裂缝性气藏成膜堵气钻井液体系室内评价研究

朱杰 熊汉桥 吴若宁 王启任 孙运昌

西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室

塔里木油田顺南区块地质条件复杂，储层微裂缝发育。该区块在钻进过程中出现了典型的气液置换气侵，井漏溢流频发，钻井施工难度大。目前国内主要采用随钻堵漏技术解决气侵问题，但该技术目前无法封堵裂缝开度小于0.1 mm的微裂缝。笔者针对顺南区块储层特征，制作了有效裂缝开度为0.01～0.1 mm的微裂缝岩心模型，采用物理+化学成膜封堵技术，实现了对微裂缝的快速封堵。

1 物理+化学成膜技术机理

新型封缝堵气技术是物理封堵技术和化学成膜技术的有机结合。物理封堵可形成骨架和封堵层，化学成膜技术可将封堵层中的颗粒用化学膜粘合起来，提高滤饼致密性，从而有效解决气液置换问题。传统封缝堵气和新型成膜封缝堵气示意图如图1、图2所示。

图1 传统封缝堵气示意图Fig.1 Sketch of traditional fracture plugging for gas cut prevention

图2 物理+化学成膜封缝堵气示意图Fig.2 Sketch of physical+chemical film plugging for gas cut prevention

通过电镜扫描分析了由原始钻井液+成膜剂所形成的滤饼致密性，如图3、图4所示。图3为原钻井液体系所形成的滤饼电镜扫描图片，图4是原钻井液+成膜剂体系所形成的滤饼电镜扫描图片。从图3可明显看出，该体系所形成的滤饼表面疏松多孔，与图4对比后发现，成膜剂对黏土颗粒和孔隙空间进行了填充和胶结，所形成的滤饼更加致密，且无明显的孔洞。因此，加入成膜剂的钻井液比原钻井液所形成的封堵层更加致密，可以有效防止钻井液及其滤液侵入油气层。

图3 原始钻井液体系形成的滤饼电镜扫描图Fig.3 SEM of filter cake formed from the original drilling fluid system

图4 原始钻井液+成膜剂体系形成的滤饼电镜扫描图Fig.4 SEM of filter cake formed from original drilling fluid+film forming agent system

2 封缝堵气效果评价方法与实验设备

2.1 微裂缝岩心模型制作与有效开度确定

选取尺寸为Ø25 mm×50 mm 的圆柱形岩心进行人工造缝，首先将岩心压裂成2 部分，在岩心裂缝的表面放置预定厚度的金属垫片，然后将2 部分岩心固定在一起，形成一定开度的微裂缝，之后将人工造缝岩心放入岩心实验装置，通过20 MPa的围压固定岩心，形成一定的裂缝开度。依据以下公式［1-2］，确定其有效开度

式中，e为裂缝开度，μm；D为裂缝间距，μm；Kf为裂缝渗透率，10-3μm2。

实验室制作了0.01、0.05、0.1 mm开度的微裂缝岩心。

2.2 实验设备与步骤

根据封缝堵气评价特点，自主设计了封缝堵气评价装置，其结构如图5所示。

图5 封缝堵气评价实验装置图Fig.5 Selection test on film forming agents

封缝堵气评价实验步骤如下：(1)完成对微裂缝的封堵以及对封堵层进行正向承压实验，确定不同封堵材料的封堵效果；(2)进行反向承压实验；(3)测量封堵层被突破后的渗透率。具体操作步骤［3］如下：(1)将制作好的岩心模型放入岩心夹持器，保持围压20 MPa，用封堵体系正向封堵，压力从 1 MPa 逐渐增加到 10 MPa，每次加压 1 MPa，稳压时间为 5 min，测量其滤失量，增加压力到10 MPa后，稳压30 min，测量其滤失量。(2)反向承压测试。围压保持不变，缓慢加压，每增加 0.5 MPa则稳压 1 min，直至压穿。(3)保持步骤(2)各项参数不变，打开气体流量计阀门，关闭通气阀门，测量封堵层被突破后的渗透率。

正向承压实验承压能力越高滤失量越小，说明封堵层越致密，井筒中钻井液及其滤液越难侵入储层；反向承压实验压力值越高，说明储层气体侵入井筒阻力越大，封堵效果也越好。

3 成膜封堵钻井液体系室内研究

3.1 成膜剂优选

成膜剂是一种两性高分子材料，在钻井液中形成胶束状，可在岩石裂缝或滤饼裂缝表面快速附着，并与钻井液中其他固相颗粒配合形成致密且均匀的封堵层，在钻遇压力衰竭地层、裂缝发育地层及高渗透地层时具有显著的随钻防漏堵漏作用［4-6］。

目前国内成膜剂的种类主要包括美国的FCL2000、北京奥凯立BST系列、CMJ系列以及CY-1。将不同种类成膜剂加入“2%膨润土浆+1%PACLV增黏剂”体系中 ，进行中压砂床滤失实验，根据实验漏失量及砂床侵入深度优选最佳成膜剂，实验结果见表1。

表1 成膜剂优选实验Table 1 Optimum selection of film forming agents

由表1可知，加入2%～3%CY-1的钻井液性能明显最优，砂床漏失量为0 mL且侵入深度仅为15 mm。

3.2 桥堵粒子优选

根据成膜剂优选实验结果，采用2%膨润土+2%CY-1成膜剂+1%PAC-LV增黏剂作为基浆，分别加入不同的封堵粒子，在裂缝开度为0.01、0.05、0.1 mm岩心中进行封缝堵气承压实验，根据承压能力以及漏失量优选桥堵粒子，见表2。由表2可知，纳米碳酸钙和纳米二氧化硅作为封堵粒子效果最佳，纳米碳酸钙最优加量为3%，封堵0.1 mm缝最大反向承压为4 MPa，纳米二氧化硅最优加量为 1%，0.01 mm 缝最大承压 1.7 MPa，0.1 mm 缝最大承压为2.25 MPa；2500目超细碳酸钙次之，最优加量为 1%，封堵 0.1 mm 缝最大承压为 3.5 MPa，但0.01 mm缝和 0.05 mm缝的封堵效果较差；1500目超细碳酸钙封堵效果最差。

表2 桥堵粒子优选实验Table 2 Selection test on bridging particles

3.3 封堵剂复配实验

根据桥堵粒子优选实验结果，选择纳米碳酸钙和纳米二氧化硅进行封堵剂复配实验。如表3所示，1%纳米二氧化硅+2%纳米碳酸钙复配后的封堵粒子封堵效果最优，对0.01、0.05、0.1 mm缝的封堵效果都达到最优，滤失量均为0 mL，且反向承压最大。

表3 封堵剂复配实验Table 3 Combination test on plugging agents

3.4 封缝堵气钻井液体系性能评价

实验条件：200 ℃高温热滚16 h。原钻井液体系配方：膨润土浆+0.4%KAPM+3%SPNH+3%SMP+2%FT-1+1%PAC-LV+重晶石；封缝堵气钻井液体系配方：膨润土浆+0.4%KAPM+3%SPNH+3%SMP+2%FT-1+1%PAC-LV+2%CY-1+1%纳米二氧化硅+2%纳米碳酸钙+重晶石。实验结果见表4。由表4可知，封缝堵气钻井液与原配方钻井液相比：高温高压滤失量明显降低，说明该钻井液体系封缝堵气效果良好；经过200 ℃高温热滚16 h后，钻井液流变性、滤失性能变化不大，说明该钻井液体系耐温性能良好；经测试地层岩屑滚动回收率达91.08%，说明了钻井液抑制性能良好；封缝堵气钻井液体系与原配方钻井液体系形成的滤饼黏滞系数均为0.268 0，说明加入封堵材料没有改变钻井液润滑性能。综上所述，封堵材料与钻井液体系配伍性良好。

表4 封缝堵气钻井液体系性能评价实验Table 4 Property evaluation test on the drilling fluid system with the property of fracture plugging for gas cut prevention

3.5 酸溶率实验

目前，大多数酸溶率实验都是将某种堵漏剂或几种堵漏剂混合物作为实验样本，而地层酸溶作业对象是钻完井液形成的滤饼，因此，本次酸溶率实验样品采用钻井液中压失水所形成的滤饼烘干研磨后的粉末。实验结果见表5。

表5 滤饼酸溶率实验结果Table 5 Experimental results of filter cake acid solubility

由表5可知，原钻井液体系形成的滤饼酸溶率平均为13.4%，封缝堵气钻井液体系形成的滤饼酸溶率约为24.9%，其滤饼酸溶率远高于原钻井液体系，平均酸溶率提高了约86%。

4 结论

(1)成膜剂具有快速成膜的特点，与传统封堵技术相结合，不仅呈现出传统技术高承压特点，也体现出化学成膜技术快速形成致密滤饼的优点，满足微裂缝发育、气侵情况严重的高压储层钻井开发需求。

(2)成膜剂与纳米颗粒材料结合，实现了现阶段对极微小裂缝(＜0.1 mm)的有效封堵，但是裂缝越小，封缝堵气难度越大，极易出现“封门”，只能采取过平衡或近平衡钻井技术进行作业。

(3)经过室内实验验证，封缝堵气钻井液体系可达到塔中区块微裂缝发育地层使用要求，且各方面性能都优于原钻井液体系。

(4)具备高承压能力的滤饼意味着需要高酸溶率，才能在不损害储层渗透率或不增加开采成本的前提下顺利解堵，而现有的钻井液体系的滤饼酸溶率均无法达到预期效果。