用于滩坝砂低渗透油藏的复合盐低伤害钻井液技术

陈二丁， 赵洪涛， 李秀灵， 张明星， 周向东， 王成文

（1.中石化胜利石油工程公司钻井工程技术公司，山东东营 257064；2.中石化胜利油田石油开发中心有限公司，山东东营257000；3.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580）

胜利油田低渗透油气藏储量大，开发难度大，在钻井过程中极易因外来流体侵入而产生水敏、水锁等损害，损害率高达70%～90%以上，而且储层一旦受到损害，很难恢复，有时甚至会“枪毙”油气藏[1-3]。胜利滨425区块为滩坝砂低渗透油藏，目前处于低采油速度、低采出程度、低含水的“三低”开发阶段。油层埋深一般在2 200～3 200 m，钻探目的层为沙四段，岩性以极细粒长石砂岩为主，为砂泥薄互层滩坝砂沉积。坝砂平均渗透率为19.9 mD，孔隙度为15.7%；滩砂平均渗透率为10 mD，孔隙度为10.2%，属于低孔、低渗储层。沙四段储层温度为102～121 ℃，地层压力为25.2～32.3 MPa，属于常温常压系统。该储层为弱盐敏，盐敏的临界矿化度为20 000 mg/L。地层水为氯化钙型，总矿化度平均为156 311 mg/L。为此，针对滨425区块的储层特点，根据钻井工程和油藏地质特征[4-5]，通过优选低伤害处理剂，根据“协同增效”理论，研发了复合盐低伤害钻井液体系。

1 关键处理剂优选

1.1 引入CaCl2-KCl增强地层配伍性

由于滨425区块地层水为氯化钙型，总矿化度平均为156 311 mg/L，其中氯离子含量平均为90 512 mg/L，引入CaCl2-KCl复合盐，不仅能增强与地层流体的配伍性，还能进一步提高钻井液体系的抑制性能。

1.2 引入聚合物油层保护剂和纳米乳液增强封堵性能

聚合物油层保护剂是由苯乙烯（SM）、丙烯酸丁酯（BA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、纤维状架桥颗粒以及刚性封堵材料，通过无皂乳液聚合制得，具有较强的封堵性能[5]。纳米乳液是一种水包油型的细小乳状液，当乳液破乳时可与井壁岩石吸附形成保护膜，其成膜特性与聚合物油层保护剂相结合，最大程度地减轻储层伤害[6-8]。

按以下配方配制钻井液：4%膨润土+3%聚合物油层保护剂+2%纳米乳液，加到砂石表面，让其自行沉降渗透30 min。采用扫描电镜法，分析砂石表面的变化情况。在砂石表面可观察到良好的成膜封堵结构，如图1所示。

图1 砂石表面扫描电镜图

1.3 引入胺基硅醇增强抑制性

胺基硅醇是在聚胺单体的基础上，引入硅羟基而研制成功的[9]。在地层温度和压力作用下，胺基通过电荷吸附在黏土颗粒表面，Si—OH键可与黏土上的Si—OH键缩聚成Si—O—Si键，在黏土表面形成一层具有疏水特性的吸附层，可改变岩石表面的亲水性，阻止和减缓了黏土表面的水化作用，见图2。在胺基、硅羟基的双重作用下，胺基硅醇有效抑制井壁水化，有利于井壁稳定。

图2 胺基硅醇的疏水性能

1.4 引入防水锁剂FCS-3降低表面张力

由于该区块属于低孔低渗储层，储层岩心的粒度中值为0.1 mm，孔喉半径为1.34 μm，微孔隙发育。因此在钻井液中加入一定量的防水锁剂，可降低毛细管阻力，减轻水锁伤害[10-12]。FCS-3防水锁剂是利用碳氢表面活性剂复配制得的，具有较强的表面活性。配制不同浓度的FCS-3溶液，采用ZL-2表面张力仪评价其表面张力性能，结果见图3。从图3可知，当FCS-3加量为0.5%时，可将液体的表面张力降至20 mN/m以下。

图3 FCS浓度对表面张力的影响

2 低伤害钻井液对储层岩心的影响

在分析区块地质特点的基础上，结合上述优选的处理剂，根据现场实际施工情况，形成了一套以封堵材料为主、抑制材料为辅的复合盐低伤害钻井液。其基本配方如下。

（4%～6%）膨润土浆+（0.5%～1.0%）PAM+（0.1%～0.2%）CaCl2+（3%～6%）KCl+（0.3%～1.0%）胺基硅醇+（0.5%～1.0%）LV-CMC+（1%～2%）乳化石蜡+（3%～5%）复配超细碳酸钙+（2%～4%）聚合物油层保护剂+（1%～3%）纳米乳液+（2%～4%）降滤失剂+（2%～5%）SMP-2+（0.5%～1.0%）FCS-3+（2%～5%）全油基润滑剂+重晶石

选取滨425区块储层段天然岩心，采用岩心表面润湿实验、岩心自吸实验，分析钻井液入侵岩心能力；通过SEM、IR等分析钻井液入侵前后岩石内部孔隙以及矿物成分等方面的物性变化；另外对钻井液污染前后的岩心进行显微CT扫描，数字重构岩心，建立三维岩心模型，分析岩心内部微观结构，编制程序计算其内部不同位置处孔隙度，从而分析钻井液对岩心不同位置处的伤害程度，探究钻井液对低渗储层伤害机理。

2.1 岩心润湿性

为了研究复合盐低伤害钻井液对岩心润湿性的影响，选取井深为2 873.1 m的8#天然岩心制成薄片，使用德国KRUSS公司产的DSA100仪器测量钻井液在岩心表面接触角的变化过程，结果见表1。由表1中8#岩心对水相5 min时润湿角小于90°，可判断该岩心为亲水性砂岩；随着接触时间的延长，8#岩心对2种钻井液的接触角都发生了不同程度的下降，接触角的减小说明钻井液在岩心表面发生了铺展，钻井液中的水进入岩心；复合盐低伤害钻井液由于加入了一定量的防水锁剂，具有更小的接触角减小量（40.46°），而聚合物钻井液的减小量为43.26°，表明复合盐低伤害钻井液滤液在岩心表面的铺展速度较为缓慢，不易引起水锁和水敏伤害，更有利于保护储层。

表1 钻井液在8#岩心（2 873.1 m）表面接触角变化 （°）

2.2 岩心自吸性能

采用自制的自吸实验装置，对2#（取自井深2 448.5 m处）、3#（取自井深2 449.6 m处）岩心进行钻井液自吸能力的测试。通过测量一定时间内岩心对钻井液的自吸量、自吸速率及侵入深度，分析岩心对不同钻井液的自吸能力，结果见表2。从表2可知，岩心的自吸吸附主要发生在初期，随着自吸时间的增加，吸附钻井液重量与毛管力逐渐趋于平衡，钻井液自吸量和侵入深度逐渐趋于稳定。复合盐低伤害钻井液含有一定量的防水锁剂，不易在岩石表面吸附润湿，具有更小的初始自吸速率，且封堵性能更强，侵入深度浅，因此水锁伤害和水敏损害相对较小，有利于保护低渗储层。

表2 自吸实验结果

2.3 岩心污染实验

以 9#（取自井深 2 875.2 m 处 ）、10#（取自井深2 878.6 m处）岩心为例，采用JHDS动态污染仪进行实验，污染时间为125 min，压力为3.5 MPa。结果显示，聚合物钻井液几乎侵入整个岩心，复合盐低伤害钻井液具有较好的封堵性能，入侵深度仅为整个岩心的1/2，远远低于聚合物钻井液。

2.4 岩心渗透率测定

采用9#、10#天然岩心，评价钻井液体系对岩心的保护效果，结果见表3。从表3可知，复合盐低伤害钻井液在聚合物油层保护剂、纳米乳液和复配超细碳酸钙等协同作用下，封堵性能优于聚合物钻井液体系，封堵率大于90%，当切除一段暂堵端后，渗透率恢复值达90.65%，表明复合盐低伤害钻井液的储层保护效果较好。

表3 钻井液污染前后岩心渗透率的变化情况

2.5 扫描电镜技术分析

将天然岩心、聚合物污染后的9#岩心、复合盐低伤害钻井液污染后的10#岩心，分别采用日立S-4800型扫描电镜分析污染前后不同断面岩心孔隙结构的变化，结果如图4、图5所示。

图4 距离污染端面0～5 mm处岩心扫描电镜图

图5 距离污染端面5～10 mm处岩心扫描电镜图

通过对比可知，未被污染的岩心中碎屑颗粒孔隙间部分充填有胶结物，胶结物没有发生水化膨胀，孔隙具有一定的连通性。岩心浅层被2种钻井液污染后，其孔隙内部除部分填充有胶结物外，还有少量的固体颗粒；部分缝隙之间的泥质胶结物已经开始发生水化膨胀；在距离污染端面5～10 mm的岩心断面，其孔隙几乎没有滞留的固相颗粒；被聚合物钻井液污染的9#岩心孔隙中泥质胶结物发生了一定程度水化，孔隙大幅减小，而被复合盐低密度钻井液污染的10#岩心孔隙中黏土矿物水化膨胀不明显，表明低伤害钻井液滤液的侵入深度较浅。

从岩心的SEM扫描电镜图综合分析可知，低渗储层发生水敏损害，造成黏土矿物吸水膨胀，导致孔喉出现桥接或变小，是引起低渗透储层伤害的主要原因之一。而固相颗粒不易进入岩心深部，因此固相堵塞不是引起油流通道堵塞的主要原因。

2.6 显微CT扫描技术分析

采用Xradia高分辨率3D X射线CT显微镜将生成的三维岩心进行切片后，利用VSG.Avizo软件进行图像处理，分析钻井液对岩心孔隙度的影响[13-15]。

1）岩心不同横向切片分析。9#、10#岩心污染后，依次在岩心的1、2、5、8、11、15、18 mm处，进行横向切片，观测孔隙结构。通过VSG.Avizo软件计算，得到各切片孔隙度，数据如表4所示。从表4可知，被钻井液污染后，岩心孔隙度均有所下降，复合盐低伤害钻井液对岩心孔隙度影响更小，当深度大于8 mm时，对岩心渗透率基本没有影响。

表4 岩心污染前后不同位置处的孔隙度

2）岩心纵向切片分析。从岩心污染前后纵向切片可清晰看到，聚合物钻井液污染后，9#岩心孔隙变化明显，主要在前15 mm范围内，孔隙整体上明显减少；而用低伤害钻井液污染后，10#岩心孔隙减少主要集中在前8 mm。其纵向中心处截面孔隙度数据见表5。

表5 岩心纵向中心位置处孔隙度

3 复合盐低伤害钻井液性能评价

3.1 基本性能

如表6所示，复合盐低伤害钻井液的流变性能相对稳定，具有低黏度、高切力的特点，钻井液滤失量低，有效减少滤液和固相颗粒进入储层；表面张力低，有利于减少或防止水锁损害。

表6 复合盐低伤害钻井液体系流变性能评价

3.2 抑制性能

1）页岩膨胀实验。采用钠膨润土，按照NP-2页岩膨胀实验操作步骤，评价复合盐低伤害钻井液的抑制性能，结果见图6。从图6可知，该钻井液抑制性能较强，其岩心膨胀高度仅为1.02 mm。

图6 不同钻井液的页岩膨胀数据

2）岩屑回收率实验。从表7看出，复合盐低伤害钻井液的页岩滚动回收率高达91.2%，回收的岩心棱角分明，基本保持原状，说明其抑制能力较强。

3.3 封堵性能

采用FA砂床封堵实验、TransparentFilter-2高温高压可视型砂床滤失仪、PPA渗透堵塞仪器评价

表7 滨425区块某井岩屑在不同体系中的回收率

钻井液体系的封堵性能，实验结果见表8。由表8可知，复合盐低伤害钻井液无论在常温低压下，还是在120 ℃、3.5 MPa高温高压下，封堵性能均优于聚合物钻井液体系。

表8 钻井液（ρ=1.3 g/cm3）体系的封堵评价数据

3.4 钻井液滤液与地层流体配伍性评价

根据滨425区块某井水样分析结果，以总矿化度为179 026 mg/L，Ca2+平均含量为17 459 mg/L，Mg2+平均含量为1 015 mg/L，K++Na+平均含量为49 828 mg/L，Cl-平均含量为110 533 mg/L，配制1 L的体积为例，依据“地层模拟水配制及矿化度计算程序”，得出配制模拟水所需的物质的质量，则地层模拟水的配方为：3.7%KCl+9.7%NaCl+0.8%MgCl2+4.8%CaCl2。

采用絮凝法评价钻井液滤液与模拟地层水的配伍性，1#为模拟水，2#为滤液∶模拟水体积比=2∶1，3#为滤液∶模拟水体积比=1∶1，4#为滤液∶模拟水体积比=1∶2。实验结果显示，滤液与地层水按照不同配比混合后，未见发生化学反应和沉淀物生成，表明钻井液滤液与储层流体配伍性良好。

4 现场应用效果

复合盐低伤害钻井液在滨425区块的整体开发中，成功应用了26口井，平均机械钻速为22.80 m/h，平均钻井周期提前11.23 d，减少了钻井液对低渗储层的浸泡时间。其储层段的钻井液性能以滨425-斜xx1井为例，结果见表9。从采油效果来看，复合盐低伤害钻井液适用于砂泥互层、氯化钙型的地层，油层保护效果明显。该区块施工井由过去的“压裂投产”转变为“全过程油层保护+常规射孔”，使新井投产费用大幅减少。统计17口新钻井表皮系数为-0.9，有效降低了储层伤害，其中部分井的表皮系数见表10。投产的第1口生产井不压裂直接射孔投产，日产量达到5.8 t，与同区块的压裂投产井产量相当。其中部分新井的投产初期生产情况见表11。

表9 滨425区块储层段钻井液性能

表10 滨425块部分新投井地层表皮系数统计

表11 滨425块部分新井投产初期生产情况

5 结论

1.针对滩坝砂低渗透油藏特点，开发了一种复合盐低伤害钻井液体系，该体系配方性能稳定，易于维护。体系中的处理剂通过“协同作用”，增强了油层保护效果，最大程度减少钻井液固相颗粒和滤液进入储层。

2.通过储层岩心分析，发现固相堵塞不是引起滨425区块低渗透砂岩储层伤害的主要原因，其储层伤害主要来自水敏和水锁伤害；用显微CT扫描量化钻井液在岩心发生的微观伤害，定量评价钻井液对岩心伤害的程度。

3.复合盐低伤害钻井液油气层保护技术在滨425区块成功应用，已施工井的机械钻速快，钻井周期短，降低了储层伤害，油层保护效果明显。