強抑制低傷害水基鉆井液在臨興區塊的應用

夏忠躍， 蔣官澄， 范志坤， 賈 佳， 解健程, 沙妮婭

1中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司 2中國石油大學(北京) 3中國石油青海油田井下作業公司

0 引言

臨興區塊屬于鄂爾多斯盆地東緣致密氣藏，位于山西省臨縣和興縣境內，橫跨伊陜斜坡和鄂爾多斯盆地晉西撓褶帶，面積2 620.29 km2，地形破碎，溝壑縱橫。該區域是中海油重點開發的非常規區塊，鉆井和壓裂數量逐年增多[1- 2]。目前臨興致密氣區塊已取得較好的勘探開發效果，但由于地層泥巖砂巖發育、儲層低孔低滲、水敏性強、孔喉半徑小、鉆完井摩阻扭矩大[3- 4]，存在漏失與坍塌等復雜層段，導致鉆井風險較高，井壁失穩、儲層損害、提速、提效等問題都有待進一步提高[5- 7]。

為降低臨興區塊開發成本,提高鉆探效率，在分析現場地質、儲層特征的基礎上，明確了該區塊的鉆井技術難點，研發并完善了雙疏型強抑制低傷害水基鉆井液體系，在臨興部分區塊進行現場應用并取得了顯著效果，為該井區低成本下的安全高效鉆井提供了可借鑒的方法和經驗。

1 臨興井區儲層特點及技術難點

1.1 地質組成

該區地層1 500～2 160 m由上到下分別為二疊系上統石千峰組、中統上石盒子組、中統下石盒子組、下統山西組、下統太原組。巖性主要為泥巖、細—中砂巖、泥質砂巖和粉砂巖及其不等厚互層;自2 000 m左右下統地層開始出現黑色煤層,2 200 m處為石炭系上統本溪組，其頂部為厚層黑色煤；中部為泥巖和碳質泥巖與灰巖、細砂巖及黑色煤不等厚互層；底部為鋁土質泥巖。深度2 265 m處屬于奧陶系中統馬家溝組，巖性為灰質白云巖和白云質灰巖。

1.2 儲層基本特征

臨興區塊屬于鄂爾多斯盆地東緣致密氣藏，儲層孔隙度在0～14.2%范圍內分布，平均孔隙度為6.1%左右；儲層滲透率為0.01～25 mD，平均達0.32 mD，屬于典型的低孔低滲致密砂巖儲層。儲集空間屬微孔-微吼型，孔隙滲透性和孔喉連通性差。黏土礦物成分包括伊利石、高嶺石、綠泥石和伊蒙混層，體積分數在2.1%～44%范圍內，平均為14.69%，分布較寬，含量相對較高，存在中等偏強水敏和應力敏感(7.0 MPa)[6]。該區域儲層井底溫度較低，最高為70 °C。

1.3 鉆井技術難點及應對措施分析

(1)石千峰組和石盒子組泥巖地層井壁垮塌嚴重，水敏性、周期性、硬脆性和破碎性井塌方式同時存在，預防與處理難度大；泥巖水敏性較強，在鉆井液長期浸泡下容易因水化膨脹不均勻導致井壁垮塌，部分井段泥巖存在層理和微裂縫，鉆井液濾液侵入地層造成泥巖水化膨脹，加劇了層理和微裂縫的發展，一旦在起下鉆過程中濾餅被破壞，破碎巖體會失去屏障造成垮塌。需加大鉆井液的抑制性和封堵性，減少黏土礦物的水化分散與運移，避免井壁坍塌掉塊。

(2)區塊低孔低滲儲層水敏性強，孔喉半徑小，喉道過細，且連通性較差；極易發生固相顆粒堵塞、毛細管效應和水鎖效應進而降低儲層滲透率。因此應該增強鉆井液封堵性和儲層保護能力，降低儲層損害。

(3)鉆井摩阻扭矩大，水平段超過 900 m 以后，易出現托壓、加壓困難等情況，軌跡控制難度加大，安全鉆井風險增加。

(4)井眼縮徑與坍塌嚴重，砂巖井段厚濾餅、含泥質井段易井塌掉塊，導致鉆頭泥包、沉砂卡鉆，造成起下鉆困難、頻繁憋卡，影響井下安全，延長鉆井時間。

由此可知，臨興區塊主要存在井壁失穩、儲層傷害和高摩阻等問題，需要加強鉆井液的封堵性、抑制性和儲層保護能力[8]。目前現場鉆井液性能尚無法完全滿足現場優快鉆井難題，需要對鉆井液性能參數進行優化，特別是降低鉆井液濾失量、提高濾餅致密性和封堵性，避免鉆井液濾液進入井壁微孔縫造成井壁失穩；同時鉆井液要有合適的黏度和切力，提高鉆井液攜巖能力，降低摩阻扭矩，從而穩定井壁并防止儲層損害。建議滿足臨興區塊長裸眼段的高效能低傷害鉆井液體系關鍵性能參數見表1。

表1 長裸眼段高效能低傷害鉆井液體系核心性能設計一覽表

2 強抑制低傷害水基鉆井液

針對現場地質情況和施工難點，以雙疏材料為核心處理劑，建立了一種雙疏型強封堵強抑制低傷害水基鉆井液體系，以解決裸眼復雜層段的高摩阻、井壁失穩、漏失與坍塌和儲層損害等問題。

2.1 雙疏材料的制備與性能

以豬籠草口緣區超雙疏納米晶體的組成和結構為模本，發現低表面自由能和微納米乳突結構是實現超雙疏的關鍵，由此形成了雙疏處理材料研發思路，使油/水接觸角由小于90°反轉為大于90°。雙疏處理劑是在堿性條件下，通過含氟硅烷和氨丙基硅烷等對納米二氧化硅顆粒進行表面接枝改性制備而成，是尺寸介于50～100 nm之間的納米流體(如圖1)。改性后的納米顆粒表面有許多凹凸不平的粗糙結構，同時顆粒之間存在著互相連接的枝杈，這是由于表面接枝改性的特殊官能團將顆粒連接在了一起[9]。同時納米顆粒分散較好，無明顯團聚現象，這是由于接枝的全氟辛基使得納米二氧化硅顆粒間位阻增大，相互之間排斥力變大，從而相對單純的納米二氧化硅具有更好的分散性能。

圖1 雙疏處理劑TEM形貌[6]

實驗表明，當巖心表面經過3%的雙疏處理劑處理后，巖心表面自由能(表面張力)可由62 mN/m降低到12 mN/m。巖心表面經過0.3%雙疏劑處理后，其表面水相接觸角由34°增大至150°；正十六烷接觸角由0°增大至93.47°，表明雙疏劑能夠改變巖石表面潤濕性，使其表面由親液向疏液轉變。這是由于雙疏劑可在巖石表面均勻鋪展、形成“乳突”并適當提高其表面粗糙度，降低巖石表面自由能。雙疏劑的這種低表面自由能和雙疏特性可使毛細管吸力反轉為毛細管阻力，阻止井眼中的液相侵入井壁巖石內部，有效抑制外來液相或固相對巖石表面的污染，降低低滲儲層自吸水鎖效應和水堵效應，減小低滲儲層的傷害。與此同時，3%的雙疏劑可以使黏土的線性膨脹高度由5.74 mm降低至1.59 mm，120 ℃頁巖滾動回收率由清水的14.26%提高至78.79%，表現出了較好的抑制性能。

2.2 建立的強抑制低傷害水基鉆井液

2.2.1 常規性能

基于鉆井液性能設計，以雙疏劑為核心處理劑，配套淀粉、白瀝青等降濾失劑，優化形成的雙疏體系配方如下：1.0%膨潤土+0.3%PAC-LV+0.1%XC+2.5%淀粉+3.0%白瀝青+2.0%碳酸鈣+1.5%雙疏劑+5.0%KCl+38.4 g重晶石。其基本性能如表2所示。

表2 雙疏鉆井液體系性能

由表2可知，該體系濾失量較低，切力足夠，動塑比合適，便于攜帶巖屑；頁巖滾動回收率高，抑制性好；同時高溫高壓濾餅薄而致密，韌性較強，黏附系數小，有利于降摩減阻。

2.2.2 儲層保護性能

進一步通過巖心動態污染滲透率恢復值來評價該體系的儲層保護效果。具體方法為：將低滲巖心使用現場地層水抽真空飽和24 h后，利用氮氣正向驅替測得巖心初始滲透率K1后，再用鉆井液體系對巖心出口端面進行動態剪切損害125 min，再次利用氮氣正向驅替測得巖心損害滲透率K2，則損害前后巖心氣測滲透率比值(K2/K1×100%)即為巖心滲透率恢復值(表3)。

由表3可知，對于低滲巖心，經過鉆井液動態損害后在巖心端面形成了一層極薄且致密的封堵帶，通過射孔完全可以解除封堵，損害前后巖心滲透率恢復值大于90%，污染小于10%，具有良好的儲層保護效果。

表3 鉆井液損害前后低滲巖心的滲透率恢復值

2.2.3 抗污染性能

向鉆井液體系中分別加入10% NaCl和0.5%的CaCl2測試其抗污染性能，測試結果如表4、表5所示。

表4 加入10%NaCl后鉆井液體系性能

表5 加入0.5% CaCl2后鉆井液體系性能

體系中加入10% NaCl后，黏度切力有所上升，但高溫高壓濾失量仍在9.6 mL以內，中壓濾失量在2.2 mL以內，且濾餅黏附系數低、薄而致密、柔韌性好。體系中加入0.5%CaCl2后，黏度切力變化不大，高溫高壓濾失量仍在8.8 mL以內，中壓濾失量在2.6 mL以內，但濾餅黏附系數略有上升，仍薄而致密，柔韌性好。總體來看，鉆井液體系抗污染能力較強，可抗鹽10%、抗鈣0.5%。

3 現場試驗情況

2021年至今，雙疏水基鉆井液在鄂爾多斯盆地臨興井區進行試驗，效果顯著。該井區的試驗水平井使用雙疏型鉆井液后，造斜段、水平段施工均沒有出現井壁失穩、垮塌、卡鉆等情況，最長水平段總進尺達1 170 m。現場水平段鉆井液性能為：密度為1.10～1.23 g/cm3,API失水量為1.5～2.0 mL，塑性黏度為10～15 mPa·s,固相含量為7%～13%,動切力為5～8 Pa,膨潤土含量為2.5%～3.5%,摩阻系數為0.1～0.275。

如圖2所示，現場返出巖屑完整性較好，無水化分散，進一步表明雙疏高效能體系封堵性好、抑制性強。

圖2 現場返出巖屑

4 結論

(1)臨興區塊泥巖砂巖互層發育，儲層低孔低滲且水敏性強，孔喉半徑小，水平井裸眼段摩阻大；存在井壁失穩、儲層傷害和高摩阻等問題，需要加強鉆井液的封堵性、抑制性和儲層保護能力。

(2)以雙疏材料為核心處理劑，建立了一種雙疏型強抑制低傷害水基鉆井液體系。雙疏劑可將低滲儲層毛細管吸力反轉為阻力，且具有較好的潤滑性、抑制性、封堵性能。該體系濾失量較低，濾餅薄而韌，黏附系數低，頁巖滾動回收率和巖心滲透率恢復值均大于90%。

(3) 在臨興區塊成功應用雙疏型水基鉆井液，解決了現場井眼反復垮塌問題，確保了施工完鉆。現場試驗表明，雙疏高效能體系性能優良，具有進一步推廣應用的潛力。