长北区块无土相防水锁低伤害钻井液技术

凡 帆， 刘 伟， 贾 俊

（1. 低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；2. 中国石油集团川庆钻探工程有限公司钻采工程技术研究院，陕西西安 710018）

长北区块位于鄂尔多斯盆地东部，主要产层是山西组2 段，具有层薄、低孔、低渗、低压、低产和非均质性强等特点[1]。长北区块采用双分支水平井进行开发，单支水平段设计长度达2 000 m，采用裸眼完井[2]，针对储层特点及储层保护的要求，采用“刚性粒子+可变形粒子”的屏蔽暂堵技术，研制了NDW 无土相低伤害钻井液，在长北区块40 多口双分支水平井进行了应用，均裸眼完井并直接气举投产，其中20 多口井日产气量超100×104m3，单井日产气量最高达220×104m3，储层保护效果较好[3]。但随着CX 丛式生产井持续生产，导致地层压力衰减，造成钻井过程中井底与储层间的压差增大，同时长北区块的主渗流孔喉半径为0.04～2.30 μm，平均为0.44 μm；对渗流贡献最大的孔喉半径为0.07～9.38 μm，平均为1.12 μm，而控制孔隙体积大多数的孔喉半径为0.01～0.10 μm，因此液相侵入后极易造成水锁伤害，加剧了钻井液对储层的伤害[4-6]，现用NDW 无土相低伤害钻井液无法满足现场需要。为此，笔者在分析长北区块储层敏感性和水锁伤害机理的基础上，研制了钻井液用解水锁剂G311，并对无土相低伤害钻井液配方进行了优化，形成了适用于压力衰减储层保护的无土相防水锁低伤害钻井液，现场试验取得了良好的效果。

1 储层损害机理分析

长北区块储层地质特征研究表明：长北气藏属低渗、低压气藏，非均质性强，孔喉结构变化大；同时，储层含有泥质杂基、伊蒙混层矿物、伊利石、高岭石、绿泥石和其他胶结物[7-8]。岩石性质决定了储层可能存在水锁效应、水敏损害、速敏损害等潜在伤害因素，因此通过室内试验分析储层伤害机理。

1.1 储层敏感性评价

参照SY/T 5358—2010《储层敏感性流动实验评价方法》，选取长北区块山西组2 段储层岩心，以氮气作为流动介质，测得岩心束缚水饱和度下的气体渗透率作为初始渗透率，进行长北区块储层敏感性试验。结果表明，该储层水敏损害程度中等偏强，速敏损害程度中等偏弱,盐敏、酸敏、碱敏和应力敏感损害程度均较弱。

1.2 水锁伤害机理分析

1.2.1 储层自吸水能力评价

选取3 块长北区块山西组2 段储层岩心，用标准盐水模拟地层水，在常温下进行了岩心自吸水饱和度随时间变化的试验，结果见表1。

从表1 可看出，3 块岩心在开始的30 min 内自吸含水饱和度随时间变化很快，表明长北区块储层通过自吸入就可以达到较高的含水饱和度，具有极强的吸水能力。

表 1 岩心自吸含水饱和度随吸水时间的变化Table 1 Self-absorbed water saturation of cores with time

1.2.2 水锁伤害评价

水锁伤害主要取决于储层原始含水饱和度与束缚水饱和度之差，差值越大，对气藏的伤害越严重[9-10]。为此，进行了长北区块山西组2 段储层岩心的水锁伤害试验，评价储层由于水相滞留引起的储层伤害情况，结果见表2。

表 2 山西组2 段岩心水锁伤害实验结果Table 2 Results of water-locking damage experiment with cores in the second member of Shanxi Formation

从表2 可以看出，长北区块山西组2 段储层存在强水锁伤害，即储层中水相滞留对储层的伤害较为严重，平均伤害率达81.2%。

1.3 压力衰减对储层伤害的影响

随着CX 丛式生产井持续生产，地层压力系数从0.90 逐渐降至0.70，在钻井液密度不变的情况下，井底与储层间的压差增大，钻井液对储层的伤害加剧。为此，选取21 块山西组2 段储层岩心，采用NDW 无土相低伤害钻井液，进行压力衰减对储层伤害影响评价试验，结果见表3。NDW 无土相低伤害钻井液基础配方为：0.3%～0.5% 提黏提切剂G310+3.0%～5.0%复合暂堵剂G302+2.0%～3.0%酸溶降滤失剂G301+0.3%～0.5%降滤失剂PAC-L+0.5%～1.0%除氧剂+0.1%～0.2%杀菌剂+0.4%～0.6%NaOH+石灰石。

表 3 不同压差下的岩心伤害试验结果Table 3 Experimental results of core damage under different pressure differences

由表3 可知，随着压差增大，岩心的伤害率也增大。这是由于压差增大，侵入地层流体的流速增大，地层中黏土矿物发生水化膨胀运移将喉道堵塞，造成水敏和速敏损害[11-13]；同时，侵入地层的液相增多，引起储层水锁伤害，而井壁上的滤饼增厚，从而导致储层渗透能力显著降低。

2 解水锁剂G311 的研制

根据长北区块储层的伤害机理分析结果，确定了钻井液的研制思路：解除水锁，降低钻井液滤液表面张力，提高液相返排能力[14-18]；抑制水敏矿物水化膨胀，防止堵塞孔喉。

根据以上技术思路，自主研发了钻井液用解水锁剂G311，其主要由氟烷基季胺盐表面活性剂、乙二醇醚、有机胺及低碳醇组成。其中，氟烷基季胺盐表面活性剂具有降低表面张力的能力，但难溶于水；乙二醇醚可改善该表面活性剂的水溶性，有机胺能抑制水敏矿物的水化膨胀，低碳醇具有提高气体渗透率的作用。因此，该解水锁剂能有效降低钻井液滤液的表面张力，对滤液的排液效果好，同时能提高钻井液的抑制性，降低储层水锁和水敏伤害。

为了考察长北区块山西组2 段储层岩心含水饱和度与气体渗透率的关系，同时评价解水锁剂G311对岩心含水饱和度的影响，进行了岩心自吸解水锁剂和自吸标准盐水的试验，结果见表4。

从表4 可知，岩心自吸标准盐水和抽真空饱和标准盐水的束缚水饱和度相当，随着含水饱和度的降低，气体渗透率逐渐增大，当驱替到一定程度达到束缚水饱和度时，含水饱和度不再发生变化，分别为58.2%和57.6%，采取烘干岩心的办法可以降低含水饱和度；岩心自吸解水锁剂G311 后，其束缚水饱和度降至32.6%，岩心渗透率也明显增大，表明解水锁剂G311 有利于液相返排。

表 4 渗透率与含水饱和度关系Table 4 Relationship between permeability and water saturation

3 钻井液配方优化及性能评价

在NDW 无土相低伤害钻井液配方基础上，对钻井液用解水锁剂G311 及润滑剂G316 加量进行了优化，形成了NWP 无土相防水锁低伤害钻井液。

3.1 解水锁剂G311 加量优化

在NDW 无土相低伤害钻井液中加入不同加量的解水锁剂G311，采用中压失水仪，收集滤液，并利用表面张力仪测试滤液的表面张力，结果见图1。

图 1 解水锁剂G311 加量对钻井液滤液表面张力的影响Fig. 1 Effect of G311 dosage on the surface tension of drilling fluid filtrate

由图1 可以看出，解水锁剂G311 加量为0.1%时，可使钻井液滤液的表面张力降至16.48 mN/m，降低率达77.8%，可有效解除水锁伤害。

3.2 润滑剂G316 加量优化

针对双分支井长水平段钻进时扭矩大、摩阻高的特点，选用了全油基生物油润滑剂G316，在NDW 无土相低伤害钻井液中加入不同加量的G316，测试其老化前后的流变性、滤失性和润滑性能，结果见表5。

表 5 润滑剂G316 加量对钻井液性能的影响Table 5 Effect of G316 dosage on drilling fluid performance

从表5 可以看出，随着润滑剂G316 加量增大，钻井液的极压润滑系数降低，加量超过2.0%后，润滑系数低于0.050。同时，钻井液老化前后性能稳定，表明G316 抗温性好，满足水平井长水平段施工要求。

3.3 钻井液性能评价

在NDW 无土相低伤害钻井液配方基础上，引入解水锁剂G311 和润滑剂G316，根据优化试验结果，形成了NWP 无土相防水锁低伤害钻井液基础配方：0.4% 提黏提切剂G310+3.0% 复合暂堵剂G302+2.0% 酸溶降滤失剂G301+0.5% 降滤失剂PAC-L+0.1%解水锁剂G311+2.0%润滑剂G316+0.5%除氧剂+0.1%杀菌剂+0.5%NaOH+石灰石。

3.3.1 抑制性

取15 g 钙土，在41.4 MPa 下压制30 min 制成人造岩心，置于OFI 动态线性膨胀仪上，分别用清水和NWP 无土相防水锁低伤害钻井液浸泡岩心，测定岩心浸泡不同时间后的膨胀率，评价无土相防水锁低伤害钻井液的抑制性能，结果见图2。

图 2 岩心的线性膨胀试验结果Fig. 2 Results of core linear expansion experiments

从图2 可以看出，由于NWP 土相防水锁低伤害钻井液具有抑制作用，岩心在钻井液中浸泡16 h 的线性膨胀率为22.6%，远低于清水，表明NWP 防水锁低伤害钻井液可抑制黏土矿物水化膨胀和分散，降低储层的水敏伤害。

3.3.2 抗温性

由于长北区块气井井底温度达100 ℃，水平段长，长时间钻进对钻井液的抗温性能要求较高，为此使用高温高压流变仪Chandler 7600 测试了NWP无土相防水锁低伤害钻井液在不同温度下的流变性能，结果见图3。

图 3 钻井液在不同温度下的黏度曲线Fig. 3 Viscosity of drilling fluid at different temperatures

从图3 可以看出，NWP 无土相防水锁低伤害钻井液在高温130 ℃以下的流变性良好，当温度高于130 ℃时钻井液黏度才发生突降，可满足长北区块水平井水平段钻进要求。

3.3.3 储层保护性

在长北区块地层压力系数条件下，测得NDW无土相低伤害钻井液在12 MPa 压差下对储层的伤害率低于15.0%，属于轻伤害。因目前地层压力衰减，根据储层条件，将测试参数调整为：温度100 ℃，围压20 MPa，伤害压差17 MPa，动态伤害24 h；采用山西组2 段岩心评价NDW 无土相低伤害钻井液和NWP 无土相防水锁低伤害钻井液的储层保护效果，结果见表6。

表 6 岩心伤害试验结果Table 6 Results of core damage experiment

由表6 可知，与NDW 无土相低伤害钻井液相比，NWP 无土相防水锁低伤害钻井液可有效降低对储层的伤害，岩心平均伤害率为14.1%，属于轻度伤害。

4 现场试验

NWP 无土相防水锁低伤害钻井液在长北区块2 口气井进行了现场试验。结果表明，试验井段钻井施工顺利，钻井液流变性稳定，携岩能力强，井眼清洁，扭矩小，对储层伤害小。下面以CX-5 井为例介绍现场试验情况。

CX-5 井是一口双分支水平井，目的层为二叠系山西组2 段。该井采用三开井身结构，一开钻至井深634.00 m，二开钻至井深3 216.00 m，三开采用φ215.9 mm 钻头分别完成第一分支水平段（长1 653.00 m）和第二分支水平段（长1 539.00 m），完钻后用甲酸钠完井液将钻井液顶替出，裸眼完井，气举投产。

4.1 储层保护效果

取现场三开水平段钻井液，进行室内岩心伤害评价试验，结果表明，长北区块山西组气层岩心经过钻井液伤害后，岩心的平均伤害率为16.2%，属于轻度伤害，能够保证气藏的原始产能。

CX-5 井位于河道边缘，地层压力衰减严重，非均质性强，储层不连续，预期产气量50×104m3/d，2018 年12 月底该井裸眼完井后直接气举投产，产气量达70×104m3/d，高于预期产量，表明NWP 无土相防水锁低伤害钻井液满足压力衰减储层保护的要求。

4.2 钻井提速效果

CX-5 井双分支水平段长度均超过1 500.00 m，钻井施工过程中NWP 无土相防水锁低伤害钻井液始终保持优良的润滑性能，API 滤失量小于5 mL，井壁上形成的滤饼薄而韧，滤饼黏附系数维持在0.035～0.052；钻进扭矩控制在25 kN·m 以内，钻井期间未出现阻卡。同时，钻井液流变性能稳定，携岩性能强，井眼清洁，平均机械钻速由5.13 m/h 提高至5.75 m/h，提高了12.1%，钻井时间缩短了7.4 d，满足了长水平段安全快速钻进的要求。

5 结论与建议

1）长北区块压力衰竭储层伤害的主要因素依次是水锁、水敏和速敏。根据长北区块储层伤害机理分析结果，自主研发了钻井液用解水锁剂G311，可降低钻井液滤液的表面张力。

2）NWP 无土相防水锁低伤害钻井液抑制黏土水化膨胀分散的能力强，抗温130 ℃，润滑性好，对储层伤害小。现场试验表明，NWP 无土相防水锁低伤害钻井液的储层保护及安全快速钻进效果显著，可在长北区块进行推广。

3）现场施工过程中钻井液起泡较明显，建议对解水锁剂的配方进行优化，以降低气泡对钻井液性能的影响。