏（临界pH值为11）损害程度较弱。

2.2 高温应力敏感性

目前对致密砂岩气藏的应力敏感性研究尚未达成共识。多数研究认为致密气藏存在较为严重的应力敏感性，而也有研究认为对致密气藏应力敏感性的机理认识、实验方法以及评价方法不合理[7-8]。在确保实验仪器误差较低的前提下，在130 ℃下，以变驱替压力模拟净应力变化，较大程度模拟储层环境，评价了B区块储层岩心在变驱替压力下高温应力的敏感性见图2。由图2可知，净应力从2 MPa增大到17 MPa时，岩心气测渗透率损害程度达91.3%，净应力降低后渗透率无法恢复，储层应力敏感性强。

图2 B区块储层岩心变驱替压力下高温应力的敏感性实验

2.3 水锁损害

水锁损害被认为是致密砂岩气藏最严重的损害因素之一，损害率一般达70%～90%[9-12]。选用B区块储层岩心，应用岩心流动实验，在130 ℃下，测试不同含水饱和度下岩心渗透率（见图3）。

图3 塔里木盆地B区块储层岩心水锁损害实验

由图3可知，B区块含水饱和度从平均束缚水饱和度37%增加到接近100%后，岩心渗透率从0.003 7 mD降低到0.000 13 mD，渗透率损害率达96.5%，水锁损害极强。

6.运用实验问题情境教学，提升学生严谨的科学态度和科学方法。在化学实验中，由于受多种因素的影响，难免会出现失败或异常现象，表面上它影响了教学效果，实际上它正是在科学探究中培养和提升学生严谨求实的科学态度的好素材。教师如果善于抓住机会，运用问题情境教学，就会取得意想不到的效果，达到正常实验难以实现的目标。

2.4 致密砂岩气藏固相损害

固相损害主要是因为固相粒径与孔径或微裂缝开度不匹配，导致不能迅速形成致密泥饼以阻止固相继续侵入储层。对致密砂岩气藏来说，因为孔喉细小，固相侵入浅而量少，只在近井地带形成损害。而致密砂岩气藏微裂缝的存在，会导致钻井液中的固相侵入裂缝内部，或者被不规则的裂缝表面吸附、捕集而附着在裂缝表面，降低裂缝的导流能力，造成固相损害。测试了B区块现场磺化防塌、钾聚磺钻井液固相颗粒的主要粒径分布情况（见表2）。由表2可知，磺化防塌钻井液粒径小于10 μm和介于10～45 μm的固相颗粒含量分别约占50%和40%，按照2/3架桥规则，对直径小于15 μm的孔隙及微裂缝具有一定的封堵能力；钾聚磺钻井液粒径小于8 μm和介于8～40 μm的固相颗粒含量分别约占50%和40%，对直径小于12 μm的孔隙及微裂缝具有一定的封堵能力。由B区块储层地质特征可知，该区块储层平均孔喉直径0.284 μm，平均裂缝开度23.1 μm。由此可见，该区块钻井液无法对微裂缝的有效封堵，会造成微裂缝固相损害。

表2 塔里木盆地B区块现场钻井液主要粒径分布

3 致密砂岩气藏低损害水基钻井液保护技术

B区块原用磺化防塌、钾聚磺钻井液在流变性能、抑制性能、防塌性能方面效果较优，然而储层保护效果较差。钻井液在封堵致密砂岩气藏微孔喉及部分微裂缝的同时，无法封堵大开度裂缝，钻井液固相及滤液会大程度侵入储层，造成固相损害，并引起水敏及严重的水锁损害。因此，根据B区块致密砂岩气藏地质特性，确定保护该储层低损害钻井液优化设计的基本思路为：①运用理想充填理论，提高微裂缝封堵能力，阻止钻井液固相及滤液侵入储层；②优选表面活性剂，有效降低表面张力，防止或及时解除水锁损害，促进返排。

3.1 理想充填技术

B区块致密砂岩气藏微裂缝宽度多分布在10～100 μm，采用D90规则研究刚性粒子与可变形粒子的复配使用，以减少水锁损害与微细颗粒的侵入[13-16]。测试5种暂堵材料的粒径分布，并与研究区块孔喉及微裂缝油保基线对比（见图4）。由图4可以看出，TYZ-8暂堵材料粒径分布相对靠近裂缝油保基线，对裂缝有一定的封堵效果，但曲线线性关系较差，颗粒的堆积效率不高，颗粒与颗粒之间无法形成理想充填，需要进行刚性粒子的复配并辅以可变形粒子，以满足微裂缝的理想充填。其中，YX-2粒径分布线性关系好，且居于孔喉油保基线与裂缝油保基线中间，复配效果好。乳化石蜡EW作为可变形粒子，粒径分布与孔喉油保基线靠近，封堵孔隙性能效果显著。

图4 暂堵剂粒径平方根与累积体积分布曲线

选择TYZ-8、YX-2、EW进行复配，通过计算可知其质量比按64%∶15%∶21%进行复配，可形成微裂缝的理想充填，优化的复配暂堵剂与油保基线见图5。

图5 优化的复配暂堵剂与油层保护基线关系

由此可知，优化的复配暂堵剂与油层保护基线基本重合，略靠近基线右侧，考虑颗粒的剪切磨损，可形成理想充填。根据经验，复配暂堵剂适宜加量为3%。

3.2 表面活性剂优选

在钻井液中加入表面活性剂，可以消除毛细管力对水相的束缚，缓解水锁损害。选取B区块致密砂岩岩样，测量7种表面活性剂溶液在岩样表面的接触角，并测试这些表面活性剂溶液的表面张力σ，以σ与cosθ的乘积大小评价几种表面活性剂防水锁能力，结果见表3。σcosθ值越小，产生的毛细管力越小，水相越易返排，水锁损害越弱。对几种表面活性剂的进一步解水锁能力的评价，可见文献[14]。由表3可知，SATRO-1的σcosθ值最小，可有效缓解水锁损害。因此优选SATRO-1为防水锁剂，加量为0.4%。

表3 不同表面活性剂地层水溶液在B区岩样表面的接触角

4 优化钻井液储层保护性能评价

1#磺化防塌钻井液 2%膨润土+0.1%烧碱+5%SMP-Ⅲ+3%SPNH+2%PSC-Ⅱ+3%EFD-2+2%PRH-1+2%TYZ-8+1%YX-1+1%YX-2+加重剂（加重至1.9 g/cm3）

2#钾聚磺钻井液 4%膨润土+0.3%烧碱+4%SMP-Ⅲ +2.5%PSC-Ⅱ+2.5%EFD-2+4%PRH-1+加重剂+7%氯化钾

3#优化磺化防塌钻井液 2%膨润土+ 0.1%烧碱 +5%SMP-Ⅲ+3%SPNH+2%PSC-Ⅱ +3%EFD-2+2%PRH-1+3%理想充填复配暂堵剂+0.4%防水锁剂SATRO-1+加重剂

4#优化钾聚磺钻井液 2#+3%理想充填复配暂堵剂+0.4%防水锁剂SATRO-1

优化前后钻井液基本性能见表4。由表4可以看出，优化磺化防塌钻井液保证了较好的塑性黏度，并控制切力在合理范围，高温高压滤失量降低；优化钾聚磺钻井液比原配方有较高的黏度及切力，且滤失量有较大程度的改善，中压滤失量为0。

表4 优化前后钻井液基本性能

将优化钻井液滤液与模拟地层水按不同比例混合，在室温及90 ℃下观察现象。实验发现，优化钻井液与地层水在不同比例不同温度下皆无沉淀产生，与储层地层水之间有良好的配伍性。

使用B区块致密砂岩岩心，进行动态污染实验，评价渗透率恢复值，结果见表5。由表5可知，优化钻井液渗透率恢复值在85%以上，较原钻井液有大程度改善。依据理想充填技术设计的复配暂堵剂可在岩心表面形成致密的暂堵带，阻止钻井液微细固相及滤液侵入岩心；优选的表面活性剂具有优异的解水锁能力，能促进返排，减弱水锁损害。2者在钻井液中协同增效，可实现对致密砂岩气藏的有效保护。

表5 优化前后钻井液渗透率恢复值评价结果

5 现场应用效果

通过室内研究与现场应用，综合分析B区块储层损害较为严重的原因在于，使用的钻井液体系无法有效封堵储层微裂缝，滤液与固相侵入储层，造成严重的水锁损害及固相对微裂缝的损害。现场使用的储层保护剂未进行粒径匹配设计，对微裂缝的封堵效果差，侵入的滤液无法有效返排，导致储层损害较为严重。

B区块B1井使用的是磺化防塌钻井液体系，该体系具有较优的流变性能、抑制性能和防塌性能，然而储层保护效果较差，地层测试表明，该井表皮系数大，污染严重。在此体系基础上，加入理想充填复配暂堵剂和优选的表面活性剂，应用于B2井同一储层，其地层测试结果见表6。由表6可知，利用全压力史拟合检验图拟合出的表皮系数，B1井远大于B2井，使用研制的低损害钻井液对储层的初始污染明显降低；近似均质求参的表皮系数，污染下降很多，表明高污染可能源于地层不完全打开等原因，B2井地层的打开程度高，暂堵层能有效解除。在B2井使用的低损害钻井液具有优异的储层保护能力，能有效降低地层污染程度。