深层断溶体油气藏钻完井储层保护技术挑战与对策

方俊伟，贾晓斌，游利军，周贺翔，康毅力，许成元

（1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011；2.西南石油大学油气藏地质及开发工程全国重点实验室，四川成都 610500）

0 引言

近年来，在四川盆地震旦系灯影组与二叠系茅口组、塔里木盆地奥陶系一间房组与鹰山组等地层均发现了断溶体油藏。顺北区块深层断溶体油气藏的发现，是近年来塔里木盆地油气资源勘探开发工作的重大突破，其2.8×104km2的油气勘探前景极大地提升了塔里木盆地的资源潜力［1］。该油气藏埋深超过7 400 m，储层温度超过150 ℃，压力超过75 MPa，是世界上埋藏最深的油气藏之一，同时具有断裂带控储、控藏、控富集的显著特点［2-5］。

降低钻井过程中发生的储层损害对碳酸盐岩油藏的开采尤为关键［6-7］。围绕碳酸盐岩储层敏感性、水相圈闭与固相侵入等损害机理，通过屏蔽暂堵、低滤失钻井液体系与欠平衡钻井等技术控制外来流体与固体的侵入量，是核心的碳酸盐岩储层保护策略［8-14］。然而据工区资料统计，沿主干断裂带部署的X1，X2 等7 口单井在后期获得稳产与高产的同时，钻井期间均于储层段发生放空和漏失，累计漏失钻井液2 737 m3。固相体积分数按照12%计算，平均单井漏入地层的固相达到46.9 m3，大量外来流体与固相进入储层，给储层保护带来了严峻的挑战。

本文以顺北区块断溶体碳酸盐岩储层为例，结合流体敏感性与应力敏感性分析，揭示了深层断溶体碳酸盐岩储层的损害机理，并探讨了顺北区块现有的碳酸盐岩储层保护技术及其所面临的主要挑战与对策。

1 工程地质特征

顺北区块位于新疆阿克苏地区和库尔勒地区交界处，构造主体位于顺托果勒低隆起，其东南延伸至古城墟隆起的顺南斜坡，为我国首次发现的深层断溶体碳酸盐岩油气藏。其平均埋深超过7 400 m，储层温度超过150 ℃，压力超过75 MPa，中含CO2、中—高含H2S，极具开采难度［15］。

顺北区块钻井揭示：本区奥陶系地层发育齐全，自上而下发育蓬莱坝组、鹰山组、一间房组、恰尔巴克组、良里塔格组及桑塔木组，其中一间房组、鹰山组是主要目的层系，储层岩性以开阔台地相砂屑泥晶灰岩、泥晶砂屑灰岩和泥晶灰岩为主。岩心扫描电镜结果显示，储层岩石为粒屑泥—粉晶混合结构，较致密。常见泥晶间微孔隙半径多在1～2 μm，少量在2～4 μm，粒屑内微孔隙半径在1～2 μm。次生孔隙整体含量较少，与裂缝和沿缝溶蚀孔洞相比，不是主要的储集空间类型。

顺北区块至少经历了4 期强烈的地质构造运动，并形成了顺北1、顺北5 两条主干断裂带，沿主干断裂带裂缝发育，流体溶蚀改造作用强烈，且与烃源岩连通情况较好，油气充注充足［16-18］，呈现断裂带控储、控藏、控富集的特点。X1，X2 等井钻井期间均于储层段发生放空和漏失，漏失情况统计。其中：X2 井放空0.41 m，X3 井（侧钻）放空0.84 m，X4 井放空0.41 m，Y5 井在地震解释出的2 个断面处，先后放空0.77 m 和2.92 m；X1，X5，X6，X7，Y5 井均有不同程度的漏失，单井储层段平均钻井液漏失量为391 m3，单井平均漏失时间为147.5 h。

图1 顺北区块漏失情况统计Fig.1 Statistics of lost circulation in Shunbei block

根据X7，X3，Y5 井取心分析，奥陶系碳酸盐岩储层163 条裂缝统计结果显示：储层裂缝以全充填、半充填水平缝为主，缝宽绝大多数为0.10～1.00 mm，密度介于4.19～32.00 条/m，在空间上分布不均，填隙物多为方解石、沥青质、泥质和有机质（见表1，其中O3q 为上奥陶统恰尔巴克组，O2yj 为中奥陶统一间房组）。

表1 裂缝发育特征Table 1 Fracture development characteristics

X3，X7，X2 井总计74 块岩样的分析结果显示：一间房组储层孔隙度主要分布范围为2.5%～9.0%，平均孔隙度为2.07%； 渗透率主要分布范围为0.01×10-3～0.05×10-3μm2，平均渗透率为4.46×10-3μm2。鹰山组仅1 口井钻穿，岩样数量较少，X2 井8 块岩样的分析结果显示：孔隙度主要分布范围为0.5%～1.0%，平均孔隙度为2.67%； 渗透率主要分布范围为0.10×10-3～0.50×10-3μm2，平均渗透率为7.70×10-3μm2（见图2、图3）。顺北一区奥陶系碳酸盐岩储层物性总体较差，为低孔、低渗储层，而受裂缝发育与充填程度的影响，岩样渗透率跨度可达3 个数量级（0.01×10-3～28.00×10-3μm2），指示裂缝对储层渗透率起主要贡献。

图2 一间房组孔隙度与渗透率分布Fig.2 Histogram of porosity and permeability distribution in Yijianfang Formation

图3 鹰山组孔隙度与渗透率分布Fig.3 Histogram of porosity and permeability distribution in Yingshan Formation

X3，X2 井岩屑的XRD 数据分析表明： 顺北一区奥陶系碳酸盐岩储层方解石质量分数很高，平均为91.75%，含很少量石英，基本不含长石和重矿物；黏土矿物相对质量分数小于5%，基本不含膨胀性黏土矿物，含微量伊利石等黏土矿物。结合文献资料与全岩矿物组分分析结果，奥陶系碳酸盐岩储层方解石含量极高，属脆性地层，且基质中基本不含黏土矿物。但在X7井裂缝填隙物中黏土矿物质量分数达31.3%，主要为高岭石、伊/蒙间层与伊利石，疑为一间房组上部恰尔巴克组泥岩沿裂缝下渗所致。

2 储层损害机理

2.1 储层流体敏感性

依据《储层敏感性评价实验方法》，对X7 井总计16 块岩样进行了敏感性评价实验。实验结果显示：岩样的速敏损害程度为中等偏强，裂缝中作为填隙物的方解石、黏土矿物等从裂缝壁面脱落、运移，并在缝宽较窄处沉淀，导致速敏损害［18-21］；碱敏损害程度为弱—强，X1-1 井和X1 井气样分析结果显示，顺北区块奥陶系碳酸盐岩储层CO2体积分数为2.63%～11.86%，H2S 质量浓度为7 796.3～24 619.9 mg/m3，碱性工作液侵入储层将改变储层原始酸性环境，诱发硫沉积及沥青质裂缝填隙物分散运移，进而造成严重的碱敏损害［22-23］。钻完井过程中，一定要采取有效措施控制高pH 值工作液侵入储层；顺北一区碳酸盐岩储层不存在酸敏损害，且酸液进入储层后与碳酸盐岩反应，改善了渗流通道。

2.2 应力敏感性与水相圈闭损害

采用应力敏感系数法对应力敏感实验结果进行分析。结果表明，一间房组岩样应力敏感系数为0.55～0.67，应力敏感性为中等偏强。岩石力学实验结果表明，顺北一区露头岩样平均抗压强度为151.45 MPa，平均弹性模量为35.923 GPa，平均抗拉强度为8.25 MPa，平均抗剪强度为67.36 MPa。在露头岩样的实验过程与井下岩样的钻取过程中，均发现岩石具有很强的脆性［24］，在受力变形很小时即可破碎，这有利于强烈的地质构造活动下储层段破碎带的形成。且现今最大主应力方向与天然裂缝走向近似平行［25-26］，有利于裂缝开启，一定程度上降低了储层岩石主要破碎部位的压实程度，致使岩石在深层高上覆压力背景下仍能维持中等偏强的应力敏感性。

应力敏感系数的计算公式为

内业审核方法主要包括计算机审核和人工审核。计算机审核是指利用水利普查基层登记台账管理系统自带的的审核功能对海量的数据进行计算机自动审核，人工审核是对于一些难以标准化和归纳为审核公式或者不能普遍适用审核关系的需要人工审核，其难点是海量数据的跨表间数据审核。由于水利普查软件自带的审核功能相当弱，对于表内数据关系和表间关系审核基本无能为力，只能依靠人工审核。由于市级清查名录多以万计，数据项达数十万，如果单纯依靠人工审核，完全无法适应国家对进度和质量的要求。实际工作中，市级的审核若结合EXCEL的强大功能，可以大大提高数据审核的效率和质量。

式中：Ss为应力敏感系数；Ki为裂缝各测试点的渗透率，10-3μm2；K0为裂缝初始渗透率，10-3μm2；σi为各测试点的有效应力，MPa；σ0为初始有效应力，MPa；下标i 代表应力测试点序号。

根据X5-9 井储层岩石表面润湿性实验结果，清水测试时，岩石表面接触角为20.2°～32.8°；原油测试时，岩石表面接触角为53.9°～83.4°。这表明顺北一区奥陶系储层具有较强的亲水性。顺北一区储层段钻井液体系均为水基钻井液，储层表面亲水性越强，微裂缝及基块孔喉的毛细管作用就越强。模拟实验表明，对于缝宽小于1 mm 的裂缝，毛细管作用显著，应力敏感耦合作用下侵入储层的工作液往往难以返排，诱发水相圈闭损害［27-29］。

2.3 损害机理

在钻完井过程中，固相和液相沿裂缝长驱直入，带来一系列损害问题，具体损害类型见表2。保护的重点必须从根本上防止固相和液相侵入［30-32］，预防不利的应力敏感性损害和液相侵入带来的固相侵入、碱敏、微粒运移、无机垢析出等损害。从储层应力敏感性和水相圈闭损害评价结果来看，该类油气藏的液相损害并不是特别严重，储层裂缝固相堵塞、 应力敏感损害较严重，而钻完井过程中在有效应力降低时储层裂缝张开，导致钻完井液固相侵入较深是最严重的损害。

表2 工程作业储层损害机理Table 2 Mechanism of reservoir damage in engineering operations

3 储层保护技术挑战

顺北区块断溶体碳酸盐岩储层保护技术主要面临以下三方面挑战：

1）顺北区块经历多期地质构造运动和流体溶蚀复合改造作用，储层非均质性强，同一储层不同层位，甚至同一层位不同位置的岩心敏感性差别很大。例如1号主断裂带按挤压、 拉分、 走滑断裂样式可以分为6段，不同段储层裂缝发育程度不同，缝内填隙物不同，井周岩体受力形式不同，故对应的储层损害机理也不尽相同。

2）工区断裂带控储、控藏、控富集的显著特点，决定了高产井、井壁垮塌、钻井液漏失与储层损害之间存在着不可分割的关系。顺北区块奥陶系储层受断裂构造运动影响突出，极易发生破碎垮塌，因而往往需要提高钻井液密度来稳定井壁，这又使各种外来流体更易进入储层，提高了储层保护的难度。同时储层主要发育走滑断层裂缝，缝面光滑，导致裂缝封堵困难，漏失频发且难以控制［33-34］。

3）沿着工区主断裂，不同位置储层裂缝发育情况差异显著，而顺北区块碳酸盐岩储层埋深大，井筒钻井液密度稍有变化或者钻井起下钻等不同工况下，与井筒连通的裂缝宽度会随之发生动态变化［35-36］。裂缝发育情况是制定储层保护配方、 防漏堵漏与保护技术措施的重要依据，目前对不同区块储层段裂缝发育情况及不同井筒压差条件下裂缝动态变化行为仍有待深入研究，再加上高温、长井段循环条件下钻井液中的固相材料损耗严重，对屏蔽暂堵等储层保护技术的应用效果影响较大。

4 储层保护技术对策及建议

4.1 技术对策

4.1.1 抗高温高酸溶屏蔽暂堵配方体系

为克服顺北区块常用防漏堵漏材料颗粒级配单一、抗温较差、酸溶率低的问题，依据纤维拉筋材料+固相架桥材料+弹性变形材料的封堵层形成思路，分别优选抗高温高酸溶性纤维、超细碳酸钙和抗温240 ℃、具有良好弹性变形能力的弹性石墨Rebound 等材料按质量比4∶5∶1 形成了抗高温高酸溶屏蔽暂堵配方体系，并在X10 井进行了成功应用，体现出良好的储层保护性能［37］。该井生产初期产油量90 m3/d、产气量47 272 m3/d，与前期受漏失影响的X4 井、X-5H 井（产油量分别为41，70 m3/d）相比，产油量有了较大提高，且后期油气产量也较为稳定。

4.1.2 控压钻井技术实现微过平衡钻井

针对顺北区块奥陶系碳酸盐岩储层易垮塌失稳、井控风险高、高正压差下钻井液大量漏失的难题，探索应用了控压钻井技术。根据不同储层段漏失和储层裂缝发育特征间的差异，以微过平衡状态为核心，合理设计钻井液密度；根据随钻测得的井底压力，及时调整井口压力，使得井底压力始终微大于地层压力，并在实践中摸索出适合不同井下工况条件的控压钻井模式。TT4-1H 井利用控压钻井技术将回压控制在0.5～5.0 MPa，顺利钻穿635 m 厚的漏失层，钻井液密度相较未采用该技术的邻井TT8X 井由1.45 g/cm3降至1.14 g/cm3，节省处理井漏、气侵耗时16.5 d［38］，有效降低了压力激动诱发的钻井液漏失、 裂缝暂堵带失稳与井壁垮塌风险，提高了抗高温高酸溶屏蔽暂堵技术的应用效果。

4.1.3 抗高温强滞留堵漏技术

考虑到走滑断层裂缝缝面光滑，裂缝封堵困难，以三角锥酸溶性超强滞留颗粒+抗高温高酸溶性纤维+填充材料形成了抗高温强滞留堵漏技术。该堵漏技术一次堵漏成功率高，能有效避免储层段重复性漏失导致的储层损害。TP193 井钻至6 885.88 m 奥陶系鹰山组破碎带出现井壁失稳、漏失复杂，前期共发生3 次漏失，现场采用桥浆堵漏恢复钻进，7 073.89 m 再次漏失，堵漏2 次效果不佳，共漏失174 m3钻井液，使用该堵漏技术，一次堵漏成功。

4.2 建议

为进一步提升顺北区块断溶体碳酸盐岩储层保护的效果，建议如下：

1）深入认识与井筒连通的裂缝宽度动态变化行为。裂缝宽度是堵漏配方和堵漏方案设计的重要依据。因此，在认识断溶体储层裂缝带、 破碎带与溶蚀带平面、纵向分布［39］的基础上，搞清楚储层地应力，认识与井筒连通的裂缝宽度与井筒压差或钻完井液密度之间的关系，为快速高强度封堵裂缝提供基础。

2）探索预撑裂缝防漏堵漏技术。康毅力等［40］针对裂缝性储层防漏堵漏材料难以兼顾封堵裂缝与保持天然裂缝导流能力的不足，提出了将防漏堵漏过程中滞留在裂缝中的有害固相转变为支撑裂缝、 保持天然裂缝导流能力的有用固相，从而实现既防漏堵漏、又保持天然裂缝导流能力的目的。该技术为深层裂缝漏失性储层保护提供了重要思路。工区储层为碳酸盐岩储层，岩屑为鳞片状（粒径分布见图4），可酸溶能力强。针对储层裂缝宽度变化行为，全程加入高强度架桥材料，并提高加量，把井筒钻井液中的岩屑作为填充材料，与架桥材料合理级配，不仅可以减少或控制固相含量，还能发挥鳞片状岩屑易进入且易滞留裂缝的特点，提高架桥强度，防止钻完井液漏失。在完井后，通过酸溶措施，可以解除易酸溶的填充材料，保留高强度架桥材料支撑裂缝，保持裂缝导流能力，预防投产后油气井产量过快递减，实现漏失控制—储层保护—增产增渗的一体化目标。

图4 顺北地区一间房组储层岩屑粒径分布Fig.4 Cuttings diameter distribution of Yijianfang Formation reservoir in Shunbei area

3）研发或筛选与工区地质工程适应的新型钻井液材料。顺北区块深层断溶体油气藏温度高，地应力高，地层水矿化度高，但油气藏压力系数不高。如果钻井液侵入储层裂缝，完全靠油气藏能量返排解堵难度较大，通过酸溶等解堵措施也较难发挥较好效果。因为在钻完井过程中，为了提高储层裂缝承压能力，形成了较强的裂缝封堵层，完井后解堵的酸液也很难进入储层裂缝，解除裂缝深部堵塞，所以，研发与地质工程适应的新型自降解材料显得尤为重要［41］。评价现有钻井液处理剂，保证钻井工程顺利施工条件下，研发或筛选在工区高温、高矿化度、高应力条件下可解除或降解的处理剂，确保在裂缝中侵入较深的钻井液固相在完井后能够自解除。

5 结论

1）顺北区块深层断溶体碳酸盐岩储层的损害机理主要包括固相侵入、应力敏感、水相圈闭和微粒运移。固相和液相沿缝面光滑的走滑断层裂缝长驱直入是各类损害的直接原因。

2）储层岩体结构破碎、非均质性强、复杂地应力条件下，难以准确预测裂缝宽度动态变化，导致屏蔽暂堵与防漏堵漏材料在走滑断层裂缝中易滑移，是钻完井过程深层断溶体储层保护的最大挑战，而高温长井段进一步增加了储层保护工作的难度。

3）控制钻井液漏失是顺北一区特殊断溶体油气藏储层保护工作最重要的着手点，通过调控钻井液性能，采用控压钻井技术，结合抗高温高酸溶屏蔽暂堵技术与抗高温强滞留堵漏技术，能够有效保护储层，为后期储层改造创造良好的条件，实现长期高产和稳产。

4）考虑到多期地质构造运动和流体溶蚀复合改造作用下碳酸盐岩裂缝性储层的强非均质性，建议多手段预测储层裂缝的动态缝宽，研发高强度堵漏技术、预撑裂缝防漏堵漏技术及自降解材料，实现暂堵性防漏堵漏。