納米微球保護儲層鉆井液研究及應用

耿學禮，　蘇延輝，　鄭曉斌，　史斌

納米微球保護儲層鉆井液研究及應用

耿學禮，蘇延輝，鄭曉斌，史斌

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津300451）

耿學禮等.納米微球保護儲層鉆井液研究及應用［J］.鉆井液與完井液，2016，33（4）：32-35.

致密砂巖氣藏具有特殊的儲層特性，在鉆井施工中極易受到損害，且損害難以解除。臨興區塊是典型的低孔滲-致密、低豐度、不含硫干氣氣藏。為防止儲層損害，在該區塊鉆井完井液中引入了封堵劑Micro-ball和CARB，API濾失量降至5 mL以下，防塌、封堵性能優良，對易坍塌地層的巖屑回收率大于93%。納米微球聚合物封堵劑Micro-ball是一種納米級高分子聚合物，能對儲層的微小喉道形成暫堵，可形成超低滲透率的內泥餅；多級惰性封堵劑CARB是一種粒徑多級分布的可酸溶的惰性處理劑，其粒徑范圍一般大于儲層孔喉，其在井壁表面可快速形成薄而脆的外泥餅，封堵效果好，泥餅易于清除。LX-xx5-1H井水平段采用裸眼-壓裂方式完井，施工中該體系保持了良好的潤滑性能，有效解決了鉆進托壓問題，未出現任何黏附鉆具的情況；有良好的抗污染能力，性能穩定，維護簡單；具有良好的流型和強抑制性，未發生坍塌掉塊情況，多次起下鉆十分順利；壓裂試氣產量達到預期效果。

致密砂巖氣藏；鉆井完井液；儲層保護；納米封堵劑；臨興區塊

臨興區塊位于鄂爾多斯盆地東緣，是典型的致密砂巖氣藏，也是中海油對非常規油氣開發的主要區塊。臨興地區目前完鉆井型主要為直井和定向井，所應用的鉆井液體系為鉀基聚合物鉆井液體系，根據已鉆井測井解釋，該區塊表皮系數多為正值。取該區塊鉆井液做儲層傷害實驗，傷害率介于40%～60%之間，說明現有鉆井液體系對儲層污染極為嚴重。隨著水平井大規模開發，如果鉆井液的儲層保護效果不好，對水平井的傷害將是直井和定向井的10倍甚至幾十倍。

近些年，納米處理劑開始在鉆井液中應用，其在鉆井液中可以起到獨特的作用，如能夠封堵納米級孔喉，增強封堵性能；形成半透膜性質的膜結構，調節鉆井液的活度等作用［1-8］。臨興區塊儲層孔喉較小，儲層保護性能要求高，鉆井液施工要求配制及維護簡單。通過引入納米級微球聚合物Micro-ball封堵劑，并與多級惰性封堵劑CARB配合，使用，起到封堵和降濾失的雙重功效，構建了一種新型的保護儲層鉆井液體系。

1　臨興區塊儲層特性

臨興區塊主要儲層分布在石千峰組、石盒子組和太原組。石千峰組孔隙度分布在4.6%～8.0%之間，滲透率在0.1×10-3～4.8×10-3μm2之間。石盒子組孔隙度分布在2.0%～8.6%之間，滲透率為0.143×10-3～5.24×10-3μm2。太原組孔隙度分布在1.9%～6.6%之間，滲透率為0.029×10-3～3.86×10-3μm2。儲層孔喉半徑中值為0.1～0.2 μm，最大孔喉半徑介于0.6～3.3 μm之間，是典型的低孔滲-致密、低豐度、不含硫干氣氣藏。從下部山西組到上部石千峰組地層壓力系數在0.66～0.98之間，屬于低壓異常-常壓地層。臨興三維區為正常地溫梯度，地溫梯度為3.02～3.22 ℃/100 m。

2　納米微球保護儲層鉆井液

2.1封堵劑粒徑優選

納米微球聚合物封堵劑Micro-ball是一種納米級高分子聚合物，能對儲層的微小喉道形成暫堵，若施工井需要短期內達到最大產能，可通過破膠解除封堵。多級惰性封堵劑CARB是一種粒徑多級分布的可酸溶的惰性處理劑，其粒徑范圍一般大于儲層孔喉。

通過Micro-ball和CARB配合使用，Micro-ball可形成超低滲透率的內泥餅，CARB在井壁表面可快速形成薄而脆的外泥餅，封堵效果好，泥餅易于清除。圖1和圖2分別為Micro-ball和CARB的粒徑分布圖。

圖1　Micro-ball粒徑分布圖

圖2　CARB粒徑分布圖

2.2鉆井液封堵與解堵性能測試

選取2塊滲透率相當的巖心進行封堵與解堵性能測試。首先在60 ℃、3.5 MPa實驗條件下，用鉆井液對巖心進行動濾失實驗，記錄不同時間的濾失量。然后用破膠液反向驅替1 PV，再用清水進行正向解堵測試，實驗結果見表1和表2。實驗用鉆井液配方如下。

1#清水+0.4%XC+1%LV-PAC+0.5%低黏羧甲基纖維素+4%KCl

2#1#+1%納米微球封堵劑Micro-ball+3%多級封堵劑CARB

表1　納米微球暫堵劑封堵效果測定

由表1可以看出，聚合物鉆井液中加入封堵劑后，封堵性能提高較大，巖心失水量顯著降低，說明暫堵劑封堵效果良好。

表2　納米微球暫堵劑解堵測試

由表2看出，清水對添加了封堵劑的鉆井液解堵效果較好，說明在鉆井液中加入納米微球后，抑制了鉆井液中其他液相和固相侵入巖心，保證了形成的封堵層為外泥餅，所形成的鉆井液突破壓力較低，易返排。

2.3鉆井液基本性能

根據美國CDC及GenBank中MV基因序列號（NM_KC164757.1），采用 Primer Premier 5.0 引物設計軟件設計用于擴增MV N基因C末端的594個核苷酸（bp）片段的引物，該引物由上海生工生物工程有限公司合成。上游引物（MV-60）為5′-GCTATGCCATGGGAGTAGGAGTGG-3′；下游引物（MV-63）為 5′-CCTCGGCCTCTCGCACCTAGT-3′[5]。

現場作業要求鉆井液密度為1.05～1.10 g/cm3。在實驗室用同一配方，配制2種密度的鉆井液，以評價其基本性能，結果見表3。

納米微球保護儲層鉆井液配方：清水+（0.2%～0.4%）增黏劑+（1%～2%）LV-PAC+（1%～1.5%）Micro-ball+（3%～5%）CARB+（1%～2%）KCl+（2%～3%）潤滑劑+石灰石。

表3　納米微球保護儲層鉆井液體系基本性能

在1.05～1.10 g/cm3密度區間，鉆井液體系的黏度適中，能夠滿足現場施工需求；動切力和動塑比能夠滿足水平井攜巖需要；泥餅較薄且致密，鉆井液性能指標達到設計要求。

2.4鉆井液抑制性能

實驗采用臨興地區泥巖巖屑（LX-xx5-1H井下石盒子組巖屑）作為評價樣品，通過泥巖滾動回收率和泥巖線性膨脹實驗評價鉆井液的抑制性能。

稱取20 g 2.0～3.2 mm烘干的巖屑置于老化罐中，加入350 mL鉆井液，50 ℃下熱滾16 h。用0.45 mm篩回收巖屑，將回收的巖屑在105 ℃下干燥4 h，稱重后計算回收率。1#、2#鉆井液體系的巖屑回收率分別為96.10%和95.40%，均在95%以上，較清水（46.12%）有極大提高，泥巖在體系中長時間滾動，沒有發生水化分散現象，泥巖巖屑在滾動后能夠保證其完整性，說明體系對泥巖的抑制性較強。

參照SY/T 5613—2000［10］，觀察并記錄泥巖在鉆井液中的膨脹量，計算膨脹率，實驗結果見圖3。

圖3　巖屑在清水和鉆井液中的膨脹率

由圖3可知，泥巖在清水中的膨脹率始終處于一個上升趨勢，而泥巖在鉆井液中的膨脹率較低，上升趨勢較為緩慢，說明鉆井液的抑制性較清水有很大提高，且隨著時間的增長，鉆井液對泥巖的抑制作用更加明顯。

2.5破膠性能

在鉆井液中加入不同比例的破膠劑JPC，攪拌5 min后在60 ℃下恒溫，測初始黏度和各時段的鉆井液黏度，計算破膠率，實驗結果見表4。鉆井液在破膠劑加量為3%和4%，破膠4 h時，鉆井液完全破膠。為進一步提高破膠效果，現場應用時，可以選擇破膠劑加量為4%，破膠時間為4 h。

表4　鉆井液直接破膠實驗結果

2.6儲層保護性能

實驗方法參考SY/T 6540—2002［11］。首先用地層水測試巖心的原始滲透率，然后在3.5 MPa壓差下用待測液體對巖心進行污染，再用破膠液反向驅替1 PV后，測試破膠后滲透率。清潔鹽水配方為清水+4%KCl，實驗結果見表5。鉆井液污染巖心后，經破膠處理的巖心滲透率恢復值都在93%以上，已經與清潔鹽水的儲層保護效果相當，說明鉆井液對儲層的傷害可以通過破膠解除，并且鉆井液中的固相并未侵入儲層，所形成的泥餅均為外泥餅。

表5　巖心滲透率恢復實驗數據

3　現場應用

納米微球保護儲層鉆井液體系在臨興區塊水平井LX-xx5-1H井成功應用。該井目的層為太原組太2段，完鉆井深為3 103 m，水平段采用裸眼-壓裂方式完井，水平段長為863 m。施工中鉆井液體系保持了良好的潤滑性能，有效解決了鉆進托壓問題，保持了較高的機械鉆速，鉆具靜止在井筒時未出現黏鉆具的情況。鉆井液保持了良好的抗污染能力，性能穩定，維護簡單，從鉆開水泥塞開始，除正常消耗外，沒有排放過鉆井液。具有良好的流型，在鉆井過程中始終保持較高的動塑比和靜切力，保證巖屑能夠順利返出，在靜止時巖屑也不易下沉。保證了強抑制性，該井在井深2 432.00 m鉆遇泥巖，在井深2 472.00 m鉆遇煤層，均未發生坍塌掉塊情況，多次起下鉆十分順利，防塌封堵效果好。全水平段濾失量小于5 mL，除正常的鉆進鉆井液消耗，避免了漏失情況的發生。壓裂試氣產量達到預期效果。

4　結論

1.通過引入納米微球封堵劑構建的新型鉆井液體系，API濾失量小于5 mL，對易坍塌地層的巖屑回收率大于90%，防塌、封堵性能優良。儲層段鉆井液體系滲透率恢復值大于90%，儲層保護性能良好。

2.納米微球鉆井液體系在LX-xx5-1H井成功應用，鉆井過程中未發生復雜事故情況。該體系可在臨興致密砂巖氣區塊水平井推廣應用。

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Study and Application of Reservoir Protection Drilling Fluid Treated with Nano Spheres

GENG Xueli， SU Yanhui，ZHENG Xiaobin，SHI Bin
（CNOOC EnerTech-Drilling & Production Co.， Tianjin 300451）

Tight sandstone gas reservoirs have special characteristics that make them quite prone to damage， which is very difficult to remove， during drilling. The dry gas reservoir in the Block Linxing， for example， is such kind of reservoirs， with low porosity， low permeability， low abundance， and no sulfur. To protect the reservoir from being damaged， two plugging agents， Micro-ball and CARB，have been used in the drill-in fluids to reduce the API filter loss to less than 5 mL. The Micro-ball is a high molecular weight polymer nano material able to penetrate into the pores in the reservoir formations to form interior mud cakes with ultra-low permeability， thereby to temporarily plug the micro pores. CARB is an acid-soluble inert spherical material with wide range of particle size distribution. CARB has particle sizes greater than the sizes of the pore throats in the reservoir formations， and are thus able to mud cakes on the surface of the formations. CARB has good plugging capacity and forms mud cakes that are easy to remove. The horizontal well LX-xx5-1H， completed with open-hole fracturing， was drilled with this drill-in fluid， which had good inhibitive capacity （shale cuttings percent recovery in hot rolling test is greater than 93%） and good plugging capacity. The improved lubricity of the drill-in fluid helped solve the problems of being unable to exert WOB during horizontal drilling， and balling of BHA. The drill-in fluid is resistant to contamination， has stable property which is easy to maintain， and good flow pattern. The drilling operation has been successful， and the gas production rate obtained after fracturing job is highly satisfactory.

Tight sandstone gas reservoirs； Drill-in fluid； Reservoir protection； Nano plugging agent； Block Linxing

TE254.3

A

1001-5620（2016）04-0032-04

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.04.006

中海油能源發展股份有限公司重大專項課題“非常規油氣勘探開發關鍵技術”子課題“煤層氣儲層傷害評價與保護技術研究”（HFXMLZ-CJFZ1311）。

耿學禮，工程師，1983年生，畢業于長江大學化學工程與工藝專業，一直從事鉆完井液及儲層保護研究等工作。電話 13612143779；E-mail：gengxl2@cnooc.com.cn。

（2016-4-9；HGF=1604F3；編輯付玥穎）