低損害鉆井液體系的性能及在川西低滲氣藏的應用*

宋兆輝，吳雪鵬，陳 鋮，蔡利山，林永學，金軍斌，張鳳英

（中國石油化工股份有限公司石油工程技術研究院，北京 100101）

0 前言

川西地區勘探開發實踐表明，儲層裂縫發育程度是影響川西區塊氣井產能的主要因素之一；如何實現儲層原有裂縫的高效保護，是保證油氣層的及時發現和準確評價、提高川西地區低滲氣藏產量的主要研究方向之一［1—2］。完井作業是提高和恢復產能的重要環節，完井作業時需將鉆井過程中在近井壁地帶的暫堵層或泥餅高效清除，從而解放氣藏通道實現低殘留，這也是低滲氣藏鉆井過程中實現儲層保護的重要手段之一［3—4］。現有川西低滲氣藏鉆井液體系中既能形成有效封堵層，又有較高泥餅解堵率體系的相關報道較少［3，5，6］。川西陸相低滲氣藏儲層下沙溪廟組以厚層巖屑長石砂巖、巖屑石英砂巖為主，上沙溪廟組以紫紅色含鈣質結核的泥巖為主，夾厚層長石石英砂巖，黏土礦物占全礦物的比例為16%～35%，滲透率為8×10-4～1.75×10-3μm2，平均滲透率0.021×10-3μm2，孔隙度為0.9%～15.33%，平均孔隙度8.66%。針對川西氣藏普遍存在滲透率低、孔喉形狀復雜、氣體流動阻力較高等特征，開展了低損害鉆井液體系研究［6—8］。低損害鉆井液體系既可以在鉆井過程中實現高阻滲，又可以在完井作業時實現封堵物質的低殘留［9—10］。儲層損害程度與鉆井周期密切相關，低損害鉆井液體系不但應具備儲層保護功能，同時也要具備較強的井眼穩定能力，以便盡可能減少工作液與儲層的接觸時間［11—13］。

川西致密砂巖地層孔隙度較低、孔隙半徑小、喉道形狀復雜，巖石基質的毛管效應強，致密砂巖氣藏的基質滲透率低。由于致密砂巖氣藏的含水飽和度遠低于常規油氣藏，當外來工作液滲入或者擠注進入儲層后，在較高的毛管力梯度下會發生自吸作用，進入儲層的裂縫和孔道中，產生比常規油氣藏更強的液相圈閉損害。造成川西地區儲層損害的因素主要有如下3 個方面：（1）液相圈閉損害。臨界水飽和度與初始水飽和度之間的差值越大，液相圈閉對氣藏產生的損害越嚴重。液相圈閉主要損害井壁周圍地層的有效滲透率，對致密砂巖氣藏儲層的損害較常規油藏更為嚴重；較大的地層水礦化度也會導致地層水易結垢，損害儲層滲透率。（2）液相敏感性損害。依據江沙206HF 井、江沙33-7井、中江109D 等井取出巖心的滾動回收率和敏感測試結果，川西低滲沙溪廟組巖性主要表現為：速敏損害弱，水敏程度中偏弱～中偏強，酸敏程度為中偏強～強。（3）水基濾液造成儲層巖石中的黏土礦物水化分散運移。致密砂巖氣藏的含水飽和度低，水分大多分布在孔隙以及晶粒交接處，未被水潤濕的顆粒廣泛分布。儲層揭開以后，孔縫中的高嶺石、發絲狀伊利石、淤泥顆粒、非結晶硅石、石英、長石等固相顆粒在水化壓差作用下都可能發生不同程度的運移，堵塞孔喉，對儲層造成損害。

本文主要以“高阻滲低殘留”為儲層保護的目標方針，研發新型儲層保護劑，同時開展井壁強化、潤滑等研究。針對川西儲層特點，主要由以下兩個方面研究低損害鉆井液體系：（1）研制功能型鉆井液儲層保護劑SMRP-1，對鉆井液進行改進，增強鉆井液的封堵能力；（2）選擇性配伍可酸溶的材料，在實現鉆井液強封堵的同時，也可以通過酸洗溶解，實現封堵儲層的滲透率恢復率達95%以上，達到保護儲層的目的。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

鹽酸、氯化鈣、氯化鉀、氫氧化鉀、甲醇、十二烷基磺酸鈉、偶氮雙異丁基腈，上海阿拉丁試劑公司；重質碳酸鈣型剛性顆粒和丙烯酰胺類聚合單體1、乙烯基吡咯烷酮單體2和苯乙烯磺酸鹽類單體3，德州大陸架公司；聚丙烯酰胺鉀鹽（KPAM）、低黏度聚陰離子纖維素（LV-PAC）、黃原膠（XC）、石灰，鄭州東方助劑有限公司；磺化酚醛樹脂SMP、磺化酚醛樹脂SMP-2、褐煤樹脂（SPNH），昆明金思達化工有限公司；環保淀粉（SMART）、環保潤滑劑（SMLUB-E）、井壁修補強化劑（SCH）、抑制型表面活性劑（FS-1），中石化石油工程技術研究院；磺化單寧SMT，濮陽市鑫源環保科技有限公司；磺化烤焦SMK、磺化瀝青，榮盛化工有限公司；重晶石粉，安縣華西礦粉有限公司；川西地區高沙304 井下沙溪廟組天然巖心，長約7.54 cm、直徑約2.50 cm；膨潤土漿，按石油天然氣行業標準SY/T 5490—2016《鉆井液試驗用土》配制；川西高廟33-21HF井下沙溪廟組泥巖，清水回收率為44.5%。

Glacios透射電鏡（TEM），賽默飛世爾科技有限公司；恒溫箱、滾子爐、精密壓力表、精密加壓控制閥和液樣收集器、DYX-1 巖心滲透率測試儀，海安縣石油科技儀器有限公司；FA 型非滲透濾失儀，青島泰峰石油儀器有限公司；ZNN-D6 六速旋轉黏度儀、71 型高溫高壓濾失儀、ZNS-2A 型中壓濾失儀，青島恒泰達機電設備有限公司；DW-2 動態污染評價儀，南通儀創實驗儀器有限公司。

1.2 實驗方法

（1）儲層保護劑SMRP-1的制備

依據地層平均滲透率分布范圍，選用粒徑范圍在30～100 μm的剛性顆粒作為主劑，將其加入氧化還原引發劑偶氮雙異丁基腈的水溶液中并充分攪拌、超聲使其均勻分散，依次按比例加入表面活性劑（十二烷基磺酸鈉）、聚合單體1、單體2、單體3充分混合，40℃下反應4 h 后，將混合體系離心分離、甲醇溶液洗滌，真空干燥，得到淡黃色粉末狀固體。

（2）阻滲性能測試

采用FA 型非滲透濾失儀分別測試30 min 內液流浸入砂床的深度，通過侵入深度表征不同體系的阻滲性能。

（3）酸溶性

①SMRP-1 酸溶率的測定。配制4 份質量分數為15%的鹽酸溶液200 mL；攪拌下分別加入不同質量分數烘干后的SMRP-1 樣品，攪拌溶解4 h 后，離心、洗滌、充分烘干后稱重，得到酸溶后SMRP-1 的殘余質量。按SMRP-1酸溶前后的質量差與酸溶前質量的比值計算SMRP-1酸溶率。

②泥餅酸溶率的測定。采用中壓濾失儀，通過濾紙-稱重法評價酸液對泥餅的溶解清除性。首先，記錄濾失實驗所用濾紙的質量，保留API 濾失量實驗形成的泥餅，準確稱量泥餅質量m1（去除濾紙質量，即泥餅與酸液反應前的質量）；將稱重的泥餅在酸液（15% 鹽酸）中浸泡1、2、4 h，取出酸化后的殘余泥餅，烘干至恒重，準確稱量殘余質量m2，按（m1-m2）/m1×100%計算泥餅酸溶率R。

（4）巖心滲透率恢復率的測定

①測定巖心水測滲透率Kw1，入口壓力選擇0.5 MPa，待出氣口氣壓穩定后測量；②將巖心裝入巖心夾持器的膠皮套內，使巖心位于巖心夾持器底端，在另一端裝入堵頭后，擰上堵頭固定器壓緊巖心，施加一定圍壓后將待測鉆井液倒入污染釜中，打開加熱系統，設定溫度為120℃，同時在60 r/min 轉速下攪拌鉆井液；③在巖心出口處放好量筒，加壓到3.5 MPa 的同時打開濾液出口閥，開始計時、計量，并記下累積濾失體積（即瞬時濾失），動濾失實驗時間為125 min；④測定鉆井液損害巖心后巖心的水測滲透率Kw2；⑤按Kw2/Kw1×100%計算靜態滲透率恢復值RS。

2 結果與討論

2.1 SMRP-1結構表征

SMRP-1的結構見圖1。SMRP-1的紅外光譜圖（見圖2）中，2851.91、2928.77 cm-1為亞甲基C—H對稱和不對稱伸縮振動峰；865.01、1101.24 cm-1為Si—O—Si 的對稱和不對稱伸縮振動吸收峰；3348.45 cm-1為仲胺的N—H 伸縮振動峰；1249.72 cm-1為C—N 的伸縮振動峰；687.22 cm-1為苯環的C—H 面外彎曲振動峰；1586.93、1400.03 cm-1為苯環的C—C伸縮振動峰。說明目標聚合物已經包被到粉體剛性顆粒表面。

圖1 SMRP-1的聚合物結構

圖2 SMRP-1的紅外光譜圖

2.2 SMRP-1作用機理

本文通過對阻滲機理的研究分析，結合地層特點，從提高孔隙彌合效應、提高微通道的液阻效應、采用可酸溶原料等方面入手，最終實現低殘留目標。由透射電鏡照片（見圖3）可見，制備的SMRP-1粒子具有明顯的核殼結構。通過在剛性顆粒表面接枝部分交聯的聚合物，聚合物“網狀”結構包覆在顆粒表面，提高其致密封堵能力。表面聚合物中引入耐溫性好的苯磺酸等官能團可以有效提高分子的耐溫和吸附作用，剛性顆粒起支點骨架作用，通過聚合物交聯纏繞提高封堵作用。SMRP-1中的剛性顆粒能提供架橋的強度，其表面的網狀聚合物能適應裂縫中的非規則孔徑，形成可部分交聯的致密封堵膜，并在井壁巖石表面形成屏蔽層，有效阻止鉆井液內組分侵入地層。鉆井施工完成后，縫隙中的SMRP-1 通過酸化可被清除，從而實現體系對儲層的低損害。

圖3 SMRP-1顆粒的透射電鏡照片

2.3 SMRP-1性能評價

2.3.1 阻滲性能

在質量分數為4%的膨潤土基漿中分別加入不同濃度的SMRP-1，在30 min 內不同濃度液流浸入砂床（80～100 目）的深度如圖4 所示。由圖可見，SMRP-1 不僅具有良好的砂床裂隙封堵性能，還具有較好的降濾失特性。這可能是由于SMRP-1的表面引入了疏水基團，在泥餅形成過程中可以在泥餅表面形成弱疏水表面，阻止液體滲入，宏觀表現為濾失量（FL（API））的降低；同時部分SMRP-1 顆粒可以在微孔隙內壁吸附形成疏水層，增強了巖石孔隙表面的疏水液阻效應。SMRP-1可顯著降低濾失量，促進形成更加致密的泥餅，改善泥餅質量。

圖4 SMRP-1加量對砂床侵入性能的影響

為進一步研究SMRP-1在不同孔隙大小的巖石中的封堵、降濾失性能，在不同目數石英砂的砂床中分別測試膨潤土漿體系在30 min 內浸入砂床的深度，結果如表1所示。眾所周知，在其他條件相同的情況下，非滲透儀砂床中采用的石英砂目數越大，其孔隙度越小。實驗結果表明，不同目數石英砂對液流的滲透和濾失性影響較大，即孔隙度越小，體系對液流的抗滲濾能力也越強。所用石英砂目數為80～100 時，未經處理的膨潤土原漿即具有較好的阻滲性能，而SMRP-1 的加入可以進一步提高體系的阻滲性能。隨著所用石英砂目數的進一步增加，含有SMRP-1 的體系仍表現出較好的阻滲能力，但阻滲效果略有下降，這可能是由所制備的SMRP-1自身粒徑與巖石孔隙匹配程度所決定的。

表1 液流在不同砂床中的滲漏情況

2.3.2 酸溶性

鉆井液在封堵、阻滲時，對孔喉、裂縫處的阻滲做出貢獻的固相顆粒和液相物質需要在完井過程中得到有效消除，解放氣體流通通道，真正實現儲層低損害。因此，在制備SMRP-1 時所使用的原料均可酸溶。SMRP-1 加量對自身SMRP-1 酸溶率的影響如圖5 所示。SMRP-1 經15%的鹽酸溶液充分溶解后，其固體殘留量約為15%，其中經4 h酸溶的SMRP-1 酸溶率可達到87%；在15%的鹽酸中，1%SMRP-1 的SMRP-1 自身酸溶率最高，可以達到89.2%。隨著SMRP-1濃度增加，自身酸溶率有所下降，但仍高于85%。實驗結果表明，SMRP-1可以通過低濃度酸洗實現低固相殘留，從而實現保護儲層的目的。

圖5 SMRP-1加量對酸溶率的影響

2.4 低損害鉆井液性能

對于油氣藏勘探開發工程而言，任何體系都要首先滿足安全鉆井工作需要。低損害鉆井液作為低滲氣藏保護用體系，在技術上具有較強的方向性。所謂低損害，即最大限度地保護好儲層原始狀態，以“高阻滲低殘留”SMRP-1為基礎，結合井壁修補強化劑及配伍性較好的關鍵處理劑的研選，同時綜合考慮安全鉆井技術需要，構建形成低損害鉆井液，其基礎配方為：2%膨潤土漿＋0.3%～0.5%KPAM ＋0.3%～0.5% LV-PAC ＋0.8% SMART ＋0.2% KOH ＋3% SMP-2 ＋3% SPNH ＋2%SMLUB-E+2%～3%SMRP-1+1%～2%SCH+3%～5%KCl+0.5%～1%FS-1+0.1%～0.2%XC+0.5%石灰+重晶石（調節密度）。

2.4.1 綜合性能

不同密度條件下，低損害鉆井液綜合性能評價結果如表2 所示。測試標準參照國家標準GB/T 16783.1—2014《石油天然氣工業鉆井液現場測試第1 部分：水基鉆井液》。由表2 可見，基礎配方鉆井液的流變性和濾失性均較好，潤滑性優良，有較強的抑制性。且鉆井液流變性能和潤滑性能受鉆井液密度變化（升高）的影響較小，表明SMRP-1 與水基鉆井液的配伍性良好。

表2 低損害鉆井液綜合性能評價

2.4.2 抗鈣污染性能

低損害鉆井液是以鉀基和聚磺體系為基礎構建的，體系自身的Cl-含量即可達到30 g/L 以上，因此重點考察了氯化鈣對體系性能的影響，以期提高該體系對各種鹽離子污染的適應性。首先按照上述基礎配方配制密度為1.90 g/cm3的低損害鉆井液，分別加入不同質量分數的CaCl2，在120℃下滾動16 h后分別測試體系流變性能、FL（API）及FL（HTHP），結果如表3 所示。當CaCl2加量為0～1.5%時，低損害鉆井液的表觀黏度（AV）、動切力（YP）和塑性黏度（PV）均未出現明顯變化；當CaCl2加量大于2%時，體系流變性能略有上升。隨CaCl2濃度增加，FL（API）和FL（HTHP）略有上升，表明低損害鉆井液具有較好的抗鈣離子污染性能。

表3 CaCl2加量對低損害鉆井液流變性與濾失量的影響

2.4.3 阻滲性能

針對深井鉆井液高溫高壓條件，采用71型高溫高壓濾失儀，參照國家標準GB/T 16783.1—2014 分別測試了聚磺鉆井液（常規水基鉆井液中加入SMT、SMK 及SMP）、封堵鉆井液（常規水基鉆井液中加入磺化瀝青）和低損害鉆井液的PPA 濾失量（FL（PPA）），使用5 μm 孔板作為過濾介質，實驗溫度為120℃。不同體系PPA濾失量隨測試時間的變化如圖6 所示。隨測試時間的延長，3 種鉆井液的PPA 濾失量逐漸增加。其中，低損害鉆井液在實驗時間范圍內一直具有最低的FL（PPA），且增長趨勢緩慢，表明低損害鉆井液在高溫（120℃）高壓條件下具有優異的封堵性能。

圖6 不同鉆井液體系的PPA濾失量隨時間的變化

2.4.4 泥餅酸溶性

添加3%SMRP-1 低損害鉆井液的泥餅在15%鹽酸溶液中浸泡1、2、4 h 后的泥餅酸溶率分別為22.9%、25.1%、27.3%。該鉆井液泥餅在酸液中酸化4 h后的泥餅酸溶率可達27%以上，而相同條件下膨潤土原漿形成的泥餅酸溶率不高于8%；且低損害鉆井液的泥餅酸溶率隨浸泡時間的延長而升高，酸浸不同時間后泥餅的宏觀變化明顯，酸溶前泥餅表面致密、光滑，酸溶后表面凹凸不平且厚度明顯變薄。

2.5 低損害鉆井液儲層保護效果

利用動態污染評價儀測定鉆井液污染前后天然巖心的滲透率變化，然后再測定經15%鹽酸溶液浸泡后的巖心滲透率恢復情況（巖心污染端面經酸液浸泡后測得的滲透率恢復值），考察低損害鉆井液體系的儲層保護效果，結果如表4所示。經低損害鉆井液污染后的巖心平均滲透率恢復值為64.14%；當污染端經15%鹽酸溶液浸泡后，平均滲透率恢復值可以達到89.59%，滲透率恢復率提高約25%。當采用常規的聚磺鉆井液體系污染巖心后，滲透率恢復值僅為58.26%，當污染端經15%鹽酸溶液浸泡后，滲透率恢復值為64.73%。可見低損害鉆井液體系具有良好的滲透率恢復性，可提高完井工藝效率。

表4 低損害鉆井液儲層保護效果評價

2.6 低損害鉆井液現場應用

低損害鉆井液在江沙209HF 井進行了初次現場試應用。該井施工方為西南工程公司四川鉆井分公司，井身結構為兩段制水平井，目的層為上沙溪廟組。鉆井液在2653～3016 m 井段（地層為J2s）入井循環一周后，漏斗黏度（FV）由加入前的52～55 s變為53～57 s，AV由39.5 mPa·s增至41 mPa·s，FL（API）不變，120℃下的FL（HTHP）由12.2 mL 降至10.3 mL。鉆井液（入井時的井漿密度為1.86 kg/cm3）流變性能經高溫剪切后無較大變化，體系性能穩定，現場試驗漿的滲透率恢復值達到85.22%。江沙209HF 井于2017 年10 月6 日正式投產，產氣量2.43×104m3/d，中江區塊單井平均產氣量1.43×104m3/d，表明該低損害鉆井液對頁巖氣儲層的保護效果良好，可用于現場推廣試用。

3 結論

針對川西低滲氣藏儲層特點，在重質碳酸鈣類剛性顆粒表面接枝部分交聯的聚合物制得“高阻滲低殘留”儲層保護劑SMRP-1，其阻滲性能和酸溶性良好，與水基鉆井液的配伍性良好。在有效提高體系儲層保護能力的同時，對鉆井液液相的滲透效應也具有良好的降低作用，亦可作為鉆井液泥餅改良劑使用。用SMRP-1配制的低損害鉆井液具有較好的阻滲、抗鈣離子污染性能，形成泥餅的酸溶性較好，對儲層的滲透率影響較小。在江沙209HF井現場應用中，鉆井液性能穩定，對儲層的保護效果較好。