琼东南盆地所在区块系列井钻井液侵入损害综合分析及优化

张耀元, 蒋官澄, 马双政, 宜镜天, 贺垠博, 王冠翔, 庞俊

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司, 湛江 524057, 2.油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249; 3.油气钻完井技术国家工程研究中心, 北京 102249; 4.中国石油大学(北京)石油工程学院, 北京 102249; 5.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室, 北京 102249)

琼东南盆地是位于中国南海西北部的新生代盆地,油气资源非常丰富,探明地质储量超过500 亿m3。盆地自下而上发育古近系岭头组、崖城组、陵水组,新近系三亚组、梅山组黄流组及莺歌海组[1-3]。该区陵水组已钻探了多口井,均有不同程度的油气显示,但由于其高温高压及安全作业窗口窄的特性,导致钻井液流变控制困难,作业时常伴随卡钻和漏失等问题,储层保护难度大。如果钻井液储层保护性能不足,不满足南海复杂储层的保护要求,会严重降低油气产量,甚至是枪毙储层。因此,为充分释放油气田产能,减少储层伤害十分重要[4-5]。

国内外学者对储层伤害分析方法的研究最早开始于1950年代[6],传统的研究方法是通过将铸体薄片、扫描电子显微镜(scanning electron microscope,SEM)分析、X射线衍射等技术与钻井液滤失实验结合来分析泥饼的变化规律[7]。传统储层特征分析方法的误差大,无法直观地表示储层损害的程度和位置。随着技术发展,计算机断层扫描(computed tomography,CT)和核磁共振成像技术成为分析钻井液侵入损害机理的有力工具。凭借CT扫描技术,能够确定钻井液滤失过程中,岩心不同位置的饱和度变化;借助核磁共振成像技术可以清楚地看到侵入颗粒在岩石骨架中的分布[8],从而准确的表示储层损害的位置。中国当前对储层损害的研究常从储层基本特征着手,结合储层敏感性实验、黏土矿物水化膨胀评价等实验来确定基本损害类型[9-10],无法直观且定量地分析损害程度,无法给出最佳储层保护性能优化方向。

南海琼东南盆地区块系列井均用深水钻井液,该体系引起储层污染因素复杂,前人还未对此进行准确、详细的分析。在分析琼东南盆地储层的基本特征的基础上,现从液相侵入损害与固相侵入损害两方面着手,选择钻井液与地层流体配伍性实验、表面张力分析、钻井液污染实验、SEM分析、CT扫描等相结合的方式,对研究区块的钻井液侵入伤害机理从微观和宏观上进行综合分析,找出钻井液损害储层主控因素,明确钻井液储层保护性能优化方向,并研发降滤失剂(E22、E27)、优选加重剂与防水锁剂来优化深水钻井液的储层保护性能,形成一套适合琼东南盆地的储层保护体系,以期为该区块增储上产提供有力支撑。

1 实验材料、设备及方法

实验岩心取自琼东南盆地区块系列井井下天然岩心,岩心参数如表1所示。实验材料主要有:超细碳酸钙、褐煤树脂、黄原胶、聚阴离子纤维素、模拟地层水,CaCl2型;去离子水;所用设备主要有:日本理学高分辨率衍射仪SmartLab X射线衍射仪、海安石油科研仪器厂产气液相对渗透率仪、高温高压岩心动态损害评价系统、激光粒度仪、Merlin型FE-SEM场发射扫描电镜、CPZ-2双通道线性膨胀仪。

表1 岩心参数表Table 1 Core parameter table

表2 黏土矿物X-射线衍射分析结果Table 2 X-ray diffraction analysis results of clay minerals

2 储层基本特征与敏感性分析

2.1 储层基本特征分析

主要目的层陵三段温度介于115～134 ℃,中生界潜山温度介于166～170 ℃,地层压力系数为1.00～1.30。储集空间以粒间溶孔和粒内溶孔为主,由于压实作用相对较弱,颗粒之间表现为点接触和线接触,大部分颗粒间孔隙得以保存;孔隙度为8%～15%;孔隙尺寸约几微米至几十微米不等;渗透率为1.3～12.5 mD,试井有效渗透率为3.58 mD。根据《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法》(SY/T 5163—2018),对区块的岩心进行了黏土矿物及全岩X射线衍射分析。发现储层岩石类型多样,细砂岩、中砂岩、粗砂岩均发育,且局部含砾。地层膨胀性黏土矿物含量在16%～35%,以伊利石、伊/蒙混层等为主,钻井液滤液侵入易引发水化膨胀。

2.2 储层敏感性分析

储层敏感性是外来流体接触储层敏感性矿物所引起储层损害、渗透率变化的性质,主要包括水敏、速敏、碱敏、酸敏和应力敏等。参考行业标准《储层敏感性流动实验评价方法》(SYT 5358—2010)于室内进行储层敏感性测试[11]。实验结果显示琼东南盆地区块系列井储层整体敏感性较强,其中水敏性最为突出,且存在一定酸敏性。其临界矿化度大于12 000 mg/L,临界流速约在0.8～2.5 mL/min,易发生储层敏感性损害。

3 钻井液液相侵入损害分析

为了明确深水钻井液体系具体引发的损害类型,将其分为液相侵入损害和固相侵入损害进行研究。

3.1 钻井液基本性能评价

按配方:人工海水+0.2%NaOH+7%KCl+14%NaCl+0.5%PF-PACLV+0.3%PF-PLUS+0.1%PF-XC+3%PF-FT-1+5%PF-EZCARB+2%PF-HLUB+2%PF-UHIB+1%PF-LUBE+2%PF-NRL+2%PF-LSF+2%PF-SMPHT+2%PF-SPNHHT+0.1%DRISTEMP+重晶石配制密度为1.4 g/cm3的HEM钻井液。深水储层用钻井液体系须具有合理的流变性和低滤失量。经过调研发现目标区块温度通常处于130℃,最高达到150 ℃,因此还需钻井液具有良好的高温稳定性。设定实验条件为:老化温度为130～150 ℃、老化时间为16 h、高温高压滤失量测试温度与老化温度一致、压差为3.5 MPa。

表3为室内配制的深水钻井液的基本性能,可以看出,钻井液流变性良好,具有较高的动切力以及低剪切黏度,说明其携岩与悬浮性能良好,且热滚后流变参数变化幅度很小,性能十分稳定。

表3 130 ～ 150 ℃下1.4 g/cm3 深水钻井液基本性能Table 3 Basic properties of 1.4 g/cm3 deep water drilling fluid at 130 ～ 150 ℃

储层岩心黏土矿物含量高,钻井液须具有良好抑制性,保证储层中黏土矿物不发生水化膨胀、分散,从而堵塞储层[12-13]。

收集深水钻井液的高温高压滤液,分别进行线性膨胀与滚动回收率实验。称取5 g膨润土在10 MPa下压块5 min后放入线性膨胀仪套筒中,分别滴加清水、地层水、深水钻井液滤液,测量膨润土1 000 min的膨胀量,结果如图1所示,可以看出,滴加3种液体的膨润土线性膨胀高度皆随时间增加而变大,但加入滤液和地层水的膨润土在实验6 h后膨胀高度增长十分缓慢,曲线斜率趋近水平。最终,滴加清水、地层水、滤液的样品膨胀高度分别为7.8、4.1、3.3 mm,可见深水钻井液黏土膨胀抑制性良好。

图1 膨润土在各液体中的线性膨胀量Fig.1 The linear expansion of bentonite in each liquid

此外,称取20 g现场岩屑(6～10目),将岩屑分别放入清水、地层水、深水钻井液中,在150 ℃条件下热滚16 h后过40目筛网称其剩余重量,计算滚动回收率。3种体系滚动回收率分别为:清水25.1%;地层水35.2%;深水钻井液98.9%。综合分析确定深水钻井液具有较好的黏土膨胀抑制性与岩屑分散抑制性。

3.2 配伍性分析

入井流体与地层流体混合后可能会发生沉淀等物理化学作用,引发储层堵塞等问题,因此要求钻井液体系与地层流体间配伍性良好[14-16]。现场地层水的离子成分及浓度具体如表4所示。

表4 地层水离子成分及浓度Table 4 Ion composition and concentration of formation water

将地层水与注入水按照不同体积比例(10∶0～0∶10)混合,在室温(25 ℃)和地层温度(150 ℃)下分别静置24 h,观察混合液体的外观并测试浊度,评价二者之间的配伍性,如图2所示。发现地层水与注入水之间配伍性较好,外观无沉淀物生成,但测量出一定的浊度,具体数据如表5所示;混合水的浊度在6∶4～0∶10的体积比之下比较大,考虑由钻井液滤液本身的浊度导致。

图2 地层水与深水钻井液滤液按不同体积比例混合后的外观Fig.2 The appearance of formation water mixed with deep water drilling fluid filtrate in different volume ratios

表5 地层水与深水钻井液滤液按不同体积比例混合后的浊度值/NTUTable 5 Turbidity value/NTU after mixing formation water with deep water drilling fluid filtrate in different volume ratios

于是进一步评价体积比5∶5, 6∶4, 0∶10下滤液和地层水的配伍性。将其混合后在室温(25 ℃)与地层温度下(150 ℃)静置24 h,再使用激光粒度仪测试其粒径分布(图3)。由图4结果可知,地层水与钻井液滤液混合后粒径分布无明显变化,可认为HEM钻井液与地层水配伍性良好。

图3 激光粒度仪Fig.3 Laser Particle Analyzer

D10为一个样品的透过部分累计达到10%时所对应的粒径;D50为一个样品的透过部分累计达到50%时所对应的粒径;D90为一个样品的透过部分累计达到90%时所对应的粒径图4 地层水与深水钻井液滤液按不同体积比例混合后的粒径分布图Fig.4 The particle size distribution of formation water mixed with deep water drilling fluid filtrate in different volume ratios

3.3 通过岩心前后滤液成分与表面张力分析

图6 岩心动态污染装置ICP光谱仪Fig.6 Relative permeability meter and inductive coupled plasma emission spectrometer

表6 水锁损害实验结果Table 6 Experimental results of water lock damage

表7 经过岩心前后深水钻井液滤液分析Table 7 Analysis of deep water drilling fluid filtrate before and after core drilling

4 钻井液固相侵入损害分析

4.1 钻井液固相粒径分布测定

加重前磺化材料等会影响粒径分布,加重后引入加重剂引起固相粒径变化,可能会致使封堵不良,因此使用激光粒度仪测量加重前后体系的粒径分布,结果如图7所示。加重前后的深水钻井液体系固相中径分别为19.31 μm和462.25 μm,粒径偏大,易导致泥饼致密性差,从而进一步引发细小固相侵入储层。

图7 加重前后深水钻井液体系的粒径测定Fig.7 The particle size determination of deep water drilling fluid system before and after weighting

4.2 钻井液反向污染实验

设置围压3.5 MPa,温度130 ℃,污染时间150 min的实验条件,分析钻井液对岩心污染的参数变化。由表8可以看出深水钻井液侵入岩心的固相质量在0.24～0.34 g。图8显示滤失量随时间增大而增大,滤失量增长速率和滤失速率都随时间增加而减小并逐渐趋于稳定。高中低渗岩心累计滤失量分别为0.62、0.44、0.35 mL;滤失速率分别为0.028 1、0.021 6、0.019 5 mL/(cm2·h),符合岩心本身气测渗透率大小关系。污染后的岩心渗透率恢复值在70%～79%,说明储层保护性能具有优化空间。

图8 岩心动态污染滤失量与滤失速率曲线图Fig.8 Core dynamic pollution filtration loss and filtration rate curve diagram

表8 污染实验后岩心数据Table 8 Core data after pollution experiment

4.3 岩心端面微观形貌分析

分别切取岩心1、2、3未污染端一侧长0.5 cm的新鲜断面,进行扫描电镜分析与EDS分析。由图9可以发现岩心喉道以微喉和细喉为主,孔隙连通性差。钻井液中细小固相颗粒容易侵入引起孔喉堵塞。表9显示Ba2+、Ca2+含量较高,因此可以推测固相堵塞主要是钻井液中加重剂重晶石或碳酸钙造成。

图9 岩心端粒(未污染)微观形貌分析Fig.9 Microscopic morphology analysis of core telomere (uncontaminated )

表9 岩心元素含量测定表Table 9 Core element content determination table

4.4 岩心CT分析

对岩心进行CT扫描,根据扫描结果,计算得知岩心1孔隙度降低0.54%;岩心2孔隙度降低2.49%;岩心3孔隙度降低0.79%。CT结果表明样品中间孔隙率波动较大,两端接近边缘的部位孔隙率波动较小;滤液驱替后,岩心孔隙度有所下降。

由图10岩心污染前后CT扫描结果显示:样品孔隙曲线尺寸分布较窄,存在较少的粒间孔及小尺寸的黏土微孔。钻井液固相堵塞使岩心孔隙半径较大的占比降低,孔隙分布中小于10 μm的孔隙相对占比增加3.1%～5.1%,10～30 μm孔隙相对占比为增加0.7%～1.3%,大于30 μm级别孔隙相对占比减少3.8%～6.4%,导致岩心孔隙分布整体向左偏移。岩心的平均孔隙半径由污染前的18.81、18.71、20.67 μm降低至14.89、17.82、19.95 μm,变化程度分别为20.84%、4.74%、3.46%。该结果说明外来固相堵塞导致的孔隙变小变少是岩心渗透率下降的重要原因,且渗透率级别越低的岩心影响越显著。

图10 岩心污染前后CT扫描结果Fig.10 CT scan results before and after core contamination

由图11对岩心返排前后CT扫描结果进行分析得知,蒸馏水驱替5 PV后,岩心的平均孔隙半径由污染后的14.89、17.82、19.95 μm增加至15.67、18.04、20.11 μm,变化程度分别为5.24%、1.23%和0.8%,说明侵入的固相颗粒很难通过自然返排的方式清除。

图11 岩心返排前后CT扫描结果Fig.11 CT scan results before and after core backflow

5 HEM钻井液性能优化

通过一系列实验已经确定液相侵入损害主要为水锁损害;固相侵入损害主要由加重剂引起。因此考虑从3个方向提升储层保护性能:①减免水锁损害;②降低滤失量;③优选加重剂种类及优化其加量。

实验已证明储层水锁损害率处于19.8%～31.4%,由于表面张力越大,渗透率恢复值越低,越容易引发水锁损害,因此可以在钻井液配方中加入防水锁剂、表面活性剂等提高储层保护性能。选择防水锁剂F-113改善体系储层保护性能,添加后滤液表面张力降低为26.3 mN/m。

为了降低钻井液滤失量,考虑到深水钻井液中本身还有大量的盐,因此需要使用抗盐降滤失剂控制深水钻井液的滤失量,减少钻井液滤液侵入导致的储层损害。在室内研发了两种盐响应聚合物降滤失剂,代号E22、E27,其具有盐度增加反而促进性能发挥特性[22-23];同时考虑到聚合物降滤失剂本身具有增黏提切作用,为控制流变性,因此在体系中去掉XC、DRISTEMP。优化后的配方如下:海水+0.2%NaOH+7%KCl+14%NaCl+0.2%PF-PLUS+0.1%PF-XC+3%PF-FT-1+5%PF-EZCARB+2%PF-HLUB+2%PF-UHIB+1%PF-LUBE+2%PF-NRL+2%PF-LSF+2%PF-SMPHT+2%PF-SPNHHT+5%E22+1.2%E27+重晶石,加重至1.4 g/cm3。150 ℃老化前后性能评价结果如表10所示。可以看出,优化后体系流变性稳定,相比原体系API滤失量降低25%、高温高压滤失量降低51.43%。

表10 加入降滤失剂后体系性能评价表Table 10 System performance evaluation table after adding filtrate reducer

前文证明固相损害由加重剂引起,粒径是主要因素,因此通过加重剂种类及加量优化来改变固相粒径分布。对粒径分布的优化需要满足两个要求:首先固相粒径必须足够大,使其不能侵入储层;其次固相颗粒又必须足够小,使形成的泥饼能有效地将滤液中的聚合物等滤除,保护储层。因此对于占固相主要含量的加重剂的要求是,维持较大的粒径、较大的中值(D50)以及较窄的粒径分布。

CaCO3本身可作暂堵剂和加重剂使用,且有不同粒径以供选择。石油工业中4种不同规格的CaCO3的累计粒度分布曲线如图12所示,当颗粒累计体积与颗粒粒径的平方根d1/2成正比时,可认为达到颗粒的理想充填,4条曲线的主要线段近似于直线,可认为基本上符合理想充填的必要条件。但是,采用单一规格的CaCO3颗粒很难达到理想充填,因此须对多种规格暂堵剂进行复配。

图12 不同粒径的CaCO3的粒度分布曲线Fig.12 The particle size distribution curves of CaCO3 with different particle sizes

由图13可知,岩心分析得到的最大孔喉直径Dmax为50 μm。根据深水体系加重前固相粒径分布数据,确定最佳配比为1 000目CaCO3、600目CaCO3和200目CaCO3的比例为5∶11∶9。因此将所用配方中重晶石替换为复配的碳酸钙,加重至1.45 g/cm3对新钻井液体系进行性能评价,由表11可知,滤失量显著降低,具有可行性。并且使用复配的碳酸钙加重的深水钻井液中径在90 μm左右,可以提高滤饼致密程度,有效地起到架桥作用,从而保护储层中的大孔隙。

图13 优化后粒径分布图Fig.13 The optimized particle size distribution map

表11 优化加重剂后体系性能评价表Table 11 System performance evaluation table after optimizing weighting agent

使用优化后的深水钻井液开展储层污染性评价实验。结果如表12显示,3种渗透率级别的岩心经优化后钻井液体系反向污染实验后结果对比优化前体系实验结果,岩心质量增加程度均有降低;低、中、高渗岩心渗透率恢复值提升分别为19.68%、12.1%、16.27%。可看出深水钻井液储层保护性能得到明显提升。

表12 优化后体系储层污染性评价实验数据表Table 12 Experimental data table of reservoir pollution evaluation of optimized system

6 结论

首次对琼东南盆地区块系列井钻井液侵入损害因素和机理进行研究,分别分析液相侵入损害和固相侵入损害两方面,将储层基本特征评价、敏感性评价、钻井液污染实验、SEM分析、CT扫描相结合,从微观和宏观上直观、准确地表示储层损害机理及程度,优化深水钻井液储层保护性能,确定一套适合琼东南盆地区块系列井储层保护体系,得到以下结论。

(1)深水钻井液滤液与地层水配伍性良好,岩心样品水锁损害率分别为19.8%、22.5%、31.4%,液相侵入损害主要为水锁损害。

(2)CT扫描显示岩心孔隙连通性差,EDS测试结果中Ba2+、Ca2+含量较高,固相侵入损害主要由加重剂引起。

(3)通过优选防水锁剂F-113,研发降滤失剂(代号E22、E27),设计新加重剂复配CaCO3最佳配比3种手段优化原钻井液体系储层保护性能。优化后体系滤失量大幅降低;泥饼致密程度提高;渗透率恢复值上升12.1%～19.68%,储层保护性能明显提升。