纳米微球保护储层钻井液研究及应用

耿学礼，　苏延辉，　郑晓斌，　史斌

纳米微球保护储层钻井液研究及应用

耿学礼，苏延辉，郑晓斌，史斌

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300451）

耿学礼等.纳米微球保护储层钻井液研究及应用［J］.钻井液与完井液，2016，33（4）：32-35.

致密砂岩气藏具有特殊的储层特性，在钻井施工中极易受到损害，且损害难以解除。临兴区块是典型的低孔渗-致密、低丰度、不含硫干气气藏。为防止储层损害，在该区块钻井完井液中引入了封堵剂Micro-ball和CARB，API滤失量降至5 mL以下，防塌、封堵性能优良，对易坍塌地层的岩屑回收率大于93%。纳米微球聚合物封堵剂Micro-ball是一种纳米级高分子聚合物，能对储层的微小喉道形成暂堵，可形成超低渗透率的内泥饼；多级惰性封堵剂CARB是一种粒径多级分布的可酸溶的惰性处理剂，其粒径范围一般大于储层孔喉，其在井壁表面可快速形成薄而脆的外泥饼，封堵效果好，泥饼易于清除。LX-xx5-1H井水平段采用裸眼-压裂方式完井，施工中该体系保持了良好的润滑性能，有效解决了钻进托压问题，未出现任何黏附钻具的情况；有良好的抗污染能力，性能稳定，维护简单；具有良好的流型和强抑制性，未发生坍塌掉块情况，多次起下钻十分顺利；压裂试气产量达到预期效果。

致密砂岩气藏；钻井完井液；储层保护；纳米封堵剂；临兴区块

临兴区块位于鄂尔多斯盆地东缘，是典型的致密砂岩气藏，也是中海油对非常规油气开发的主要区块。临兴地区目前完钻井型主要为直井和定向井，所应用的钻井液体系为钾基聚合物钻井液体系，根据已钻井测井解释，该区块表皮系数多为正值。取该区块钻井液做储层伤害实验，伤害率介于40%～60%之间，说明现有钻井液体系对储层污染极为严重。随着水平井大规模开发，如果钻井液的储层保护效果不好，对水平井的伤害将是直井和定向井的10倍甚至几十倍。

近些年，纳米处理剂开始在钻井液中应用，其在钻井液中可以起到独特的作用，如能够封堵纳米级孔喉，增强封堵性能；形成半透膜性质的膜结构，调节钻井液的活度等作用［1-8］。临兴区块储层孔喉较小，储层保护性能要求高，钻井液施工要求配制及维护简单。通过引入纳米级微球聚合物Micro-ball封堵剂，并与多级惰性封堵剂CARB配合，使用，起到封堵和降滤失的双重功效，构建了一种新型的保护储层钻井液体系。

1　临兴区块储层特性

临兴区块主要储层分布在石千峰组、石盒子组和太原组。石千峰组孔隙度分布在4.6%～8.0%之间，渗透率在0.1×10-3～4.8×10-3μm2之间。石盒子组孔隙度分布在2.0%～8.6%之间，渗透率为0.143×10-3～5.24×10-3μm2。太原组孔隙度分布在1.9%～6.6%之间，渗透率为0.029×10-3～3.86×10-3μm2。储层孔喉半径中值为0.1～0.2 μm，最大孔喉半径介于0.6～3.3 μm之间，是典型的低孔渗-致密、低丰度、不含硫干气气藏。从下部山西组到上部石千峰组地层压力系数在0.66～0.98之间，属于低压异常-常压地层。临兴三维区为正常地温梯度，地温梯度为3.02～3.22 ℃/100 m。

2　纳米微球保护储层钻井液

2.1封堵剂粒径优选

纳米微球聚合物封堵剂Micro-ball是一种纳米级高分子聚合物，能对储层的微小喉道形成暂堵，若施工井需要短期内达到最大产能，可通过破胶解除封堵。多级惰性封堵剂CARB是一种粒径多级分布的可酸溶的惰性处理剂，其粒径范围一般大于储层孔喉。

通过Micro-ball和CARB配合使用，Micro-ball可形成超低渗透率的内泥饼，CARB在井壁表面可快速形成薄而脆的外泥饼，封堵效果好，泥饼易于清除。图1和图2分别为Micro-ball和CARB的粒径分布图。

图1　Micro-ball粒径分布图

图2　CARB粒径分布图

2.2钻井液封堵与解堵性能测试

选取2块渗透率相当的岩心进行封堵与解堵性能测试。首先在60 ℃、3.5 MPa实验条件下，用钻井液对岩心进行动滤失实验，记录不同时间的滤失量。然后用破胶液反向驱替1 PV，再用清水进行正向解堵测试，实验结果见表1和表2。实验用钻井液配方如下。

1#清水+0.4%XC+1%LV-PAC+0.5%低黏羧甲基纤维素+4%KCl

2#1#+1%纳米微球封堵剂Micro-ball+3%多级封堵剂CARB

表1　纳米微球暂堵剂封堵效果测定

由表1可以看出，聚合物钻井液中加入封堵剂后，封堵性能提高较大，岩心失水量显著降低，说明暂堵剂封堵效果良好。

表2　纳米微球暂堵剂解堵测试

由表2看出，清水对添加了封堵剂的钻井液解堵效果较好，说明在钻井液中加入纳米微球后，抑制了钻井液中其他液相和固相侵入岩心，保证了形成的封堵层为外泥饼，所形成的钻井液突破压力较低，易返排。

2.3钻井液基本性能

根据美国CDC及GenBank中MV基因序列号（NM_KC164757.1），采用 Primer Premier 5.0 引物设计软件设计用于扩增MV N基因C末端的594个核苷酸（bp）片段的引物，该引物由上海生工生物工程有限公司合成。上游引物（MV-60）为5′-GCTATGCCATGGGAGTAGGAGTGG-3′；下游引物（MV-63）为 5′-CCTCGGCCTCTCGCACCTAGT-3′[5]。

现场作业要求钻井液密度为1.05～1.10 g/cm3。在实验室用同一配方，配制2种密度的钻井液，以评价其基本性能，结果见表3。

纳米微球保护储层钻井液配方：清水+（0.2%～0.4%）增黏剂+（1%～2%）LV-PAC+（1%～1.5%）Micro-ball+（3%～5%）CARB+（1%～2%）KCl+（2%～3%）润滑剂+石灰石。

表3　纳米微球保护储层钻井液体系基本性能

在1.05～1.10 g/cm3密度区间，钻井液体系的黏度适中，能够满足现场施工需求；动切力和动塑比能够满足水平井携岩需要；泥饼较薄且致密，钻井液性能指标达到设计要求。

2.4钻井液抑制性能

实验采用临兴地区泥岩岩屑（LX-xx5-1H井下石盒子组岩屑）作为评价样品，通过泥岩滚动回收率和泥岩线性膨胀实验评价钻井液的抑制性能。

称取20 g 2.0～3.2 mm烘干的岩屑置于老化罐中，加入350 mL钻井液，50 ℃下热滚16 h。用0.45 mm筛回收岩屑，将回收的岩屑在105 ℃下干燥4 h，称重后计算回收率。1#、2#钻井液体系的岩屑回收率分别为96.10%和95.40%，均在95%以上，较清水（46.12%）有极大提高，泥岩在体系中长时间滚动，没有发生水化分散现象，泥岩岩屑在滚动后能够保证其完整性，说明体系对泥岩的抑制性较强。

参照SY/T 5613—2000［10］，观察并记录泥岩在钻井液中的膨胀量，计算膨胀率，实验结果见图3。

图3　岩屑在清水和钻井液中的膨胀率

由图3可知，泥岩在清水中的膨胀率始终处于一个上升趋势，而泥岩在钻井液中的膨胀率较低，上升趋势较为缓慢，说明钻井液的抑制性较清水有很大提高，且随着时间的增长，钻井液对泥岩的抑制作用更加明显。

2.5破胶性能

在钻井液中加入不同比例的破胶剂JPC，搅拌5 min后在60 ℃下恒温，测初始黏度和各时段的钻井液黏度，计算破胶率，实验结果见表4。钻井液在破胶剂加量为3%和4%，破胶4 h时，钻井液完全破胶。为进一步提高破胶效果，现场应用时，可以选择破胶剂加量为4%，破胶时间为4 h。

表4　钻井液直接破胶实验结果

2.6储层保护性能

实验方法参考SY/T 6540—2002［11］。首先用地层水测试岩心的原始渗透率，然后在3.5 MPa压差下用待测液体对岩心进行污染，再用破胶液反向驱替1 PV后，测试破胶后渗透率。清洁盐水配方为清水+4%KCl，实验结果见表5。钻井液污染岩心后，经破胶处理的岩心渗透率恢复值都在93%以上，已经与清洁盐水的储层保护效果相当，说明钻井液对储层的伤害可以通过破胶解除，并且钻井液中的固相并未侵入储层，所形成的泥饼均为外泥饼。

表5　岩心渗透率恢复实验数据

3　现场应用

纳米微球保护储层钻井液体系在临兴区块水平井LX-xx5-1H井成功应用。该井目的层为太原组太2段，完钻井深为3 103 m，水平段采用裸眼-压裂方式完井，水平段长为863 m。施工中钻井液体系保持了良好的润滑性能，有效解决了钻进托压问题，保持了较高的机械钻速，钻具静止在井筒时未出现黏钻具的情况。钻井液保持了良好的抗污染能力，性能稳定，维护简单，从钻开水泥塞开始，除正常消耗外，没有排放过钻井液。具有良好的流型，在钻井过程中始终保持较高的动塑比和静切力，保证岩屑能够顺利返出，在静止时岩屑也不易下沉。保证了强抑制性，该井在井深2 432.00 m钻遇泥岩，在井深2 472.00 m钻遇煤层，均未发生坍塌掉块情况，多次起下钻十分顺利，防塌封堵效果好。全水平段滤失量小于5 mL，除正常的钻进钻井液消耗，避免了漏失情况的发生。压裂试气产量达到预期效果。

4　结论

1.通过引入纳米微球封堵剂构建的新型钻井液体系，API滤失量小于5 mL，对易坍塌地层的岩屑回收率大于90%，防塌、封堵性能优良。储层段钻井液体系渗透率恢复值大于90%，储层保护性能良好。

2.纳米微球钻井液体系在LX-xx5-1H井成功应用，钻井过程中未发生复杂事故情况。该体系可在临兴致密砂岩气区块水平井推广应用。

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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

中海油能源发展股份有限公司重大专项课题“非常规油气勘探开发关键技术”子课题“煤层气储层伤害评价与保护技术研究”（HFXMLZ-CJFZ1311）。

耿学礼，工程师，1983年生，毕业于长江大学化学工程与工艺专业，一直从事钻完井液及储层保护研究等工作。电话 13612143779；E-mail：gengxl2@cnooc.com.cn。

（2016-4-9；HGF=1604F3；编辑付玥颖）