長北區塊無土相防水鎖低傷害鉆井液技術

凡 帆， 劉 偉， 賈 俊

（1. 低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；2. 中國石油集團川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術研究院，陜西西安 710018）

長北區塊位于鄂爾多斯盆地東部，主要產層是山西組2 段，具有層薄、低孔、低滲、低壓、低產和非均質性強等特點[1]。長北區塊采用雙分支水平井進行開發，單支水平段設計長度達2 000 m，采用裸眼完井[2]，針對儲層特點及儲層保護的要求，采用“剛性粒子+可變形粒子”的屏蔽暫堵技術，研制了NDW 無土相低傷害鉆井液，在長北區塊40 多口雙分支水平井進行了應用，均裸眼完井并直接氣舉投產，其中20 多口井日產氣量超100×104m3，單井日產氣量最高達220×104m3，儲層保護效果較好[3]。但隨著CX 叢式生產井持續生產，導致地層壓力衰減，造成鉆井過程中井底與儲層間的壓差增大，同時長北區塊的主滲流孔喉半徑為0.04～2.30 μm，平均為0.44 μm；對滲流貢獻最大的孔喉半徑為0.07～9.38 μm，平均為1.12 μm，而控制孔隙體積大多數的孔喉半徑為0.01～0.10 μm，因此液相侵入后極易造成水鎖傷害，加劇了鉆井液對儲層的傷害[4-6]，現用NDW 無土相低傷害鉆井液無法滿足現場需要。為此，筆者在分析長北區塊儲層敏感性和水鎖傷害機理的基礎上，研制了鉆井液用解水鎖劑G311，并對無土相低傷害鉆井液配方進行了優化，形成了適用于壓力衰減儲層保護的無土相防水鎖低傷害鉆井液，現場試驗取得了良好的效果。

1 儲層損害機理分析

長北區塊儲層地質特征研究表明：長北氣藏屬低滲、低壓氣藏，非均質性強，孔喉結構變化大；同時，儲層含有泥質雜基、伊蒙混層礦物、伊利石、高嶺石、綠泥石和其他膠結物[7-8]。巖石性質決定了儲層可能存在水鎖效應、水敏損害、速敏損害等潛在傷害因素，因此通過室內試驗分析儲層傷害機理。

1.1 儲層敏感性評價

參照SY/T 5358—2010《儲層敏感性流動實驗評價方法》，選取長北區塊山西組2 段儲層巖心，以氮氣作為流動介質，測得巖心束縛水飽和度下的氣體滲透率作為初始滲透率，進行長北區塊儲層敏感性試驗。結果表明，該儲層水敏損害程度中等偏強，速敏損害程度中等偏弱,鹽敏、酸敏、堿敏和應力敏感損害程度均較弱。

1.2 水鎖傷害機理分析

1.2.1 儲層自吸水能力評價

選取3 塊長北區塊山西組2 段儲層巖心，用標準鹽水模擬地層水，在常溫下進行了巖心自吸水飽和度隨時間變化的試驗，結果見表1。

從表1 可看出，3 塊巖心在開始的30 min 內自吸含水飽和度隨時間變化很快，表明長北區塊儲層通過自吸入就可以達到較高的含水飽和度，具有極強的吸水能力。

表 1 巖心自吸含水飽和度隨吸水時間的變化Table 1 Self-absorbed water saturation of cores with time

1.2.2 水鎖傷害評價

水鎖傷害主要取決于儲層原始含水飽和度與束縛水飽和度之差，差值越大，對氣藏的傷害越嚴重[9-10]。為此，進行了長北區塊山西組2 段儲層巖心的水鎖傷害試驗，評價儲層由于水相滯留引起的儲層傷害情況，結果見表2。

表 2 山西組2 段巖心水鎖傷害實驗結果Table 2 Results of water-locking damage experiment with cores in the second member of Shanxi Formation

從表2 可以看出，長北區塊山西組2 段儲層存在強水鎖傷害，即儲層中水相滯留對儲層的傷害較為嚴重，平均傷害率達81.2%。

1.3 壓力衰減對儲層傷害的影響

隨著CX 叢式生產井持續生產，地層壓力系數從0.90 逐漸降至0.70，在鉆井液密度不變的情況下，井底與儲層間的壓差增大，鉆井液對儲層的傷害加劇。為此，選取21 塊山西組2 段儲層巖心，采用NDW 無土相低傷害鉆井液，進行壓力衰減對儲層傷害影響評價試驗，結果見表3。NDW 無土相低傷害鉆井液基礎配方為：0.3%～0.5% 提黏提切劑G310+3.0%～5.0%復合暫堵劑G302+2.0%～3.0%酸溶降濾失劑G301+0.3%～0.5%降濾失劑PAC-L+0.5%～1.0%除氧劑+0.1%～0.2%殺菌劑+0.4%～0.6%NaOH+石灰石。

表 3 不同壓差下的巖心傷害試驗結果Table 3 Experimental results of core damage under different pressure differences

由表3 可知，隨著壓差增大，巖心的傷害率也增大。這是由于壓差增大，侵入地層流體的流速增大，地層中黏土礦物發生水化膨脹運移將喉道堵塞，造成水敏和速敏損害[11-13]；同時，侵入地層的液相增多，引起儲層水鎖傷害，而井壁上的濾餅增厚，從而導致儲層滲透能力顯著降低。

2 解水鎖劑G311 的研制

根據長北區塊儲層的傷害機理分析結果，確定了鉆井液的研制思路：解除水鎖，降低鉆井液濾液表面張力，提高液相返排能力[14-18]；抑制水敏礦物水化膨脹，防止堵塞孔喉。

根據以上技術思路，自主研發了鉆井液用解水鎖劑G311，其主要由氟烷基季胺鹽表面活性劑、乙二醇醚、有機胺及低碳醇組成。其中，氟烷基季胺鹽表面活性劑具有降低表面張力的能力，但難溶于水；乙二醇醚可改善該表面活性劑的水溶性，有機胺能抑制水敏礦物的水化膨脹，低碳醇具有提高氣體滲透率的作用。因此，該解水鎖劑能有效降低鉆井液濾液的表面張力，對濾液的排液效果好，同時能提高鉆井液的抑制性，降低儲層水鎖和水敏傷害。

為了考察長北區塊山西組2 段儲層巖心含水飽和度與氣體滲透率的關系，同時評價解水鎖劑G311對巖心含水飽和度的影響，進行了巖心自吸解水鎖劑和自吸標準鹽水的試驗，結果見表4。

從表4 可知，巖心自吸標準鹽水和抽真空飽和標準鹽水的束縛水飽和度相當，隨著含水飽和度的降低，氣體滲透率逐漸增大，當驅替到一定程度達到束縛水飽和度時，含水飽和度不再發生變化，分別為58.2%和57.6%，采取烘干巖心的辦法可以降低含水飽和度；巖心自吸解水鎖劑G311 后，其束縛水飽和度降至32.6%，巖心滲透率也明顯增大，表明解水鎖劑G311 有利于液相返排。

表 4 滲透率與含水飽和度關系Table 4 Relationship between permeability and water saturation

3 鉆井液配方優化及性能評價

在NDW 無土相低傷害鉆井液配方基礎上，對鉆井液用解水鎖劑G311 及潤滑劑G316 加量進行了優化，形成了NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液。

3.1 解水鎖劑G311 加量優化

在NDW 無土相低傷害鉆井液中加入不同加量的解水鎖劑G311，采用中壓失水儀，收集濾液，并利用表面張力儀測試濾液的表面張力，結果見圖1。

圖 1 解水鎖劑G311 加量對鉆井液濾液表面張力的影響Fig. 1 Effect of G311 dosage on the surface tension of drilling fluid filtrate

由圖1 可以看出，解水鎖劑G311 加量為0.1%時，可使鉆井液濾液的表面張力降至16.48 mN/m，降低率達77.8%，可有效解除水鎖傷害。

3.2 潤滑劑G316 加量優化

針對雙分支井長水平段鉆進時扭矩大、摩阻高的特點，選用了全油基生物油潤滑劑G316，在NDW 無土相低傷害鉆井液中加入不同加量的G316，測試其老化前后的流變性、濾失性和潤滑性能，結果見表5。

表 5 潤滑劑G316 加量對鉆井液性能的影響Table 5 Effect of G316 dosage on drilling fluid performance

從表5 可以看出，隨著潤滑劑G316 加量增大，鉆井液的極壓潤滑系數降低，加量超過2.0%后，潤滑系數低于0.050。同時，鉆井液老化前后性能穩定，表明G316 抗溫性好，滿足水平井長水平段施工要求。

3.3 鉆井液性能評價

在NDW 無土相低傷害鉆井液配方基礎上，引入解水鎖劑G311 和潤滑劑G316，根據優化試驗結果，形成了NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液基礎配方：0.4% 提黏提切劑G310+3.0% 復合暫堵劑G302+2.0% 酸溶降濾失劑G301+0.5% 降濾失劑PAC-L+0.1%解水鎖劑G311+2.0%潤滑劑G316+0.5%除氧劑+0.1%殺菌劑+0.5%NaOH+石灰石。

3.3.1 抑制性

取15 g 鈣土，在41.4 MPa 下壓制30 min 制成人造巖心，置于OFI 動態線性膨脹儀上，分別用清水和NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液浸泡巖心，測定巖心浸泡不同時間后的膨脹率，評價無土相防水鎖低傷害鉆井液的抑制性能，結果見圖2。

圖 2 巖心的線性膨脹試驗結果Fig. 2 Results of core linear expansion experiments

從圖2 可以看出，由于NWP 土相防水鎖低傷害鉆井液具有抑制作用，巖心在鉆井液中浸泡16 h 的線性膨脹率為22.6%，遠低于清水，表明NWP 防水鎖低傷害鉆井液可抑制黏土礦物水化膨脹和分散，降低儲層的水敏傷害。

3.3.2 抗溫性

由于長北區塊氣井井底溫度達100 ℃，水平段長，長時間鉆進對鉆井液的抗溫性能要求較高，為此使用高溫高壓流變儀Chandler 7600 測試了NWP無土相防水鎖低傷害鉆井液在不同溫度下的流變性能，結果見圖3。

圖 3 鉆井液在不同溫度下的黏度曲線Fig. 3 Viscosity of drilling fluid at different temperatures

從圖3 可以看出，NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液在高溫130 ℃以下的流變性良好，當溫度高于130 ℃時鉆井液黏度才發生突降，可滿足長北區塊水平井水平段鉆進要求。

3.3.3 儲層保護性

在長北區塊地層壓力系數條件下，測得NDW無土相低傷害鉆井液在12 MPa 壓差下對儲層的傷害率低于15.0%，屬于輕傷害。因目前地層壓力衰減，根據儲層條件，將測試參數調整為：溫度100 ℃，圍壓20 MPa，傷害壓差17 MPa，動態傷害24 h；采用山西組2 段巖心評價NDW 無土相低傷害鉆井液和NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液的儲層保護效果，結果見表6。

表 6 巖心傷害試驗結果Table 6 Results of core damage experiment

由表6 可知，與NDW 無土相低傷害鉆井液相比，NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液可有效降低對儲層的傷害，巖心平均傷害率為14.1%，屬于輕度傷害。

4 現場試驗

NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液在長北區塊2 口氣井進行了現場試驗。結果表明，試驗井段鉆井施工順利，鉆井液流變性穩定，攜巖能力強，井眼清潔，扭矩小，對儲層傷害小。下面以CX-5 井為例介紹現場試驗情況。

CX-5 井是一口雙分支水平井，目的層為二疊系山西組2 段。該井采用三開井身結構，一開鉆至井深634.00 m，二開鉆至井深3 216.00 m，三開采用φ215.9 mm 鉆頭分別完成第一分支水平段（長1 653.00 m）和第二分支水平段（長1 539.00 m），完鉆后用甲酸鈉完井液將鉆井液頂替出，裸眼完井，氣舉投產。

4.1 儲層保護效果

取現場三開水平段鉆井液，進行室內巖心傷害評價試驗，結果表明，長北區塊山西組氣層巖心經過鉆井液傷害后，巖心的平均傷害率為16.2%，屬于輕度傷害，能夠保證氣藏的原始產能。

CX-5 井位于河道邊緣，地層壓力衰減嚴重，非均質性強，儲層不連續，預期產氣量50×104m3/d，2018 年12 月底該井裸眼完井后直接氣舉投產，產氣量達70×104m3/d，高于預期產量，表明NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液滿足壓力衰減儲層保護的要求。

4.2 鉆井提速效果

CX-5 井雙分支水平段長度均超過1 500.00 m，鉆井施工過程中NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液始終保持優良的潤滑性能，API 濾失量小于5 mL，井壁上形成的濾餅薄而韌，濾餅黏附系數維持在0.035～0.052；鉆進扭矩控制在25 kN·m 以內，鉆井期間未出現阻卡。同時，鉆井液流變性能穩定，攜巖性能強，井眼清潔，平均機械鉆速由5.13 m/h 提高至5.75 m/h，提高了12.1%，鉆井時間縮短了7.4 d，滿足了長水平段安全快速鉆進的要求。

5 結論與建議

1）長北區塊壓力衰竭儲層傷害的主要因素依次是水鎖、水敏和速敏。根據長北區塊儲層傷害機理分析結果，自主研發了鉆井液用解水鎖劑G311，可降低鉆井液濾液的表面張力。

2）NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液抑制黏土水化膨脹分散的能力強，抗溫130 ℃，潤滑性好，對儲層傷害小。現場試驗表明，NWP 無土相防水鎖低傷害鉆井液的儲層保護及安全快速鉆進效果顯著，可在長北區塊進行推廣。

3）現場施工過程中鉆井液起泡較明顯，建議對解水鎖劑的配方進行優化，以降低氣泡對鉆井液性能的影響。