哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩保护储层钻井液技术

喻化民，田 惠，吴晓花，李海彪，薛 莉，王家梁

（1.中国石油渤海钻探工程技术研究院，河北任丘 062550；2.中国石油塔里木油田分公司油气工程研究院，新疆库尔勒 841000）

哈拉哈塘地区奥陶系石油资源丰富，在强化油藏精细描述和深化储层油气水分布规律认识后，连续多年实现油气藏勘探大突破，先后发现了HA6、YueM和FY等多个油气富集区块，俨然成为塔里木盆地某油田稳产增储主要接替型区域。该区油气藏埋深通常在6 800 m左右，目的层属于碳酸盐岩储集层，储集空间主要为大小悬殊的孔、洞和裂缝[1，2]，在钻井过程中常常遇到钻具放空和井漏现象[3-5]，井漏往往伴随着溢流，由漏失及其诱发的井下复杂对油气层造成严重污染，影响了油气的正常开采和油气产能的客观评价，因此，开展储层保护技术研究，最大限度的减少漏失污染对储层造成的损害，是提高单井产能和综合效益的关键。

1 储层特征

根据哈拉哈塘地区储层资料，其主力储层为一间房组，其次为良里塔格组良3段和鹰山组鹰1段，储层受岩溶及断裂双重控制，断裂及其伴生的溶蚀裂缝交错发育，错综复杂。按孔、洞和裂缝组合关系，储集空间可划分为洞穴型储层、裂缝-孔洞型储层和裂缝型储层，一间房组和鹰山组以洞穴型储层为主，良里塔格组以裂缝-孔洞型储层为主。储层基质致密，物性极差，裂缝的发育极大的改善了储层渗流能力。良里塔格组良3段～一间房组岩心实测孔渗数据为：孔隙度分布范围为0.07%～6.37%，均值为1.22%，主峰位于0.5%～1.8%；渗透率分布范围为 0.003 6×10-3μm2～36.6×10-3μm2，均值为 0.77×10-3μm2，主峰位于 0.1×10-3μm2～1.0×10-3μm2（见图 1）。

储层的裂缝特征如下：裂缝既是储集空间，又是渗流通道，孔、洞之间由不同宽度的裂缝连接沟通。通过对XK、RWP及JY区块内20口井312条成像测井裂缝统计，裂缝以构造缝（60%）为主，压溶缝（20%）次之。裂缝平均宽度为0.035 mm，裂缝孔隙度平均为0.082%，裂缝倾角以高角度（45°～75°）为主。

2 储层损害机理分析

哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩储层储集空间多样，裂缝和孔、洞组合方式异常复杂，决定其储层的损害方式与损害机理不同于常规的均质性或双孔介质储集层[6]。

2.1 井漏造成的储层损害

图1 哈拉哈塘地区奥陶系岩心实测孔隙度、渗透率分布直方图

哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩储层裂缝、孔洞发育，钻井过程中常常发生井漏现象，分析漏失的原因主要有：（1）溶洞性漏失；（2）重力诱导型漏失；（3）置换性漏失；（4）正压差下的漏失。当钻遇不同类型储层，井漏造成的储层损害机理不尽相同。当钻遇洞穴型储层和裂缝-孔洞型储层时，通常伴有钻具放空、泥浆漏失等现象，且漏速较高，漏失量大，该类储层伤害机理较为复杂，相关统计表明，漏失对产量并没有构成较大威胁，反而起到水驱置换作用，但大量钻井液的漏失将会改变油气井周围油气水分布情况，从而造成生产井油气产量下降或者勘探测试井测试结果不实，还容易造成液柱压力大幅降低，导致先漏后喷，对储层造成很大的损害。当钻遇裂缝型储层时，一般无放空现象发生，且漏失量较小，漏失的钻井液进入裂缝将造成严重填充堵塞伤害。

2.2 固相颗粒侵入引起的储层损害

哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩具有极强的非均质性，孔、洞和缝等多种尺寸并存，分布范围广。其损害程度主要取决于储层的孔隙大小与分布、裂缝宽度与分布、钻井液的固相颗粒大小与分布、压差的大小和外泥饼的形成速度与质量等。

2.3 液柱压力差对储层损害

哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩储层普遍含有H2S，且硫化氢浓度高（十几至十几万mg/L），为防止H2S从井口逸出，保证钻井安全，除及时补充NaOH和除硫剂外，一般采取高地层压力系数当量密度附加值钻进，这将导致井内液柱压力大于地层压力。井内液柱压力差越大，钻井液中的固相、液相越容易进入油气层，对油气层的损害也越大，储层污染也越严重。

图2 FY1井岩心盐敏伤害评价曲线

2.4 储层敏感性伤害评价

据分析，岩石类型以灰岩为主。其矿物成分单一，方解石含量在97%以上。黏土矿物总含量低，可定性判断以伊利石为主，伊/蒙混层次之。取现场岩心进行敏感性评价及应力敏感性实验。部分结果（见图2、图3、表 1）。

由实验结果可知：哈拉哈塘地区碳酸盐岩储层水敏及盐敏损害程度中等偏强；碱敏损害程度强；储层应力敏感性较强，且应力敏感滞后效应十分显著。

综上，基于以上调研资料分析和储层敏感性实验结果，哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩储层损害主控因素为漏失污染及其诱导的固液相侵入导致的储层伤害。对于孔隙、裂缝特别发育的储层段，碱敏引起的无机垢堵塞损害和应力敏感性伤害也较为严重。

3 保护储层钻井液技术

3.1 储层保护思路

图3 YueM2-3X井岩心应力敏感评价曲线（裂缝无充填）

表1 哈拉哈塘地区岩心碱敏评价实验

哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩储层岩石骨架成分单一，基质致密，漏失的钻井液对基质的入侵损害几乎可完全忽略，而孔隙、裂缝发育是储层段发生井漏的根本原因，鉴于无法准确预测孔隙、裂缝等漏失通道类型、位置、产状、尺寸、分布规模和连通性等特征参数，若从快速封堵裂缝入手，必然降低控制漏失的难度，将大幅减少钻井过程中井漏对储层的损害。

表2 随钻封堵剂评价实验

因此，提出保护储层钻井液技术思路为：

（1）在认真研究和掌握储层物性和敏感性基础上，确保钻井流体及处理剂与储层岩石具有良好的配伍性。

（2）通过构筑井周坚韧屏障，尽量减少漏失污染及其诱发的井下复杂对油气层的损害；即利用油气层被钻开时钻井液液柱压力与油气层压力之间形成的压差，在极短时间内迫使钻井液中加入的各种类型和尺寸的固相粒子进入油气层孔喉或微裂缝中，在井壁附近形成渗透率接近零，且厚度小于射孔弹射入深度的屏蔽暂堵带，阻止钻井液固相和滤液继续进入油气层，在完井投产时再通过射孔、返排、酸化等措施解堵。

（3）当钻遇储层发育段，漏失较严重时，此种情况一般已达到钻井目的，可研究提前完钻。

3.2 随钻防漏堵漏技术

在常规随钻封堵材料基础上，通过采用钻井液高温高压滤失量（FLHTHP）、高温高压渗透失水（FLHTHP′）、高温高压砂床滤失量（FL砂床）、高温高压砂床渗透失水（FL砂床′）、正反向岩心驱替实验[7，8]评价钻井液的封堵性能，对封堵剂进行优选。驱替实验采用渗透率为20×10-3μm2的人造岩心，清水正向驱替平衡压力为0.6 MPa。实验结果（见表2）：实验用聚磺钻井液基本配方：3%膨润土+0.3%Na2CO3+2%磺化酚醛树脂SMP-3+2%磺化褐煤树脂SPNH+2%抗盐降滤失剂THJN+0.5%抗温降滤失剂JNJS-220+0.5%PAC-LV+7%KCl+重晶石。

由表2可以看出：乳化沥青、聚合醇类处理剂可降低钻井液高温高压滤失量，但在砂床与正反向驱替实验中封堵性能不佳；超细碳酸钙的引入能提高正反向驱替压力，但由于自身惰性不能成膜封堵，在漏失通道中无法滞留，也不能在砂床条件下形成有效封堵；而酸溶性矿物纤维类在压力作用下可发生变形，在漏失通道中能快速堆积，聚结和架桥，砂床封堵实验表现优秀，但在控制高温高压滤失量方面性能略差；当矿物纤维与超细碳酸钙复配后，可显著降低钻井液高温高压滤失量，且正反向岩心驱替实验需要的驱替压力较高，能满足对漏失通道封堵要求。

经过室内配方优化研究，形成了适用于哈拉哈塘地区碳酸盐岩储层防漏堵漏配方，即聚磺钻井液+2%～6%酸溶性矿物纤维+超细碳酸钙复配物，此复配物由不同粒径级别（600目、800目和2 000目等）的超细碳酸钙组成。根据邻井储层孔渗相关资料，可按理想充填和d90经验规则调整复配物中超细碳酸钙颗粒级配，即可在近井壁快速形成渗透率接近于零，并具有一定强度的致密封堵带，从而阻止钻井液固液相侵入到储层深处。

3.3 保护油气层暂堵技术

3.3.1 屏蔽暂堵技术配方的确定 由理想充填理论可知，岩心裂缝宽度是制定保护储层屏蔽暂堵方案的重要依据[9-14]。根据斯麦霍夫等研究结论，地下所见的张开缝都是张开宽度小于100 μm的裂缝，而最常见的裂缝张开宽度小于50 μm[15-17]。结合哈拉哈塘地区碳酸盐岩储层压恢试井资料（试井解释渗透率范围为2×10-3μm2～6 336.4×10-3μm2，控制半径 230 m～2 160 m），根据理想裂缝宽度估算及按照d90经验规则，选定裂缝宽度50 μm、75 μm和105 μm作为基准，设计屏蔽暂堵技术配方，探索钻井液及暂堵剂粒径累积分布与不同裂缝宽度匹配性。

鉴于哈拉哈塘地区井深在6 800 m左右，井底温度在120℃～150℃范围，考虑到目前油田所用油溶性树脂（可充当变形架桥粒子）软化点范围为90℃～130℃。当井底温度远超软化点时，油溶性树脂将在压差作用下进入地层深部而失效。因此，在预计井底温度高于130℃时，选用酸溶性矿物纤维类充当架桥粒子；预计井底温度低于130℃时，选用油溶性树脂充当可变形架桥粒子。设计屏蔽暂堵技术配方如下：

1#：现场聚磺钻井液；

表3 不同暂堵技术配方钻井液性能数据

2#：1#+2%超细碳酸钙（600目）+2%超细碳酸钙（800目）；

3#：1#+2%超细碳酸钙（600目）+2%超细碳酸钙（800目）+2%酸溶性矿物纤维（细）；

4#：1#+2%超细碳酸钙（800目）+2%超细碳酸钙（2 000目）；

5#：1#+2%超细碳酸钙（600目）+2%超细碳酸钙（800目）+3%酸溶性矿物纤维（细）；

6#：1#+2%超细碳酸钙（600目）+2%超细碳酸钙（800目）+2%酸溶性矿物纤维（细）+1%酸溶性矿物纤维（中粗）。

测定钻井液基本性能及粒径分布情况，考察不同比例屏蔽暂堵配方对钻井液性能的影响，实验结果数据（见表3）。

由实验结果可知：在现场钻井液中加入不同比例屏蔽暂堵剂，对钻井液性能影响较小，钻井液黏切略有增加，滤失量略有降低。但钻井液体系粒径累积分布广度均有不同程度增加，预期能封堵裂缝宽度范围将增加。部分配方粒径累计分布情况（见图4～图6）。

图4 1#配方钻井液粒径累积分布图

图5 3#配方钻井液粒径累积分布图

3.3.2 不同暂堵技术配方保护储层效果 取现场岩心进行储层保护效果评价实验，因储层基质渗透率低，采用“人工造缝法”对岩心进行预处理，分别将裂缝宽度控制在50 μm、75 μm和105 μm左右，测定不同屏蔽暂堵技术配方在不同缝宽情况下的钻井液静态渗透率恢复值及岩心侵入深度，实验结果（见表4）。

表4 不同暂堵技术配方钻井液静态渗透率恢复值数据

图6 5#配方钻井液粒径累积分布图

由实验结果可知：现场钻井液中绝大部分的固相颗粒粒径均小于50 μm，其粒径累积分布与裂缝宽度不匹配时，尺寸较小的固相颗粒在压差作用下将进入储层孔喉或裂缝的窄小处发生堵塞损害；单独加入超细碳酸钙能改善钻井液粒径分布范围，但提高渗透率恢复值能力有限；超细碳酸钙与酸溶性矿物纤维堵漏剂复配使用则能显著提高渗透率恢复值。3#配方在约50 μm裂缝宽度下渗透率恢复值较高，说明当钻井液体系粒径累积分布d90值与裂缝宽度相匹配时，辅助阻滞架桥作用的矿物纤维，能实现较好封堵效果，其岩心侵入深度较小；5#配方在约75 μm裂缝宽度下渗透率恢复值较高，说明酸溶性矿物纤维在压力作用下能被压缩变形，可将裂缝变为孔隙，实现屏蔽暂堵，从而实现较好封堵效果，裂缝宽度决定所需矿物纤维堵漏剂粗细和浓度；但在约105 μm裂缝宽度下，各个配方体系粒径累积分布均不足以浅层封堵裂缝，大部分暂堵剂颗粒将进入裂缝深部，需加入粒径较大颗粒堵漏剂方能在井壁附近形成较好架桥封堵效果。

3.3.3 屏蔽暂堵技术配方室内优化 取现场井浆，分别按不同暂堵技术配方加入屏蔽暂堵剂，考察其在缝宽约40 μm时保护油气层效果。

1#配方：现场聚磺井浆；

2#配方：现场浆+2%超细碳酸钙（600目）+2%超细碳酸钙（800目）+2%酸溶性矿物纤维（细）；

3#配方：现场浆+2%超细碳酸钙（600目）+2%超细碳酸钙（800目）+2%油溶性树脂+2%酸溶性矿物纤维（细）。

测试不同屏蔽暂堵配方的钻井液渗透率恢复值，以评价其储层保护效果，实验数据（见表5）。

由实验数据可知：在约40 μm裂缝宽度下，加矿物纤维+超细碳酸钙复配物时，现场浆钻井液渗透率恢复值得到较大程度提高；加油溶性树脂+矿物纤维+超细碳酸钙复配物时，钻井液渗透率恢复值进一步得到提高。说明在油溶性树脂和酸溶性矿物纤维协同作用下，钻井液架桥封堵效果更好，即由随钻防漏堵漏技术和保护油气层暂堵技术相结合，能很好的保护油气层。

3.4 储层保护措施

基于以上分析及实验结果，特提出“随钻防漏堵漏技术+屏蔽暂堵技术”相结合的储层保护方法，具体措施如下：

（1）根据预测地层压力和已完钻井的资料，对不同类型的漏失层位采取不同的应对方法。提前加入随钻堵漏剂和屏蔽暂堵剂强化钻井液封堵性能，对于小型裂缝地层和微量漏失，在掌握漏失规律的基础上，可采用边漏边钻技术，边配制封堵钻井液边强行钻进；当钻遇大型裂缝和溶洞时，漏失将迅速加大，甚至出现钻井液失返情况，可研究提前完钻；若的确需要堵漏时，使用酸溶性或者油溶性暂堵材料；

（2）选用低固相钻井液体系，并加强固相控制，将有害固相含量降至最低限度；

（3）改善滤饼质量，控制较低钻井液滤失量，API滤失量＜5 mL，HTHP 滤失量＜14 mL；

（4）目的储层密度低于1.30 g/cm3时，要求使用石灰石粉加重，密度高于1.30 g/cm3时，可使用重晶石粉和石灰石粉混合加重；

（5）为防止H2S的入侵，及时补充NaOH和除硫剂，需维持钻井液pH在11以上，碱敏性伤害不可避免，应加快钻井进程，尽量减少储层浸泡时间。

4 现场应用

表5 不同暂堵技术配方钻井液静态渗透率恢复值数据

现场采用随钻防漏堵漏技术和屏蔽暂堵技术相结合，在哈拉哈塘地区的HA11-8，YueM22，FY105X等多口井储层段进行实验，结果表明，采用优化后屏蔽暂堵技术配方后，钻井液各项性能指标优良，储层段井漏情况大幅改善，均取得了较好储层保护效果。

表6 哈拉哈塘地区碳酸盐岩储层段钻井液性能表

4.1 钻井液性能

取储层段现场井浆，测量其钻井液性能，各项指标均符合钻井工程设计要求。滤失量能控制在API滤失量＜5 mL，HTHP滤失量＜14 mL范围，具体性能（见表6）。

4.2 钻井液储层保护效果评价

取储层段现场井浆，测试其钻井液静态渗透率恢复值，评价油层污染程度，实验结果（见表7）。

由实验结果可知：HA11-8，HA601-5C，YueM20，YueM22，FY105X现场浆静态渗透率恢复值分别为76.3%，69%，72.5%，80.4%，67%，均能达到钻井工程设计储层保护要求（设计要求碳酸盐岩储层静态渗透率恢复值在50%以上）。说明现场浆粒径累积分布与地层岩心裂缝匹配性较好，屏蔽暂堵效果较好，储层段所受污染较轻，储层保护效果较好。多口井在完井试油测试中获得高产工业油气流（YueM22在井段 7 273.51 m～7 370 m酸压测试，折日产油146 m3，日产气16 698 m3，结论油气层；YueM20在井段7 263 m～7 400 m酸压测试，折日产油1 171.36 m3，日产气111 322 m3，结论油气层；等），也间接说明采用随钻防漏堵漏技术和屏蔽暂堵技术能达到保护储层的目的，即钻进时能暂时封堵油气层，减少储层段漏失污染，完井投产时又能酸压解堵，获得高产工业油气流。

5 结论

（1）哈拉哈塘地区奥陶系碳酸盐岩储层类型以洞穴型和裂缝-孔洞型为主，漏失污染及其诱发的储层损害是造成储层损害的主要因素。

（2）通过对储层特征和储层损害机理的分析研究，提出了哈拉哈塘地区储层保护基本思路和储层保护措施，即采用随钻防漏堵漏技术和屏蔽暂堵技术相结合的钻井液技术，能在储层段形成致密封堵层，可以大幅减少储层漏失污染。

（3）根据理想裂缝宽度估算及按照d90经验规则设计的屏蔽暂堵配方，矿物纤维可充当变形粒子，在裂缝中架桥，将缝变为孔，实现屏蔽暂堵。在加入纤维可变形粒子后，可显著提高裂缝宽度为50 μm、75 μm碳酸盐岩裂缝型储层渗透率恢复值，但对于宽度为105 μm裂缝，钻井液体系本身粒径累积分布不足以浅层封堵裂缝，尚需加入大颗粒堵漏剂才能在近井壁带形成致密封堵层，从而减轻储层漏失污染，达到对储层最低损害。此结论对指导现场设计屏蔽暂堵配方和制定储层保护措施具有重大意义。

（4）在 HA11-8，YueM22和 FY105X 等井现场应用效果表明：室内根据理想充填和d90经验规则优化的钻井液储层保护配方性能优良，现场井浆的岩心静态渗透率能达到67%以上，对储层的保护达到预期效果。

表7 哈拉哈塘地区碳酸盐岩储层段钻井液静态渗透率恢复值数据