致密砂岩气藏钻井过程中储层损害因素及保护措施研究

郝烃

[1. 中联煤层气有限责任公司，北京100015；2. 中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司，北京 100015]

我国的致密砂岩气储量十分丰富，占天然气可采资源量的比例较大，具有良好的勘探开发前景[1-4]。致密砂岩气藏的基质渗透率较小、孔隙度低、非均质性严重，并且普遍具有较高的毛细管力和较低的含水饱和度等特点，在钻井过程中极易造成严重的储层损害现象，因此，需要对此类储层进行损害因素分析，并提出合适的储层保护措施，以最大限度的降低储层损害，确保致密砂岩气藏的高效合理开发[5-11]。

以四川盆地西部某致密砂岩气藏储层段为研究对象，在分析储层基本特征的基础上，开展了储层敏感性评价、水锁伤害评价以及固相颗粒堵塞评价试验，分析储层损害的主要因素，并通过抑制剂和防水锁剂的优选评价试验，开发了一种适合致密砂岩气藏的储层保护低伤害钻井液体系，对其综合性能进行了评价，该钻井液体系具有良好的流变性、较低的滤失量以及良好的储层保护性能，能够满足致密砂岩气藏钻井作业的需求。

1 致密砂岩气藏储层基本特征

四川盆地西部某致密砂岩气藏储层段岩石以石英砂岩、岩屑砂岩以及长石岩屑砂岩为主，3 种砂岩类型占全部岩石含量(w)的90%以上，其中碎屑以石英为主，岩屑和长石次之。胶结物含(w)5%～8%的白云石，硅质含量较少，胶结类型以孔隙-压结为主。储层黏土矿物含量(w)较高，在12%以上，主要以伊利石和伊蒙混层等敏感性矿物为主。储层孔隙度为1.5%～10.6%，平均为5.2%，储层渗透率为(0.01～5.93)×10-3μm2，平 均 为0.31×10-3μm2，非均质性比较严重，储层物性较差。储层温度为119.5～132.6 ℃，地温梯度为2.31～2.54 ℃/100 m。地层压力分布为71.6～85.4 MPa，地层压力系数为1.98～2.14。地层水总矿化度为115 200 mg/L，水型为CaCl2型。

2 致密砂岩气藏储层损害因素

2.1 储层敏感性

室内参照石油天然气行业标准SY/T 5358—2010《储层敏感性流动试验评价方法》，对四川盆地西部某致密砂岩气藏储层段岩心进行了敏感性评价试验，主要考察了水敏、速敏、酸敏、碱敏以及应力敏感性，试验结果见表1。

表1 致密砂岩气藏储层敏感性评价试验结果

由表1 可见：四川盆地西部某致密砂岩气藏储层段水敏损害率为51.2%～64.1%，损害程度为中等偏强；速敏损害率为9.8%～21.6%，损害程度为弱；酸敏损害率为1.9%～11.5%，损害程度为弱；碱敏损害率为17.5%～35.8%，损害程度为弱至中等偏弱；应力敏损害率为71.8%～92.7%，损害程度为强。因此在致密砂岩气藏储层钻井过程中应重点关注水敏和应力敏对储层造成的损害。

2.2 水锁损害

致密砂岩气藏的水锁损害现象通常比较严重，在致密砂岩气藏钻井过程中，由于钻井液滤液或其他工作液的侵入，使储层含水饱和度不断增大，从而造成气相渗透率的不断下降。室内选用四川盆地西部某致密砂岩气藏储层段岩心，在储层温度条件下评价了不同岩心含水饱和度对气相渗透率的影响，试验结果见图1。

图1 水锁损害评价试验结果

由图1 可见：随着致密砂岩气藏储层段岩心含水饱和度的不断增大，岩心的气相渗透率迅速下降，当含水饱和度由20%增大至80%时，岩心的气相渗透率由0.158×10-3μm2降低至0.012×10-3μm2，气相渗透率损害率达到了92.4%，水锁损害程度较强。因此，在该致密砂岩气藏钻井过程中应注意采取防水锁措施。

2.3 固相堵塞损害

钻井过程中固相堵塞损害主要是由于钻井液中的固相颗粒粒径与储层孔隙不匹配，在钻井过程中不能形成滤饼，使后续固相颗粒继续进入储层造成的。室内开展了四川盆地西部某致密砂岩气藏现场钻井液(聚磺体系)对储层段岩心的固相堵塞损害评价试验，试验结果见图2。

图2 固相堵塞损害评价试验结果

由图2 可见：使用现场钻井液体系污染后，岩心渗透率损害率达到了90%左右，而切除了岩心泥饼端0.5 cm 后，岩心渗透率损害率仍达到50%以上，表明钻井液中固相颗粒较多了进入了岩心孔隙中，对岩心造成了严重的固相颗粒侵入堵塞损害。

3 致密砂岩气藏保护储层钻井液技术

针对以上四川盆地西部某致密砂岩气藏储层特征及储层损害因素研究结果，该致密砂岩气藏钻井过程中主要存在水敏性损害、应力敏损害、水锁损害以及固相颗粒堵塞损害等，因此，在保护储层钻井液的设计过程中需要重点考虑对封堵剂、抑制剂以及防水锁剂的研究，封堵剂采用项目组前期研制的微纳米复合封堵材料FDH-3，笔者主要开展了抑制剂和防水锁剂的优选评价试验，并在此基础上研究了一种适合致密砂岩气藏储层保护的低伤害钻井液体系。

3.1 抑制剂优选

室内采用目标区块储层段钻屑，对不同类型的抑制剂进行了优选评价，试验采用滚动回收率法，试验温度为120 ℃，试验结果见表2。

表2 抑制剂优选试验结果

由表2 可见：不同类型的抑制剂对目标区块储层段的钻屑均能起到不同程度的抑制水化膨胀效果，且随着抑制剂加量的增大，钻屑的滚动回收率逐渐增大，其中复合抑制剂FYJ-2 的效果最好，当其加量(w)为3%时，滚动回收率可以达到90%以上。

3.2 防水锁剂优选

室内采用测定溶液表面张力和界面张力的方法对适合致密砂岩气藏钻井液体系的防水锁剂进行了优选评价，防水锁剂加量(w)均为0.5%，试验结果见表3。

表3 防水锁剂优选试验结果

由表3 可见：在清水中加入不同类型的防水锁剂后，溶液的表面张力和界面张力均出现不同程度的下降现象，其中防水锁剂FSJ-3 的效果最好，当其加量(w)为0.5%时，溶液表面张力可以降低至25 mN/m 以下，界面张力可以达到0.21 mN/m。

3.3 钻井液体系配方及基本性能

根据以上主要处理剂优选评价试验结果，最终确定适合四川盆地西部某致密砂岩气藏的储层保护低伤害钻井液体系，具体配方(w)为：3.0%膨润土浆+0.15% NaOH+0.3% Na2CO3+1.0%增黏剂ZNT-2+3.0%降滤失剂SMP-2+3.0%复合抑制剂FYJ-2+0.5%防水锁剂FSJ-3+5.0%微纳米复合封堵材料FDH-3，重晶石加重至密度为1.6 g/cm3。钻井液常规性能评价结果见表4，钻井液老化温度为120 ℃，老化时间为16 h。

表4 钻井液体系基本性能

由表4 可见：研究的钻井液体系老化前后流变性能变化不大，黏度和切力适中，高温老化后钻井液体系的滤失量较小，常温常压滤失量仅为0.6 mL，高温高压滤失量为4.2 mL，说明钻井液体系具有良好的耐温性能和降滤失效果。

3.4 钻井液储层保护性能

室内针对以上研究的适合四川盆地西部某致密砂岩气藏的储层保护低伤害钻井液体系进行了储层保护效果评价试验，试验岩心取自目标区块储层段，试验结果见表5。

由表5 可见：目标区块储层段天然岩心经过钻井液体系污染后，渗透率明显下降，这是由于钻井液在岩心端面形成了滤饼，起到了良好的封堵效果，阻止更多的固相颗粒进入岩心孔隙中。而将岩心污染端切除0.5 cm后，岩心渗透率显著提高，渗透率恢复值均可以达到95%以上，说明钻井液体系起到了良好的储层保护效果，能够满足致密砂岩气藏钻井过程对钻井液性能的要求。

表5 钻井液体系储层保护性能

4 结论

1)四川盆地西部某致密砂岩气藏具有低孔、低渗的特点，且非均质性严重，整体物性较差，储层黏土矿物含量高，在钻井过程中极易造成不同程度的储层损害现象。

2)储层损害因素研究结果表明，目标区块致密砂岩气藏储层存在较强的水敏损害和应力敏感性损害，并且水锁损害和固相颗粒堵塞损害程度也比较严重。

3)通过主要处理剂的优选及评价试验，研究了一种适合目标区块致密砂岩储层的低伤害钻井液体系，其具有流变性好、降滤失效果好以及储层保护效果显著等特点，能够满足目标区块致密砂岩储层钻井施工的需要。